Un nuevo aniversario del Día del Petróleo —que se celebra el 13 de diciembre de cada año— cristalizó con nitidez las distintas realidades que viven la cuenca del Golfo San Jorge y la Neuquina, los dos mayores polos hidrocarburíferos del país. El CEO de YPF, Sergio Affronti, llegó el fin de semana a Comodoro Rivadavia para participar de una serie de encuentros oficiales y sectoriales con actores de la política, el sindicalismo y del empresariado local de servicios. Viajó acompañado por los directivos Santiago ‘Patucho’ Álvarez y Santiago Carreras, las dos principales espadas políticas de la petrolera controlada por el Estado.
Mientras en Neuquén el gremio de petroleros privados que conducen Guillermo Pereyra y Marcelo Rucci estableció el viernes un estado de asamblea permanente en los yacimientos —lo que complicó y hasta interrumpió la operación en varios campos—, Affronti visibilizó con su viaje al sur un acercamiento con líderes políticos del Golfo que se acentuó en las últimas semanas.
La agenda del Día del Petróleo se empezó a gestar en Buenos Aires. Affronti recibió primero al intendente de Comodoro Rivadavia, Juan Pablo Luque, y días más tarde a Jorge ‘Loma’ Ávila y José Lludgar, titulares de petroleros de base y jerárquicos de Chubut, respectivamente. Luque fue quien le propuso al CEO de YPF que se traslade a la Patagonia como gesto para tender lazos con la cuenca.
Affronti, Arcioni, Ávila, Luque y Juan Martín Bulgheroni fueron los oradores del acto de ayer.
El Golfo exhibe, en ese sentido, una aceitada cohesión política que era impensada hace algún tiempo atrás. La amalgama entre el sector público y el poder territorial que expresan empresarios locales y líderes sindicales (no sólo del petróleo, también de la construcción y transporte) es más fluida que en Neuquén.
Primer encuentro
De la cena realizada el sábado por la noche en uno de los centros asistenciales construido por el sindicato de petroleros jerárquicos participaron, además de los directivos de YPF, Eugenio Quiroga, vicegobernador de Santa Cruz, Leonardo Álvarez, jefe de Gabinete de esa provincia; Luque; Fernando Cotillo, intendente de Caleta Olivia, y referentes de la cámara de proveedores de servicios del Golfo. Affronti se mostró distendido y aprovechó la oportunidad para tender y oxigenar lazos con funcionarios y actores territoriales. La sobremesa se extendió hasta bien pasada la medianoche.
El domingo al mediodía se celebró el acto oficial en el Museo del Petróleo de Comodoro. Estuvieron presentes la mayoría de los actores que habían estado presentes la noche anterior y se sumaron el gobernador de Chubut, Mariano Arcioni, y ejecutivos de Pan American Energy (PAE), el mayor inversor de la cuenca y la segunda petrolera del país, y Tecpetrol. Y también Ávila, que extrañamente no había participado de la cena en el establecimiento de Jerárquicos. El domingo por la mañana arribaron Juan Martín Bugheroni, vicepresidente de Operaciones Upstream de PAE; Horacio Martín, director de la petrolera de Techint; y a otros ejecutivos de esas empresas.
Año difícil
“Fue un año difícil, pero es una oportunidad para que nos reinventemos, juntos podremos mirar un mañana mejor, entre todos podemos crear algo mejor que lo que tenemos”, expresó Affronti ayer al mediodía. Y agregó: “Estoy muy contento de estar en Comodoro, un lugar en el que viví hace años. Aquí aprendí mucho, me siento un poco comodorense”.
Con sus desarrollos en Vaca Muerta, la cuenca Neuquina es hoy la principal base de operaciones de YPF y donde mayores recursos invierte. Pero en el Golfo se encuentran varios de sus yacimientos históricos como Los Perales y Manantiales Behr.
“En Chubut YPF recuperó la producción que tenía antes de la pandemia. Esto es un ejemplo de que se puede salir de una situación compleja con esfuerzo. Tenemos mucho por hacer”, aseguró el CEO. “El año que viene vamos a invertir en la Cuenca 320 millones de dólares (130 millones en Chubut y 190 millones en Santa Cruz) para seguir recuperando el convencional que tiene futuro”, agregó.
“Queremos que YPF vuelva a traccionar a la industria, acá y en otras provincias, tenemos que reinventarnos, la terciaria es una oportunidad. En octubre Manantiales Behr tuvo un récord de producción, en plena pandemia, el esfuerzo vale la pena. El área es, además, un ejemplo de la convivencia entre la generación de energía a través del petróleo y el aprovechamiento de los vientos patagónicos. Ahí está instalado el Parque Eólico más importante de YPF”, concluyó el directivo.
El 30 de octubre el Senado dio media sanción a la prórroga de la ley de biocombustibles 26.093 que vence en mayo del próximo año. Por unanimidad se dispuso su continuidad hasta el 31 de diciembre de 2024. Ahora resta que la iniciativa sea debatida en la Cámara de Diputados. La Ley de Promoción llevó el corte obligatorio de los bios en los combustibles del 5% en 2005 al 10% en el biodiesel y el 12% en el bioetanol.
El economista Iván Carrino analiza para EconoJournal las distintas posiciones que existen sobre este tema, señala ganadores y perdedores dentro de la industria y pone el foco en las consecuencias que trae para el consumidor.
Las petroleras cuestionan la prórroga y la atribuyen, en el caso del biodiésel, al lobby de los sojeros y, en lo que refiere al bioetanol, al poder de presión de los gobernadores de provincias donde los productores de azúcar y maíz tienen una gran relevancia regional. La queja es porque los productores de biocombustibles obtienen su rentabilidad a costa del precio regulado por el Estado que las refinadoras están obligadas a pagar.
Los productores de biocombustibles señalan, en cambio, que sin la política los biocombustibles desaparecen porque no tienen la fuerza que ha logrado el complejo de petróleo a lo largo de 160 años. Sostienen que no hay forma en el corto y mediano plazo de introducir biocombustible y otras energías renovables sin la mano del Estado. De lo contrario, se seguiría consumiendo el cien por ciento de combustibles minerales con los efectos colaterales que los mismos tienen.
El informe de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) correspondiente al mes de octubre revela que la capacidad instalada del sector tuvo un uso promedio del 50% para los productos básicos e intermedios y del 84% para los productos petroquímicos. Durante dicho mes se logró una recuperación del 3% en producción, acumulando un crecimiento del 6%, pero debido a las distintas paradas de planta la variación interanual es negativa.
Desde julio a septiembre de 2019, también se registraron algunas paradas de planta, repercutiendo en la variación acumulada. Los subsectores que más afectaron la variación intermensual son los productos básicos orgánicos y los finales agroquímicos.
Tanto las ventas locales -debido a la menor demanda de las cadenas de valor dónde los productos están insertos-, como las exportaciones -por falta en algunos casos de stock y competitividad-, registran caídas intermensuales e interanuales. Los segmentos de afectación negativa son los asociados a productos básicos orgánicos (ventas locales) y los productos finales termoplásticos (exportaciones). Interanualmente, las ventas locales se mantuvieron constantes. En el acumulado del año, se observa un crecimiento del 1% para las ventas locales y una caída del 20% para las ventas externas.
La balanza comercial de los productos del sector, en octubre, alcanzó un déficit de 508 millones de dólares, un 11% menor al mismo mes de 2019, con variaciones del 3% en las importaciones y del -11% en las exportaciones.
Con respecto a las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), el informe muestra un crecimiento en producción un 5%, en ventas locales un 6% y en ventas externas un 10% respecto al mes anterior. Sin embargo, tanto la variación anual como el acumulado del año presentan caídas para las tres variables.
En conclusión, las ventas totales (mercado local + exportaciones) de los productos comunicados por las empresas participantes del informe a octubre del 2020 alcanzan los 2.625 millones de dólares.
Con respecto a los distintos resultados señalados en el informe mensual, Jorge De Zavaleta, Director Ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), destacó que “nuestro sector es clave para la economía del país y en un año tan particular, dado por la situación de la pandemia COVID-19, no queda ajeno al contexto nacional e internacional. Es necesario mantener el optimismo y el desafío de crecer, dado la potencialidad que en materias primas representa Vaca Muerta. Argentina hoy presenta condiciones para un crecimiento sostenible, que deberán materializarse por medio de políticas de largo plazo que fomenten el valor agregado y las exportaciones al MERCOSUR”.
El 23 de julio de este año una tormenta de nieve volteó 37 torres de la doble línea de alta tensión que transporta energía desde la represa hidroeléctrica Futaleufú hasta el Sistema Interconectado Nacional (SADI) y que es desde donde se abastece la planta de aluminio de Aluar, en Puerto Madryn, Chubut.
La línea es operada por la empresa Transpa, una empresa controlada también por la empresa presidida por Javier Madanes Quintanilla que, desde entonces, le viene reclamando al gobierno una solución que permita afrontar el costo de la reparación.
La compañía debe solventar la inversión, pero al tratarse de un servicio público tarifado, el Estado debe establecer algún mecanismo de repago de los desembolsos a cargo del privado. Se estima que la reparación de la línea costará entre 15 y 20 millones de dólares.
Sin embargo, recién en los últimos días comenzó a haber algunas definiciones luego de casi cinco meses sin mayores avances. La demora no es gratuita a las arcas del Estado nacional. Al no reparar la línea de transmisión no se puede despachar energía desde el complejo hidroeléctrico Futaleufú, que por lo general aporta unos 350 MWh de energía al SADI.
Al no poder producir energía en esa represa, hubo que reemplazar esa oferta por energía generada en centrales térmicas que consumen gas y combustibles líquidos, cuya operación es más costosa que la de la represa emplazada en Chubut. Se estima que eso generó un sobrecosto mensual de entre 5 y 8 millones de dólares.
Una de las 37 torres de Transpa que se cayeron en julio por el temporal de nieve en Chubut.
Las torres que hay que cambiar son las 37 que cayeron más otras 20 que sufrieron desperfectos estructurales. Fuentes cercanas a la empresa explicaron a EconoJournal que el abanico de alternativas incluye básicamente dos opciones regulatorias a las que el gobierno sumó una tercera:
Que la obra se financie bajo el paraguas de la resolución 146/2002 dedicada a solventar mantenimientos mayores. Se trata de una normativa dictada a la salida de la Convertibilidad que, en un contexto de congelamiento de tarifas, autorizó al Estado a financiar con fondos del Tesoro arreglos en redes de transporte.
Que se realice una Revisión Tarifaria Extraordinaria (RTE) para financiar los gastos del arreglo. Es lo que, en rigor, establece el contrato de concesión de Transpa.
Que se financie con un cargo excepcional a la demanda. Esa fue la alternativa que se propuso desde el Ente Nacional de Regulación de la Electricidad (ENRE), pero hasta el momento no hubo novedades.
El arregla de las líneas de transporte de Transpo demorará unos dos meses desde el inicio de las obras. Eso quiere decir que en el mejor de los casos, si el gobierno definiera el andamiaje regulatorio para encarar la obra a fines de diciembre, el tendido recién estaría recuperado a fines de febrero; siete meses después de la falla de julio de este año.
Posición oficial
EconoJournalconsultó a fuentes de la Secretaría de Energía sobre por qué todavía no se arregló la línea y respondieron que “hemos avanzado mucho. Hace unos días cerramos un acuerdo para la compra de 50 torres de alta tensión a Transener. Esta compra la realiza el Estado nacional. Estas torres están ubicadas en distintos puntos del país, con lo cual se está realizando un esfuerzo logístico importante”.
“Esto es clave para el avance de la obra. Luego, en estos días estamos cerrando con Transpa un acuerdo de financiamiento del resto de la obra”, concluyeron.
Central Puerto, empresa líder en la producción de energía eléctrica a nivel nacional, habilitó comercialmente el Parque Eólico La Genoveva I, tras la puesta en marcha de los 21 molinos de viento que conforman el parque. Así la compañía completa la primera etapa de expansión en su oferta de generación renovable, con una fuente totalmente de origen eólico.
Este nuevo parque eólico de Central Puerto representa una inversión de más de 123 millones de dólares, concretada tras meses de trabajo en su construcción durante 2019 y 2020. Con una potencia de 88,20 MW (a razón de 4,2 MW cada molino), La Genoveva I (ubicado en el kilómetro 705 de la Ruta Provincial 51) contará con una producción estimada anual de 368 GWh, lo suficiente para abastecer a 95.600 hogares. Esto a su vez significará una reducción estimada de emisiones de carbono de 242.000 TN por año.
“Lo más destacable de esta habilitación es que casi la mitad de la inversión se concretó durante el 2020, en un contexto de pandemia, con sus implicancias operativas, económicas y financieras a nivel global. Es un claro ejemplo del compromiso de Central Puerto con el desarrollo sustentable de la Argentina a largo plazo y la seguridad energética de usuarios e industrias”, afirmó Jorge Rauber, Gerente General de Central Puerto.
El proyecto se concretó con un financiamiento de U$S 76,1 millones, en un plazo de 15 años, otorgado mediante la Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Banco Mundial. Además, empleó a 450 trabajadores de manera directa e indirecta durante los meses que implicó su construcción.
Con la puesta en marcha de este parque se da cumplimiento a la primera etapa del plan de inversiones de Central Puerto en el sector de generación de energía eléctrica proveniente de fuentes renovables, que implicó el desarrollo de los Parques La Castellana, Achiras, Manque, Los Olivos, La Genoveva I y II, todos ellos sumando en su conjunto de 374 Mw de nueva generación eléctrica para el país y que requirió una inversión total en esta primera etapa de desarrollo de U$ 483 millones.
AES Corporation anunció hoy que designó a Italo Freitas, actual presidente de AES Brasil, como vicepresidente de Nuevos Negocios para la unidad estratégica de negocios AES Sudamérica, compuesta por Chile, Argentina, Brasil y Colombia. La Presidencia de AES Brasil será asumida por Clarissa Saddock.
Italo Freitas es licenciado en ingeniería mecánica de la Universidad de Pernambuco – Escola Politécnica de Brasil, tiene una maestría en Energía, Medio Ambiente y Recursos Hídricos de la Universidad de Campinas y es MBA en Finanzas de la Universidad de Murcia, España.
En los últimos catorce años se ha desempeñado en el grupo AES ocupando las posiciones de: presidente de AES Tietê & AES Uruguaiana; vicepresidente de Operaciones de Generación; director de Operaciones y Mantenimiento de AES Tietê AES Uruguaiana Emprendimientos S.A.; gerente de Ingeniería y Performance en AES Cartagena- España.
Durante su gestión, Freitas lideró el rápido crecimiento de más de 1200 MW de AES en Brasil con énfasis en energías renovables y soluciones digitales para clientes comerciales e industriales. Junto con ello, implementó el proceso de digitalización de los procesos de operación y mantenimiento.
El presidente de AES Sudamérica y del directorio de AES Gener, Julián Nebreda, indicó que la llegada Italo Freitas le dará un nuevo impulso a la implementación ya acelerada de las energías renovables y la integración de tecnologías de punta que está desarrollando la compañía en Chile, Colombia y Argentina.
“Conozco la trayectoria de Italo y sé que será un gran aporte para los cuatro mercados que liderará desde Vicepresidencia de Nuevos Negocios. Su visión será clave para cumplir nuestra misión de acelerar un futuro energético más seguro y sostenible”, dijo Nebreda.
La empresa española Naturgy Enegy Group puso en marcha un proceso de desinversión en la región. Su objetivo es reducir a una tercera parte el peso de sus negocios en América Latina y centrarse en países con monedas fuertes. Tres semanas atrás le vendió su participación en la distribuidora chilena Compañía General de Electricidad a la firma china State Grid, por U$S 3.100 millones y este martes anunció un acuerdo con el gobierno de Perú para rescindir la concesión de la distribución de gas en dicho país. Con respecto a sus negocios en Argentina, desde la empresa aseguran que no tienen previsto deshacerse de sus activos pero que “si aparecen ofertas, se analizará cada caso”.
En Argentina, Naturgy es la segunda distribuidora de gas, con cerca de 1.600.000 clientes residenciales, 52.200 comerciales, 1.265 industriales, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. Además, participa en los gasoductos Del Pacífico y GasAndes. En el sector energético surgieron versiones de que estaba dispuesta a “escuchar ofertas” con respecto a la venta de sus activos en el país. Desde la compañía aseguraron a EconoJournal que “en Argentina no hay ningún plan de salida”, pero que si surgen ofertas “se analizarán, como en cualquier otra filial”.
Esta semana, Naturgy llegó a un acuerdo con el gobierno de Perú para rescindir la distribución de gas natural y abandonar el país. A partir del 18 de diciembre, el estado peruano asumirá la prestación del servicio de los 12.000 clientes que pertenecían a Naturgy. La empresa esgrime que invirtió más de US$ 120 millones y no obtuvo ningún beneficio. Incluso, amenazó con iniciar una demanda internacional por incumplimiento del Estado peruano de las condiciones para la distribución de gas. Sucede que la concesión de Naturgy dependía del funcionamiento del Gasoducto Sur Peruano, cuya obra quedó paralizada por el escándalo que involucró a la constructora Odebrecht.
Tres semanas atrás, la compañía española había anunciado el acuerdo alcanzado con la china State Grid para vender su filial chilena, la Compañía General de Electricidad – la empresa más grande de distribución de electricidad del país trasandino- por US$ 3.100 millones. En esa ocasión, el presidente de Naturgy, Francisco Reynés, señaló que esa operación se daba dentro del Plan Estratégico de la compañía para 2018-2022 que lleva a una reducción de su presencia en América Latina debido a la depreciación de sus monedas y la caída de la demanda.
En abril Naturgy también se desprendió de su negocio en Kenia al ceder la compañía de generación eléctrica Iberafrica por US$ 62 millones. Ese mismo mes vendió sus filiales en Moldavia a Duet Private por 141 millones de euros.
El gobierno iniciará formalmente esta semana la negociación con Bolivia para revisar el contrato de importación de gas. La adenda firmada por la administración anterior finaliza el último día de este este año y el objetivo oficial es reducir las compras provenientes del país vecino a partir de 2021. Se estima que Ariel Kogan, mano derecha de Darío Martínez en la Secretaría de Energía, liderará políticamente el equipo técnico encargado de iniciar las conversaciones.
Caída de la producción boliviana. Bolivia enfrenta serios problemas para cumplir con sus compromisos de producción de gas. Luego de nacionalizar los hidrocarburos en 2006, el país vecino comenzó a incrementar su producción hasta alcanzar un pico de 63,09 millones de metros cúbicos diarios en 2014, pero desde entonces ha venido retrocediendo y el año pasado se produjeron solo 45,2 millones de metros cúbicos diarios, según cifras del Ministerio de Hidrocarburos del país vecino. “Su producción se está cayendo como un piano. No tienen chances de mantener su nivel de oferta en 2021”, explicó a EconoJournal allegados a Energía. A raíz de esta situación, el gobierno argentino quiere aprovechar para reducir las compras.
Comprar menos. En febrero de 2019 el gobierno de Mauricio Macri selló la cuarta adenda al contrato original firmado en 2006. Allí se estableció un nuevo esquema de compras que tomó en cuenta la estacionalidad argentina. En los meses de verano (enero a abril y octubre a diciembre), YPFB pasó a entrar 11 millones de metros cúbicos diarios, en mayo y septiembre el compromiso se elevó a 16 millones y en el pico de invierno, entre junio y agosto, el volumen trepó a 18 millones de metros cúbicos. Ahora el gobierno quiere revisar esos volúmenes para reducir el gas importado en invierno hasta los 13/14 millones de m3/día en los próximos tres años.
¿Por qué se quiere comprar menos gas? Si bien Argentina redujo su producción de gas en 2020, con el Plan Gas apuesta a recomponerla en los próximos años. Ese objetivo va de la mano de una estrategia destinada a ampliar el sistema de transporte de gas argentino, pero para eso es necesario reducir la importación. La escasa oferta de gas para el próximo invierno que comprometieron las petroleras llevará al gobierno a ser más cauto de lo que había previsto originalmente. No obstante, la intención es firmar una adenda de tres o cuatro años que permita pensar más allá de la coyuntura inmediata.
¿Hay posibilidades de que Bolivia acepte? La caída de la producción boliviana sin dudas fortalece la posición argentina. Sin embargo, la claúsula take or pay establece que el gobierno de Luis Arce solo debe pagar una penalidad del 15% en caso de no cumplir con los envíos de gas prestablecidos. La sanción es menor y juega a favor de Bolivia. El gobierno de Mauricio Macri quiso renegociar ese punto en febrero de 2019, pero no tuvo éxito. Debido a todo esto, los funcionarios argentinos aceptan que las probabilidades de conseguir su objetivo de máxima son muy bajas.
¿Quiénes negociarán por Argentina? Junto con Ariel Kogan, participarán funcionarios de Integración Energética Argentina S.A. (IEASA), empresa firmante del contrato. Por lo tanto, Andrés Cirnigliaro formará parte de la negociación. Además, se espera que técnicos del Enargas y de CAMMESA puedan realizar aportes.
El sector del petróleo y gas se mantendrá estable en 2021, ya que la modesta mejora en los precios del crudo al año que viene llevará a los productores a limitar la inversión en capital y, aunque la demanda de combustible aumentará, no será a los niveles anteriores a la recesión, según las previsiones de Moody’s.
La agencia de calificación, en su informe global sobre los sectores de petróleo y gas en 2021, señala que esa limitación en la inversión de los productores tendrá efectos negativos en las perforaciones, los servicios de yacimientos petrolíferos y las empresas de transporte y comercialización de productos crudos o refinados derivados del petróleo.
En su informe, Moody’s explica que los precios mundiales del petróleo se mantendrán en el límite inferior de su rango de 45-65 dólares el barril de Brent a medio plazo, con una desigual recuperación de la demanda y del reequilibrio del mercado.
Asimismo, señala que las empresas integradas de petróleo y gas de la zona EMEA (Europa, Oriente Medio y África) protegen su flujo de caja en medio de la pandemia del coronavirus con la interrupción de la recompra de acciones, la reducción del gasto de capital respecto a sus presupuestos iniciales y con ahorros en los costes operativos.
Moody’s recuerda que algunas empresas habían comenzado recientemente a reducir los dividendos en efectivo a finales de 2020.
El estudio indica también que las grandes petroleras rusas son más resistentes a los impactos que están sufriendo los precios, al tener unos costes bajos y unas métricas crediticias generalmente sólidas, aunque también buscarán reducir el gasto de capital y recortar los costes operativos.
Asimismo, señala que los bajos precios del petróleo y las sanciones obstaculizarán el desarrollo de reservas difíciles de recuperar y proyectos complejos (Ártico, esquisto, aguas profundas), que presentan riesgos para el crecimiento de la producción a largo plazo.
Por su parte, las empresas europeas integradas aumentan las niveles importantes para los presupuestos generales de gasto de capital.inversiones en energía con bajas emisiones, en algunos casos con
El informe explica también que la industria europea continúa reestructurando la capacidad de refino en medio de un exceso de oferta persistente, agravado por las altas importaciones.
Moody’s ve probable que la industria europea de servicios petroleros permanezca estresada en medio de niveles de inversión más bajos.
Las compañías nacionales de petróleo del Consejo de Cooperación del Golfo se comprometieron, en general, a aumentar a largo plazo la producción de gas y productos petroquímicos, a pesar de los retrasos en el gasto de capital, señala el informe, que indica que los gobiernos del Consejo de Cooperación del Golfo continúan presionando a las compañías nacionales de petróleo para obtener dividendos estables a corto plazo.
La estatal chilena Codelco, la mayor productora de cobre del mundo, informó que lanzó una emisión de bonos por 500 millones de dólares a 31 años para recomprar deuda «aprovechando las ventajosas condiciones que presenta el mercado».
«La emisión permitirá a la estatal financiar la recompra de bonos por hasta 1.100 millones de dólares, con vencimientos entre 2021 y 2027″, dijo en un comunicado la compañía.
La transacción es liderada por los bancos BofA Securities Inc., J.P. Morgan Securities LLC, Mizuho Securities USA LLC y Scotia Capital (USA) Inc
«La empresa busca reducir los vencimientos de deuda durante el periodo más intenso de inversión de los proyectos que actualmente se encuentran en desarrollo o estudio», explicó en el mismo comunuicado el vicepresidente de Administración y Finanzas de Codelco, Alejandro Rivera.
Chile, que aglutina el 28 % de la producción mundial de cobre y que pese a la pandemia no ha detenido sus operaciones, produjo 5,7 millones de toneladas en 2019, por debajo de la cifra récord de 5,8 millones de 2018.
Codelco, nacionalizada en 1971 por el presidente socialista Salvador Allende, entrega todas sus ganancias al Estado y emplea a unas 60.000 personas.
La minería chilena está jugando un papel fundamental en la recuperación económica de Chile y aportará este año a las arcas públicas 2.873 millones de dólares, de los cuales 1.298 millones los entregará Codelco.
El metal rojo, fundamental en la transmisión de energía, se ha convertido en el principal producto chileno y concentra casi el 50 % de las exportaciones.
En el país operan gigantes como BHP, Anglo American, Codelco y Antofagasta Minerals, pero también infinitud de pequeñas y medianas compañías, y la industria minera representa cerca del 10 % del PIB.
El Director Ejecutivo de Petrobras, Ricardo Castello Branco, aseguró que la compañía sigue apostando por el petróleo y no va por la “moda» de emisiones netas cero como lo han hecho todas las grandes petroleras europeas. “Es como una moda hacer promesas para 2050. Es como un año mágico», aseguró el directivo en una entrevista con la agencia Bloomberg. «De este lado del Atlántico tenemos una visión diferente del cambio climático», añadió.
O presidente da Petrobras, Roberto Castello Branco, fala sobre os resultados da empresa durante o ano de 2018.
Las corporaciones petroleras más grandes de América, incluidas las grandes empresas estadounidenses Exxon y Chevron, no se han comprometido a convertirse en empresas de emisiones netas cero para 2050, a diferencia de las principales empresas petroleras de Europa, como Shell, Eni, Equinor, Total y Repsol, que han corrido para anunciar estrategias ecológicas durante el año pasado.
Occidental Petroleum se convirtió en la primera gran empresa petrolera estadounidense en anunciar un objetivo de cero emisiones netas el mes pasado.
Petrobras de Brasil, sin embargo, sigue apostando fuerte por el petróleo y, aunque promete recortes de emisiones, no planea ningún giro hacia las energías renovables en el mediano plazo. En su día del inversor para presentar el plan estratégico hasta el 2025 a principios de esta semana, Petrobras dijo que su objetivo sería reducir sus emisiones operativas en un 25 por ciento para el 2030, lograr cero quema de rutina para el 2030 y reducir la intensidad de las emisiones de metano en el upstream en un 40 por ciento para 2025, entre otros objetivos de sostenibilidad.
Aun así, la mayor brasileña continuará enfocándose en activos de petróleo y gas en aguas profundas y ultraprofundas en la cuenca del presal en alta mar de Brasil.
«La mejor empresa energética en creación de valor para el accionista, con enfoque en petróleo y gas, con seguridad y respeto por las personas y el medio ambiente», dijo Petrobras en su plan.
«Tenemos mucha investigación sobre energías renovables, pero para el futuro. No planeamos invertir un dólar en renovables como política durante los próximos cinco años», dijo Castello Branco a principios de esta semana, según lo citado por Argus .
El petróleo seguirá teniendo demanda durante mucho tiempo porque «sigue siendo la columna vertebral de la sociedad moderna», dijo Castello Branco a Bloomberg.
Las autoridades del Colegio Argentino de Ingenieros de Minas (CADIM) y del Comité Asesor Permanente para el Ejercicio de la Geología (CAPEG) le enviaron el lunes una nota al presidente de la Legislatura del Chubut, Ricardo Sastre, para ponerse a disposición del vicegobernador y de los diputados provinciales para aportar la información necesaria en el marco del tratamiento del proyecto de zonificación minera en la Meseta Central elevado por el Poder Ejecutivo Provincial.
La nota llevó las firmas de los presidentes de CADIM, Francisco Almenzar, y del CAPEG, Eduardo Perurena, quienes precisaron que la primera entidad cuenta con “más de 500 profesionales de la ingeniería de minas asociados”, mientras que el Comité Asesor Permanente “representa a 12 colegios profesionales con matrícula provincial” y su Consejo Superior “representa a aquellas provincias o jurisdicciones sin Colegio o Consejo”.
“Las instituciones que representamos tienen una vasta trayectoria, están conformadas por profesionales argentinos que hemos recibido nuestra formación académica en universidades públicas, que nos exige, desde la ética, salir a divulgar el conocimiento científico adquirido y explicar con humildad, una y otra vez, todos y cada uno de los pasos que se dan para obtener los metales valiosos”, indicaron.
Los presidentes de las entidades manifestaron su “predisposición para transmitirles nuestra experiencia profesional, adquirida en la gestión de una mina, algunos; como catedráticos enseñando en universidades y escuelas técnicas de todo el país o trabajando en institutos de investigación, otros; y habiendo estudiado y aprendido minería tras años de estudios científicos, uso de modernas tecnologías y rutinas metodológicas, todos”.
Dijeron en este contexto que “la minería, industria madre de todas las demás industrias, aporta importantes recursos financieros por el pago de tributos (Nación, Provincia, municipios), por regalías y aportes para fondos de desarrollo de infraestructura; genera proveedores de todo tipo y trabajos directos e indirectos durante toda la vida de una mina”.
Oportunidad
Especificaron que “rubros tan diversos como la industria metalmecánica, la informática, la gastronomía con sus múltiples demandas de productos de la agricultura y la ganadería, la ingeniería civil y las construcciones, la salud pública con calidad prestacional, la educación brindando salida laboral a los jóvenes desde el dictado de carreras técnicas, la hotelería y el esparcimiento, las comunicaciones son una oportunidad única para muchos pueblos y regiones que hoy encuentran un verdadero límite a su pretensión de alcanzar crecimiento económico de la mano de las actividades tradicionales”.
Entre los beneficios añadieron: “El desarrollo de emprendedores locales, de infraestructuras viales y energéticas, de conducción de aguas hacia otros requerimientos, cientos de viviendas, hospitales equipados con aparatología de última generación, Internet y sistemas de Wi Fi, aeropuertos son sólo algunas de las posibilidades que abre la minería, que beneficia con su demanda también a las actividades tradicionales”.
Indicaron además que “en el terreno de la formación laboral, la minería invierte enormes sumas de dinero en la capacitación permanente de sus trabajadores”, y que “según registros de Nación, la industria minera exhibe los más bajos índices de accidentes personales, esto debido a los rigurosos estándares de seguridad laboral preventiva que practican las empresas que operan en el país”.
Ambiente
En cuanto a la gestión ambiental, explicaron que “la industria minera ha evolucionado de manera tal, que la tecnología con que se gestionaba una mina hace 20 años atrás, hoy puede ser considerada como obsoleta”.
“La integración de tecnologías de punta a los distintos procesos y en materia de monitoreo de aguas, aire y suelo, junto con la utilización de elementos de protección reducen al mínimo el impacto de las actividades sobre los entornos bióticos y abióticos en que se desenvuelve”, continuaron.
Mitos
En este contexto tanto CADIM como el CAPEG se pusieron también a disposición “a efectos de colaborar con el esclarecimiento de algunos prejuicios que pretenden construir nuevos Mitos en base a unos pocos eslóganes alejados de toda ciencia, y que repetidos hasta el cansancio pretenden adquirir veracidad”.
Indicaron en este sentido: “A la luz de nuestra propia experiencia y del importante camino ya recorrido desde 1997 en que se pusiera en marcha la nueva minería en Argentina que minería, ganadería, agricultura, pesca y turismo no solo no son incompatibles, sino que por el contrario pueden complementarse y la minería pasar a ser una oportunidad impensada para el desarrollo de estas actividades que en muchos casos se desarrollan precarizadas, tienen un bajísimo impacto económico y social, o simplemente no existen alrededor de los pueblos cercanos a un yacimiento mineral”.
“Está claro que ninguna catástrofe de las anunciadas que atemorizan a buena parte de los argentinos ha ocurrido -continuaron-. Doscientos años de minería chilena y desde 1997, 13 operaciones metalíferas en nuestro país lo desmienten a diario de uno y otro lado de la cordillera. Por eso la esencia no es dónde, sino cómo explotar los recursos minerales”.
Y, para finalizar, dijeron que “el verdadero desafío” es llevar adelante la explotación minera “con la mejor tecnología disponible, con impactos controlados, con un modelo tributario que no ahuyente las necesarias e imprescindibles inversiones, con desarrollo de múltiples proveedores locales, con trabajos en blanco y bien remunerados, con infraestructura social de calidad, con actividades tradicionales que encontrarán en la minería una oportunidad para emerger, en el re direccionamiento de la renta una oportunidad para la sustentabilidad”.
Cuando se toca fondo, todo parece más claro. Fue lo que sucedió hace nueve años, cuando la política energética del Frente para la Victoria colapsó y a la Argentina que no tenía gas natural se le fueron por la canaleta de la importación de combustibles nada menos que 12.000 millones de dólares en doce meses. Entonces, Cristina Fernández de Kirchner decidió avanzar con la expropiación de YPF en un movimiento tardío que escandalizó a los guardianes de la república, pero apartó del área a Julio De Vido y puso al frente de la petrolera de mayoría estatal a Miguel Galuccio, un ingeniero de familia radical que se había formado en la era Estensoro, vivía en Inglaterra y era gerente de la multinacional Schlumberger.
La Presidenta no sólo tomó el tema como una cruzada personal y apostó todo al fracking en Vaca Muerta, la formación rocosa de 36.000 kilómetros cuadrados que abrió la puerta argentina hacia los no convencionales. Además, buscó revertir la imagen del despilfarro con un técnico que conocía la lógica del sector privado y estaba decidido a avanzar con una nueva ley de hidrocarburos que incluía concesiones decisivas para la industria. Poco después, la multinacional Chevron desembarcaría como socia de YPF y punta de lanza de las multinacionales en la meca del shale.
A una orientación tan clara como obligada, producto del desabastecimiento y la salida aluvional de dólares, Cristina le sumó su liderazgo político y el armado de una mesa ejecutiva que tenía dos pilares con visiones y trayectorias muy distintas. De un lado estaba Galuccio, del otro el entonces sub-interventor de YPF, secretario de Política Económica y Planificación y futuro ministro de Economía, Axel Kicillof. Con todo el poder del Estado, CFK laudaba y, después de la discusión inevitable y permanente, las decisiones se ejecutaban en tiempo récord.
Tras un primer año difícil -para algunos un calvario-, el pragmatismo, la flexibilidad, la paciencia y la ambición de ese triángulo de bordes irregulares le permitió al gobierno revertir la deficitaria ecuación y rescatar a YPF como nave insignia. Subieron los precios de las naftas, se destinaron fondos adicionales para la industria, se desarmó parte de la política de subsidios que encarnaba De Vido, se incrementó la inversión, aumentaron la exploración y la producción de gas y petróleo, crecieron las reservas y se acabó el desabastecimiento. La crisis terminal y la gran promesa que representaba Vaca Muerta habían ordenado la política energética.
Clausurada la aventura de Mauricio Macri en Casa Rosada, Cristina está otra vez en el poder a partir de un esquema de gobierno que diseñó casi sin consultar a nadie. Mientras la oposición la denuncia de manera obsesiva por estar detrás de todas las decisiones, ella y su círculo más estrecho repiten que Alberto Fernández es el que está a cargo. Sin embargo, su mano se advierte como en ninguna otra en el área de los hidrocarburos, el universo sin el cual no puede entenderse la proyección histórica del kirchnerismo.
Cristinistas sin estrategia común
La vicepresidenta incide en el tema a través de una cuadrilla de hombres que le reportan y se reparten roles, funciones e intereses no siempre complementarios. Pero el contexto es tan distinto que aquella mesa ejecutiva con Kicillof y Galuccio hoy genera nostalgia entre los protagonistas del sector. En primer lugar, lo que cambió es el cuadro general: la pesadísima herencia de Macri impacta de múltiples formas porque la bomba de tiempo de la deuda con el Fondo exhibe al gobierno en un estado de debilidad agravado por la pandemia. Los Fernández concluyen su primer año en el poder sin lograr dominar por completo las variables principales de la economía y sin despejar el fantasma de la inestabilidad y la devaluación. En el marco de la pura urgencia, la política energética que demandan con ansiedad los gobernadores petroleros, las multinacionales y los capitales de origen nacional que operan en la esfera hidrocarburífero queda rezagada. La frase que repetían en aquellos años los funcionarios de Cristina como señal de omnipotencia, “la plata la tenemos”, hoy parece un chiste de mal gusto.
En segundo lugar, a la hora de la toma de decisiones, el contraste con el período 2012-2015 no puede ser mayor. El Presidente no domina los temas, no conoce de manera específica el mundo de los hidrocarburos y sólo registra como antecedente el trabajo de asesoramiento que hizo para la familia Eskenazi a partir de 2008: según Fernández declaró en su momento, por pedido de Néstor Kirchner y en tiempos de la fallida “argentinización”. Más importante que eso, el área está balcanizada entre actores de poco peso que exhiben criterios contradictorios y logran muchas veces anularse unos a otros. Después de largos meses de pujas internas, dos de los funcionarios que estaban a cargo de la política para el sector fueron desplazados. El inexplicable Sergio Lanziani se fue a su casa y el ministro de Producción Matías Kulfas, que había impulsado el Plan Gas contra la resistencia del Enargas, se vio obligado a resignar su influencia en el área y cederle esa potestad a Martín Guzmán.
Desde el minuto cero, CFK tuvo injerencia en el área energética a través de los interventores en el Enargas y en Enre, Federico Bernal y Federico Basualdo. Aún con distintas trayectorias y diferentes modos, “los Fedes” constituyeron de entrada lo que en otras oficinas del ancho oficialismo se denomina la “línea congeladora for ever” que lleva el sello del Instituto Patria. Atentos a las ganancias descomunales de las eléctricas y las gasíferas durante la temporada de tarifazo que consumó una violenta transferencia de ingresos, los dos funcionarios expresaban el rechazo a nuevos aumentos que comenzaron a reclamar las empresas del sector poco tiempo después de que los Fernández asumieran el poder. En esa dirección, milita también Mariano Lovelli, el abogado platense que es director de Relaciones Institucionales del Senado y tiene entre sus especialidades la cuestión energética.
El apartamiento de Kulfas y de Lanziani redundó en mayor incidencia de Cristina. El ministro de la Producción que la vicepresidenta aún no logra digerir dejó el área en manos de Guzmán y el neuquino Darío Martínez se convirtió en secretario de Energía sin antecedentes en el rubro pero con un claro objetivo político: ir por la gobernación de su provincia en 2023. Martínez mantuvo parte de la línea técnica que escoltaba a Lanziani y se acoplaron a su esquema dos leales a CFK provenientes de distintas generaciones. Basualdo pasó del ENRE a subsecretario de Energía y la abogada neuquina Ofelia Cedola -con la credencial de haber presentado a Néstor y a Cristina en los años ‘70 y haber secundado a Carlos Zannini en la secretaría de Legal y Técnica- comenzó a trabajar de manera sigilosa desde la Fundación YPF para la campaña.
Con la misión de frenar el fuerte declino de la producción que se inició en 2019 y la importación de gas que ya comenzó aunque en niveles por ahora controlables, Martínez impulsó en poco tiempo el lanzamiento formal del Plan Gas para las petroleras que había heredado de Kulfas. Las demoras de la implementación final se atribuyen al rechazo de Guzmán de incrementar los subsidios en el marco de la asfixia económica. Mientras el ministro de Economía está gobernado por la urgencia y la presión del Fondo, el secretario de Energía ensaya una alianza que beneficie a las empresas del sector y a su provincia entre las petroleras. Los que conocen el rubro afirman que no sólo falta la mesa ejecutiva; se siente, sobre todo, la ausencia de una estrategia común producto de la restricción múltiple y cada paso se inscribe en una táctica sin garantía de continuidad.
La pesada herencia en YPF
Junto con los entes reguladores, Energía y Economía, el cuarto actor de la composición oficial es YPF. Fundamental en los años del último cristinismo, ahora aparece desdibujado y muy condicionado por una deuda que ronda los 7.500 millones de dólares. La petrolera estatal se vino a pique durante los años del macrismo sin que las almas nobles del Circulo Rojo se escandalizaran por los números desastrosos que dejó Miguel Gutiérrez, un financista que era dueño del fondo de inversión Rohatyn Group y había aterrizado en la cúpula de la petrolera estatal con el solo mérito de ser amigo de Nicolas Caputo. Con la resolución 46 que firmó el accionista de Shell Juan Jose Aranguren, la política principal del macrismo a favor de Vaca Muerta benefició a Paolo Rocca como a nadie y perjudicó a YPF de manera ostensible. Diseñado como un programa que remuneraba la producción, parecía a la medida de Fortín de Piedra, el yacimiento estrella de Tecpetrol.
La resolución Aranguren era hiper rentable para las empresas que partían de cero porque toda su producción era nueva y recibían 7,50 dólares por millón de BTU de manos del Estado. A YPF, que tenía casi todas sus áreas con producción iniciada, no le servía pero sí a Rocca, que se favoreció además por la curva de aprendizaje que había sido costeada por la petrolera estatal durante los últimos años de Cristina.
Funcionarios y empresarios coinciden en la descripción. Cuando YPF empezó a perforar en Vaca Muerta, un pozo costaba 25 millones de dólares; cuando Tecpetrol decidió hacer su propia apuesta, el costo se había reducido 11 millones de dólares. Así fue que Techint invirtió U$S 2500 millones con un riesgo mucho más bajo, una ganancia allanada por la ventaja en eficiencia que había dejado la era Galuccio para el conjunto de la industria y los subsidios del Estado que le aportó Macri hasta 2019, cuando el déficit cero lo obligó a cerrar el grifo y desató un pleito judicial que todavía subsiste por lo adeudado hasta la llegada de Fernández al gobierno.
Tecpetrol, que no integraba el ranking de los mayores productores de gas (YPF, PAE, Total, Wintershall, Pluspetrol, Pampa), se convirtió en dos años en uno de los cuatro más grandes. A la inversa, YPF no sólo quedó al margen del festival de subsidios sino que tuvo pérdidas estimadas en U$S 2000 millones en apenas tres años. Perdió incidencia en el mercado, fue apartada de todos los programas de estímulo, quedó rezagada ante el lobby de la industria y terminó siendo para muchos la empresa boba del sector.
Alberto Fernández le dio a Guillermo Nielsen el premio consuelo de ser el presidente de YPF, pero el ex secretario de Finanzas confirmó en su nuevo cargo que lo único que le interesaba era ser ministro de Economía. Dos semanas después de asumir funciones, ya el Presidente lo había sido desautorizado por su intento de subir las naftas antes de tiempo.
Nielsen promocionó una ley pro Vaca Muerta que nunca entró al Congreso y desde marzo pasado nadie en el rubro petrolero se explica cómo sobrevive. Fue Cristina la que eligió a Sergio Affronti como gerente general en abril después de que Galuccio le presentara una terna de candidatos para conducir la compañía. Las fuentes coinciden: la vicepresidenta comparó aptitudes y decidió, pero lo hizo sin reunirse con el elegido, tarea que delegó en el Presidente.
Con línea Galuccio pero con perfil más bajo y sin el respaldo político que tuvo en su momento el ahora dueño de Vista Oil & Gas, Affronti logró cuatro aumentos de las naftas desde abril y piensa avanzar con más. Además, reestructuró U$S 1000 millones de su deuda y comenzó un proceso de ajuste de personal en una situación de alta fragilidad. Por un cúmulo de razones, Cristina se encuentra ahora imposibilitada de volver a andar el rumbo que planteó a partir de 2012 con YPF, cuando se revirtió el declino de la producción de gas, se trazó una política a favor de la industria y se salió del desabastecimiento.
La alianza del gas (no convencional)
En el primer año de gobierno de los Fernández, el poder compartimentado redundó en tensión interna, demoras interminables a la hora de tomar decisiones y una política del paso a paso que no ayuda a dibujar un horizonte. Todos tienen influencia y son las circunstancias cambiantes las que definen qué criterio prima y hasta cuándo.
Sin embargo, el escenario es, en un aspecto mucho, más claro. Cuando Cristina decidió expropiar YPF, hizo una apuesta para recuperar la producción pero no había garantía absoluta de que existieran los recursos necesarios para abastecer el mercado local. Hoy en cambio se sabe que Vaca Muerta tiene 308 trillones de pies cúbicos (TCF) en recursos de gas natural no convencional. Eso implica 193 años de consumo local abastecido y la posibilidad de exportar, según la estimación de Nicolás Arceo, ex vicepresidente de Administración y Finanzas de YPF durante la era Galuccio -en representación de Kicillof- y hoy director de la consultora Economía & Energía.
Es el cuadro opuesto al que vivió CFK en el marco de un sistema que, según algunos consideran, estaba basado en la escasez. Para exportar, por supuesto, es necesario que las empresas destinen millones de dólares a la inversión en infraestructura que hace falta para sacar el shale, la variable que cayó de manera pronunciada desde el segundo trimestre de 2019, cuando Macri dio de baja su política de subsidios y el Estado comenzó a pagar 3,5 dólares por millón de BTU, menos de la mitad de lo que obtuvo Techint para el desarrollo de Fortín de Piedra. Si en el invierno de 2019 la producción en Vaca Muerta era de 44 millones de metros cúbicos de gas por día, este año descendió hasta los 26 millones de metros cúbicos de gas por día. Eso hizo que ya en el primer año de los Fernández en el gobierno faltara gas y se importara por 100 millones de dólares, una cifra escasa pero sintomática, más aún si se tiene en cuenta que la cotización estaba en niveles mucho más bajos que lo habitual.
Saldada hace tiempo la discusión a favor del fracking como método de extracción del no convencional tanto en el gobierno como en la industria, lo que no se explicaban en las esferas del poder real era por qué se dilataba durante meses el lanzamiento del Plan Gas, el esquema de incentivos a la producción vía subsidios y subastas. Recién en octubre pasado, el Presidente fue a Vaca Muerta para anunciar un programa que se discutió durante la mayor parte del año y, casi un mes después, el último 13 de noviembre, firmó el decreto 892 para su implementación. El objetivo oficial es llevar la producción del fluido a 30.000 millones de metros cúbicos en cuatro años, generar un ahorro fiscal de U$$ 2.500 millones y evitar la salida de divisas por U$S 9.200 millones.
A la objeción del mundo Cristina en torno a Kulfas, se sumaron después los reparos de Guzmán al aumento de subsidios en el marco del ajuste estricto que impone el programa que amasa el Fondo. Los promotores del plan dentro del gobierno se quejaban de la disparidad de criterios en el propio oficialismo que destinó durante 2020 fondos millonarios a subsidiar la energía para frenar el aumento de tarifas.
Resistido por el cristinista Enargas -que cuestionaba el precio máximo de U$S 3,7 por millón de BTU para las petroleras y proponía un tope de U$S 2,8- y finalmente impuesto por el cristinista Darío Martínez -que promueve la alianza con la industria en función de su propia candidatura a gobernador en Neuquén-, el argumento principal en su favor es que se pasa de importar gas desde Bolivia y perder dólares a estimular la producción de gas nacional y promover la generación de empleo.
De acuerdo a la definición de uno de los funcionarios que trabajó en su elaboración, el programa “se paga solo” porque es más barato producir en el país que importar. Según el cálculo que hacen en Energía, sólo el primer año el esquema va a ser deficitario porque se destinará una cifra superior a los U$S 1500 millones que el Estado se ahorrará en importación. En el mediano plazo, la meta es aumentar la exportación, favorecer el ingreso de dólares en una economía sedienta y aumentar las regalías que cobran los gobernadores petroleros.
Si los pronósticos se cumplen, el Plan Gas puede dibujar una alianza fuerte entre Cristina y un sector estratégico de indudable poder económico. Un esquema en el que la política y los negocios se reconcilien detrás del rédito mutuo. Así lo explica uno de los funcionarios que ve un múltiple saldo ganador: “Le cierra a la burguesía petrolera argentina, le cierra a las provincias, le cierra al Estado nacional y podés encolumnar a un sector pesado que puede empezar a decir que el gobierno de Alberto le sirve. No hay una contradicción: beneficia al país, al gobierno y a los tipos”. En el contexto de la restricción múltiple, la pandemia y la recesión profunda, en torno a los que apuestan a la resurrección de Vaca Muerta predomina un optimismo excepcional que, por supuesto, depende de que la economía salga del espiral de inestabilidad. Se piensa que es posible aumentar U$S 5000 millones las exportaciones anuales de petróleo y gas en los próximos dos años hasta llegar a los U$S 10.000 millones en 2022.
Frazada corta para el verano
Pero el desarrollo de Vaca Muerta trae adjunto otro capítulo más ingrato, cuyo formato todavía parece en discusión: el aumento de tarifas en el año electoral. En un país que avanza hacia el ajuste obligado y tiene desde la década del noventa en gas, luz y otros servicios esenciales lo que el economista Carlos Leyba denomina la nueva oligarquía de los concesionarios, los márgenes de acción estatal son de los más estrechos. Guzmán quiere reducir los subsidios que, según fuentes del sector, en el primer año de los Fernández en el poder demandaron U$S 2000 millones adicionales para compensar la tarifa congelada. En 2020, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) destinó para eso el equivalente a U$S 7500 millones como parte de un operativo de contención que resulta insostenible.
La historia se repite: cuando las distribuidoras de luz como Edenor de Marcelo Mindlin, Edesur de los italianos de Enel, Edemsa de José Luis Manzano y otras que están en manos de Estados provinciales como en Córdoba y Santa Fe no pueden aumentar la tarifa, dejan de pagarle el abastecimiento de energía a Cammesa, no invierten y empiezan a acumular una deuda gigantesca con la Nación como forma de financiarse. Este año, la empresa estatal vió crecer la incobrabilidad hasta el 25% y dejó de percibir unos 110 mil millones de pesos. De ser estricta, Cammesa debería embargarles las cuentas, bajar la tensión y cortarles la luz. Pero las distribuidoras argumentan siempre lo mismo: sus costos suben, el Presidente pide que las tarifas sigan congeladas y la única opción es no pagar. Como parte del mismo esquema difuso, Cammesa empieza a deberle a los generadores y transportistas de energía. Conclusión: sin cambios en el corto plazo, los Fernández volverán a andar la senda que en 2015 terminó en el colapso de los U$S 12.000 millones en subsidios eléctricos, 3 puntos del PBI.
El Presupuesto 2021 prevé recortar el déficit fiscal a 4,5% y mantener el nivel de subsidios en 1,8% del PBI. Según dicen los empresarios de AEA que se reunieron con él a principios de noviembre, Guzmán anticipó su intención de que el recorte sea mayor, a tono con lo que pretende el Fondo. Pero el aumento de tarifas gradual y en línea con la inflación -que ayudaría a recortar subsidios- genera cortocircuitos en el oficialismo, incluso en la nueva sintonía fina que promete una parte del gobierno para que paguen más los que más tienen. La mudanza de Federico Basualdo del ENRE a la subsecretaría de Energía Eléctrica parece ser un dato clave para entender hasta dónde piensa avanzar el Frente de Todos con el descongelamiento.
Quienes conocen el debate interno afirman que el peronismo gobernante quedó preso de una campaña electoral que tuvo como eje la crítica a la temporada de tarifazos que impuso Macri y ahora enfrenta grandes dificultades para romper esa promesa, sobre todo en un marco en el que los salarios acumulan tres años en picada y la pandemia sepultó la promesa de encender la economía vía mejora de ingresos y reactivación del mercado interno.
Así como Guzmán pretende recortar subsidios para alinear la discusión con el Fondo, los entes reguladores que responden a Cristina ponen objeciones a la suba que reclaman las empresas. Después del shock de beneficios para los concesionarios, Macri se vio obligado también a lanzar su propio congelamiento en el inicio de 2019 y en el gobierno un sector reconoce que las tarifas están hace tiempo atrasadas. En 2020, el resultado de las diferencias internas fue por lo general la parálisis, producto de señales contradictorias. Mientras algunos dentro del gabinete remarcan que la tarifa es la más baja de América Latina, otros replican que también los salarios son hoy los de más escaso poder adquisitivo en la región y que el 40% de la población que está debajo de la línea de la pobreza no puede pagar el costo de la energía que pretenden las empresas.
La fecha de inicio para los incrementos es marzo, pero la frazada es corta para el verano que viene. A diferencia de otros años, es probable que el coronavirus impida la baja de consumo habitual en los grandes centros urbanos en los meses de verano. Si la demanda se mantiene firme en diciembre, enero y febrero como se prevé, el riesgo es que no se enfríen los cables de distribución y los cortes de luz se propaguen con el calor. El antecedente más reciente es el de 2013 cuando 800 mil usuarios se quedaron sin servicio en el conurbano bonaerense.
En todo está Vaca Muerta, que representa hoy el 40% de la producción de gas y el 20% de la producción de petróleo. Además, el costo de generación de energía eléctrica depende en un 40 o 45% de los combustibles. Aunque existen otros componentes, la suba del precio de gas natural para favorecer la producción, impacta también vía tarifa o vía subsidio en la luz. Así, la formación rocosa que se extiende entre Neuquén, Mendoza, Río Negro y La Pampa impacta en todo el cuadro tarifario: gas, luz y naftas. A la vuelta de los años, Cristina tiene otra vez la obligación de saldar la discusión que divide al gobierno y expresa la puja de intereses en un sector considerado estratégico, pero postergado por la restricción y la crisis general.
La empresa Edelap, del grupo DESA, informó que finalizará 2020 concretando un fuerte plan de inversiones por 1.000 millones de pesos en obras que permiten mejorar y ampliar el servicio eléctrico en toda su área de concesión.
Al respecto, el gerente General de Edelap, Marcelo Corda, manifestó que “forman parte de un importante plan de trabajo que presentamos a la provincia de Buenos Aires y se realizaron en coordinación con los distintos municipios de toda el área de concesión en que presta el servicio la empresa. Permiten mejorar la calidad del servicio que reciben los usuarios, incluyendo hogares, comercios, industrias, centros de salud, y otros servicios públicos presentes. Se han concretado para estar mejor preparados de cara al próximo verano, en el que estimamos se registre un mayor consumo de energía eléctrica fundamentalmente por una mayor permanencia de la gente en sus hogares”.
Entre las obras más importantes se encuentra la construcción de la Subestación Bavio que entrará en servicio en los próximos días. Emplazada en General Mansilla (Ruta 54 del km 8), en el partido de Magdalena, cuenta con una capacidad instalada de 15 MVA y permite cubrir el crecimiento de la demanda de electricidad y mejorar la confiabilidad y la operación de las redes para los usuarios industriales vinculados al tambo de la zona, así como otras actividades productivas, junto a todos los usuarios del partido de Magdalena y de la zona sur de La Plata.
El plan también incluye la ampliación de las redes troncales de media tensión entre las que se encuentran el tendido de 22 kilómetros de líneas de 33 kV (kilovolts) para vincular la Subestación City Bell (Camino Belgrano y 465) con la Subestación Kaiser (Ruta 2 y 515) lo que permite mejorar el suministro de toda la zona norte del partido de La Plata. Además, se montaron nuevas líneas de 13,2 kV en Ringuelet, Gorina, Arturo Segui, La Loma, y Parque Sicardi (La Plata), en Punta Lara (Ensenada), en Los Talas (Berisso), en General Mansilla (Magdalena) para vincular la nueva Subestación Bavio, así como en la localidad de Brandsen. En total se instalaron 12 nuevas redes de media tensión que permiten mejorar la calidad de servicio en todas las localidades y otorgan mayor versatilidad al sistema encargado de distribuir energía eléctrica a dichos sectores y zonas aledañas.
Con el fin de mejorar las redes y reducir el impacto de tormentas fuertes en el servicio se implementaron dos planes sobre las redes troncales de media tensión que abastecen a la zona: el plan de recambio de 200 postes de madera por columnas de hormigón y un fuerte plan de poda y despunte que incluyó más de 65.000 intervenciones sobre el arbolado ubicado sobre la traza de estos tendidos.
Respecto de las obras en la red encargada de distribuir la energía eléctrica desde los tendidos troncales hasta los distintos barrios, se instalaron más de 400 nuevos transformadores para aumentar la capacidad instalada y se renovaron y ampliaron los tendidos de baja tensión encargados de llevar la electricidad desde dichos nodos hasta cada usuario individual.
En el marco de la emergencia sanitaria por el Covid-19, la empresa relevó 100 puntos de suministro y realizó obras relacionadas con la provisión de energía para centros de salud y hospitales de campaña en las distintas localidades a las que sirve entre los que se encuentran: el Hospital San Juan de Dios, Hospital Ricardo Gutiérrez, Hospital Subzonal Ramos Mejía, UPA Nro 6 en La Plata, la Clínica San Andrés y la Clínica Mosconi en Berisso, y los Hospitales de campaña montados en todo los partidos.
Respecto de su operación, y por tratarse de un servicio público esencial, readecuó sus esquemas de trabajo y continuó llevando adelante obras de ampliación y mantenimiento, así como operando el servicio desde su Centro Operativo las 24 horas respetando las recomendaciones oficiales de prevención y las medidas de seguridad eléctrica para preservar la salud de los trabajadores y de toda la comunidad. Además, amplió las opciones de atención a través de vías no presenciales, incorporando servicios como Edelap Te llama a su Oficina Virtual (plataforma en la que pueden realizarse más de 20 gestiones relacionadas con el servicio on line), y Edelap Whatsapp (221 6160116).
Durante el año suscribió un acuerdo de colaboración con la prestataria del servicio de distribución de agua (ABSA), a través del cual se relevaron los suministros eléctricos de 53 pozos y estaciones de bombeo, como parte del trabajo en conjunto entre ambos servicios públicos.
Edelap opera un sistema complejo y de alta tecnología que posee 1.200 MVA de capacidad instalada, dos vínculos en alta tensión con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), 13 subestaciones de alta a media tensión, 4.000 centros de transformación y más de 10.000 kilómetros de redes de alta, media y baja tensión. Este sistema es operado las 24 horas todos los días por un equipo de 628 trabajadores especializados que brindan suministro a 365.000 usuarios (más de un millón de habitantes) en los partidos de La Plata, Berisso, Ensenada, Brandsen, Magdalena y Punta Indio.
La suba del impuesto a los combustibles prevista para el próximo 16 de diciembre derivaría en un aumento de 3,3% en las naftas y 2,3% en el gasoil. Sin embargo, no es la única variable que le está metiendo presión sobre los surtidores. Un fallo judicial a favor de los productores de biocombustibles, la depreciación mensual del tipo de cambio y la suba que registró el barril de crudo en las últimas semanas podría forzar un ajuste todavía mayor.
Fallo judicial
El juez federal de Río Cuarto, Carlos Ochoa, hizo lugar la semana pasada a un reclamo de la empresa Bio 4 para que la Secretaría de Energía actualice sus precio a través de una fórmula polinómica contemplada en la ley de biocombustibles, que le garantiza a las compañías del sector no solo cubrir sus costos sino tener rentabilidad. De este modo, el precio que recibe esa firma pasó automáticamente de 32,80 a 44,90 pesos por litro de bioetanol. Es decir, una suba cercana al 35 por ciento.
A partir de esta jurisprudencia, el resto de los productores de bioetanol —y probablemente varios de biodiesel— seguirán el mismo camino, situación que terminará metiéndole más precios al precio de los combustibles, aunque la batalla judicial está abierta ya que el gobierno apelará la medida.
Los problemas para los productores de biocombustibles comenzaron el año pasado cuando el entonces secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, dejó de aplicar de manera automática el cálculo mensual y comenzó a establecer ajustes arbitrarios. Luego de la llegada de Alberto Fernández los precios directamente fueron congelados y en el sector afirman que la última suba de 10% autorizada en octubre no alcanza para cubrir los costos.
La crisis que atraviesan las compañías es de tal magnitud que muchas dejaron de producir y a raíz de ello no se está cumpliendo con el porcentaje de corte que prevé la ley. “Presentar un recurso en la justicia fue una acción desesperada por el congelamiento del precio de los biocombustibles durante 9 meses y la actualización autorizado en octubre, las empresas no llegamos a cubrir nuestros costos y debimos cerrar nuestras plantas. De alguna forma, el gobierno tiene que buscar la manera de solucionar la cuestión de fondo porque la producción de bioetanol es clave para que las naftas puedan alcanzar el octanaje que requiere la regulación”, aseguró a EconoJournal Manuel Rom, presidente de Bio 4.
Se recupera el barril
La suba en la cotización internacional del crudo es otro de los problemas que enfrenta el gobierno para contener precios. Cuando YPF aplicó el último aumento el mes pasado, el precio del Brent que venían tomando las petroleras era de 42,5 dólares por barril. Este jueves ya se ubica por encima de 48 dólares, un 13 por ciento más.
El valor del crudo explica entre un 65% y 70% del precio de las naftas. Por lo tanto, solo por el ajuste del barril el precio en el surtidor debería subir un 8/9%.
Si se suma el ajuste del impuesto, el ajuste de los bios forzado por la justicia, que por ahora beneficia a solo una firma de Río Cuarto, y la suba del precio del crudo, el aumento de los combustibles debería estar muy por encima del 10%. Aunque el gobierno no está dispuesto a autorizar esa suba.
La Secretaría de Energía concretó hoy la presentación y apertura de sobres con las ofertas de gas realizadas por las petroleras que decidieron participar del Plan Gas 2020-2024. Se inscribieron 16 empresas. Todos los grandes productores del fluido quedaron dentro de la iniciativa. Sólo la chilena Enap Sipetrol, subsidiaria de la empresa estatal de ese país, y la china Sinopec, que a principios de la década pasada era uno de los grandes jugadores del mercado y hoy está de capa caída, declinaron de participar, lo que anticipa que su nivel de inversiones en gas para los próximos años será bajo.
El gobierno buscaba en la subasta una base de 70 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) de gas, 50 millones desde la cuenca Neuquina y 20 desde cuenca Austral.
¿Cuánto consiguió?
Los productores con base en Neuquén ofertaron 49,35 MMm3/día de gas. Desde el sur, las propuestas sumaron 18,5 millones. Es decir, en total, la iniciativa consiguió 68,850 MMm3/día de gas, apenas por debajo de la meta buscada. Eso significa que, en la práctica, todas las ofertas realizadas serán adjudicadas el 15 de diciembre, la fecha prevista para la finalización del proceso.
¿Es eso un problema?
No necesariamente porque el margen es exiguo. En la Secretaría de Energía había satisfacción. «La industria ha participado con toda la capacidad que tenía para hacerlo. Va a ser muy beneficioso para todos los argentinos, para todos los sectores, para todas las regiones productoras, para todos los trabajadores», aseguró Darío Martínez.
Lo que sí fue más llamativo fue el pequeño nivel de propuestas para inyectar gas adicional durante los meses de invierno. El pliego contemplaba un precio más caro (el precio base por 1,3 veces) para esa oferta. Pero las propuestas registradas hoy fueron exiguas. Sumaron, en conjunto, 3,6 MMm3/día de gas. Tecpetrol ofreció 2 millones, Petrolera Pampa, uno; y la francesa Total, 600.000 m3/día.
¿Qué sucedió?
Del relevamiento realizado por EconoJournal entre empresas productoras se desprende que incidió el escaso plazo temporal para que los productores sumen producción de acá hasta mayo del año que viene, en la antesala del invierno. Si la licitación se hubiese realizado en septiembre u octubre —como era el plan original— probablemente la oferta adicional de invierno habría sido mayor.
Frente a esta realidad, es probable que el gobierno tenga que explorar nuevas alternativas para asegurar el abastecimiento de energía durante el invierno. Las proyecciones más optimistas esperaban ofertas adicionales para julio por un volumen de 20/25 MMm3/día de gas. Se consiguió mucho menos.
¿A qué precio?
Los precios de las ofertas registradas oscilan entre los 2,40 dólares (Capex sorprendió con ese precio bajísimo por un volúmen de 800.000 m3) y los 3,66 dólares por MMBTU, que ofertó YPF. Se estima que el precio promedio del gas rondará los 3,53 dólares, en línea con lo que pretendía el gobierno.
Oferentes
En la cuenca Neuquina, los mayores oferentes fueron YPF que se comprometió a inyectar durante los próximos cuatro años 21 MMm3/día de gas desde sus campos en la región, y Tecpetrol, que ofreció un bloque en la base de 10 MMm3/día y un segmento adicional de 2 MMm3/día para el invierno.
La petrolera controlada por el Estado es la que quedará a la cola en el orden de mérito para despachar porque fue la que ofreció el precio más caro (3,66 dólares); algo que en el mercado muchos descontaban. La petrolera de Techint ofertó su producción a un centavo más barato: a 3,65 dólares por MMBTU por lo que se aseguró que despachará la mayor parte del año.
¿Qué pasará con YPF?
La compañía que conduce el CEO Sergio Affronti jugó al límite para capturar el mayor precio del gas posible con vistas a poder recomponer sus ingresos y de ese modo, financiar nuevos desarrollos de gas.
Al quedar en último lugar del orden de mérito será la más afectado por el swing invierno-verano de la demanda de gas (en los meses de frío el consumo de gas se dispara), por lo que cuando llegue la temporada de calor deberá redireccionar parte de su oferta al mercado de exportación (fundamentalmente a Chile); algo que ya estaba previsto en el esquema diseñado por el gobierno, que prevé autorizaciones ventas a Chile con transporte en firme por hasta 11 MMm3/día desde la cuenca Neuquina.
Fuentes allegadas al gobierno señalaron que “el balance para YPF es positivo porque logró adjudicar un volumen alto (de 21 MMm3/día, cuando inicialmente pensó en ofertar cerca de 18 millones) los ingresos que recibirá por la venta de gas en el mercado interno están en línea o por encima de los proyectados, que estaban en torno a los US$ 850 millones durante todo el programa”.
En el sur se confirmó que Pan American Energy (PAE) y Total inyectarán su oferta desde la cuenca Austral, lo que casi con seguridad abre la puerta a la realización de Fénix, un desarrollo offshore que representa una buena oportunidad para el sur de Santa Cruz y Tierra del Fuego porque requerirá una inversión de alrededor de US$ 1000 millones y asegurará el nivel de producción de gas para los próximos años.
Con la presencia de autoridades nacionales, provinciales y municipales, la empresa GasNEA realizó el simbólico corte de cinta que inicia la puesta en servicio del nuevo gasoducto de aproximación a Villaguay que permitirá triplicar la capacidad de transporte de gas para abastecer a usuarios residenciales, comerciales e industriales de las localidades entrerrianas que conforman el denominado “Corredor de la Ruta Provincial 20” en el centro de la provincia.
Oscar Dores, presidente de GASNEA, en el acto inaugural.
La obra, que estuvo a cargo de la distribuidora y que le demandó una inversión de más de 350 millones de pesos, constituye uno de los emprendimientos más importantes que se propuso la empresa ya que se trata de la construcción de un gasoducto paralelo al actual, para ampliar su capacidad.
En el acto, el Lic. Oscar Dores, presidente de GasNEA, destacó la iniciativa de la distribuidora para garantizar un mejor servicio para la gente de Entre Ríos: “Estamos muy orgullosos de esta obra porque demuestra que nuestro compromiso va más allá de la prestación del servicio”.
“Ha sido un gran esfuerzo para GasNEA, sobre todo en este escenario económico y pandémico que estamos viviendo, pero consideramos que esta obra es crucial para encaminarnos al desarrollo de la industria del centro de la Provincia y para garantizar un servicio de calidad a todos los hogares de las localidades vecinas”, agregó.
Entre las autoridades presentes, estuvieron la Secretaria de Energía de la provincia de Entre Ríos, Ing. Silvina Guerra, quien destacó que esta obra “es un antes y un después para el desarrollo productivo” del centro de la provincia.
La obra en detalle
Los trabajos se iniciaron en 2019, pero se realizaron mayoritariamente durante todo el 2020, aun en tiempos de aislamiento preventivo. El proyecto incluyó la planificación, el trazado y la supervisión de los trabajos, que contó con la aprobación correspondiente del Ente Regulador ENARGAS, y todo lo necesario para llevar adelante la obra de soterramiento del nuevo gasoducto de 30 kilómetros de extensión, con cañería de 8 pulgadas de diámetro, que se interconectan con la traza actual gasoducto de 4 pulgadas, con el fin de apuntalar la expansión de la red de distribución y facilitar el acceso al servicio de nuevos usuarios.
Posteriormente, se realizó la habilitación correspondiente y la ejecución del empalme con el gasoducto troncal, que es el que provee el gas natural que Gasnea lleva hacia los hogares, comercios o industrias.
Además de potenciar las condiciones de competitividad del Parque Industrial de Villaguay, la ampliación de gasoducto también permitirá incorporar a la red de gas natural a los usuarios de las localidades cercanas de Villa San Marcial, Santa Anita, Las Moscas, Villa Domínguez, Villa Clara y Líbaros, contribuyendo al desarrollo agroindustrial de la región central de la provincia de Entre Ríos.
A raíz de la no construcción de la Estación Transformadora Comodoro Oeste de 500 kV (kilovoltios), un proyecto clave para poder transportar la energía generada en la Patagonia, la empresa Enel Green Power solicitó hace meses la rescisión del contrato y finalmente, a través de un acuerdo entre las partes, la Secretaría de Energía accedió al pedido, según informaron a Econojournal allegados a la cartera que dirige Darío Martínez. Es el primer contrato PPA del programa RenovAr firmado con Cammesa que formalmente se da de baja. La instrucción de Energía llegó hoy a Cammesa. Resta saber qué sucederá con el resto de los proyectos de energía renovable que no se pudieron construir.
El contrato que Energía autorizó a rescindir hoy es el proyecto Parque Eólico Pampa de 100 MW, ubicado en la provincia de Chubut, adjudicado en la Ronda 2 del programa RenovAr, la iniciativa impulsada por el gobierno de Mauricio Macri para el desarrollo de energías limpias. El proyecto pertenece a la firma Enel Green Power y la rescisión del contrato -a 20 años- fue de común acuerdo, indicaron las mismas fuentes.
El proyecto
El Parque Eólico Pampa iba a demandar una inversión de 130 millones de dólares. Forma parte de un grupo de alrededor de 50 proyectos por 1.000 MW que fueron adjudicados en licitaciones realizadas por el gobierno anterior pero que, luego de la crisis económica desatada en 2018, no pudieron concretarse, principalmente por la falta de acceso al financiamiento por parte de las compañías.
Ahora es Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista, la que debe implementar la instrucción ordenada hoy por la Secretaría de Energía.
El Parque Eólico Pampa iba a contar con 28 aerogeneradores y se iba a construir a partir de 2018 en las cercanías de la ciudad de Comodoro Rivadavia. Fue adjudicado y firmó un contrato PPA con Cammesa con un precio de la energía de 40,27 US$/MWh.
Siemens Energy, junto con el fabricante de autos deportivos Porsche y un grupo de compañías internacionales, está desarrollando e implementará un proyecto piloto en Chile que se espera sea la primera planta integrada, comercial, a escala industrial del mundo para producir combustibles sintéticos neutrales para el clima (e-fuels).
En la fase piloto, se producirán alrededor de 130.000 litros de e-fuel. En dos fases adicionales, la capacidad se incrementará a unos 55 millones de litros anuales de e-fuel para el 2024 y alrededor de 550 millones de litros anuales hacia 2026. Porsche será el principal cliente del combustible verde. Otros partners del proyecto son la compañía energética AME, la petrolera chilena ENAP y la energética italiana Enel.
El proyecto piloto “Haru Oni” en la provincia de Magallanes aprovecha las excelentes condiciones del viento en el sur de Chile para producir combustible climáticamente neutro con la ayuda de energía eólica. Como parte de la estrategia nacional de hidrógeno alemana y para apoyar el proyecto, Siemens Energy recibirá unos 8 millones de euros del Ministerio Federal de Economía y Energía, según anunció el ministerio.
Christian Bruch, CEO de Siemens Energy, sostuvo: “el desarrollo de una industria de energía sostenible requiere un replanteamiento. La energía renovable ya no se produce solo donde se necesita, sino donde los recursos naturales como el viento y el sol están disponibles en grandes cantidades. Esto significa que se crearán nuevas cadenas de suministro en todo el mundo para transportar energía renovable de una región a otra. Esto es particularmente importante para Alemania que, al final del día, tendrá que importar energía para poder cubrir su demanda nacional. El hidrógeno jugará un papel cada vez más importante en el almacenamiento y transporte de energía en el futuro. El soporte del proyecto por parte del gobierno federal es una señal importante «.
El CEO de Porsche, Oliver Blume, indicó: “la electromovilidad es una prioridad para Porsche. Los E-fuels para automóviles son un valioso complemento, si se producen en lugares del mundo donde hay un superávit de energía sostenible. Son un elemento adicional camino hacia la descarbonización. Su ventaja radica en la facilidad de aplicación: los e-fuels pueden ser utilizados en motores de combustión e híbridos plug-in, y pueden hacer uso de la red de estaciones de carga existentes. Utilizándolos, podemos hacer una contribución a la protección del clima. Como fabricante de motores eficientes de alta performance, tenemos un amplio expertise técnico. Sabemos exactamente qué características de combustible necesitan nuestros motores para funcionar con un impacto medioambiental mínimo. Nuestra participación en la primera planta comercial integrada de e-fuels del mundo soporta el desarrollo de los combustibles alternativos del futuro”.
Por su parte, el ministro de Economía alemán, Peter Altmaier, subrayó: “el hidrógeno es un elemento clave para lograr una transformación energética exitosa en todos los sectores. Por ello hemos planteado como objetivo en nuestra Estrategia Nacional del Hidrógeno el aprovechar las oportunidades del hidrogeno para el clima, la energía y la economía. Sabemos que nuestra demanda local no podrá ser satisfecha con producción propia, y que por ello debemos conformar alianzas internacionales. Me alegra entonces ver que Siemens Energy y Porsche construyan capacidades de producción en otros países junto a estructuras de importación de hidrogeno verde y sus derivados. Gracias al know-how alemán, por primera vez en el mundo, las innovaciones de laboratorio se aplican en la primera planta integral comercial “.
Siemens Energy es co-desarrollador del proyecto “Haru Oni” (también conocido como HIF) y actúa como integrador de sistemas cubriendo toda la cadena de valor, desde la generación de energía utilizando turbinas eólicas Siemens Gamesa, hasta la producción de hidrógeno verde y la conversión de combustible sintético. La electrólisis flexible PEM (PEM = Proton Exchange Membrane) de la empresa es ideal para el uso de energía eólica volátil.
Como principal cliente del combustible, Porsche planea en la primera fase utilizar los e-fuels de Chile en proyectos específicos. Entre ellos se prevé el uso de e-fuels en vehículos Porsche para automovilismo deportivo, en los Porsche Experience Center y más adelante en vehículos de serie. El fabricante de automóviles deportivos comenzará con una inversión inicial de aproximadamente 20 millones de euros.
AME es el desarrollador principal y propietario de la compañía del proyecto HIF (Highly Innovative Fuels). Enel es cofundador de la planta, con foco en la energía eólica y la electrólisis. ENAP apoyará el proyecto aportando personal operativo, mantenimiento y logística.
Chile, con sus excelentes condiciones climáticas para la energía eólica y el bajo costo asociado de la electricidad, tiene un potencial muy alto en términos internacionales para producir, exportar y utilizar localmente hidrógeno verde. Para generar hidrógeno verde, los electrolizadores utilizan la energía eólica para disociar el agua en sus dos componentes, oxígeno e hidrógeno. En un segundo paso, se filtrará el CO2 del aire para luego combinarlo con el hidrógeno verde y formar metanol sintético. El resultado es metanol renovable que puede ser convertido en una gasolina amigable con el medio ambiente, utilizando una tecnología MTG (Methanol To Gasoline) a ser licenciada y soportada por ExxonMobil.
Jan De Nul, la compañía familiar de origen belga, líder en obras de infraestructura marítima y portuaria, con 25 años de trayectoria en el país, ha logrado un nuevo hito a nivel local. El buque Afonso de Albuquerque, conocido internacionalmente por ser la primera draga del mundo en cumplir con las normas medioambientales más estrictas, las Euro V, ahora además de ser amigable con el medioambiente, ha conseguido operar localmente bajo la condición de Barco de Bandera Argentina según la ley 27.419. Cumpliendo con el compromiso de que el total de su tripulación este compuesta por navegantes de nacionalidad argentina, lo que implica mayor mano de obra de local y un compromiso de capacitación continua de estos profesionales por parte de la compañía.
Con una inversión de casi 40 millones de dólares, la draga Afonso de Albuquerquese terminó de construir hace un año en los astilleros Keppel Singmarine de Nantong, China, y es la primera embarcación en el planeta que cuenta con un sistema de filtrado de gases que logra una reducción certificada del 99% de las partículas residuales de la combustión. En la Argentina este buque ecológico ya venía realizando obras de dragado en la Hidrovía Paraguay-Paraná, la novedad es que, en consistencia con el compromiso de la compañía Jan de Nul con el país, alcanzó el 100% de tripulación argentina.
Esta draga se suma a la primera de Bandera Nacional que ya había logrado Jan de Nul con su buque Alvar Nuñez Cabeça de Vaca, consolidando este camino, que permite además que profesionales argentinos reciban capacitación en Bélgica, y una formación teórico-práctica bajo las normas más exigentes de navegación a nivel a mundial.
Desde la alta dirección de la compañía manifestaron satisfacción por este nuevo hito que ratifica el camino hacia la sustentabilidad y consolida el compromiso de Jan de Nul con el país, contribuyendo a su desarrollo y a su vez sumando más y mejores oportunidades de trabajo para los argentinos.
Jan de Nul es una empresa familiar de origen belga y está presente en más de 150 países. Es líder mundial en obras de infraestructura marítima, dragado, ingeniería civil y medio ambiente. Cuenta con una facturación anual de US$ 3000 millones y más 7.000 empleados a nivel mundial. En la Argentina opera hace 25 años y cuenta con 500 profesionales.
El grupo Jan de Nul es líder en el mercado de dragado y obras marítimas, así como en servicios especializados para el mercado off shore de petróleo, gas y energía renovable. Jan de Nul es una empresa líder en ingeniería civil y actividades medioambientales.
El Comité de Asesores Energéticos del Consejo Argentino para las Relaciones Internacionales (CARI) organizó un Foro Virtual bajo el lema “Propuesta y Discusión de la Política de Biocoimbustibles en la Matriz Energética Argentina”. Expusieron el Director del Centro de Estudios de Energía de la Universidad de Buenos Aires, Victor Bronstein –quien desde una mirada crítica planteó que los biocombustibles no son una alternativa al reemplazo de los combustibles fósiles- y el Director Ejecutivo de la Asociación Argentina de Biocombustibles e Hidrógeno, Claudio Molina, que planteó criticas hacia la autoridad de aplicación que regula la actividad y se manifestó a favor de una nueva ley, que reemplace a la vigente 26.093, que “favorezca a nuevas inversiones”.
Mirada crítica
Bronstein abrió el debate planteando la cuestión del desarrollo de los biocombustibles desde cinco dimensiones: científico-técnica, económica, ambiental, social y política.
Desde el punto de vista científico-técnico, indicó que a lo largo de la historia lo que definió el cambio de paradigma de una matriz energética a otra fue la tasa de retorno energético. En ese sentido, señaló que actualmente en el petróleo es de 20 a 1, mientras que en el caso de los biocombustibles es de 2,5 a 1, “en el mejor de los casos”. Por lo tanto sostuvo que “los biocombustibles no son una alternativa al remplazo del petróleo. Se necesitaría toda la tierra cultivable del mundo para la producción de los biocombustibles”.
Desde el punto de vista de la dimensión económica, puso el eje en las exenciones fiscales con las que cuenta la industria de los biocombustibles. Indicó que “si hacemos el cálculo del costo fiscal acumulado que dejó de percibir el Estado por exportar biodiesel en lugar de exportar aceite de soja, se perdieron de recaudar 4700 millones de dólares en el caso del biodiesel y 1300 millones en el caso del etanol”.
Desde la dimensión ambiental, sostuvo que la deforestación que impulsa la industria de biocombustibles lleva a un aumento de la emisión de dióxido de carbono. Desde el punto de vista social, Bronstein indicó que paralelamente al desarrollo de los biocombustibles se dio un aumento del precio de los alimentos. “Es muy difícil hacer este cálculo, pero el 40% del maíz en Estados Unidos se utiliza para la producción de bioetanol. Con lo cual, haría que pensar cuál sería el precio si ese 40% se volcara al mercado de alimentos”, afirmó.
Cuestiones geopolíticas
Finalmente, Bronstein tocó la dimensión política. “Nuestra hipótesis es que el tema de los biocombustibles fue promovido por cuestiones geopolíticas”, sostuvo. Recordó que en 2008, la Administración de Información Energética de Estados Unidos sacó un informe donde advertía que para el 2030 podría llegar a faltar 43 millones de barriles diarios de petróleo de suministro.
“Ese fue el gran temor que impulsó la búsqueda de reemplazos de los combustibles fósiles. Bush inició en ese momento una gira por Latinoamérica con el desarrollo de los biocombustibles como una de sus temas de agenda. Las proyecciones de la OPEP para el 2045 muestran que el 80% de las exportaciones de crudo van a provenir de Rusia y África. Por lo tanto, la seguridad energética del mundo resulta preocupante para los países centrales”, indicó. “Entonces, la razón fundamental por la que se ha promovido los biocombustibles fue política. Parafraseando mal a Clinton, en el caso de los biocombustibles, hay que decir: “es la política, estúpido”, remató Bronstein su posición.
A favor de los biocombustibles
Claudio Molina buscó rebatir varios de los puntos expuestos por Bronstein. Señaló que los trabajos que analizan la eficiencia en la relación insumo/producto de biocombustibles están “desactualizados” y que en la actualidad esa relación “cambió significativamente”. Sobre la forma en que los biocombustibles afectarían al precio de los alimentos indicó que “quienes plantean esto no tuvieron en cuenta que la participación de las materias primas de alimentos en la estructura de precios final del biodiesel es muy baja”.
Molina negó también que los biocombustibles emitan más gases de efecto invernadero que los combustibles fósiles a los que sustituyen. “está demostrado por trabajos sólidos del INTA que demuestra que la huella de carbono en el caso de los biocombustibles está por arriba de 70% de reducción en relación con los combustibles minerales que los producen”, afirmó.
Con respecto a las exenciones impositivas que goza la industria de los biocombustibles, Molina planteó que en esa cuestión se juegan “dos problemas”. Planteó que es un absurdo “querer gravar a los biocombustibles con impuestos que nacieron para castigar la contaminación y los daños a la salud”. El otro “problema” señaló que tiene que ver con lo que el Estado deja de percibir vía retenciones por los cereales destinados al biodiesel y que no se exportan. “Entonces no industrialicemos esa materia prima. Primaricemos las exportaciones, todo lo contrario a lo que se plantea para el desarrollo argentino, Y al mismo tiempo les propongo que los combustibles minerales que se utilizan para la Argentina los importemos. Y el petróleo crudo lo exportamos así tributa también los derechos de exportación. De esa manera igualamos la situación”, planteó con ironía.
Una nueva ley
Por otro lado, Molina consideró que la “situación de bancarrota” en la que se encuentra la industria local de los biocombustibles se debe a los “gravísimos errores” cometidos por la autoridad de aplicación. “Las evidencias indican que hubo una captura del regulador por parte de los adversarios”, enfatizó. Consideró que es necesario una nueva ley de biocombustibles “que permita generar un horizonte de largo plazo, que va a favorecer nuevas inversiones, le va dar un desarrollo sustentable a la actividad y va a terminar con estos problemas que se han generado en la administración del programa, que lleva a un festival de medidas cautelares”.
Para culminar, Molina consideró que la solución en el desarrollo de los biocombustibles pasa por decisiones políticas que se toman. “Sin la política, los biocombustibles desaparecen porque no tienen la fuerza que ha logrado el complejo de petróleo a lo largo de 160 años. No hay forma en el corto y mediano plazo de introducir biocombustible y otras energías renovables sin la mano del Estado. De lo contrario, seguiríamos consumiendo el cien por ciento de combustibles minerales con los efectos colaterales que los mismos tienen”, remató.
El subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, envió a las distribuidoras eléctricas un Excel con una extensa serie de requerimientos informativos que las compañías deberán completar. La intención del gobierno es tener una idea precisa de la situación financiera que atraviesan las empresas para decidir cuáles y en qué medida serán beneficiarias del financiamiento previsto en el artículo 87 del Presupuesto 2021.
La deuda de las distribuidoras con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) se disparó este año a raíz del congelamiento tarifario, superando los 120.000 millones de pesos.
El secretario de Energía, Darío Martínez, busca regularizar esa situación. La herramienta que se eligió para hacerlo es un régimen especial de créditos públicos fondeados por el presupuesto 2021, aprobado por el Congreso el mes pasado.
Qué busca el gobierno
El artículo 87 de la ley de presupuesto remarca la necesidad de fijar criterios diferenciados a partir de la situación que atraviesan las empresas, pero para ello el gobierno necesita conseguir información precisa sobre la situación de las distribuidoras para luego elaborar una especie de ranking. Los dos objetivos son muy difíciles de concretar, sobre todo en los plazos que prevé el Ejecutivo.
En lo que refiere al acceso a la información, lo que suele ocurrir en estos casos es que las distribuidoras van a enviar información, pero no con el nivel de desagregación que se les solicita. Por lo tanto, es probable que se genere un ida y vuelta para precisar algunas cifras y completar casilleros vacíos, lo que puede demorar varios meses.
Por otra parte, especialistas del sector privado y del propio Estado reconocieron a EconoJournal que, aún en el hipotético caso de que las distribuidoras aportaran toda la información requerida, va a ser difícil objetivar esos datos para ponderar las necesidades genuinas de financiamiento.
Facsímil de una de las tablas de Excel que envió la Subsecretaría de Energía Eléctrica.
Lo que busca el gobierno es financiar a aquellas firmas que efectivamente están en problemas y no a las compañías que en medio de la crisis que atraviesa el sector aprovecharon para sentarse sobre su caja y dejaron de pagarle a Cammesa, a la espera de una negociación futura.
Qué información es la que se pide
El Excel que Basualdo, ex interventor del ENRE, les envío a las compañías incluye una larga lista datos a ser completados, entre los que sobresalen los siguientes:
Ingresos operativos por servicio de distribución (energía, peaje, conexiones, reconexiones, transporte, et),
Ingresos provenientes del Estado Nacional o Provinciales (desagregado por subsidios, programas, acuerdos, etc.)
Ingresos operativos no regulados (alquiler de posteos, servicio de cobranzas)
Sanciones que se registren como menores ingresos (bonificaciones a clientes)
Costo de la energía con Cammesa, con otros operadores y por generación propia (alquiler de generadores, combustibles para generadores, etc.)
Gastos operativos de personal (remuneraciones, horas extras, indemnizaciones, retiros, planes de pensión, cargas sociales, etc.),
Gastos operativos por servicios de terceros (operaciones, reparación y mantenimiento de edificios, servicios informáticos, toma de mediciones, servicios y costos de facturación y reparto de facturas, servicios, costos y comisiones de cobranzas y gestión de morosidad, comisiones bancarias, servicios de atención al cliente, servicio de vigilancia, servicio de transporte, etc.)
Pérdidas por multas o sanciones
Honorarios por asesorías y consultorías
Impuestos y tasas
Juicios y contingencias
Participación en subsidiarias y negocios conjuntos
Resultados financieros
Revaluación de activos
Qué dice la ley de Presupuesto
El artículo 87 de la ley de leyes dice lo siguiente:
“Establézcase, respecto de las obligaciones pendientes de pago con Cammesa y/o con el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) por las deudas de las distribuidoras de energía eléctrica, ya sean por consumos de energía, potencia, intereses y/o penalidades, acumuladas al 30 de septiembre de 2020 un régimen especial de regularización de obligaciones, en las condiciones que establezca la autoridad de aplicación”.
Luego se agrega:
“El régimen de regularización de obligaciones deberá establecer criterios diferenciados para lo cual deberá considerar origen y trayectoria de la deuda de cada una de las distribuidoras, la situación social media de sus usuarias y usuarios y priorizar la obtención de un grado equivalente de desarrollo entre regiones, provincias y municipios y el mejor impacto en el servicio público. Los criterios podrán contemplar diferentes alternativas, considerando las pautas mencionadas anteriormente, pudiendo reconocer créditos equivalentes hasta a cinco veces la factura media mensual del último año o el 66% de la deuda existente. La deuda remanente deberá ser regularizada mediante un plan de pagos con un plazo de hasta 60 cuotas mensuales, hasta seis meses de gracia y una tasa de interés equivalente de hasta el 50% de la vigente en el Mercado Eléctrico Mayorista. Los créditos se harán efectivos en el marco del acuerdo de regularización de deudas que mantienen con Cammesa”.
Con presencia del presidente Alberto Fernández, ayer YPF Luz inauguró la Central Térmica La Plata II, ubicada dentro del complejo industrial de YPF. La nueva central térmica de cogeneración permitirá abastecer de energía eléctrica a 210 mil hogares y proveer de 200 ton/hora de vapor para las operaciones de la refinería de YPF, la compañía controlada por el Estado.
La obra demandó una inversión de 166 millones de dólares. La planta incorpora 90 MW, conformando el complejo de cogeneración con mayor potencia instalada de la Argentina con una capacidad de generación eléctrica equivalente al consumo de 450 mil hogares.
Sergio Affronti, el CEO de YPF, destacó que “esta inauguración es un ejemplo más del compromiso que tiene la compañía en su liderazgo en el desarrollo de los recursos energéticos del país”.
Por su parte, el presidente de la Nación, Alberto Fernández, subrayó: “el daño que le hicieron a YPF en los cuatros años pasados, entre el 2016 y 2019, es verdaderamente llamativo. Y lo que hay que hacer es entender lo que significa YPF para la Argentina. A mí me impresiona ver con el orgullo con el que trabajadores se llaman ypefianos, con el orgullo que se ponen la camiseta YPF y cómo defienden con amor y esfuerzo su crecimiento y desarrollo. Necesitamos que sigan haciéndolo para que todos entendamos lo que YPF representa como potencial para el desarrollo de la Argentina”.
El presidente de YPF, Guillermo Nielsen, sostuvo: “lo primero que tiene que haber de parte de la familia de YPF es un agradecimiento al presidente. Nosotros no podemos dejar de registrar esta vocación del presidente por impulsar la energía en el país y la tarea que cotidianamente se hace en YPF, aquí y en todos lados”.
Por último, Axel Kicillof, gobernador de la provincia de Buenos Aires, remarcó que “YPF es un eslabón central, sin YPF este país es mucho menos. Sin una YPF nacional, administrada y gestionada para sus trabajadores y para la sociedad en su conjunto tenemos un país muchísimo peor”.
Luego del vencimiento de la prórroga que dio el gobierno hasta el 30 de noviembre para firmar los contratos, la Secretaría de Energía está definiendo ejecutar las garantías de los proyectos que no se construyeron de laRonda 3 del programa Renovar, la subasta de pequeños emprendimientos de energías renovables conocida como MiniRen que fueron adjudicados en agosto de 2019. Son entre 10 y 15 proyectos (de 38 adjudicados) que no firmaron los contratos por distintos inconvenientes. Luego la pandemia complejizó mucho más el escenario y, por esta razón, el gobierno extendió dos veces la prórroga.
Hasta el momento no hay una nueva extensión del plazo para firmar los contratos y el gobierno estarían en condiciones de avanzar en la ejecución de las garantías de sostenimiento de oferta que están plasmadas en los pliegos del proceso de licitación. Según fuentes oficiales consultadas por Econojournal, hasta el momento habría dos o tres proyectos que podrían presentar la documentación para, luego, concretar la firma del contrato PPA con Cammesa, la compañía mayorista del mercado eléctrico. Incluso hay gobernadores que están en conversaciones para acercar posiciones con el objetivo de concretar las firmas.
Los contratos tienen una garantía de mantenimiento de oferta de 50.000 dólares por cada MW adjudicado. Si los proyectos no firman el contrato con Cammesa, se les debería ejecutar esa garantía. Las multas podrían ser de hasta 500.000 dólares para un proyecto de energía renovable de 10 MW, el máximo adjudicado en la Ronda 3.
Vencimiento de plazos y prorrogas
Se trata de proyectos distribuidos en doce provincias de hasta 10 MW eólicos, fotovoltaicos, biogás, biomasa, biogás de relleno sanitario y pequeños aprovechamientos hidroeléctricos pertenecientes a la Ronda 3 del programa Renovar. Luego de ser adjudicados tuvieron distintos retrasos e inconvenientes para cerrar el financiamiento.
Según el pliego de la licitación, el plazo original para firmar los contratos PPA de abastecimiento de energía eléctrica con Cammesa vencía el 24 de enero de este año. Luego, en medio de la pandemia del Covid-19, ese plazo se extendió hasta el 30 de junio. En agosto, la Dirección de Energías Renovables volvió a extender ese período una vez más hasta el 30 de noviembre.
En la Ronda 3 se adjudicaron 38 proyectos por 259 MW, con una inversión estimada en más de 350 millones de dólares. Fueron desarrollos de menor dimensión a las anteriores rondas del programa Renovar y los proyectos se ubicaron en las provincias Buenos Aires, Catamarca, Chaco, Córdoba, Formosa, La Pampa, Mendoza, Salta, San Juan, San Luis, Santa Cruz y Santa Fe.
Luego del vencimiento de la prórroga que dio el gobierno hasta el 30 de noviembre para firmar los contratos, la Secretaría de Energía está definiendo ejecutar las garantías de los proyectos que no se construyeron de laRonda 3 del programa Renovar, la subasta de pequeños emprendimientos de energías renovables conocida como MiniRen que fueron adjudicados en agosto de 2019. Son entre 10 y 15 proyectos (de 38 adjudicados) que no firmaron los contratos por distintos inconvenientes. Luego la pandemia complejizó mucho más el escenario y, por esta razón, el gobierno extendió dos veces la prórroga.
Hasta el momento no hay una nueva extensión del plazo para firmar los contratos y el gobierno estarían en condiciones de avanzar en la ejecución de las garantías de sostenimiento de oferta que están plasmadas en los pliegos del proceso de licitación. Según fuentes oficiales consultadas por Econojournal, hasta el momento habría dos o tres proyectos que podrían presentar la documentación para, luego, concretar la firma del contrato PPA con Cammesa, la compañía mayorista del mercado eléctrico. Incluso hay gobernadores que están en conversaciones para acercar posiciones con el objetivo de concretar las firmas.
Los contratos tienen una garantía de mantenimiento de oferta de 50.000 dólares por cada MW adjudicado. Si los proyectos no firman el contrato con Cammesa, se les debería ejecutar esa garantía. Las multas podrían ser de hasta 500.000 dólares para un proyecto de energía renovable de 10 MW, el máximo adjudicado en la Ronda 3.
Vencimiento de plazos y prorrogas
Se trata de proyectos distribuidos en doce provincias de hasta 10 MW eólicos, fotovoltaicos, biogás, biomasa, biogás de relleno sanitario y pequeños aprovechamientos hidroeléctricos pertenecientes a la Ronda 3 del programa Renovar. Luego de ser adjudicados tuvieron distintos retrasos e inconvenientes para cerrar el financiamiento.
Según el pliego de la licitación, el plazo original para firmar los contratos PPA de abastecimiento de energía eléctrica con Cammesa vencía el 24 de enero de este año. Luego, en medio de la pandemia del Covid-19, ese plazo se extendió hasta el 30 de junio. En agosto, la Dirección de Energías Renovables volvió a extender ese período una vez más hasta el 30 de noviembre.
En la Ronda 3 se adjudicaron 38 proyectos por 259 MW, con una inversión estimada en más de 350 millones de dólares. Fueron desarrollos de menor dimensión a las anteriores rondas del programa Renovar y los proyectos se ubicaron en las provincias Buenos Aires, Catamarca, Chaco, Córdoba, Formosa, La Pampa, Mendoza, Salta, San Juan, San Luis, Santa Cruz y Santa Fe.
La mina de carbón Cerrejón, en el norte de Colombia, y el Sindicato de Trabajadores de la Industria del Carbón (Sintracarbón) firmaron este lunes un acuerdo con el que se puso fin a 91 días de huelga, informó la empresa.
El pacto, que también le permite a la compañía reiniciar operaciones a partir de este martes, estará vigente hasta el 31 de diciembre de 2023, informaron las partes.
El acuerdo establece, entre otros asuntos, aumentos salariales anuales igual a la inflación, beneficios en salud, educación y vivienda.
«Después de atravesar la huelga más larga de nuestra historia, debemos trabajar más unidos que nunca para seguir construyendo nuestro futuro y poder hacer realidad nuestros sueños y los de nuestras familias», dijo la presidenta de Cerrejón, Claudia Bejarano, citada en un comunicado de la compañía.
La empresaria recordó que este año la compañía ha atravesado grandes desafíos debido a los precios bajos del carbón, la reducción de la demanda a nivel mundial y la pandemia provocada por la covid-19.
«Tras el acuerdo alcanzado, nuestra prioridad ahora es realizar un reinicio de operaciones seguro y responsable. Para hacerlo posible, el equipo de contingencia, además de mantener los activos durante estos meses, ha diseñado un plan que asegura el cumplimiento de estrictas medidas de seguridad y control para proteger la salud de todos nuestros trabajadores», agregó.
Por su lado, Sintracarbón explicó en un comunicado que también se logró la vinculación de cien trabajadores que tenían contratos a término fijo, para que tengan uno indefinido, así como el reenganche de 200 operarios a quienes se les habían cancelado contratos a término indefinido.
Cerrejón, que es la mayor mina a cielo abierto de Latinoamérica, está ubicada en el departamento de La Guajira (norte) y es de propiedad de las multinacionales mineras BHP, Anglo American y Glencore.
En el comercio mundial, Colombia se ubica como el quinto principal exportador de carbón después de Australia, Indonesia, Rusia y Estados Unidos. EFE
El gobierno nacional lanzó ayer el Plan Gas 2020-2024 con el objetivo de estimular las inversiones en los campos gasíferos del país para frenar el declino en la producción. Lo hizo en la Casa Rosada con el respaldo de la cúpula empresaria petrolera. También difundió un documento con los números que sustentan el programa de estímulo para incrementar la producción de gas en la Argentina y evitar importaciones que demandan grandes cantidades de divisas.
Según el gobierno, el Plan Gas 2020-2024 tendrá una sustitución de importaciones por 30.804 millones de metros cúbicos. Este es el requerimiento de importaciones que se suplantará “gracias al desarrollo de producción nacional”, que tendrá 21,1 millones de m3 diarios (MM m3/d) en promedio.
En este sentido, y como consecuencia del plan, el país tendrá un ahorro de divisas de 9.274 millones de dólares. También habrá un ahorro fiscal de US$ 2.574 millones, “que deriva del requerimiento de menores importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y combustibles líquidos, descontando el estímulo otorgado por el Estado Nacional al plan”.
Según el documento, el gobierno estima un incremento de la recaudación fiscal a nivel nacional, provincial y municipal de US$ 3.486 millones.
El Ejecutivo proyecta inversiones para la producción de gas por US$ 6.500 millones hasta 2024, “que surge de los compromisos de las operadoras que participan del plan”.
Por el incremento de la producción, las provincias petroleras tendrán un aumento en las regalías de US$ 987 millones entre 2021 y 2024. El cálculo del gobierno es que las regalías estimadas con el Plan Gas serán de US$ 2.342 millones, mientras que sin el programa de estímulo serían de alrededor de US$ 1.355 millones.
También habrá una “participación equitativa por cuenca” que suma 70 MM m3/d (sin volúmenes adicionales de invierno), donde la Neuquina (Vaca Muerta) tendrá 47,2 MM m3/d, que explica el 67% de la producción; la cuenca Austral (on y off shore) con 20 MM m3/d y el 29%; y, por último, la cuenca del Noreste con 2,8 MM m3/d y con 4% de la producción.
Mecanismo de competencia
El Estado Nacional licitará un bloque de 70 millones de m3 de gas diarios para los 365 días del año en el período 2021-2024. Además, habrá un volumen adicional para cada uno de los inviernos. Los oferentes competirán libremente en un concurso público de precios “para abastecer a la demanda, lo que favorece la reducción de precios”.
La idea del gobierno es fomentar la concurrencia de los productores y premiar al más eficiente en costos “con prioridad de asignación de despacho y de exportación en firme durante el período estival a los países vecinos”.
Off shore
A diferencia de los campos on shore, la producción costas afuera tendrá “un tratamiento diferenciado para potenciar inversiones” que contará con un adicional de 4 años más (total 8 años). Contará con pautas y penalidades diferenciales ante incumplimientos de inyección. En este caso, el compromiso de inversión e inyección equivale al 70% de su producción en el segundo período de 4 años.
Los parques eólicos en el noreste de Brasil generaron 9.163 megavatios promedio (MWa) el sábado pasado, rompiendo así el récord regional de generación diaria, anunció el lunes el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS).
El volumen producido por los parques eólicos supuso el 86,8% de la carga de la región ese día. El récord anterior fue de 9.098 MWa, registrado el 7 de agosto, según datos de ONS.
ONS señaló que la generación récord fue el resultado de un buen desempeño eólico. Compuesto por nueve estados: Alagoas, Bahía, Ceará, Maranhao, Paraiba, Piauí, Pernambuco, Rio Grande do Norte y Sergipe, la región noreste de Brasil concentra la mayor cantidad de parques eólicos en todo el país gracias a sus condiciones favorables.
El mes pasado, el productor independiente de energía (IPP) Total Eren y EDP Renovaveis SA (ELI: EDPR) obtuvieron fondos para desarrollar sus respectivos proyectos eólicos en el estado de Rio Grande do Norte. La empresa francesa está desarrollando 160 MW de proyectos eólicos mientras que la firma portuguesa de renovables está ampliando un complejo existente a 180,6 MW.
Al no apostar por las energías renovables, México va rezagado en el cumplimiento de objetivos de reducción de emisiones del G20 a pesar de la caída de la actividad productiva y de la contaminación por la pandemia de covid, señaló el Reporte de la Transparencia Climática.
México no está aprovechando las «oportunidades» y «va al contrario de lo que el reporte señala, que es la importancia de consolidar las políticas para mayor producción de energías renovables», expresó a Efe el director de Política Climática y Transporte en Iniciativa Climática de México (ICM), Jorge Villarreal, tras presentar el informe en México.
ICM participa junto a otras organizaciones en la iniciativa Climate Transparency, a través de la cual se generó el reporte que toma en cuenta a diferentes países del G20.
De acuerdo con los datos del documento, México, junto con Reino Unido, Alemania y Canadá, presenta el rango más alto de reducción de emisiones debido a la pandemia. Sin embargo, sus inversiones públicas y subsidios en proyectos de fuentes fósiles «revertirán el decrecimiento de emisiones una vez que se reactive la economía».
En contraste, la mayoría de países del G20 están promoviendo de forma activa las energías renovables en sus planes de recuperación aunque sigan invirtiendo en fuentes fósiles.
Sin embargo, consideró Villarreal, las políticas energéticas mexicanas no están tomando el mismo rumbo, tanto es así que el 73 % del presupuesto dirigido a la acción del cambio climático está destinado a gasoductos.
«Las políticas orientadas a favorecer los combustibles fósiles obstaculizan que México aproveche la oportunidad para poder consolidar la tendencia global de mayor penetración de energías renovables y de los anuncios que las principales economías está haciendo para la neutralización del carbono para 2050, incluyendo los principales socios comerciales de México», indicó el experto.
Por su parte, la investigadora asociada en el ICM Mariana Gutiérrez indicó en la presentación del reporte que todavía es posible un cambio de rumbo en las políticas mexicanas, pero de manera urgente.
«De acuerdo al reporte, los efectos del cambio climático están generando costos sociales y económicos. En 2019 hubo 126 fallecimientos en México a causa de efectos asociados al cambio climático y se pierden 25.000 millones de dólares cada año», aseguró.
EL G20 AVANZA EN INTENCIONES
A nivel general, el reporte recoge que los países del G20 están avanzando en cuanto a los planes de recuperación verde y están incluyendo medidas contra la crisis climática en sus planes de recuperación tras la pandemia mundial de coronaviurs.
Esto es relevante porque los países del G20 reúnen el 80 % de las emisiones globales de CO2 y dos terceras partes de la población mundial.
«El G20 se mueve en una dirección que apunta al crecimiento acelerado y a la permanencia de las energías renovables a la vez que avanza de manera pausada en descarbonización. Las decisiones en contexto de covid-19 pueden cambiarlo todo», terminó Gutiérrez. EFE
De acuerdo a un informe de la consultora Rystad Energy, si la producción de crudo aumenta según lo previsto en enero, el mundo tendrá que afrontar un nuevo superávit de 200 millones de barriles hasta mayo.
Los balances de Rystad Energy muestran que si la OPEP + no modifica su acuerdo existente y aumenta su producción, el mundo enfrentará en enero su mayor exceso mensual desde abril de 2020 con un superávit diario promedio de 3,1 millones de barriles al mes. Es probable que los excedentes más pequeños continúen hasta mayo, generando un exceso total que superará los 200 millones de barriles durante los primeros cinco meses de 2021, antes de finalmente comenzar a reducirse a partir de junio.
Rystad Energy también calculó lo que puede pasar en caso de la que la OPEP+ decida moderar las metas de producción. Si finalmente dicha organización decide posponer tres meses el aumento planificado para enero, seguiremos viendo superávits mensuales consecutivos hasta mayo, pero el tamaño total se limitará a unos 115 millones de barriles. Sin embargo, si la OPEP + toma la valiente decisión de extender el status quo actual por seis meses, los superávits terminarán después de marzo, dejando un exceso menor de tres meses de solo 90 millones de barriles, que se borrará a fines de junio. debido a los déficits provenientes de abril.
“Creemos que mantener el acuerdo actual, que exige aumentar la producción objetivo en 1,9 millones de bpd a partir de enero de 2021, podría hacer que el Brent vuelva a bajar a $ 40 por barril o menos. Una extensión de tres meses solo proporcionaría un apoyo marginal a los precios, pero ayudaría a establecer $ 50 como un piso más resistente, mientras que una extensión de seis meses podría ayudar a reducir significativamente el exceso de almacenamiento y sobrecargar los precios a mediados de los $ 50 ”, dice Bjornar Tonhaugen, director de mercados petroleros de Rystad Energy.
En cierto modo, la OPEP + ya está decidida a extender sus recortes actuales durante algún período en 2021 y probablemente sepa que el mercado lo castigará si no lo hace, agrega Tonhaugen.
Si se aprueba la extensión del recorte OPEP +, el principal benefactor será, por supuesto, la fuente de suministro marginal más flexible del mercado: el esquisto. Los últimos meses demostraron que $ 40 Brent eran suficientes para desacelerar las perspectivas de crecimiento de la producción de petróleo en el parche de esquisto de EE. UU., Pero al mismo tiempo, claramente no era un entorno de precios lo suficientemente alto como para permitir que los jugadores prosperen, como lo demuestra el Incremento de la actividad de consolidación y quiebras.
La producción de crudo de EE.UU. en septiembre llegó a 10.860 millones de barriles promedio diarios (bpd), un 2,63% más al registro al alcanzado en el mes de agosto. Sin embargo, en términos interanuales la producción cayó un 13,24%.
El aumento en septiembre con respecto a agosto se debió principalmente a la producción de en alta mar frente al Golfo de México, que experimentó un aumento de 315.000 bpd. La producción de petróleo de Dakota del Norte también aumentó en septiembre a 1.215 millones de bpd, 61.000 bpd que lo registrado en agosto.
En cambio, en Texas, que representa la mayor parte de la producción de petróleo estadounidense, registró una leve caída, al pasar de los 4.628 millones de bpd en agosto a los 4.688 millones registrados en septiembre. Con respecto a septiembre del año pasado, la caída fue de 563.000 bpd más baja.
La producción de petróleo de Colorado también se redujo a 418.000 bpd desde los 445.000 bpd del mes anterior. Y con las nuevas reglas que acaba de establecer el regulador de petróleo y gas de Colorado para la industria, será más difícil atraer compañías petroleras al estado y se espera que la actividad de perforación disminuya aún más.
Con respecto al gas natural, la EIA informó que la producción se redujo en septiembre un 0,2% con respecto a agosto y un 3,9% en comparación con septiembre de 2019. Las mayores disminuciones se observaron en Pensilvania y Texas, mientras que aumentaron en el Golfo de México, Alaska, Dakota del Norte, Oklahoma y Nuevo México.
En una carta enviada al presidente Alberto Fernández y al canciller Felipe Solá, la empresa China Construction America (CCA) informó hoy que está dispuesta a desembolsar más de 1.500 millones de dólares en la Argentina para la concreción de la obra del Corredor Vial B, que se le había otorgado a una Unión Transitoria de Empresas integrada por la constructora asiática de capital estatal.
Según consignó la agencia NA, el representante de la compañía, David Wang, destacó que «la concreción del Corredor Vial B es de suma importancia para la República Popular China«. Asimismo, recordó que en 2018 fue en persona el presidente Xi Jinping al evento en el que se rubricó el contrato, el China’s Belt and Road Summit, una iniciativa de desarrollo de infraestructura de alcance global a la que Argentina anunció que se incorporará.
Si se suman los 80 millones de dólares que CCA ya desembolsó en el Corredor Vial B, una autovía que atraviesa el núcleo agrícola argentino, desde la ciudad bonaerense de Luján a Santa Rosa, la capital de La Pampa, y se agregan 390 millones de capital accionario (o equity), en total son más de 1.500 millones de dólares que llegarían al país. El interés del gobierno chino por la iniciativa es de tal importancia, que CCA ya compró la parte del proyecto que tenía su socio local, la fallida mendocina Green SA. De este modo, el contrato es cien por cien del estado chino, único propietario de CCA.
El gobierno nacional designó hoy a María Soledad Manin como la nueva interventora del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE). Era una de las principales colaboradoras del ex interventor Federico Basualdo, quien a principios de noviembre pasó a ocupar la Subsecretaría de Energía Eléctrica.
Manin ocupó hasta octubre la coordinación de Protección de Usuarios y Usuarias y Participación Ciudadana del ENRE. Previamente, estuvo durante 14 años en el área de Servicios Público de la Defensoría del Pueblo de la Nación. También es magíster en Derecho Administrativo y Administración Pública.
Los considerandos del decreto señalan que la nueva interventora “ha sido propuesta por el Ministerio de Economía para el cargo citado, quien reúne los antecedentes que justifican su postulación, no encontrándose alcanzada por las incompatibilidades establecidas”.
El presidente Alberto Fernández reunió este lunes en el Museo del Bicentenario de la Casa Rosada a los principales empresarios petroleros del país en una muestra de respaldo al Plan Gas que arrancará este jueves con la presentación de ofertas y apertura de sobres. En los últimos meses se negoció con cada una de las empresas para que se sumen a la iniciativa ya que las inversiones que hagan serán clave para revertir el declino de la producción.
“Venimos hablando desde hace mucho tiempo sobre la necesidad de llevar adelante este plan gas porque es algo que beneficia a todos. Lo he hablado con los Bulgheroni cuando visité su destilería hace pocos meses atrás, lo hablé con Paolo Rocca en una comida que compartimos, el viernes lo hablamos con Marcelo Mindlin, lo hablé con los Eurnekian y obviamente también lo hablé con Guillermo Nielsen y Sergio Affronti. Lo que estoy marcando es que lo hemos hablado todos y fuimos construyendo y adecuando el plan para que funcione y rinda para todos”, aseguró Fernánde, quien ofreció un breve discurso de apenas 7 minutos.
Además de Marcos y Alejandro Bulgheroni (Pan American); Paolo Rocca (Techint); Guillermo Nielsen y Sergio Affronti (YPF); Marcelo Mindlin (Pampa Energia); y Hugo Eurnekian (CGC), lo escucharon con atención Carlos Ormachea (Tecpetrol); Dominique Marion (Total Austral); Eric Dunning (Chevron); Marcelo Asis (Shell); Gustavo Mariani (Pampa Energía); Germán Macchi (Pluspetrol) y Pablo Vera Pinto (Vista).
También participaron los gobernadores Arabela Carreras (Río Negro); Omar Gutiérrez (NQN); Gustavo Saenz (Salta); y Sergio Ziliotto (La Pampa). La representación del sector se completó con los sindicalistas Guillermo Pereyra, Marcelo Rucci y Jorge Ávila.
“Buscamos que el plan genere más gas para Argentina, dejé mejores regalías a las provincias, genere mejores recursos fiscales y los invito a seguir invirtiendo generando trabajo y dándonos el gas que los argentinos necesitamos para desarrollarnos. Y digo todo esto porque cuando todo esto se conjuga y la vocación de todos es la misma, aunque los intereses de todos sean distintos, los resultados suelen ser virtuosos”, remarcó Fernández.
Las compañías deberán detallar también el plan de inversiones con la curva de producción y su incremento estimado para 2024. En la misma presentación deberá reflejarse el aumento en las contrataciones de pymes locales, regionales y nacionales, cuyo incremento a lo largo del programa deberá ser de entre un 30 y un 40 por ciento.
El acto de adjudicación del llamado a concurso se realizaría el 15 de diciembre y la entrada en vigencia del Esquema 20/24 con los precios surgidos de la subasta será a partir del 1° de enero de 2021.
El presidente de Edenor, Ricardo Torres, y la directora general de Camuzzi, María Tettamamti, analizaron las alternativas para encarar un descongelamiento tarifario en los servicios de electricidad y gas. Durante el Energy Day organizado la semana pasada por EconoJournal ambos directivos coincidieron que es posible una segmentación de acuerdo a los ingresos de los usuarios, pero para llevarla adelante es necesario acordar criterios con las autoridades nacionales. También coincidieron en que para ofrecer un servicio de mayor calidad es imprescindible avanzar cuanto antes con el descongelamiento y advirtieron que no se está trabajando con los entes reguladores en la Revisión Tarifaria Integral (RTI). «Nunca lo vimos el informe sobre la RTI», aseguró Torres.
Segmentación de las tarifas
María Tettamanti, de Camuzzi, sostuvo que para plantear un esquema de segmentación eficiente se requiere de la colaboración de los organismos públicos como la Anses y la AFIP. “Hoy en día con la tecnología que hay, implementar distintos esquemas tarifarios es posible. Pero necesitamos de la información que nos pueda brindar el Estado Nacional porque las distribuidoras no contamos con información para segmentar los usuarios por ingresos. La datos que nosotros tenemos de los usuarios son el titular, el domicilio, los consumos históricos pero no más que eso. Por eso es importante que nos sentemos con las autoridades y acordemos cuál va a ser el esquema de segmentación y nos den los tiempos suficientes para poder implementarlos”, aseguró.
Desde Edenor, Ricardo Torrres planteó un escenario similar. “Nosotros no sabemos dónde vive la gente. Sabemos quién es el titular de los servicios, el domicilio y los consumos. Siempre le dijimos al Gobierno que está bien segmentar. No tiene sentido subsidiar a gente que puede pagar. Y está bien establecer dos o tres categorías y mantener una tarifa social para gente que necesita más ayuda. Pero no sabemos dónde vive. Si los indicadores son personales, nos va a resultar muy difícil implementarlo. Nosotros habíamos propuesto largar con un sistema basado en la geolocalización, teniendo en cuenta que cada 60 días pasamos por la puerta de nuestros tres millones de usuarios y recabamos una serie de datos que pueden ser muy útiles. Pero el Gobierno está apuntando hacia otro lado. Por lo que nos han dicho, están apuntando por el lado individual. Así que veremos cómo juntamos las dos cosas”, señalo.
Congelamiento de tarifas
Desde hace 20 meses que las tarifas de luz y gas en la Argentina están congeladas. Durante ese tiempo, la inflación superó el 75% y el tipo de cambio duplicó su devaluación. Esta situación provocó una fuerte caída en los ingresos reales de las distribuidoras. Por lo tanto, Tettamanti y Torres consideraron que es necesario un esquema de asistencia financiera a las empresas distribuidoras hasta que se entre en la fase de descongelamiento de las tarifas.
La ejecutiva de Camuzzi recordó que “nosotros entramos en el período en el que menos ingresos tenemos por una cuestión estacional, que son los de enero a abril. Se junta una baja tarifa con incremento en los costos. Necesitamos entonces con urgencia la implementación de un sistema de asistencia financiera hasta que empecemos a tener mayores ingresos que paguen los usuarios vía tarifa. Creo que es fundamental transmitir acá con mucha inteligencia por qué se tienen que aumentar las tarifas. La gente es obvio que no está de acuerdo con el aumento tarifario. Pero tampoco le gusta quedarse sin luz y sin gas y tener un servicio deficiente”, planteó.
Revisión Tarifaria Integral
Tanto Tettamanti como Torres advirtieron que durante este año no ha habido avances en la revisión de los contratos de gas y electricidad y reconocieron que no vienen conversando con las autoridades de los entes reguladores sobre el tema.
-En su momento el Enargas empezó a llevar adelante una serie de revisiones de la RTI 2017-2022 de cada una de las distribuidoras y transportistas. Mientras tanto, el gobierno comenzó a instalar en agenda la necesidad de avanzar hacia un descongelamiento tarifario. ¿En qué quedo el proceso de revisión de las RTI que estaba llevando adelante el ente? ¿cuál es la comunicación que tienen hoy con el ente regulador?
María Tettamanti: -Respecto a la RTI pasada, el ente hizo una revisión y elevó un informe al Ministerio de Producción en su momento. Lo que sí te puedo decir es que respecto al establecimiento de una tarifa de transición y el inicio de un nuevo proceso de RTI lo que sabemos es que están pensando en el establecimiento de un esquema de transición a partir de marzo y abril y, respecto a la nueva RTI, todavía no tenemos definiciones formales ni informales del ente regulador de cuándo va a ser el inicio de ese proceso y cuál va a ser la metodología de establecimiento de las nuevas tarifas. (…) El secretario dijo que esa revisión va a llevar mínimo un año. Por lo tanto, nos tenemos que poner a trabajar ya para que se defina la nueva metodología.
-El ENRE en su momento dio a conocer que había elaborado un informe sobre las RTI 2017-2022 de Edenor y Edesur. Lo elevó al Ministerio de Desarrollo Productivo, cuando Energía todavía dependía de esa cartera. Sin embargo, no se conocieron los detalles de ese informe. ¿En qué quedó ese proceso que había iniciado el ente regulador?
Ricardo Torres: -Nunca lo vimos el informe sobre la RTI. Yo leí, creo que era un memo de prensa, cuando se elevó al ministerio y no sé si el ministerio hizo algo o no. Por lo tanto, tampoco sé cuál era la naturaleza de las críticas. Leí algo sobre la irracionabilidad de las tarifas. El proceso de la RTI es muy complejo. En el caso eléctrico es un tema que depende de la red, la clientela, las condiciones del servicio, los costos. Es un trabajo largo. Algunos temas no se abordaron para dejarlos para la siguiente RTI. Hacía 20 años que no se hacía una RTI y hacerlo en un año era un desafío, pero la RTI estuvo hecha con mucho trabajo. No sé bien qué es lo que le criticaban. Lo único que nos han dicho es que va a haber una transición. Hay que esperar.
Deudas con CAMMESA
Como consecuencia del congelamiento de taridas y de la caída de la cobrabilidad que generó los primeros meses de la cuarentena, Edenor acumuló deuda con Cammesa, la empresa mayorista de electricidad. En ese sentido, Torres destaca que “En la Ley de Presupuesto figura una serie de créditos posibles y planes de pagos para las distribuidoras. Con lo cual, la intención del Gobierno es trabajar en eso. Cómo van a hacer el trabajo con cada distribuidora es todavía incierto. Nosotros le debemos plata a Cammesa. Pero le debemos exactamente lo mismo que el aumento de tarifas que no tuvimos. Entonces, ¿quién paga la luz? ¿La paga el Estado o la pagan los que la usan como si fuera la nafta o la ropa? Esa es una discusión. Nosotros hemos dicho siempre que arreglar la recaudación de la distribución ordena todo el sistema. No está bueno que Edenor le deba US$ 500 millones al Estado. Que un país tan pobre como está hoy la Argentina, que yo tenga un subsidio y que lo mismo suceda con un shopping o un banco, para mí está mal. Yo creo que es una discusión que la política y la sociedad la tiene que saldar de una vez”, consideró.
La modernización del sistema
Tettamanti y Torres destacaron que la pandemia aceleró los procesos de modernización y digitalización de sus compañías y que iniciativas de ese tipo ayudarán a bajar los costos y por lo tanto ofrecer servicios más eficientes y económicos. Sin embargo, destacaron que es necesario que estos procesos cuenten con el acompañamiento de los entes reguladores.
“Si nosotros no queremos que el servicio no le cueste a la sociedad, tenemos que bajar los costos. Y para eso la incorporación de tecnología es clave. Pero acá tenemos que estar todos de acuerdo y con el regulador. Si las empresas invierten en tecnología para permitir la accesibilidad a canales digitales, tenemos que permitir que la atención personalizada sea cada vez menor. Porque sino lo que hago es duplicar los costos. Si yo estoy pagando el mantenimiento y la actualización de ciertos sistemas y además tengo que mantener la misma cantidad de lugares y personal para atender al público, estoy duplicando los costos”, planteó Tettamanti.
Torres relató los avances logrados en materia digital durante la pandemia y cómo esto redundó en un mejor servicio. “Nosotros cerramos 25 oficinas comerciales al día siguiente que comenzó la pandemia. Y todavía no se abrieron. Las encuestas de atención al cliente están en los máximos de la historia de la empresa. Tenemos dos millones de cuentas en el canal digital. Por ese canal informamos cuándo se va a cortar la luz, cuando va a retomar, se puede pagar, iniciar un cambio de titularidad. Antes las oficinas atendían hasta las 3 de la tarde, ahora hay un horario súper extendido. Antes hacer un trámite le llevaba a un cliente desde que salía a la casa y volvía por lo menos 40 minutos. Ahora lo puede hacer desde la casa o el colectivo. Creo que es uno de los grandes cambios positivos que nos dejó la pandemia. Pero el regulador tiene que acompañar esta modernización”, enfatizó
«No preveo cortes»
Por las restricciones de movilidad que impone la pandemia, algunos pronostican que en el verano que se aproxima puede haber un pico de demanda superior al que suele producirse en esa estación del año y por lo tanto se corre el riego de que colapse el suministro eléctrico. Sin embargo, Torres asegura que desde hace tiempo Edenor viene haciendo las inversiones necesarias y ve poco probable que puedan producirse cortes masivos.
“Desde el año 2014 a hoy, en Edenor invertimos U$S 1700 millones. Nunca en la historia de la industria de la distribución eléctrica se invirtió esa cantidad de dinero. Con lo cual, yo no preveo cortes. Los cortes hoy están en la tercera parte de lo que eran hace cinco años. Seguramente va haber una tormenta que va a romper cables. Pero hoy el promedio de los cortes de los clientes de Edenor son cinco cortes por año de una hora y media. Por lo tanto, confió en que el suministro de electricidad no se va a ver alterado durante el próximo verano”, concluyó.
En la provincia de Chubut se está discutiendo un proyecto de Ley de Zonificación Minera que habilita el desarrollo de esa industria en los departamentos de Gastre y Telsen, una zona que representa el 16% de la superficie de la provincia y en donde “la actividad es ampliamente aceptada y solicitada por la comunidad local”, señaló la Red de Académicos por el Desarrollo de una Minería Sustentable, un grupo interdisciplinario integrado por profesionales vinculados con instituciones académicas universitarias y de formación superior.
“El proyecto no hace más que cumplir con uno de los requisitos establecidos por la Ley 5001 que, si bien debería haberse cumplido antes de los 120 días de sancionada la norma, no tiene fecha de vencimiento, al igual que no lo tiene el resto de las reglamentaciones que, para cada ley sancionada en nuestro país, suele concretarse mucho tiempo después de los plazos establecidos”, continúa.
La red de académicos se propone “el cuidado del ambiente y a través del conocimiento científico tecnológico, la experiencia y la formación profesional de sus integrantes respetando la diversidad de opiniones relacionadas con esta actividad”.
Este proyecto despertó voces críticas que han logrado hacerse oír, pero a la vez ha generado multitudinarias adhesiones, expresadas en encuestas y, sobre todo, en marchas encabezadas por los habitantes de la zona en la que se propone desarrollar la actividad.
Además, la red destaca: “existe una gran cantidad de elementos técnicos a considerar en el debate, pero antes de todos estos elementos sobresale una discusión de carácter moral. La cruda realidad es que tanto quienes se oponen a la minería como quienes la apoyan viven una vida rodeada de bienes y servicios que no existirían de no ser por los insumos que provee la actividad, insumos que no crecen en los árboles, sino que son producidos en provincias y países que no rechazan la minería. Sin minería no hay computadoras, ni celulares, ni automóviles, ni electricidad, ni gas. Sin minería no hay agricultura, ni turismo, ni educación, ni salud, ni producción científica”.
La red de profesionales plantea: “¿es moralmente justificable que quienes creen que la minería es una actividad contaminante acepten usar productos provenientes de la actividad que, a su entender, estaría contaminando otras provincias o países? ¿No resulta esto equivalente a consumir una prenda de vestir, a sabiendas de que fue producida con trabajo infantil? ¿O comprar un bien, a sabiendas de que el mismo fue robado? Para la tranquilidad de los lectores, la minería no tiene punto de comparación con esas actividades ilícitas, porque la minería es una actividad lícita que en todo el mundo aplica estándares de seguridad que pocas industrias poseen, contribuyendo al desarrollo sustentable de las comunidades en las que se realiza”.
“La minería acompaña al ser humano desde la edad de piedra, y lo seguirá acompañando hasta el fin de sus tiempos, y todas las personas, chubutenses incluidos, seguirán dependiendo de bienes y servicios procedentes de la minería. Una provincia que externaliza los impactos que su estilo de vida produce, no está haciendo uso de su derecho de autodeterminación, sino que está condicionando los derechos de los pueblos que habitan las regiones que eligen desarrollarse mediante la producción de esos insumos”, añade.
El proyecto de ley que se está discutiendo “es de vital importancia”, porque permitirá a la provincia de Chubut “contribuir a la producción de los insumos necesarios para generar los bienes y servicios que los propios chubutenses demandan”. Además, “lo hará garantizando las mejores prácticas ambientales y maximizando los beneficios para la provincia y el país. Beneficios que se traducirán en una mayor recaudación fiscal, generación de empleo local, promoción de pymes a través del compre local, planes de desarrollo comunitario, integración productiva, capacitación en oficios, etc.”.
“Este proyecto nos brinda la oportunidad de dar la tan postergada discusión moral sobre la minería, una discusión madura y honesta en la que de una vez por todas el ´cómo´ deje de ser eclipsado por el ´no´”, concluye el comunicado.
Del panel de Upstream del Energy Day, el evento energético organizado el miércoles por Econojournal, participaron referentes de operadoras con importante presencia en los no convencionales de Vaca Muerta. Bajo el disparador ¿Qué nivel de actividad proyectan las productoras en 2021?, dieron su visión Pablo Iuliano, vicepresidente de Upstream No Convencional de YPF; Daniel De Nigris, country manager de ExxonMobil; Juan Garoby, COO de Vista Oil&Gas; y Gustavo Hock, director de Operaciones de Pluspetrol.
Las intervenciones coincidieron en la importancia de la reducción y optimización de los costos en el desarrollo de los no convencionales. Además, los referentes de YPF, ExxonMobil, Vista y Pluspetrol comparten que el año que viene el precio del barril internacional de petróleo se ubicará entre los 40 y 50 dólares y analizan sus inversiones en base a este análisis.
En este sentido, Iuliano remarcó que “nuestra visión estratégica para el futuro es recuperar el core de la compañía, que es la producción de petróleo y gas. Para esto, vamos a enfocarnos en dos frentes: tenemos un cluster central de desarrollo de petróleo con muy buenos rendimientos, pero tenemos que seguir trabajando en bajar los costos por pozo y alcanzar mejor eficiencia”. Y agregó: “estamos en un costo de desarrollo de entre 8 y 9 dólares por barril, dependiendo la zona. En Permian (Estados Unidos) tienen mejores costos que estos, pero la verdad es que creemos que los podemos alcanzar”.
Previsibilidad
En tanto que De Nigris, country manager de de ExxonMobil, que tiene siete bloques en distintos estados de desarrollo en Vaca Muerta, señaló que “lo que necesitamos para adelante es tener un marco de estabilidad en aspectos de competitividad con otros mercados. Cuando hablamos de exportaciones en el mercado internacional hay reglas como el precio, las formas y plazos de entregas ya están establecidos. Tenemos que generar una serie de elementos que nos permitan competir en forma permanente con ventas a clientes que puedan ser previsibles en el tiempo. En este marco, es importante tener un régimen con precios asociados a los mercados internacionales”.
Por su parte, Juan Garoby, de Vista Oil&Gas, sostuvo: “en la ventana de petróleo, todo lo que es optimización de costos de desarrollo se vio apalancada fundamentalmente por una mejora en la productividad de los pozos en su EUR (la sigla con la que se denomina a la cantidad total de hidrocarburo que producirá el pozo a lo largo de su vida útil), en su recuperación final y en la optimización de tiempos y costos de perforación y completación en la construcción de pozos».
“También se mejoró mucho en el espaciamiento entre etapas, ya que originalmente se hablaba de 100 metros de espaciamiento y hoy creo que todos estamos entre los 50 y 60 metros. Es decir, pozos de 2.500 metros terminan con 50 etapas y de 3.000 metros con 60 etapas”, agregó.
Por último, Gustavo Hock, de Pluspetrol, subrayó que “la particularidad de La Calera (un bloque de shale oil con gran cantidad de gas asociado) es que está en la ventana de gas y petróleo y nos da una ventaja para acondicionar el plan de desarrollo de acuerdo a los planes de promoción del gas o al mercado del petróleo. Podemos jugar con el desarrollo hacia el este o al oeste y las distintas combinaciones”.
A continuación, las principales definiciones de los participantes del panel de Upstream del Energy Day:
Pablo Iuliano (YPF)
“Estamos confiados en poder ser competitivos con el nivel de precios actuales. Creemos que en el futuro el precio va a estar entre 40 y 50 dólares por barril, no vemos que vaya a ser mejor que eso y nos tenemos que preparar para ese desafío”.
“Tenemos bloques dentro de nuestros desarrollos masivos que nos permiten tener costos competitivos a estos niveles de precios. El desafío es llevar esto al resto de la cuenca de forma sistemática”.
“Estamos apuntando fuerte en dos ejes fundamentales: la productividad de los pozos y la reducción de costos. Es decir, hacer las cosas de manera más eficiente y más rápido y con organizaciones adaptadas a esta realidad de la pandemia y los desafíos del futuro”.
“Tenemos que apuntar a una ventana en el cual nuestros proyectos puedan funcionar con un break even (umbral de rentabilidad) inferiores a 30 dólares. Este es el objetivo que nos hemos planteado para desarrollar los clusters en Vaca Muerta, siempre con la visión y objetivo de largo plazo y convertir a YPF en una plataforma que nos permita exportar petróleo de una manera sustentable”.
“El reciente Plan Gas 2020-2024 nos pone nuevamente en carrera para comenzar a desarrollar nuestros bloques de gas. En principio, vamos a desarrollar dos campos que tenemos testeados para abastecer el mercado argentino y seguir trabajando para que en un futuro podamos exportar GNL, pero para esto tenemos que ser competitivos con los costos y lograr el break even de gas por debajo de US$ 1,5 por millón de BTU”.
“Estamos en condiciones y el desafío que tenemos es crecer y abastecer el mercado local, pero, además, armar una base sustentable de producción exportable. El crudo de Vaca Muerta no es conocido, hay que instalarlo y hacerlo conocer en todo el mundo”.
“Revisamos casi el 65% de los contratos de YPF para ser más eficientes y realmente es un trabajo que nos permitió encontrar ineficiencias que nos abrió la puerta para proyectar costos por pozos de entre el 20% y 30%”.
“Cuando sellemos el acuerdo de sustentabilidad de Vaca Muerta con los sindicatos vamos a tener alrededor de 10 u 11 equipos de perforación, tanto en gas como en petróleo. De la mano de la reducción de costos vamos a poder perforar más pozos, estamos pensando en perforar 15% o 20% más de pozos de lo que fue 2019 con el mismo capex. Estamos pensando en crecer en producción en un 30% o 40% respecto a lo que fue este año”.
Daniel De Nigris (ExxonMobil)
“La estrategia del desarrollo no convencional en Vaca Muerta viene atada a que la Argentina para ExxonMobil es el primer lugar fuera de Norteamérica con progresos de desarrollos de este tipo. La estabilidad a mediano y largo plazo es la que va a traer competitividad básica de los proyectos. Estamos trayendo esa experiencia de más de 50.000 pozos operados en Norteamérica con una empresa que es líder en no convencionales en Estados Unidos”.
“Nuestra posición está balanceada en las ventanas de crudo, condensado y gas. Dentro de los siete bloques que tenemos, cinco están con concesiones de 35 años y dos en la ventana de oil. Tenemos una posición concreta de más de 300.000 acres”.
“En Bajo del Choique-La Invernada, donde tenemos puesto el foco, estamos en todos los pads con pozos de más de 3.000 metros de rama lateral con 50 etapas de fractura y estamos teniendo muy buenos resultados y con productividad. Hemos tenido producciones de 2.500 barriles por día, que esto no sólo muestra un deriskeo de la zona donde estamos trabajando sino una primera pata para una competitividad de largo plazo que es la producción”.
“En la cuenca, por los distintos bloques que tenemos, no hay un diseño que puedas hacer una copia y repetirlo en todos los lugares en el mismo intervalo. Son muy buenas las distintas señales de productividad que tenemos en los distintos lugares de la cuenca que ponen a Vaca Muerta como un recurso de calidad mundial. Pero en función del lugar donde uno tiene los bloques y la cantidad de pozos vamos generando distintos niveles de desarrollo y diseño para los distintos lugares que operamos. Por ejemplo, lo que es el diseño de cañerías de producción va a ser el mismo, pero a medida que vamos viendo los distintos lugares de la cuenca vemos que los intervalos son distintos, las secciones laterales tienen distinta complejidad de perforación”.
“El próximo objetivo va a estar dado en tener condiciones estables de competitividad. Este negocio, con períodos de concesiones de largo plazo, tiene que tener volatilidades de corto plazo como la que estamos pasando, que no es sólo en la Argentina sino a nivel mundial”.
“Tenemos que ser muy competitivos en ese marco exportador en lo que son los aranceles, pero también en todo el circuito logístico, es decir, poder llegar lo más eficientemente posible al punto de embarque y la posibilidad de exportar”.
Juan Garoby (Vista Oil&Gas)
“Hace unos pocos años nos costaba justificar una acumulada de 1.000.000 de barriles y hoy estamos en una acumulada que superan 1.500.000 de barriles. Los pozos hoy son más largos, con ramas laterales que superan tranquilamente los 2.500 y 3.000 metros”.
“También obtuvimos avances en la geonavegación, el posicionamiento de los pozos es clave. Al mismo tiempo, se optimizaron los diseños de fracturas y fuimos hacia diseños bastante menos complejos de lo que eran antes”.
“Acabamos de terminar de perforar un pad y de completar otro. Son 4 pozos por pad de 2.800 metros cada uno y perforamos 4 pozos en menos de 85 días, lo que da un promedio de 21 días por pozo y hace muy poco tiempo estábamos viendo cómo bajar los 30 días”.
“En terminación de pozos estamos entre 8 y 9 etapas por día por pozo. Acabamos de terminar un pad de 196 etapas en sólo 23 días, lo que da 8 etapas y media por pozo, cuando en 2 o 3 años no se podía superar las 3 o 4 etapas por día. Los costos cayeron en el último tiempo, nosotros estamos entre los 8 y 9 dólares el barril también”.
“En Bajada del Palo, luego del parate de la actividad de 2020 volvimos a niveles bastante altos. Estamos planificando mantener para 2021 un crecimiento sostenido. Estamos viendo mantener un equipo de perforación y un set de fractura de manera permanente durante todo el año”.
Gustavo Hock (Pluspetrol)
“Todavía no tenemos un volumen importante de pozos, pero sí logramos transitar una buena parte de la curva de aprendizaje porque estamos en indicadores similares
“En cuanto a los pozos, tenemos equipos de última tecnología y estamos haciendo telemetría que nos permite tener ingeniería online y esto nos ha ayudado a optimizar mucho los tiempos de perforación”.
“La Calera tiene un potencial enorme para Pluspetrol, hablamos de recursos de 370 millones de barriles y 8 TCF de gas”.
“Estamos analizando el contexto, tanto macro como local. El Plan Gas es un factor importante. Tenemos actividad y tenemos los equipos para sostener el plató de producción”.
“Hoy podemos llevar a La Calera a un plató de 30 millones en 5 o 10 años. Estamos estudiando el nuevo plan de producción para ver si podemos llevar a La Calera a un nivel que creemos en la compañía que tiene que estar”.
En el One on One del Energy Day de EconoJournal, el presidente de Raízen, Teófilo Lacroze, relató los desafíos que debió sortear la compañía ante la caída abrupta de la demanda de combustible que provocó la pandemia y el impacto directo en la producción de la planta de Dock Sud. Destacó el plan de inversión que llevará adelante la empresa en los próximos años y aseguró que «es fundamental mantener el sendero de traslado de aumento de costos a precios”. Además, advirtió sobre los problemas que tienen para acceder al mercado de cambios para hacer frente a los compromisos que tiene la empresa y pidió que el downstream esté incluido en la Ley de Promoción de Hidrocarburos.
Efectos de la pandemia
Lacroze remarcó que la pandemia generó efectos inéditos como el hecho de que por primera vez en su historia la refinería que Raízen posee en Dock Sud estuvo 30 días cerradas. “Eso es algo que en general no se hace. Las refinerías son muy fáciles de parar pero muy complejas de recomenzar a operar. Lo tuvimos que hacer porque hubo una gran caída de la demanda, que en abril fue del 80%. Hoy estamos con una caída del 25%, mucho más en la nafta que en el gas oil”, indicó.
Otras de variables que la empresa tuvo que sortear en estos meses de pandemia fue la implementación del barril criollo y el congelamiento de precios que se mantuvo vigente hasta el mes de agosto. De cara al futuro, Lacroze consideró que la compañía debe superar tres desafíos. “El primero tiene que ver con la recuperación de una demanda que hasta el momento se ha mostrado como raíz cuadrada. Esto es que reaccionó rápido después de la abrupta caída de abril pero que a partir de julio entró en una meseta que duró hasta octubre. En noviembre se está viendo una reactivación que no la habíamos visto en el último trimestre. El segundo desafío es la oferta de petróleo. El abastecimiento de crudo para el mercado interno es un problema. A veces por problemas de producción, otras veces por exceso de exportación y entonces no queda suficiente crudo para procesar en el mercado local. Y el tercer desafío es poder mantener un sendero de corrección de precios. Nuestros costos aumentan por devaluación, por aumento del precio del petróleo, de los biocombustibles y por impuestos”, afirmó.
La caída de la producción y la suba de costos
La charla con Teófilo Lacroze permitió poner en relieve la situación que genera en refinerías no integradas, como es el caso de Raízen con su planta en Dock Sud, una abrupta caída de la producción. Cuando una refinería de este tipo funciona por debajo de su capacidad óptima, los costos de operación y mantenimiento se disparan. Un escenario que no siempre es tenido en cuenta a la hora de evaluar la cadena de producción del sector.
“Cualquier impacto que genere una caída del 30% del volumen de la producción, claramente pega en los costos de la refinería porque se trata de una planta que está operando para una capacidad muy inferior para la que está diseñada. Diría que ese es un riesgo que nosotros asumimos como de nuestro negocio. No pretendo que me ayuden a compensar ese costo adicional que tengo. Lo que sí pretendemos es poder ir hacia un camino de libre mercado, donde tenga la capacidad de trasladar aumentos genuinos de costos que se generan. Pero claramente ese es un elemento que muy poca gente entendió. Al mismo tiempo estábamos discutiendo si se venía el barril criollo a US$ 45 o no, que es equivalente a un Brent de U$S 49,50. Hoy el Brent está a US$ 48, cuando en ese momento estaba a US$ 22. Claramente había impactos que son del riesgo de nuestro negocio pero que fueron exacerbados por otros impactos que tuvimos en el mercado, como el barril criollo o como los precios congelados. El primer aumento de precios del 2020 fue en agosto, cuando la demanda ya había recuperado a un 70%”. indicó Lacroze.
Inversiones y actualización de precios
Raízen anunció el mes pasado un plan de inversión de US$ 715 millones para los próximos cuatro años en su planta de Dock Sud. Lacroze sostiene que para llevar adelante esas inversiones es fundamental que el negocio sea rentable y que para ello se requiere mantener un sendero de traslado de costos a precios. “Varias de las inversiones que estamos haciendo hoy en refinación son para procesar el crudo de Vaca Muerta, industrializarlo y poder exportar productos excedentes. Esta es una industria que hay que mirarla integrada, es muy difícil compartimentarla. Porque si se la hace se toman decisiones que pueden ser vistas como beneficiosas para un segmento pero que al final terminan golpeando a la industria de alguna forma. La rentabilidad es clave para garantizar estas operaciones y para eso en el cortísimo plazo es fundamental mantener el sendero de traslado de aumento de costos a precios”, indicó
Con respecto a las inversiones anunciadas, Lacroze señaló que se basan en tres pilares. “El primer aspecto tiene que ver con producir combustibles con menor azufre. El segundo, es la eficiencia energética en nuestra refinería para ir hacia un camino mucho más sustentable y a su vez aumentar nuestra capacidad de procesamiento, que busca reemplazar importaciones. El tercer pilar es el capítulo de innovación, tecnología y crecimiento de nuestra red de estaciones de servicios. Sería muy importante que el downstream esté incluido en la Ley de Promoción de Hidrocarburos. Y nuestro gran desafío para este plan de inversiones es el acceso a las divisas. Cada vez que tenemos que hacer pagos a proveedores por estas inversiones nos resulta muy complicado obtener las divisas para poder hacer frente a los compromisos. Eso obviamente traba toda la dinámica de este plan que tiene que desarrollarse en etapas muy marcadas porque son inversiones muy grandes que requieren mucha preparación previa», remató.
Especialistas, técnicos, autoridades y empresarios referentes de las empresas de energía y Oil & Gas más importantes del país, se dieron cita en el encuentro realizado por Econo Journal, allí Borri hizo hincapié en la necesidad de integración de las empresas argentinas para lograr capturar oportunidades frente a las compañías multinacionales o extranjeras.
En la apertura del encuentro, el secretario de Energía, Darío Martínez, ofreció definiciones sobre el Plan Gas 2020-2024, que acaba de lanzar el gobierno, y sobre el descongelamiento de tarifas que aplicarán en el 2021. Además, describió el escenario energético del país y anticipó algunas características de la Ley de Promoción de Hidrocarburos que impulsa el oficialismo.
Al respecto, en alusión a la palabras del Secretario de energía, Eduardo Borri explicó: “El hecho que se esté pensando localmente es muy importante, creo que tenemos que tener una mirada colectiva, es decir, pertenecemos a un entramado productivo, por ejemplo nuestras empresas tienen mil empleados que también dependen de este sector una gran parte, y si miramos el observatorio de petróleo y gas que nuestro clúster forma con nueve cámaras más, hay alrededor de 100 mil personas que también están trabajando en este sector siendo parte de 1500 empresas. Creo que tenemos que salir de este concepto de individualmente genios y colectivamente inútiles y pasar a un trabajo colectivo porque no vamos a salir adelante solos. De poco sirve que nuestros 100 mil empleados tengan bajos ingresos y el gobierno tenga que subsidiar una tarifa de gas porque no la pueden pagar, lo ideal sería que el Estado direccione esos fondos de manera más productiva y que los salarios puedan mejorar.
En el marco del encuentro también se hizo referencia a la crisis del sector debido a la pandemia de Covid 19, y a las oportunidades que pueden surgir de cara al futuro.
En este sentido, el presidente de Bertotto Boglione y Metalfor expresó:
“Estas crisis hay que aprovecharlas, ya que vinieron, si no aprendemos de ellas vamos a tener dos problemas, la crisis y el haber perdido la oportunidad. Yo quiero plantear esta mirada colectiva que tenemos que tener de la Argentina. Creo que hay transformación y hay cambios en las reglas de juego que van a ser positivas”, señaló.
“Las oportunidades también se están dando en petroleras low cost, en donde empresas de servicios se juntan, se identifican, y tratan de ser competitivas frente a las importaciones. En ese pelotero de entrenamiento que puede existir, nosotros podemos probar equipamiento que puede ser exportado al mundo. Creo que la Argentina se está desarrollando en materia de shaley tiene muchísimo expertis que puede ser en el futuro exportado, porque el mundo está yendo hacia eso”, sostuvo.
Los paneles, que se desarrollaron a lo largo de toda la jornada, estuvieron orientados a diferentes temáticas como por ejemplo el nivel de actividad que proyectan las productoras en 2021, los desafíos en el downstream de combustibles, el abastecimiento de gas en el próximo invierno, las alternativas para encarar un descongelamiento tarifario, el aprovechamientos y desarrollos aguas abajo en la cadena, los desafíos de un segmento postergado en términos regulatorios, las prioridades en la agenda normativa del sector energético, y cómo se fortalece la cadena de valor local en el segmento de servicios.
Por último, Eduardo Borri enfatizó: “Creo que empiezan a darse las condiciones como para trabajar, porque evidentemente la caída del consumo en el sector energético también fue porque la gente no se movilizó y eso está cambiando. En este sentido se vienen dos inversiones muy importantes en materia industrial, ambas de la mano de YPF. Ahí hay millones de dólares que la industria local puede abastecer. Entonces qué sentido tiene para un Estado dar un subsidio y para una empresa recibirlo si hay posibilidad de ganárselo trabajando. Hay que pensar en nacional, pensar en local y de esa manera no vamos a necesitar subsidios porque todos vamos a estar trabajando fuertemente” sentenció.
La gobernadora de la provincia de Río Negro, Arabela Carreras, presentó ayer un programa de estímulo a la producción de petróleo y gas. Se trata de un proyecto de ley para la recuperación de pozos inactivos o de baja productividad.
El texto, que fue confeccionado por la Secretaría de Energía de Río Negro, “será enviado a la legislatura provincial en breve”, señala un comunicado oficial. El programa, que tiene un plazo de diez años, ofrece beneficios sobre la producción incremental como la reducción de la alícuota de regalías, del canon de explotación, exención de hasta el 100% de los Ingresos Brutos y del impuesto a los sellos en los contratos del plan.
Según los registros provinciales, actualmente hay 977 pozos de petróleo con una producción inferior a los 2 m3/día y 819 inactivos. En el caso del gas, también existe la posibilidad de sumar al plan 82 pozos con una producción menor a los 2.000 m3/día o 57 pozos inactivos existentes.
La titular del área energética de Río Negro, Andrea Confini, explicó los alcances del programa y señaló que “fue pensado para estimular las inversiones a partir de la recuperación de pozos hidrocarburíferos inactivos o que tienen una baja producción”.
“Nuestro objetivo es crear las condiciones que permitan el desarrollo sostenido de la actividad, con la consecuente creación de puestos de trabajo para los rionegrinos y generación de ingresos para la Provincia, además de incrementar nuestras reservas”, añadió.
“En la práctica crea la figura del sujeto recuperador, que podrán ser empresas contratadas por las concesionarias para explotar esos pozos que sean incluidos en el programa, los cuales podrán ser considerados individualmente respecto del área. Es para todos los contratos, prórrogas o nuevas áreas y por un plazo de diez años”, amplió Confini.
El anuncio
La gobernadora Carreras anunció el plan de incentivo a la producción petrolera ayer en un nuevo encuentro de trabajo del Consejo Económico Productivo de Río Negro. Participaron sindicatos y cámaras empresarias como la de Servicios Petroleros (Casepe).
Entre las empresas, en representación de YPF estuvieron Guillermo Petrelli (Gerente de la Regional Oeste), Federico García (Gerente de Negocios Neuquén / Río Negro), Juan Tagliorette (Gerente de Proyectos), Tamara Funes, Mauro Schreiber, Federico Califano (Relaciones Institucionales). Por la compañía President Petroleum participó Jordan Coleman, María Claudia Pérez, Ulises Macagno, Diego de la Vega, Mauricio Rosato, Fernando Solanet y Lucía D’Agostino.
En representación a Vista Oil & Gas estuvo Javier Van Houtte y Matías Weissel; por AconcaguaEnergía participó Diego Trabuco y Javier Basso; por Tecpetrol, Gonzalo Fernández Lobbe, Martín Bengoechea y Matías Crestiaa; por Cápex, Gabriel Irazuzta; por Petróleos Sudamericanos, Alfredo Bonatto y Barbara Abecasis; por Medanito, Alejandro Carosio y por Madalena Energy, Hermann Steinbuch.
El secretario de Energía, Darío Martínez participó este miércoles de la apertura del Energy Day “navegando la crisis hacia la post-pandemia”, el evento energético organizado por Econojournal. El funcionario ofreció definiciones sobre el Plan Gas 2020-2024, que acaba de lanzar el gobierno, y sobre el descongelamiento de tarifas que aplicarán el próximo año. Además, describió el escenario energético del país y anticipó algunas características de la Ley de Promoción de Hidrocarburos que impulsa el oficialismo.
Plan Gas 2020-2024
El secretario de Energía analizó en detalle el nuevo plan estímulo: “Vamos a un 2021 en materia de hidrocarburos donde va a aumentar la producción, sobre todo en gas. La apertura de sobres es el 2 de diciembre y el 15 serán las adjudicaciones. El Plan Gas viene a poner blanco sobre negro las herramientas para planificar el mediano y largo plazo. Este plan de estímulo nos va a permitir frenar el declino de la producción de gas en la Argentina”.
Detalló también que “en 4 años son más de 30.000 millones de m3 de gas que nos va a permitir un ahorro fiscal importante. Esto es producido por trabajadores argentinos, en suelo argentino y con pymes que se van integrando porque hemos puesto un componente de valor agregado nacional creciente. Si no avanzábamos con el Plan Gas 2020-2024 tendríamos que importar gas mucho más caro”.
Sobre los cuestionamientos al nuevo programa indicó que “tienen que ver con una política energética que ha tenido muchos vaivenes y esas idas y vueltas en los últimos años generaron un grado de desconfianza importante que dejó como consecuencia la desinversión. Todo esto nos deja un declino creciente que este año será de 7,5% y nos lleva un esquema de importación a un costo más elevado y con divisas que hoy el país no tiene”.
Y agregó que “esos cuestionamientos al Plan Gas tienen que ver con el análisis de las decisiones que se tomaron en los últimos años y que fueron contradictorias. No quiero juzgar acá si estaban bien o mal, pero esa contradicción generó un ambiente enrarecido. Y esto es lo que viene a tranquilizar el presidente de la Nación, que aún en pandemia y con todas las incertidumbres que puede haber, toma decisiones que dan certeza y dan previsibilidad”.
“Las decisiones que toma un gobierno se analizan con los últimos antecedentes (en referencia a la Resolución 46 implementada en 2017) y esos últimos antecedentes no generaron ni certezas ni previsibilidad ni un horizonte a mediano o largo plazo. Se buscó más el corto plazo sobre algunas ventajas específicas que luego no se pudieron sostener. Nosotros no queremos que ese sea el ejemplo de este este nuevo esquema”, analizó Martínez.
Además, añadió que “lo que tenemos que hacer sí o sí es frenar el declino y este plan es una primera medida y también abre las puertas a la exportación de gas. Para buscar que el precio vaya lo más bajo posible pusimos como estímulo los contratos de exportación en firme para aquel que presente el precio más bajo. También topeamos por cuenca y esto no es menor porque impulsa a todas las cuencas. El presidente nos pide siempre que haya una visión muy federal”.
Proveedores locales en el Plan Gas 2020-2024
Martínez también se refirió a la industria local: “Vamos a establecer un esquema participativo, federal, donde vamos a invitar a las provincias y a los ministerios de Producción y al de Ciencia y Tecnología y al Banco Nación para que estén a disposición para las inversiones que quieran desarrollar componentes que hoy no nos animamos a desarrollar en la Argentina”.
“Vamos a controlar que las inversiones presenten año tras año, de manera creciente y gradual, mayor componente nacional en función de todos los componentes que tiene la cadena de valor. Para esto, es muy importante el rol de las pymes para que se vayan incorporando a esos planes de inversión de manera creciente”, añadió.
“Creo que las productoras van a tener que volver o desarrollar programas de desarrollo de proveedores. Algunas tienen, otras tenían. YPF supo hacer de esto una herramienta muy importante y luego lamentablemente la abandonó. Esperamos que todos los jugadores vuelvan a un esquema de fortalecimiento de proveedores locales”, sostuvo el funcionario.
El secretario de Energía analizó otros temas de la agenda de su cartera. Estas son las principales definiciones:
Tarifas
“Tenemos que ir a un esquema con una tarifa de transición porque de aplicar el esquema del gobierno anterior el impacto sería altísimo y esto es algo que nosotros no compartimos. Pagar las tarifas no tiene que implicar dejar de pagar otros bienes y servicios”.
“En la campaña, Alberto (Fernández) y Cristina (Fernández) dijeron que había que ir hacia un esquema donde las tarifas no estén dolarizadas y hacia ahí vamos. Pero para eso hay que implementar una tarifa de transición que ya estamos elaborando. El presidente ya adelantó que es desde marzo o abril en adelante”.
“Tenemos que ir hacia un uso mucho más inteligente de los subsidios e intentar que lleguen a los sectores más vulnerables. Es decir, a sectores que, aunque se les quieras cobrar el costo de las tarifas no pueden afrontarla y están por fuera del sistema”.
“Hay un porcentaje de la población que entendemos que tiene que tener una tarifa que esté subsidiada. Esto no significa aumentar los subsidios en términos porcentuales en relación al PBI, sino mantenerlos constantes, pero usarlos de una mejor manera. Es decir, un mediano plazo con un sector vulnerable que sí esté atendido; un sector que pueda ir pagando la evolución en cuanto a la energía pero que no le consuma de su salario un porcentaje cada vez más alto; y un sector que claramente el impacto en sus ingresos en términos porcentuales no es grande y que sí puede ir acercándose a pagar el costo de la energía”.
“No queremos aumentar los subsidios en términos porcentuales más de 1,7% del PBI y tampoco queremos volver a la RTI del gobierno anterior porque eso impactaría de manera negativa en la gente”.
“Estamos en conversación con los entes reguladores (Entre y Enargas) todas las semanas. Estamos trabajando en ver cuáles son los puntos clave para cumplir con toda la normativa existente. Escuchamos mucho a los antes en función de los pasos que tenemos que seguir, pero sin lugar a dudas la política tarifaria la define el Poder Ejecutivo Nacional”.
Ley de Promoción de Hidrocarburos
“Se trata de una ley de promoción a las inversiones. El presidente habló sobre esto el 1° de marzo en la apertura de sesiones del Congreso, pero nadie se imaginaba en el medio una pandemia. Los objetivos siguen siendo los mismos y es ayudar a tener inversiones, aumentar la producción y a transformar pesos en dólares rápidamente”.
“La pandemia más la caída del precio internacional detuvo este proceso durante un plazo. Hoy se volvió a recuperar el precio, el mundo vuelve a girar a un ritmo que cada vez se acerca más hacia la normalidad. Estas son cosas que nos permiten empezar a abordar esta ley”.
“Tenemos que ser respetuosos de la voz de los legisladores, pero nosotros vamos a tratar de aportar un documento con una base que nos permita tomar lo importante de cada sector, como son los trabajadores, las pymes, las provincias, las productoras y la industria”.
«Esta ley nos va a permitir transformar pesos en dólares en un momento donde las divisas son necesarias en Argentina».
Renovables y distribución
“Dimos un tiempo para los proyectos que no comenzaron, pero ese plazo vence ahora para que nos den una devolución sobre el por qué no comenzaron. Entendemos que los que no lo hicieron deberían liberar MW para inversiones que sí realmente se quieren hacer”.
“Las renovables es algo que llegó para quedarse, pero buscamos que el costo no sea elevado para que no nos impacte de manera negativa”.
“En cuanto a generación eléctrica no estamos mal, pero sí tenemos que mejorar en transporte, sobre todo para incluir a las energías renovables que no fueron incluidos”
“En distribución tenemos que poner el ojo con mucho detalle ya que en los últimos años se estuvo más pendiente para buscar los precios en las tarifas que a los planes de inversión. Tenemos que actuar rápidamente. Ya estamos avanzando en una transferencia a la provincia de Buenos Aires y en un convenio sobre determinadas obras específicas”.
De la mano de unas mejores expectativas por el avance de las diferentes vacunas contra el Covid-19, la mayoría de las bolsas del mundo tuvieron resultados positivos. El Merval en la Argentina no escapó a esta tendencia. En particular, la cotización de YPF, la compañía controlada por el Estado, se recuperó y en la jornada de hoy trepó 11,10%. Este crecimiento de la acción de la compañía está por encima del promedio de las acciones locales.
Las noticias sobre los avances de las vacunas contra la pandemia tuvieron un impacto positivo en las acciones y crecen las expectativas de recuperación de la economía a nivel mundial, luego de un año de caída histórica.
Al cierre de hoy, el Mercado de Valores (Merval) de Buenos Aires acompañó la tendencia en alza a nivel mundial. La compañía YPF, que creció por encima de las acciones locales, tuvieron un máximo de 820 pesos por acción.
Naturgy inauguró y puso en servicio una importante obra para el sistema de alta presión de la red de gas natural en el municipio de Mercedes. La inversión realizada consistió en la construcción de una Instalación de Punto de Entrega de 40.000 m3/hora, de una planta reguladora de 35.000 m3/hora y de un gasoducto de 26km de extensión, infraestructura que se conectará al sistema existente.
Este Punto de Entrega tomará suministro de gas del gasoducto troncal NEUBA II de TGS. La planta reguladora, en tanto, tiene la función de reducir la presión del gas natural en el ingreso al área urbana de Mercedes, y así realizar la interconexión con el sistema de redes ya existente en el área. Estas obras de infraestructura permitirán garantizar el abastecimiento, crecimiento y fiabilidad del sistema de alta presión en las localidades de Mercedes, Gowland, Luján, Jáuregui, Cortines y Olivera, que hasta el presente eran abastecidas por un ramal de alta presión proveniente del partido de Luján.
La inauguración contó con la presencia del Ministro del Interior de la Nación, Eduardo De Pedro; los intendentes municipales de Mercedes y Luján, Juan Ignacio Ustarroz y Leonardo Boto, respectivamente;; del Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez; del Interventor del ENARGAS, Federico Bernal; del Ministro de Infraestructura de la Provincia de Buenos Aires, Agustín Simone; y por Naturgy BAN su Gerente General, Alberto González Santos, y su Directora de Comunicación, Bettina Llapur, entre otros.
Sobre la importancia de la obra, Eduardo De Pedro, Ministro del Interior de la Nación, comentó: “Esta inversión posibilitará que más industrias y comercios se establezcan en Mercedes y Luján, así como también que se desarrollen nuevos emprendimientos residenciales y se radiquen más familias”.
“Les agradezco al ministro De Pedro y a los intendentes de Mercedes y Luján. Para la Secretaría es importante participar y acompañar la inauguración de este tipo de obras, que no solo le van a mejorar la calidad de vida a los mercedinos y a las mercedinas, sino que, además, van a implicar el desarrollo de nuevos emprendimientos productivos, de PyMEs e industrias, que va a generar más empleo y fortalecer nuestro mercado interno”, sostuvo Darío Martínez, Secretario de Energía de la Nación.
Federico Bernal, Interventor del ENARGAS, dijo: «Con esta obra se expande el servicio público de gas por redes, promotor de derechos humanos para los argentinos y las argentinas. Con estos 26 kilómetros de gasoductos y el City Gate en Mercedes, se consolida el gas natural como herramienta de desarrollo socioeconómico, productiva e industrial».
Por Naturgy BAN, su Gerente General, Alberto González Santos afirmó: “La inauguración de esta nueva infraestructura es un hito para la compañía, ya que nos permite ampliar nuestro servicio en la zona y con ello posibilitar la instalación y desarrollo de nuevas industrias, y mejorar la calidad de vida de los vecinos”. Por su parte, Bettina Llapur, Directora de Comunicación, agradeció a todo el personal que participó de la construcción de estas nuevas instalaciones y remarcó el carácter inclusivo de las redes de gas que posibilitan nuevas y mejores oportunidades para la población.
Luego de haber oficializado el lunes pasado el Plan Gas 2020-2024 a través de la resolución 892/20, el gobierno publicó este martes en el Boletín Oficial la resolución 317 con el pliego de bases y condiciones y la circular aclaratoria 1/20 sobre cuáles serán los volúmenes adicionales a subastar en invierno por sobre los 70 millones base. Además, se conoció la carta de renuncia a reclamos, negociada con Techint, que deberán firmar aquellas empresas que participen del programa.
Volúmenes adicionales para invierno
El artículo 1 del pliego de bases y condiciones explicita las reglas del concurso público nacional para la adjudicación de un volumen de gas natural base total de 70 millones de metros cúbicos por día para todo el año durante los cuatro años de vigencia del plan y un volumen adicional por cada uno de los períodos invernales de los años 2021 a 2024.
Este martes se publicó en el Boletín Oficial una modificación del punto 1.1 del pliego a través de la circular 1/20 donde se agrega que a los 70 millones de metros cúbicos diarios consignados en el concurso deberán sumarse los volúmenes adicionales de invierno incorporados en el anexo de esa misma circular.
Allí se explicita un volumen extra de 13,11 millones de metros cúbicos diarios para los meses de mayo (7,1 millones de la Cuenca Neuquina y 6,01 millones de la Cuenca Austral); 24,6 millones para los meses de junio (16,14 millones de la Cuenca Neuquina y 8,46 millones de la Cuenca Austral); 29,65 millones para los meses de julio (21,19 millones de la Cuenca Neuquina y 8,46 millones de la Cuenca Austral); 22,72 millones para los meses de agosto (14 millones de la Cuenca Neuquina y 8,72 millones de la Cuenca Austral); y 12,82 millones para los meses de septiembre (6,81 millones de la Cuenca Neuquina y 6 millones de la Cuenca Austral).
Renuncia a reclamos
Uno de los requisitos para formar parte del Plan Gas 2020-2024 es que aquellas empresas beneficiadas por el “Programa de estímulo a las inversiones en desarrollos de producción de gas natural proveniente de reservorios no convencionales”, creado por las resoluciones 46/17, 419-E/17 y 447-E/17, renuncien a cualquier reclamo, a partir de la fecha de la primera entrega bajo el nuevo esquema, por volúmenes de gas que excedan la proyección mensual de producción considerada en los proyectos de adhesión de cada compañía al nuevo programa.
Así lo establece el texto de «renuncia a reclamos» donde se aclara además que la empresa se obliga a mantener indemne al Estado Nacional por cualquier reclamo administrativo, judicial, extrajudicial y/o arbitral en el país o en el extranjero de cualquier accionista, directo o indirecto, y de los controlantes, controlados, vinculados, sucesores y/o cesionarios, sobre el mismo tema.
Esta carta fue producto fundamentalmente de la negociación que se entabló con Tecpetrol, propiedad del grupo Techint, para lograr que la compañía se sume al nuevo esquema, pese a tener un reclamo judicial contra el Estado argentino por la resolución 46/17. De hecho, los reclamos previos continúan su curso.
Fortín de Piedra, yacimiento de Tecpetrol en Vaca Muerta.
Lo explicita en la propia carta donde se aclara que la renuncia y indemnidad se limitan estrictamente a los términos contenidos allí dejando a salvo los recursos presentados o que se pudieran presentar “por cualquier cuestión vinculada a solicitudes de pago bajo el citado Programa por volúmenes de gas natural entregados (…) hasta la fecha de la primer entrega de gas natural (…) bajo los contratos del Esquema Gas 2020/2024”.
Las empresas agrupadas en la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) emitieron un comunicado en el que espesaron “su respaldo al Plan de Promoción de la Producción del Gas natural Argentino – Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024 puesto en marcha por el Gobierno Nacional como parte de su política energética a nivel federal”.
La CEPH considera que “el Plan Gas 2020-2024 constituye una política adecuada para incrementar la producción local de gas natural con el objetivo de satisfacer la demanda interna y disminuir las importaciones. Asimismo, constituirá un efecto multiplicador en términos de empleo y actividad, como así también en el pago de impuestos nacionales, regalías e ingresos brutos para las provincias”.
También destacaron que “la convocatoria a la subasta para la provisión de 70 millones de m3 diarios de gas natural (más una cantidad adicional para enfrentar los picos de consumo invernales) por el período de vigencia del Plan Gas 2020-2024, es una señal positiva para el sector privado”.
Concluyeron que “este tipo de iniciativas resultan indispensables para garantizar las operaciones de gas natural en el país y ayudan a generar las condiciones necesarias para el aseguramiento de un suministro sustentable y seguro de gas natural. Todo ello en un marco de mecanismos de comercialización que, de conformidad con la normativa vigente, garanticen la agilidad, transparencia y eficiencia en la formación de los precios del gas natural”.
La Secretaría de Minería estableció un nuevo procedimiento para actualizar el registro de la Ley 24.196 de inversiones mineras por el cual las empresas obtienen beneficios fiscales e impositivos y -también- alcanzan exenciones aduaneras. Al mismo tiempo, fijó nuevos trámites digitales para la presentación de las declaraciones juradas que las compañías deben realizar para acceder al régimen de fomento. Lo hizo mediante una serie de resoluciones publicadas en el Boletín Oficial. Las mineras tienen tiempo hasta el 31 de diciembre para presentar los trámites bajo la nueva modalidad.
El objetivo de la secretaría conducida por Alberto Hensel es tener el detalle de los trabajos que hicieron las empresas y conocer las inversiones efectivamente realizadas en el último período fiscal. Además, las compañías deberán precisar las inversiones previstas para 2021 y un cronograma para los siguientes años. La intención de la cartera de Hensel es contar con información fehaciente y monitorear al sector al mismo tiempo que impulsa la Mesa Nacional Minera, que tiene como objetivo presentar en marzo un plan estratégico confeccionado con los diferentes actores de la minería.
Registro de Inversiones Mineras
A través de la resolución 118/20, publicada en el Boletín Oficial, la Secretaría de Minería estableció un nuevo procedimiento para actualizar el listado de las mineras que acceden a los beneficios fiscales. Se trata de una reactualización del padrón para detectar posibles estados de inactividad de las firmas inscriptas. El texto establece la “baja preventiva por un año a partir del dictado del acto administrativo que así lo disponga, para aquellas personas humanas o jurídicas inscriptas en el Registro de Inversiones Mineras de la Ley Nº 24.196 que reúnan las siguientes condiciones:
– Ser informada por la AFIP en estado inactivo, de baja o que indique que no se encuentra habilitada en los impuestos nacionales desde dos años anteriores al 31 de diciembre de 2019.
– No contar con sede electrónica constituida.
– No haber utilizado el beneficio del art. 21 de la Ley de Inversiones Mineras o, habiéndolo utilizado, pueda presumirse el fin de su vida útil conforme la Resolución SPM Nº89/19.
– No haber presentado declaraciones juradas en los dos últimos períodos fiscales.
Presentación de las declaraciones juradas
Además, la Secretaría de Minería publicó la semana pasada en el Boletín Oficial la resolución 119/20 que implementa trámites digitales para la presentación de las declaraciones juradas que tienen que realizar las empresas mineras para acceder a los beneficios impositivos. Los trámites que realicen las compañías “deberán realizarse en formato digital, presentados a través de la plataforma de Trámites a Distancia (TAD), del Sistema de Gestión Documental Electrónica (GDE), con carácter obligatorio para los beneficiarios inscriptos en el Registro de Inversiones Mineras”.
En el segundo artículo de la resolución señala que “la totalidad de los inscriptos en el Registro de Inversiones Mineras de la Ley Nº 24.196 deberán presentar las declaraciones juradas” mediante la nueva modalidad y tienen tiempo “hasta el 31 de diciembre de 2020 inclusive, correspondiente a los períodos 2019/2020, aún en el caso de que ya hubieran realizado la presentación con anterioridad”.
YPF informó que a partir de la 0 hora de hoy aumentó el precio de sus combustibles en un 2,5% promedio en todo el país. Pero en el caso de la Ciudad de Buenos Aires, el alza fue del 2,85%. “Este aumento se encuentra en línea con la decisión de ir recortando brechas entre la Capital Federal y el resto de las provincias”, aseguró la empresa controlada por el Estado a través de un comunicado.
De este modo, en el ámbito metropolitano el litro de nafta súper pasó a valer desde hoy $ 63,60. En el caso de la nafta premium Infinia el nuevo precio es de $73,70. El gas oil se ubica desde hoy a $59,40 y en el caso del gas oil premium su nuevo valor pasar a ser $67,56.
Con el de hoy, es el cuarto aumento que YPF establece en menos de cuatro meses. Hasta agosto, y en medio del aislamiento obligatorio definido por el Gobierno en gran parte del país, las naftas no habían aumentado durante todo el año. Desde entonces, registró una suba del 19%. Con todo, se trata de un incremento inferior a la inflación, ya que de acuerdo a la medición del Indec, en lo que va del año los índices de precios tuvieron un aumento del 26,9%. El aumento anterior, en octubre, fue del 3,5% promedio, y en ese caso además de la actualización por precios se agregó el aumento de los valores en el Impuesto del a los Combustibles Líquidos (ILC), el Impuesto al Dióxido de Carbono y los biocombustibles.
Dos semanas atrás, Sergio Affronti, CEO de YPF, había comunicado en una conferencia con inversores que la compañía tenía previsto actualizar los precios de los combustibles en correspondencia con la variación del tipo de cambio.
El secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, firmó la resolución que tiene por objeto la subasta de un cupo de 70 MM de m3 diarios de gas natural de las distintas cuencas, con un sistema que premia con prioridad y mayor volumen a la productora que oferte el precio más bajo.
El secretario expresó que «la firma del decreto fue la orden presidencial para que se ponga en marcha nuevamente la producción de gas en la Argentina».
Martínez agregó que «estaremos abriendo las ofertas el 2 de diciembre y estimamos adjudicar a mediados de mes». Además, añadió que «el respaldo del ministro Guzmán y el gran trabajo del equipo de la Secretaria de Energía nos permite estar hoy convocando la subasta por 4 años del Plan Gas.Ar».
Finalmente Martínez manifestó que «esta resolución se materializará en más equipos perforando, en trabajo y en inversiones y producción».
Desde que se inventaron y desarrollaron las máquinas para generar cargas eléctricas y a medida que esa tecnología fue evolucionando e incorporando a la actividad industrial, comercial y luego en forma masiva a la sociedad, la electricidad se ha convertido en un bien irremplazable para toda la comunidad. Nos resulta imposible, en el siglo XXI, imaginarnos un mundo sin energía eléctrica, y debiéramos remontarnos a la época de nuestros abuelos o bisabuelos para entender cómo se las ingeniaban. El aislamiento vivido durante la pandemia hubiese sido muchísimo más perjudicial sin energía eléctrica, que nos permitió mantenernos conectados, activos y en alguna medida “entretenidos” gracias a la cantidad de dispositivos que funcionan a partir de la misma.
Pero la energía eléctrica es parte de una industria compleja e integrada, que por su relevancia y singular importancia requiere sucesivas inversiones en equipamiento para ponerlas en funcionamiento y servir al fin para el que ha sido concebida.
En nuestro país, esa actividad o servicio se encuentra regulado por las Leyes 15.336, 24.065, la Ley 26.190 de fomento a las energías de fuente renovable. Bajo esas reglas de juego los agentes del denominado MEM -Mercado Eléctrico Mayorista- interactúan entre sí y con la administración pública para instalar su equipamiento, producir la energía y entregar ese bien indispensable a la comunidad, procurando el menor costo para el sistema en su conjunto.
Pero como en cualquier actividad industrial, comercial o de servicio, aparece entonces el “socio oculto” –en las buenas- que a todos alcanza y del que nadie escapa[1] con su carga tributaria. Ahí es donde nace la tentación de algunas jurisdicciones de salir de tour de cacería en busca de la presa acorralada y que ni siquiera pueda saltar el alambrado en busca de otras praderas.
Hoy, la presa de caza son las centrales de generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables y los cazadores los gobiernos provinciales / municipios, que ven en esas industrias el milagro, como si se tratase de maná caído del cielo.
A través de las leyes XVI N° 100 y XV N° 101 –ambas del año 2019-, la Provincia de Chubut, extendió los límites del “zoológico”, a través de la ampliación de los ejidos municipales de las localidades de Rawson y Puerto Madryn. Ambos municipios, tendrán a partir de entonces una superficie mayor al de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
Ese “gesto político”, le permite a los municipios percibir tasas por servicios, que hasta entonces no tenían capacidad o competencia para gravar. Dato al paso, y no menor, es que dentro de la delimitación de los nuevos ejidos municipales, se encuentran dos de los parques eólicos más grandes del país. Oh casualidad!
Lo que en apariencia surge como una decisión de política expansiva en materia territorial, no es otra cosa que la salir en la búsqueda de contribuyentes, que no tienen escapatoria. Decisiones de esa naturaleza, si bien aparentan legalidad, resultan arbitrarias e inconstitucionales, en cuanto pretenden quedarse con parte de la renta del generador disfrazado como tasas, por servicios que no solo no se prestan sino que tampoco están en condiciones de prestar.
El sector de energías renovables, sobre un total de 41.564 MW de potencia instalada, alcanza al día de la fecha a 4025 MW. La demanda cubierta con dicha fuente de energía alcanzó en el mes de octubre del año 2020 un 12,7% de la demanda total del país; ello significa que nos encontramos aún a mitad de camino entre lo que exige la ley y las necesidades de inversión para duplicar la capacidad de equipamiento a partir de fuentes renovables, con inversiones que no solo proveerán mano de obra local, sino también la complementariedad de proveedores nacionales.
Ese cambio de las reglas de juego a poco de comenzar significa un retroceso y no solo afecta la seguridad jurídica, sino que amenaza proyectos futuros en proceso de análisis y evaluación.
Por último, esta ¨sutileza” producirá incrementos de costos del sistema energético en forma artificial, de manera distorsionada y en un “teórico” beneficio para comunidad en donde se establezcan, en claro detrimento del resto de la sociedad.
A fuerza de ser reiterativo, cito nuevamente aquella frase del libro Cuentos Chinos (Andrés Oppenheimer, 2006), en donde cita al reconocido economista del MIT –Rudiger Dornbush– explicando las dificultades de ciertos países de América Latina para superar sus problemas.
“Los países desarrollados tienen normas flexibles de cumplimiento rígido. Ustedes tienen normas rígidas de cumplimiento flexible. O sea, en los países que funcionan, los Congresos actualizan sus leyes periódicamente, pero una vez que lo hacen sus gobiernos las hacen cumplir. En los otros, las leyes son estáticas pero no necesariamente inflexibles. Mientras no se respeten las leyes y no exista confianza, los países no recibirán inversiones nacionales ni extranjeras, y tendrán que seguir”.
Por último, recordemos las palabras de Schiller: «Mediocridad, el más peligroso de los enemigos«.
[1] Benjamon Franklin en su carta a Jean-Baptiste Le Rey le dice: “Our new Constitution is now established, and has an appearance that promises permanency; but in this world nothing can be said to be certain, except death and taxes”.
(*) Abogado especialista en Derecho Público y en temas energéticos.
La petrolera brasileña PetroRio anunció la compra de la participación de la británica BP Energy en Brasil en dos campos de producción de crudo ubicados en aguas muy profundas del país sudamericano por US$ 100 millones.
En un comunicado enviado al mercado, PetroRio informó de que se adjudicó las participaciones de un 35,7 % en el Bloque BM-C-30 (campo de Wahoo) y de un 60 % en el Bloque BM-C-32 (campo de Itaipu), ambos situados en la cuenca de Campos, por lo que se convertirá en la operadora de los dos campos del presal.
La transacción, que requiere ahora la aprobación de los reguladores, incluye además el pago de 40 millones de dólares del proceso de unitización del primer petróleo de Itaipu.
El presal es un horizonte de explotación en aguas muy profundas del océano Atlántico, por debajo de una capa de sal de dos kilómetros de espesor y cuyas gigantescas reservas pueden convertir a Brasil en uno de los mayores exportadores mundiales de petróleo.
Con la adquisición de Wahoo, la estrategia de PetroRio es formar un conglomerado de producción con el campo de Frade, que también se encuentra en la cuenca de Campos y fue adquirido por la petrolera el año pasado.
«PetroRio hace otro importante movimiento estratégico y consolida aún mas su modelo de negocios (ya consagrado en otros países) que incluyen la formación de clústers de producción», destacó la empresa en el comunicado.
El campo de Wahoo fue descubierto en 2008, tiene un potencial para producir más de 140 millones de barriles y está localizado a unos 30 kilómetros del campo de Frade.
La compañía calcula una productividad media inicial superior a los 10.000 barriles por día por pozo y una producción total que podría superar los 40.000 barriles por día en Wahoo, según estudios preliminares.
PetroRio proyecta gastar unos 800 millones de dólares (675 millones de euros) en el desarrollo del proyecto, cuya conexión con el campo de Frade debe incluir cuatro pozos productores y dos pozos inyectores, conectados a una isla de válvulas submarina para el desagüe del óleo producido.
La petrolera pretende realizar dicha inversión en asociación con los demás miembros del consorcio (la francesa Total y la indiana IBV), aunque todavía no ha decidido la fuente de financiación.
Snam SpA de Italia acordó comprar el 33% de la empresa de tecnología electroquímica Industrie De Nora SpA como parte de su expansión en el negocio del hidrógeno. La compañía de gasoductos más grande de Europa está comprando una participación minoritaria en el diseñador, fabricante y proveedor italiano de tecnología de electrodos y agua a Blackstone Group Inc. De Nora está valorado en US$ 1.400 millones.
El acuerdo es parte del impulso del director ejecutivo de Snam, Marco Alvera, en la tecnología después de que la Unión Europea pusiera el hidrógeno en el centro de las medidas para reducir los gases de efecto invernadero y alcanzar la neutralidad climática para 2050. “Vemos mucho potencial para que De Nora continúe creciendo, y el hidrógeno permite que ese crecimiento se acelere aún más”, dijo Alvera en una llamada con analistas.
El hidrógeno, si se fabrica con energías renovables, podría reemplazar el carbón, el petróleo y, finalmente, el gas natural, y ayudaría a eliminar alrededor de un tercio de las emisiones de industrias como el acero y el cemento para mediados de siglo.
De Nora no es el primer paso de Snam hacia el hidrógeno. La compañía acordó el mes pasado invertir en ITM Power Plc, que produce electrolizadores, un componente crucial en la tecnología del hidrógeno. También tiene una asociación con la compañía ferroviaria estatal Ferrovie dello Stato Italiane SpA para la tecnología de trenes propulsados por hidrógeno.
Goldman Sachs Group Inc. estima que el mercado del hidrógeno podría tener un valor de 10 billones de euros para 2050 a nivel mundial solo para los servicios públicos.
“Nuestra inversión en De Nora se basa en la exitosa historia de Blackstone de apoyar a las empresas familiares emprendedoras para lograr sus objetivos”, dijo Andrea Valeri, directora general senior y presidente de Blackstone Italia.
Dos condiciones resultan actualmente determinantes para pensar el futuro de la industria energética a nivel internacional: la recuperación post-pandemia y las elecciones presidenciales de Estados Unidos. En un evento organizado por AmCham y el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG) tres especialistas explicaron cuáles son las propuestas del presidente norteamericano en materia de energía y el futuro de las inversiones estadounidenses en la Argentina.
El demócrata Joe Biden asumirá el 20 de enero el máximo cargo convirtiéndose en el 46° mandatario de Estados Unidos pese a que el presidente saliente Donald Trump se niega a reconocer su derrota e inició más de 100 presentaciones judiciales para solicitar un recuento de votos.
Entre sus principales anuncios, Biden afirmó el regreso de Estados Unidos al Acuerdo de París y destacó la importancia de poner en marcha la transición hacia las energías limpias con el objetivo de alcanzar la neutralidad de carbono en 2050.
En este sentido, la ex alcaldesa de Houston, Annise Parker, aseguró ayer que se esperan notables cambios en la administración estadounidense y señaló que “Biden está muy interesado en poner salvaguardas ambientales, mejorar normas de salud y seguridad y planificar la salida de los combustibles fósiles”. Respecto del Acuerdo de París, Mark Jones, director del Baker Institute Rice University, consideró que se trata de “una muestra simbólica de que Estados Unidos está presente en la lucha contra el cambio climático junto al resto de los países del mundo”.
Aún así, el directivo aclaró que -si bien las intenciones son claras-, la transición no será sencilla: “Si Biden no se hace con el poder en el Congreso para aprobar leyes e implementar reformas sustanciales en la industria petrolera de acá a dos años, va a tener que trabajar en los márgenes para girar de dirección. Aún así, el presidente electo pretende avanzar con la transición energética. Por eso digo que los mejores días de la industria petrolera están en el pasado”.
Readaptación
“Biden no es el diablo para la industria petrolera, así como Trump no fue su salvador”, sentenció Parker y agregó que “Donald Trump se movía en un terreno de comportamiento errático y en una constante toma de decisiones impredecibles. Ahora es momento de cambiar no solo para adaptarse a la cuestión climática, sino también a las fuerzas de mercado que están en juego y se están transformando y todo esto sin olvidar que son procesos largos porque la transición no es gratuita, requiere inversión”.
Ante este panorama una pregunta se torna crucial: ¿hay expectativas por parte de empresas estadounidenses para invertir en el sector energético de nuestro país?
Sofía Adrogué, presidenta de SAPC y socia de Diamond McCarthy LLP, resaltó que “en términos de lo que pasó en energía, la pandemia ha borrado casi una década de crecimiento y de demanda mundial de petróleo en un solo año. La cantidad de pozos completados cayó un 50 por ciento. En cuanto al crecimiento de producción en 2021 en Estados Unidos será plano. Este pronóstico asume que las nuevas perforaciones y terminaciones serán suficientes para reemplazar la producción en declive de los pozos existentes”.
Para la influyente abogada, la energía constituye un rompecabezas complejo en el que interviene la geopolítica, el medio ambiente y la tecnología. “Puntualmente para que haya inversiones en Argentina es necesario entender la importancia de la estabilidad, la transparencia, los requisitos de un contrato y su cumplimiento, la conectividad y las condiciones locales. Si económicamente hay un interés de hacer las cosas bien van a existir oportunidades”. Y concluyó: “Para Houston, la capital energética de Estados Unidos, es de gran importancia hacer negocios con Argentina”.
El Directorio del Banco Central aprobó las condiciones para el acceso libre al mercado de cambios de las empresas que participen del Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural 2020-2024, tanto para la repatriación de inversiones, las rentas que generen y el vencimiento de capital e intereses de endeudamientos financieros por los desembolsos realizados a partir del pasado 16 de noviembre.
El plan fue creado por el decreto 892/20 y en el artículo 9 delegó en el Banco Central las condiciones para que puedan acceder al mercado oficial las empresas que participan de la iniciativa oficializada el lunes pasado.
Las entidades podrán dar acceso al mercado de cambios para girar divisas al exterior en concepto de utilidades y dividendos a accionistas no residentes a partir de cumplirse el segundo año de la inversión y cuando correspondan a balances cerrados y auditados, por un monto que no supere el que les corresponda según la distribución determinada por la asamblea de accionistas.
Para la cancelación del vencimiento de servicios de capital e intereses de endeudamientos con el exterior, se exigirá que la deuda tenga una vida promedio no inferior a los 2 años.
En el caso de repatriación de inversiones directas de no residentes, se aclaró que se permitirá a partir del segundo año hasta el monto de los aportes de inversión directa liquidados en el mercado de cambios.
En el caso de reducción de capital y/o devolución de aportes irrevocables realizadas por la empresa local, podrán acceder al mercado de cambios cuando se cuente con la documentación que demuestre que se han cumplimentado los mecanismos legales previstos y se haya verificado que se encuentra declarada en la última presentación vencida del “Relevamiento de activos y pasivos externos”.
En todos los casos, la entidad deberá contar con la documentación que le permita constatar el carácter genuino de la operación a cursar, que los fondos fueron destinados a financiar proyectos comprendidos en el mencionado plan y el cumplimiento de todos los requisitos aplicables de las normas de “Exterior y Cambios”, menos los exceptuados en la presente.
La empresa líder en tecnología Panasonic, la empresa energética Equinor y el grupo industrial Hydro han firmado un Memorando de Entendimiento (MoU) para formar una asociación estratégica para explorar las posibilidades de establecer un negocio europeo de baterías sostenible y competitivo en costos.
Las compañías trabajarán juntas hacia el verano de 2021 para evaluar el mercado de baterías de iones de litio en Europa y madurar el caso comercial para un negocio de baterías ecológicas ubicado en Noruega. Las empresas tienen la intención de que esta iniciativa se base en la tecnología líder de Panasonic y se dirija al mercado europeo de vehículos eléctricos y otras aplicaciones.
Las empresas también investigarán el potencial de una cadena de valor de baterías integrada y la ubicación conjunta de los socios de la cadena de suministro. Los hallazgos de esta fase exploratoria inicial constituirán la base para decisiones posteriores.
Mototsugu Sato, vicepresidente ejecutivo de Panasonic, dijo que la compañía ve la asociación estratégica con Equinor e Hydro como una base potencial para el futuro desarrollo y crecimiento en el sector de energía / baterías en la región europea.
“Esta colaboración combina la posición de Panasonic como empresa de tecnología innovadora y líder en baterías de iones de litio, con la profunda experiencia industrial de Equinor e Hydro, ambos importantes actores globales, para allanar potencialmente el camino para un negocio de baterías robusto y sostenible en Noruega”, afirmó el directivo.
“Nuestras empresas buscan ser líderes en la transición energética. La creación de esta asociación de baterías de clase mundial demuestra la ambición de Equinor de convertirse en una amplia empresa de energía. Creemos que el almacenamiento de baterías desempeñará un papel cada vez más importante para llevar los sistemas de energía a cero emisiones netas. Al unir nuestras diferentes áreas de experiencia en energía, nuestras empresas buscarán crear un negocio de baterías que sea rentable, escalable y sostenible”, afirmó Al Cook, vicepresidente ejecutivo de Estrategia Global y Desarrollo Comercial en Equinor.
La electrificación es un elemento fundamental en la transición de Europa hacia cero emisiones netas en 2050, y se espera que las baterías jueguen un papel vital en esto, especialmente en el sector del transporte, donde la demanda está creciendo rápidamente.
Como parte de esta fase inicial, las empresas se involucrarán directamente con clientes potenciales en las industrias automotriz y no automotriz de Europa y entablarán un diálogo con las autoridades relevantes en Noruega y en Europa con el objetivo de garantizar condiciones marco competitivas para esta iniciativa conjunta de baterías. Se esperan hallazgos preliminares para mediados de 2021.
Las principales petroleras que operan Nigeria han pedido a las autoridades locales que aumenten la vigilancia de sus activos petroleros y de infraestructur , en medio de las crecientes protestas contra la represión policial y los planes de recortes de empleos en el sector energético.
El desempleo supera el 40% en las regiones productoras de energía de Nigeria. Observadores del sector afirman que una mayor pérdida de puestos podría agravar los problemas de explotación de oleoductos, refinación ilegal de petróleo y ataques piratas, según consignó la agencia Reuters.
Las protestas y los recortes de empleo previstos están agravando aún más el desempleo en el delta del Níger, la región productora de petróleo de Nigeria, y las empresas y organizaciones sin fines de lucro temen un aumento en el robo de petróleo en los oleoductos.
Tres fuentes cercanas a las empresas, que hablaron bajo condición de anonimato, dijeron a Reuters que las principales firmas habían pedido una vigilancia más estricta y organizaciones no gubernamentales sostuvieron que había riesgo de que se cometieran crímenes.
«Va a aumentar la desesperación en la región, lo que conduce a la delincuencia», afirmó Ken Henshaw, director ejecutivo de la ONG We The People, con base en Port Harcourt.
Chevron planea recortar el 25% de su fuerza laboral en Nigeria, que según IndustriALL Global Union incluía 1.000 puestos de trabajo.
Las petroleras ya no ofrecen suficientes puestos de trabajo para satisfacer las necesidades de empleo en la región, que tiene pocas industrias adicionales.
Royal Dutch Shell y ExxonMobil han anunciado recortes de empleo a nivel mundial, pero dijeron que no saben cuántos vendrán en Nigeria. Eni no hizo comentarios, mientras que Total no ha anunciado recortes y afirmó que no había reducido los salarios en Nigeria.
El sindicato petrolero Pengassan dijo que aproximadamente 200.000 nigerianos trabajan en el sector del petróleo y el gas. Los sindicatos están luchando contra todos los recortes.
El desempleo de Nigeria alcanzó el 30% en el segundo trimestre, y los estados productores de petróleo de Akwa Ibom y Rivers tuvieron el segundo y tercer total más alto a nivel nacional, con un 45,2% y un 43,7%, respectivamente. En los cuatro principales estados productores de petróleo, 4,8 millones de personas no tuvieron trabajo en el segundo trimestre.
Las tasas de desempleo en los principales estados productores de petróleo de Nigeria en el Delta superan el 45 por ciento.
La creciente tensión en el principal productor de petróleo de África provocó la reacción del Departamento de Estado de EE. UU., Y el secretario Mike Pompeo dijo a fines de octubre que «Estados Unidos condena enérgicamente el uso de fuerza excesiva por parte de las fuerzas militares que dispararon contra manifestantes desarmados en Lagos, causando muerte y heridos».
La industria del petróleo y el gas representa alrededor del 10 por ciento del producto interno bruto (PIB) de Nigeria, mientras que los ingresos por exportaciones de petróleo representan el 86 por ciento de los ingresos totales.
La producción de petróleo crudo en el Golfo de México de Estados Unidos tuvo su peor caída en agosto pasado desde septiembre de 2008, debido a los cierres que obligó el paso de los huracanes Marco y Laura, según informó la Administración de Información de Energía (EIA).
En agosto, la producción de petróleo del Golfo de México disminuyó en un 27 por ciento, o en 453.000 barriles por día (bpd), en comparación con julio, estimó la EIA. La producción total promedió 1.2 millones de bpd en agosto de 2020, que fue la tasa de producción más baja en casi siete años.
Los huracanes Marco y Laura tocaron tierra en la costa del Golfo con tres días de diferencia a fines de agosto y aumentaron la magnitud de los cierres debido a que los operadores bombeaban volúmenes reducidos de petróleo crudo durante 15 días, dijo la EIA.
En lo que va del año, cinco huracanes y una depresión tropical han interrumpido la producción de petróleo en el Golfo de México, ya que la temporada de huracanes del Atlántico de este año se convirtió en la más activa registrada con 30 tormentas. Tantas fueron las tormentas este año que el Centro Nacional de Huracanes se quedó sin los nombres planificados y comenzó a referirse a ellos como letras griegas.
El último huracán que provocó cierres en el Golfo de México fue Zeta, que obligó al cierre del 66,6 por ciento de la producción de crudo en el Golfo de México el 28 de octubre, con 228 plataformas evacuadas.
La temporada récord de huracanes en el Atlántico obligó a los operadores del Golfo de México a cerrar la producción de un total de 41 millones de barriles de petróleo durante toda la temporada, los datos más cerrados en datos que datan de 2010.
Según las estimaciones de Bloomberg , los cierres de la producción de petróleo durante esta temporada de huracanes fueron iguales a 270.000 barriles por día (bpd), o aproximadamente la producción diaria del pequeño productor de la OPEP, Congo.
La producción de petróleo del Golfo de México se recuperó a un promedio de 1,73 millones de bpd en septiembre, pero luego cayó a 1,29 millones de bpd en octubre debido a los huracanes Delta y Zeta.
El Parque Solar Cauchari, de 300 MW de capacidad instalada, ubicado en la provincia de Jujuy, es el principal emprendimiento fotovoltaico del país. En diálogo con Nicolás Gandini, como parte del ciclo de entrevistas que organiza EconoJournal, el abogado Guillermo Hoerth que preside el proyecto y Felipe Albornoz, titular de JEMSE (Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado) brindaron detalles sobre la iniciativa, tanto desde el punto de vista técnico como de su impacto regional.
Entrado en habilitación comercial el 26 de septiembre, Guillermo Hoerth define al proyecto como “uno de los pocos casos en que la conexión a la red es simultánea con la puesta a punto y el período de adaptación de la planta. Es decir que, mientras ajustamos la planta, producimos energía y la entregamos al sistema, cumpliendo el contrato con Cammesa”.
Felipe Albornoz, señaló que JEMSE está acompañando el proyecto como accionista. “Seguimos trabajando para ampliar el proyecto en 200 MW y buscar nuevos emprendimientos similares en la zona”, remarcó. Con respecto a la ampliación aseguró que “se enviaron todos los formularios y estamos sujetos a la autorización de Nación”. Además, sostuvo que “se está trabajando en otras propuestas relacionadas a la energía fotovoltaica en la región como parques de energía distribuida de entre 8 y 10 MW”, aseguró.
La puesta en marcha
Casi un millón de paneles ocupan la superficie de los parques y debajo de la tierra hay 3500 kilómetros de cable, un viaje ida y vuelta de Jujuy a Buenos Aires. “Es una planta moderna desde el punto de vista tecnológico porque permite trabajar sobre sub-plantas de 3 MW cada una. Entonces, si hacemos ajustes en alguna parte, el resto sigue funcionando y podemos despachar en función de la instrucción que le demos al sistema”, aseguró Albornoz.
La construcción de la planta implicó 390 millones de dólares más el costo de conexión de 33 millones sin tener en cuenta los impuestos e intereses de financiamiento que demandan la emisión de un bono de la provincia y un crédito del asiático Eximbank. Hoerth sostuvo que “alrededor de 100 millones del costo local de inversión se volcaron en el mercado interno de Jujuy. Muchas empresas regionales prestaron servicios y, por otro lado, a través del Ministerio de Producción de la provincia se desarrollaron cooperativas que aportaron valor en la vecindad. Trabajaron 1700 empleados en total”.
En la misma línea, se firmó también un convenio entre el Ministerio de Educación de la provincia y la Universidad del Ministerio de Defensa para capacitar 600 trabajadores de 102 comunidades originarias en actividades como instalación eléctrica y metalmecánica. “Desde JEMSE, apuntamos a generar negocios, emprendimientos y procesos productivos aprovechando los recursos de la puna”, indicó Felipe Albornoz y sentenció, a raíz de las críticas y cuestionamientos a la provincia por pensar sólo en la renta, que “no se apunta sólo al rendimiento económico. Este proyecto en la segunda zona del mundo que tiene más radiación, es un hito a nivel nacional, cuida el medio ambiente, genera empleo, establece una matriz de producción y provoca el movimiento de la producción local”.
Los desafíos
“La logística no fue nada fácil”, dijo Guillermo Hoerth. “Es una región que presenta dificultades de acceso y había que subir 3800 contenedores a 4200 metros de altura. Por otro lado, las condiciones climáticas son terribles, en las noches de invierno la temperatura baja a menos 18 grados, entonces el horario para coordinar la logística comienza a las 9 de la mañana y finaliza a las 3 de la tarde desde mayo hasta septiembre”.
Otro desafío importante consistió en realizar el análisis de los materiales y sus componentes para que resistan la altura y la velocidad de los vientos. El diseño se pensó tomando en cuenta una hipótesis de ráfagas de viento a 180 kilómetros por hora. En esta línea, tener a disposición la experiencia china fue fundamental teniendo en cuenta que hay proyectos en altura en determinadas zonas de Asia.
La construcción de la planta fue ejecutada por las contratistas Power China y Shangai Electric. El presidente de JEMSE destacó el compromiso y la buena comunicación que se entabló con los profesionales chinos y aseguró que el contacto sigue vigente para abordar cuestiones de asesoramiento y financiamiento. “Nosotros aportamos desde el punto de vista de la ingeniería que es poco común en lo que hace al rol del dueño”, expresó Hoerth.
“Los chinos tienen mucho compromiso en su palabra, aunque lógicamente hay diferencias. Por ejemplo, ellos no piensan en la duración de un material a largo plazo porque tienen capital de sobra, en cambio nosotros proyectamos un transformador y no lo queremos cambiar nunca más. Hubo que compatibilizar desde ese lugar y desde el punto de vista cultural se dio un intercambio interesante”, agregó.
El proyecto del Parque Solar Cauchari evidencia la posibilidad de que empresas estatales sirvan de driver para generar crecimiento y dinamizar la producción y el desarrollo de energías renovables en regiones que tienen importantes necesidades socio-económicas. Tal como señalaron ambos entrevistados, “el rol de las empresas del Estado se pone a la vanguardia para generar un ahorro en la provincia de Jujuy con miras hacia el desarrollo económico de las futuras generaciones”.
Por último, teniendo en cuenta los recursos de litio que tiene la puna, -especialmente Jujuy, Salta y Catamarca-, Albornoz subrayó que “el litio es esencial en la provincia y estamos seguros de su gran futuro. Tenemos intención de trabajar la tecnología de las baterías de litio. Ya cerramos convenio con la Universidad Nacional de la Plata para desarrollar un modelo de conversión de buses tradicionales a eléctricos. Estamos trabajando en la electro-movilidad. En base a este prototipo podemos analizar la conveniencia, los precios y la competitividad. Es un proyecto sustentable de 18 meses que esperemos, arroje buenos resultados”.
YPF, la mayor productora de petróleo y gas del país, perforó un pozo con 63 etapas de fractura en un área de Vaca Muerta. Con ese hito llevó a un nuevo nivel el diseño de la completación de pozos en la formación no convencional de la cuenca Neuquina.
La petrolera controlada por el Estado concretó esa cantidad de fracturas en Bandurria Sur, un bloque que opera y cuya titularidad comparte con Shell y Equinor.La compañía perforó en el campo un pad de cuatro pozos. En todos colocó más de 50 etapas de fractura. Es la primera vez que alcanza ese objetivo.
La rama horizontal de los pozos osciló entre los 3.200 y los 3.840 metros, según precisó esta semana Sergio Affronti, CEO de YPF, en una presentación interna que pudo reconstruir EconoJournal a partir del relevamiento de distintas fuentes. Además, la petrolera redujo la cantidad de días de perforación.
Más eficiente
YPF está llevando adelante una serie de iniciativas para reducir los costos de desarrollo en el play no convencional. En esa dirección, la empresa logró reducir:
un 15% los costos asociados a la perforación;
un 21% el costo de los servicios, 20% en transporte,
un 13% los de workover;
Y un 24% los de pulling.
El 17 de marzo, previo a la pandemia, YPF había marcado un nuevo hito en Vaca Muerta al realizar 12 etapas de fracturas en un día en el área La Amarga Chica.
Con la expansión del Covid-19 y las medidas de aislamiento preventivo que se implementaron en el país, la actividad hidrocarburífera en la provincia de Neuquén sufrió un fuerte freno. En agosto las etapas de fracturas en general no llegaron a 100. Pero a partir de septiembre y octubre empezó a recuperar el nivel de actividad.
Después de una serie de importantes descubrimientos de petróleo en alta mar de Guyana, ExxonMobil y sus socios descubrieron que el pozo más profundo perforado hasta el momento en alta mar del país latinoamericano no tenía potencial comercial para un desarrollo independiente.
El pozo Tanager-1 ha sido reportado como un descubrimiento de petróleo, que actualmente se considera no comercial como desarrollo independiente, dijo un socio minoritario en el Bloque Kaieteur, Westmount Energy, en una presentación a la Bolsa de Valores de Londres el Martes.
Westmount Energy posee el 5,4 por ciento de Cataleya Energy, la empresa matriz de Cataleya Energy Limited, que tiene el 25 por ciento en Kaieteur Block operado por una subsidiaria de ExxonMobil.
“El resultado del pozo de exploración Tanager-1 ha demostrado ser una mezcla de resultados – confirmando la extensión del fairway de juego de Liza en el bloque Kaieteur pero aparentemente se queda corto en los niveles estratigráficos más profundos”, dijo el Presidente Ejecutivo de Westmount Gerard Walsh.
El descubrimiento de petróleo no comercial en el pozo más profundo perforado hasta el momento en las afueras de Guyana es un raro error para Exxon y sus socios, que han encontrado importantes recursos de petróleo en los últimos años.
Exxon anunció a principios de septiembre su decimoctavo descubrimiento de petróleo en la costa de Guyana, que se suma a su estimación anterior de más de 8.000 millones de barriles de recursos recuperables descubiertos en el área.
A fines de septiembre, Exxon dijo que había tomado la decisión final de inversión en el campo costa afuera de Payara en Guyana, esperando que Payara produjera hasta 220,000 bpd de crudo cuando comience la producción comercial en 2024.
Este sería el tercer proyecto de desarrollo offshore del supermajor en Guyana, que saltó a la fama gracias a una serie de descubrimientos en el bloque Stabroek realizados por Exxon y su socio Hess Corp.
En menos de cinco años, Exxon y sus socios en el bloque Stabroek hicieron más de una docena de descubrimientos de calidad en el bloque, convirtiendo a Guyana en la nación productora de petróleo más nueva el año pasado. Guyana se unió oficialmente a las filas de los productores de petróleo a fines de diciembre de 2019, después de que Exxon y sus socios comenzaran a producir petróleo en alta mar.
El Departamento del Tesoro de EE.UU. volvió a extender, ahora hasta el 3 de junio de 2021, la licencia que permite a Chevron continuar con sus operaciones esenciales en territorio venezolano, pese a las sanciones aplicadas por Washington contra la compañía estatal Petróleos de Venezuela (Pdvsa).
La medida, que solo aplica para «el mantenimiento limitado de operaciones esenciales en Venezuela o la liquidación de operaciones para determinadas entidades», también incluye a las empresas Halliburton, Schlumberger Limited, GE Baker Hughes y Weatherford International.
El permiso garantiza la preservación de activos y la seguridad del personal de esas empresas en suelo venezolano, así como la cancelación de impuestos locales y el pago de salarios a empleados o contratistas.
El pasado mes de abril, el gobierno de EE.UU. ordenó a Chevron «cesar gradualmente» sus actividades petroleras en Venezuela, hasta un simple «mantenimiento» de sus activos. La última licencia otorgada para tal fin expiraba este 1 de diciembre.
Chevron, la segunda petrolera de EE.UU. y la séptima del mundo, es la última gran compañía estadounidense que aún opera en el sector del crudo en Venezuela, donde tiene participación en varias empresas mixtas con Pdvsa como Petropiar y Petroindependencia, en la Faja Petrolífera del Orinoco, o Petroboscán y Petroindependiente, en el fronterizo estado Zulia.
México está avanzando con planes para nacionalizar su emergente industria del litio luego de que un miembro del gobernante partido Morena presentó un proyecto de ley en el parlamento la semana pasada , que exige que el metal de la batería sea considerado propiedad exclusiva de la nación, con la producción controlada por el estado.
Alejandro Armenta, titular de la comisión de finanzas del Senado, propone la creación de una nueva entidad estatal, LitioMex, para regular la minería de litio.
“No se trata de cerrar la puerta a la inversión”, dijo Mena en una sesión on line del parlamento. “Es necesario que exista una regulación (…) Actualmente estamos regalando nuestro litio a chinos, estadounidenses y canadienses (…) No deberíamos ser un paraíso para la explotación. Eso se llama saqueo».
México ya ha ahuyentado a los inversores privados al renegociar los contratos de gasoductos que el gobierno declaró exorbitantes. También ha intentado cambiar las regulaciones para proyectos de energía renovable.
Ojos en Sonora
Hasta el momento, México no es un gran productor de litio. Pero la situación comenzará a cambiar cuando Bacanora Minerals y el socio de riesgo compartido Ganfeng Lithium comiencen la producción comercial en su proyecto de Sonora, que se espera para 2023. La mina producirá inicialmente 17.500 toneladas de litio por año. A pleno rendimiento, Sonora generará 35.000 toneladas de metal de batería por año.
Ganfeng, que cotiza en Hong Kong y tiene acuerdos para suministrar litio a Tesla y a LG Chem de Corea del Sur, aumentó recientemente su participación del 22,5% al 50% en el proyecto, que cree que es de «clase mundial».
El director ejecutivo Wang Xiaoshen ha expresado sus reservas sobre los planes del país para su industria del litio. “Puede que la nacionalización no sea una buena idea; hay muchos malos ejemplos de nacionalización de recursos ”, dijo Wang en septiembre. “Un ejemplo es Bolivia. Hay grandes recursos de litio allí, pero durante muchos años no se ha construido ningún proyecto porque los bolivianos no permiten que las empresas extranjeras posean propiedades mineras. Ese es un gran obstáculo para atraer inversiones», aseguró.
Sin embargo, Armenta afirma que el valor de los recursos de litio de México es más de cuatro veces la deuda soberana del país y, como tal, podría ser una solución a los problemas económicos actuales de la nación.
La energética Iberdrola y Bayer en España han anunciado hoy la firma del primer contrato de compraventa de electricidad a largo plazo (PPA) entre una energética y una farmacéutica en España, generada por fuentes de generación limpia.
En virtud de este acuerdo, Iberdrola suministrará electricidad 100% renovable para cubrir la totalidad del adquisitivo de electricidad de los 9 centros de Bayer en España, entre los que se encuentran 3 fábricas, 5 centros de investigación y desarrollo (I+D) y las oficinas centrales de la compañía para Iberia.
Esta iniciativa será efectiva en el 100% de estos centros a partir de 2022 y durante diez años, con la energía generada por la planta fotovoltaica Francisco Pizarro, la planta fotovoltaica más grande proyectada en la actualidad en Europa, que Iberdrola levantará en Extremadura y de la que ya tiene la aprobación del impacto medioambiental (DIA). Se prevé que esté operativa en 2022 y tendrá una potencia instalada de 590 MW.
Hasta el momento en que entre en operación la planta, el acuerdo contempla un ‘contrato puente’ con el que Bayer realiza desde ahora un consumo eléctrico total sin emisiones, con garantía de origen renovable (GDO).
Iberdrola y ya firmaron en México un PPA por el que la farmacéutica consume energía verde generada por el parque eólico terrestre Santiago, ubicado en el estado de Guanajuato.
Bayer anunció a finales del año pasado su compromiso por conseguir una huella neutral de emisiones en todo el mundo para 2030.
La inversión en el proyecto fotovoltaico Francisco Pizarro se elevará a unos 300 millones de euros. El proyecto forma parte del plan de inversión en renovables de Iberdrola en Extremadura, que prevé la instalación de unos 2.000 MW verdes a 2022.
Repsol y Sinopec mantienen una dura batalla arbitral por la operación de compra de los activos británicos de Talisman. La compañía china reclamó en julio de 2015 una indemnización de 5.000 millones de dólares por los daños que presuntamente le generó esta operación. Dos años después, la petrolera española presentó otra demanda arbitral para exigirle a la china una compensación por cualquier daño que pudiera sufrir como consecuencia del primer arbitraje.
La situación de este conflicto encara ahora su recta final. La petrolera española espera que el arbitraje que presentó Sinopec en su contra pueda resolverse en el segundo semestre del próximo año y, al mismo tiempo, está avanzando en la demanda que ella misma impuso contra la asiática.
Según ha indicado la petrolera a la CNMV, el próximo 21 de mayo tendrá lugar la vista para dilucidar el arbitraje impuesto por Repsol contra Sinopec por los daños que pueda producirle cualquier decisión adversa sobre el arbitraje inicial.
En estos momentos, los abogados están en labores de preparación de las pruebas sobre la actuación de Sinopec en los meses previos a la operación de compra.
Además de este arbitraje, la compañía dirigida por Josu Jon Imaz ha dado más pasos para hacer frente a la ofensiva de Sinopec. Repsol impugnó el pasado 28 de abril uno de los laudos parciales que daba la razón a la petrolera china ante la High Court de Singapur. Esta entidad ya ha trasladado al Singapore International Commercial Court el caso y se estima que el recurso de anulación se resolverá en el segundo trimestre de 2021.
Repsol provisionó en su momento 837 millones para hacer frente a este litigio pese a que asegura que el riesgo era limitado.
El arbitraje en curso de Sinopec contra Repsol se ha definido en dos partes. En la primera fase se tiene que determinar si hay responsabilidad y en la segunda se decidirá sobre la cuantificación de los daños.
Según explicó la petrolera, en estos momentos este millonario proceso está en la primera fase y, por el momento, se ha decidido que en la parte correspondiente al incumplimiento de Warranties se ha desestimado los argumentos de la petrolera china y en lo que respecta a la existencia de Fraudulent Misrepresentation y la aplicación de ciertas Indemnities en relación con la disputa sobre las reservas se ha estimado parcialmente la reclamación de Sinopec.
La petrolera explicó que el tribunal todavía tiene pendiente pronunciarse con uno o varios laudos sobre el área de producción, proyectos, mantenimiento, abandono y tramitar toda la segunda fase de cuantificación de daños.
Repsol asegura que para esta segunda parte se espera el uso de expertos para el cálculo de los daños y asegura que la disputa entre ambas compañías no está afectando al resto de negocios de la petrolera y añade que la valoración de los mismos incluso se ha visto mejorada.
Repsol y Sinopec son socios también en los negocios en Brasil donde mantienen una compañía conjunta que tiene un valor contable de 4.357 millones de euros y que logró un resultado de 258 millones en 2019, una cifra similar a la del año anterior.
Tras haber recorrido las distintas etapas del concurso, ENERGIA ITINERANTE, la iniciativa creada por Camuzzi para fomentar la cultura local y la música de artistas emergentes, llega a su instancia final: las artistas RO SOSA y LIYAH se medirán “en vivo” en un último duelo que tendrá lugar el próximo viernes 20 de noviembre a las 19.30 hs. en la cuenta oficial de Instagram @camuzzigas.
Estas dos mujeres, con voces cautivantes y un estilo único, se impusieron a lo largo de todo el certamen, destacándose entre los más de 280 artistas que participaron de esta nueva edición del concurso, en el que se registraron más de 20.000 votos a lo largo de las diferentes instancias de eliminación.
Representando a la ciudad de Tandil, la artista que buscará ganar la final con la interpretación de su tema Buscando, es Ro Sosa, mientras que, en representación de Trelew, la artista chubutense Liyah intentará imponerse con su tema Quienva a ser?.
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La conducción del evento estará en manos del “Pollo Alvarez”. Se tratará de un encuentro en vivo y en la cuenta oficial de Instagram @camuzzigas, y en donde el público – al igual que en todo el certamen- deberá indicar a través de un like quien es su artista preferida. La más votada será la ganadora de esta nueva edición de ENERGIA ITINERANTE; y quien accederá al premio de $150.000 para seguir potenciando su proyecto artístico.
Además, y por el solo hecho de haber llegado hasta la final, LIYAH y RO SOSA estarán colaborando con dos instituciones sin fines de lucro de sus respectivas ciudades (Comedor del Corazón en Trelew y Banco de Alimentos de Tandil). Cada una de estas instituciones recibirá 400kg., de alimento no perecedero, como forma de acompañar también a través de este certamen, el espíritu de compromiso con la comunidad de dichas organizaciones.
Energía Itinerante tiene como objetivo fomentar la visibilidad de los músicos emergentes, alentar la creatividad y el desarrollo de los talentos locales. Esta iniciativa se desarrolla en el marco del programa “Más cerca de nuestra comunidad” de Camuzzi, como parte de la estrategia de la sustentabilidad de la compañía.
Entre 2019 y 2020, más de 500 músicos emergentes de las ciudades de Bahía Blanca, Coronel Pringles, Punta Alta, Sierra de la Ventana, Trelew, Rawson, Puerto Madryn y Tandil han sido parte del concurso, mostrando su arte a miles y miles de personas. ENERGÍA ITINERANTE es una iniciativa musical plural en la que ya han participado bandas y solistas de todos los géneros musicales: rock, pop, metal, cumbia, hip-hop y blues son algunos de los estilos musicales que han pasado por el “escenario” de ENERGIA ITINERANTE.
Jaqueadas por el congelamiento tarifario, las subdistribuidoras gasíferas atraviesan una profunda crisis y algunas han decidido reducir su participación en el negocio o directamente retirarse transfiriéndoles la obligación de prestar al servicio a las distribuidoras, que operan como proveedoras de última instancia. Las que están transitando ese camino son la operadora marplatense CAMET y la estatal Hidrocarburos del Neuquén (Hidenesa). En ambos casos es Camuzzi quien deberá continuar con la prestación del servicio.
La figura del subdistribuidor está contemplada en el decreto 1738/92 y en las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución aprobada por el decreto 2255/92. Se lo define como un cliente autorizado por la Autoridad Regulatoria para operar cañerías de gas que conectan el Sistema de Distribución de la distribuidora con un grupo de usuarios. Tiene con esos usuarios las mismas obligaciones que rigen para las distribuidoras, pero no es considerado como proveedor de última instancia.
Su tarea ha sido y es esencial en aquellas áreas geográficas en donde las distribuidoras declinan su derecho de prioridad, tanto para la construcción del emprendimiento como de su operación y mantenimiento. En la actualidad, hay 17 subdistribuidoras autorizadas por el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), entre las cuales figuran cooperativas, empresas privadas e incluso operadores estatales como Hidenesa, Bagsa y Distrigas.
Una modificación regulatoria que introdujo el ente en 2017 erosionó su margen de operación, ya que algunas subdistribuidoras pagan el gas más caro de lo que lo abona un cliente R1 a la distribuidora. A su vez, el congelamiento tarifaria, vigente desde abril de 2019, constituyó el golpe de gracia para estos operadores que han visto incrementar sus costos mientras sus ingresos permanecen fijos. El principal problema lo enfrentan las firmas más pequeñas que no pueden compensar los menores ingresos a partir de la escala del negocio.
La primera reacción fue dejar de pagar el gas. De hecho, 13 de esas 17 subdistribuidoras tienen deudas por no abonar el fluido. Sin embargo, ahora algunas compañías directamente tomaron la decisión de reducir su negocio o directamente dejar de prestarlo. En el sector afirman que en el Enargas funciona una comisión que se ocupa del tema, pero en todos estos meses de gestión no le aportó ninguna solución a los operadores.
Los casos de Camet e Hidenesa
Camet es una cooperativa que no solo brinda servicio de gas sino también de electricidad, telefonía e internet. Lo que decidió la firma es desentenderse de la provisión de gas. Por lo tanto, unos 200 usuarios pasarán a ser abastecidos directamente por Camuzzi.
Son los barrios El Tejado, La Laura, Castagnino, Las Margaritas, Santa Angela, 2 de abril y el Sosiego. Muchos de ellos están entre el aeropuerto y la entrada a Mar del Plata, sobre la ruta 2. Para los vecinos el único cambio es que pasaran a recibir la factura de Camuzzi y pasarán a ser atendidos por las vías de comunicación que ofrece esta compañía, pero la red la red y el medidor seguirán siendo los mismos. Además, no habrá cambios en las tarifas.
El caso de Hidenesa es diferente. La compañía controlada por el gobierno de Neuquén presta servicio en unas 30 localidades y cuenta con unos 20 mil usuarios en la provincia. La decisión que le comunicó a Camuzzi y al ente regulador es que dejará de proveer gas solo en 4 localidades pequeñas que tienen entre 90 y 200 medidores cada una. Son Santo Tomás, Villa El Chocón, Las Buitreras y Los Catutos.
Los casos de Bagsa y Distrigas
Entre los principales deudores figuran Bagsa y Distrigas, pero a diferencia de las cooperativas estas subdistribuidoras son estatales. Por ejemplo, la deuda total de las subdistribuidoras con Camuzzi llega a los 1500 millones de pesos y las que más deben son justamente Distrigas, que opera en la provincia de Santa Cruz, y la bonaerense Bagsa.
La reducción del costo monómico de generación durante los últimos dos años implicó, en el marco del congelamiento de tarifas a la energía eléctrica dispuesto a comienzos de 2019, que el incremento en el nivel de subsidios al sector haya sido relativamente moderado. En efecto, los subsidios pasaron de US$ 3.200 millones en 2019 a aproximadamente USD$ 4.200 millones durante 2020. Sin embargo, de no haberse producido la disminución en el costo de generación, los mismos podrían haber alcanzado aproximadamente US$ 6.000 millones en 2020.
La contracción del costo de generación obedeció a diversos factores: la mejora en la eficiencia de la generación térmica; la mayor generación de origen nuclear y renovable; la reducción a la remuneración de la generación bajo Resolución N° 31, y la disminución en el precio de los combustibles, entre otros. Sin embargo, estos factores tuvieron un impacto diferencial en la reducción del costo de generación, que se explica prácticamente en su totalidad por la generación de origen térmico.
El costo de generación térmica se redujo en 18 US$/MWh a lo largo de los dos últimos años, proceso que se explica centralmente por la baja en la remuneración y por las menores erogaciones en combustibles.
En este sentido, en 2019 y 2020 se redujo la remuneración al parque térmico, en particular, a la “generación vieja” (hoy remunerada a través de la Resolución N°31). Si bien la remuneración térmica bajo contratos se incrementó ante la incorporación de nueva potencia, eso no llegó a compensar los ahorros generados en la generación vieja, haciendo que el costo de generación térmica en su conjunto se redujera.
Vale señalar que la remuneración a la potencia en la “generación térmica vieja” se había incrementado notablemente durante los años 2017 y 2018, duplicando los precios percibidos en dólares respecto a los vigentes en los años anteriores. Sin embargo, este proceso comenzó a revertirse en 2019 y se profundizó en 2020.
De todas formas, el componente central de la baja del costo de generación térmica fue la reducción registrada en las erogaciones por el uso de combustibles -gas natural, gasoil, fuel oil y carbón-, que se redujeron en 15 US$/MWh comparando el año 2018 con los datos disponibles de 2020.
Si bien la reducción del precio de los combustibles, en particular del gas natural, fue determinante en la disminución del costo de la generación térmica, dando cuenta del 58% del ahorro, debe señalarse que las cantidades consumidas también se redujeron sensiblemente durante este período.
La menor utilización de combustibles en la generación de energía eléctrica se originó, en primer lugar, en la disminución de la demanda de energía eléctrica y, con ello, de la generación total. Al mismo tiempo, se registró un desplazamiento de la generación de origen térmico por fuentes de origen renovable y, en menor medida, nuclear. Finalmente, se verificó un aumento en la eficiencia en el uso de combustibles por parte del parque de generación térmico.
El aumento de la eficiencia del parque de generación térmico se observa en la menor utilización de combustibles para la generación de energía eléctrica: mientras que la generación térmica se redujo en un 13% entre 2018 y 2020, el consumo de combustibles lo hizo en casi un 20% en idéntico período. Este proceso se explica por el menor despacho de las maquinas menos eficientes en el marco de disminución de la demanda de generación térmica, pero también por la incorporación de potencia más eficiente a lo largo de los últimos años.
De todos modos, la mejora de la eficiencia explica sólo el 8% de la reducción del costo de la generación térmica, en tanto que el desplazamiento de esta fuente por energía nuclear y renovable explica el 15% de la disminución del costo total. Es decir, que la mayor participación de las energías renovables no redundó en una reducción sensible de los costos de generación, que, como fuera mencionado, se redujeron centralmente gracias a la reducción de los precios de los combustibles y, en menor proporción, a la disminución de la remuneración a la generación térmica vieja.
Es más, si se compara el aumento en las erogaciones por los contratos renovables con el ahorro en la generación térmica por el efecto desplazamiento, se observa que las energías renovables no determinaron una reducción en el costo de generación hasta el momento.
La mayor parte del ahorro en el costo de generación térmico provino de la caída del precio de los combustibles, en particular, del gas natural. En este sentido, cabe señalar que la reducción de precios que enfrentó este hidrocarburo en el mercado local desde comienzos de 2019 se tradujo en una sensible contracción de los niveles de inversión, proceso que provocó una disminución de los niveles de producción desde los 144 millones de m3 diarios en julio de 2019 a 123 millones de m3 diarios en septiembre de 2020.
La instrumentación del Plan Gas 2020 – 2024 seguramente permitirá revertir los niveles de declino que exhibió la producción a lo largo del último año, posibilitando así una reducción de las importaciones y, así mismo, garantizando un progresivo autoabastecimiento en materia energética.
Sin embargo, también implicará que el costo de generación de energía eléctrica no continuará disminuyendo, al menos, durante los próximos años. Por el contrario, el aumento del precio del gas natural en el mercado local a valores que cubran su costo de reposición implicará probablemente un encarecimiento en el costo monómico de generación. En este contexto, su impacto en términos de subsidios al sector eléctrico dependerá de la evolución de las tarifas durante el próximo año.
Finalmente se ha publicado en el Boletín Oficial el largamente esperado Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino – Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024 conocido como “Plan Gas IV” mediante Decreto 892/2020 del 16 de noviembre de 2020.
Este nuevo esquema promocional de la producción de gas argentino obedece a loables objetivos, todos detallados entre sus considerandos que podemos sintetizar en la necesidad de viabilizar inmediatamente inversiones para aumentar la producción de gas natural en todas las cuencas del país y satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país con el producido de sus yacimientos y más particularmente en “lograr que los costos del sistema eléctrico no aumenten por necesidad de reemplazar gas natural de origen nacional por sustitutos importados de mayor costo”.
El esquema consiste en la subasta de 70 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas en un bloque único a inyectar a partir de mayo de 2021. El precio para la adjudicación no podrá exceder de 3,21 USD/MMBTU (precio a valor presente). El precio ofertado estará expresado en dólares.
El plazo es de cuatro años ampliable por cuatro más para proyectos Off Shore. A cambio los Productores deberán comprometerse a lograr una curva de producción por cuenca que garantice el sostenimiento y/o aumento de los niveles actuales. Esto, en una actividad con declino geológico, implica un volumen de inversión significativo que –a la vez– tracciona los niveles de empleo. Se establecen sanciones por incumplimiento.
Los Productores que presenten precios más competitivos de acuerdo con el posicionamiento que surja de la licitación tendrán prioridad para la inyección en períodos con excedentes de oferta y para exportar en condición firme parte del volumen total de exportación, y fuera del período estacional de invierno.
Incertidumbres
El nuevo plan, si bien loable en sus objetivos, incurre en una serie de omisiones normativas o lagunas. El método preferido es remitir a “la reglamentación que oportunamente apruebe la Autoridad de Aplicación”. En tanto no exista certeza sobre esas cuestiones se pretendería una especie de “acto de fe” de las productoras que deberían comprometerse a invertir y participar en la subasta sin tener claridad sobre todos los aspectos y consecuencias del nuevo esquema.
Veamos algunas de esas incertidumbres:
No hay ninguna referencia a la deuda asumida por el Estado Nacional en el art. 7° del Decreto 1053/18: “Establécese que el Estado Nacional asume, con carácter excepcional y con el alcance previsto en este artículo, el pago de las diferencias diarias acumuladas mensualmente entre el valor del gas comprado por las prestadoras del servicio de distribución de gas natural por redes y el valor del gas natural incluido en los cuadros tarifarios vigentes entre el 1º de abril de 2018 y el 31 de marzo de 2019, generadas exclusivamente por variaciones del tipo de cambio y correspondientes a volúmenes de gas natural entregados en ese mismo período”. Los Productores adhirieron al esquema y con su adhesión el derecho al pago se convirtió en derecho adquirido en cabeza de los Productores, adquiriendo “vida propia” respecto de las vicisitudes del propio Decreto.
Por eso, más allá de la eventual derogación del Decreto 1053/18, el Estado Nacional debe hacer frente a la deuda o dar garantías suficientes y autoejecutables con carácter previo a asumir nuevas acreencias o a endeudarse nuevamente con los Productores, ahora por la diferencia entre el precio ofertado y el precio trasladado a tarifas. Justamente las garantías del nuevo esquema tampoco están claras.
Según el punto 20 del Plan, el Estado Nacional se hará cargo del diferencial entre el precio determinado por la Autoridad de Aplicación como precio del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) de conformidad con los cuadros tarifarios para las Licenciatarias de Distribución y/o Subdistribuidoras y el precio resultante de la Subasta.
De acuerdo con el punto 40 del Plan “el Estado Nacional creará 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, sin perjuicio de otros mecanismos de garantía del pago de las compensaciones a los Productores o las Productoras Firmantes bajo el Esquema basados en el reconocimiento de créditos fiscales, según se determine en la legislación respectiva y conforme sea reglamentado por la Autoridad de Aplicación y por la AFIP, según corresponda”.
Como se advierte, nulo compromiso estatal, total vaguedad y ninguna certidumbre sobre ese esquema de garantía del subsidio o sobre la eventual compensación mediante créditos fiscales. Claramente la posibilidad de compensación con certificados de crédito fiscal sería un mecanismo apto y “autoejecutable” como garantía del compromiso estatal. Se puede ver como ejemplo el Proyecto de Ley “Petróleo Activa” que tiene media sanción en la Provincia de Mendoza y permite el reintegro del 40% de la inversión en nuevos pozos o en la reactivación de pozos sin producción mediante certificados de crédito fiscal que podrán ser aplicados al pago de ingresos brutos y regalías. Pero la mera referencia a esa solución “sin perjuicio” que se hace en el punto 40 del Plan, sumada a la necesidad de legislación y reglamentación por la Secretaría de Energía y por AFIP lo hacen aparecer como una intención muy condicionada y remota. Concretamente hoy por hoy no hay garantías de que el Estado Nacional cumpla su parte. Y el antecedente de la deuda plasmada en el Decreto 1053/18 claramente no ayuda…
Otro ejemplo es el relacionado con el necesario “empalme” del Plan con otros planes de estímulo anteriores en el tiempo, pero con posibilidades de “solapamiento” con el nuevo esquema. En este caso sabemos que los beneficiarios de los demás planes, ej. Resolución 46/17, deberán renunciar a algo, pero no sabemos a qué: “A los fines de acceder a participar en el presente Esquema, el Productor o la Productora Firmante que tenga comprometidos volúmenes en el marco del Programa de las Resoluciones N° 46 /17, 419/17 y 447/17, todas del entonces Ministerio de Energía y Minería, deberá presentar en el Sobre N° 1, la renuncia establecida en la reglamentación que oportunamente apruebe la Autoridad de Aplicación”. (Punto 41)
No menos importante que lo anterior: ¿qué tratamiento se le dará a las nuevas inversiones? ¿se permitirá el acceso al mercado libre de cambios (MLC) para la conversión a dólares de los ingresos y su transferencia a cuentas en el exterior para repatriación o para el pago de financiamientos externos? De acuerdo con el Art. 9° del Decreto 892/2020, el BANCO CENTRAL DE LA REPÚBLICA ARGENTINA, “deberá establecer mecanismos idóneos a fin de facilitar el acceso a dicho mercado”… cuando los fondos hayan sido ingresados por el MLC y se trate operaciones genuinas destinadas a la financiación de proyectos enmarcados en el nuevo esquema.
De nuevo nos encontramos frente a un mero esbozo de posible reglamentación que deja abierta una cuestión crucial. ¿Por qué no aclarar como principio general que se dará acceso al MLC sin condicionamientos para la aplicación directa de cobros en divisas por exportaciones de hidrocarburos a tales fines (tanto para el deudor directo, como para los fideicomisos constituidos en el país)?
Sería una buena oportunidad para recrear este mecanismo y posteriormente extenderlo a todas las exportaciones. Pero para ello –al igual que en los demás casos de lagunas reglamentarias- debería existir una reglamentación precisa antes del vencimiento del plazo para presentar ofertas en la subasta y debería aclararse que el mecanismo de repatriación es un derecho adquirido para los oferentes, al amparo del marco licitatorio. Caso contrario podría modificarse a futuro sin derecho de reclamo para los participantes.
Conclusiones
El esquema competitivo elegido es correcto. Sin embargo, para ser exitoso, el nuevo plan requiere urgente definición de términos reglamentarios cruciales que se han dejado para más adelante y cuya falta de determinación podría desalentar la participación en el nuevo esquema o generar problemas de interpretación y situaciones litigiosas en el futuro, incrementando la inseguridad jurídica y el grave menoscabo de la ecuación económico-financiera que viene padeciendo el sector.
Es de esperar que los principios de “eficiencia y celeridad administrativas” a que se refiere el punto 40 del Decreto se apliquen para una inmediata reglamentación de esas cuestiones permitiendo así recrear cuanto antes las condiciones para un mercado de gas desregulado, transparente y competitivo.
*Socio a cargo del Departamento de Energía del Estudio Jurídico PAGBAM y Director de la Diplomatura en Derecho de los Hidrocarburos de la Universidad Austral
Enel Green Power Chile, la filial local de la energética italiana Enel, inició la construcción de su nuevo parque fotovoltaico Sol de Lila, al interior del desierto de Atacama, en la Región de Antofagasta. Esta nueva planta solar tendrá una potencia instalada de 163 MW y su puesta en marcha está programada para julio de 2021.
El parque fotovoltaico Sol de Lila es parte de una cartera de proyectos renovables que busca sumar 2 GW de capacidad instalada para 2022, la mitad de los cuales ya está en construcción.
A mediados de octubre, Enel inició la construcción del proyecto Domeyko, de 204 MW, que contará también con módulos bifaciales y generará alrededor de 589 GWh una vez que esté en pleno funcionamiento, y en junio, dio comienzo la construcción del parque solar Finis Terrae, de 126 MW.
La agencia Bloomberg informó recientemente que la legislación ambiental de la Unión Europea podría arruinar las obras de expansión del Gas Natural Licuado (GNL) de EE. UU, a medida que avanza con su ambiciosa agenda de emisión cero de carbono.
El principal objetivo del Green Deal formulado por la Comisión Europea eliminar las emisiones netas de gases de efecto invernadero para 2050. Frente a esta situación, los productores estadounidenses tendrán que trabajar duro para ganar el mercado de la UE. Una de las medidas que se está discutiendo para garantizar importaciones de GNL de bajas emisiones es la de otorgar certificados verdes a los empresas, en función de la carga de emisiones de sus productos. Para los exportadores esto significa costos adicionales. La competencia en el espacio del GNL es apretada y EEUU no es el productor de menor costo. Cualquier costo adicional haría que la tarea de encontrar compradores para el GNL procedente del gas no convencional fuera cada vez más difícil.
Por supuesto, todos los exportadores de GNL incurrirían en estos costos. Al final, los productores de menor costo volverán a ganar a expensas de los de mayor costo en lo que podría convertirse en la última ilustración de la lógica del mercado superando los factores geopolíticos. La diversificación de las fuentes de importación de GNL probablemente beneficiará a los productores estadounidenses de GNL en Europa, pero es dudoso que Bruselas les dé algún pase gratuito por el mero hecho de la diversificación.
A largo plazo, las cosas se ven aún más sombrías si todo va bien con el Green Deal. Según sus objetivos finales, habrá poco espacio para cualquier GNL, u otro combustible fósil, en la mayor parte del continente europeo durante la vida de nuestros hijos.
La compañía Hokchi Energy, filial de Pan American Energy (PAE) en México, finalizó la construcción de la infraestructura marina y comenzó la producción de hidrocarburos offshore en el campo Hokchi, ubicado en aguas someras del Golfo México, frente a las costas del Estado de Tabasco.
La filial de PAE informó que construyó dos plataformas de producción, realizó el tendido de más 100 kilómetros de ductos marinos e inició la producción con una estrategia temprana de acuerdo al plan de desarrollo aprobado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos.
El inicio de la producción se dio a conocer en un evento donde participaron Marcos Bulgheroni, CEO de Pan American Energy Group y Enrique Lusso,director General de la compañía Hokchi Energy. Por parte de las autoridades mexicanas estuvieron el director General de Pemex, Octavio Romero Oropeza, quien asistió en representación del presidente mexicano Andrés Manuel López Obrador, entre otros.
Bulgheroni destacó la finalización de la etapa constructiva de la infraestructura marina y la relevancia del inicio de producción, donde la compañía invirtió más de 1.300 millones de dólares. “Estos trabajos representan un avance fundamental en el cumplimiento de los objetivos de nuestro plan de desarrollo aprobado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos, con el fin de contribuir activamente a elevar el nivel de producción en el país. Tenemos un compromiso con México y su gente, por lo que seguiremos invirtiendo y trabajando para fortalecer nuestra posición como un aliado estratégico del gobierno para impulsar el desarrollo energético y económico del país”, aseguró el CEO de Pan American Energy Group.
Bulgheroni aseguró que la actividad de perforación en el campo continuará hasta 2022 y para el cierre del año 2021 habrá 7 pozos operando -5 de ellos productores y 2 inyectores-, alcanzando una producción de más de 14 mil barriles de petróleo crudo equivalente por día. “Este logro es producto de la colaboración de Hokchi Energy con las autoridades, reguladores y desde luego, con la comunidad de la que somos vecinos”, indicó el ejecutivo.
El proyecto Campo Hokchi
El proyecto de Hokchi Energy, filial de PAE, en total generó 3.000 empleos directos en la fase de la construcción terrestre y marina y 9.000 empleos indirectos en los servicios de soporte. En septiembre de 2015 obtuvo el contrato de extracción de hidrocarburos bajo la modalidad de Producción Compartida -dentro de la segunda licitación pública de la Ronda Uno que llevó adelante ese país-. El contrato fue firmado en enero de 2016.
El Campo Hokchi cubre una superficie de 40 km2 y se encuentra a 30 kilómetros de la costa, bajo un tirante de agua de 30 metros ubicado en la parte marina de la denominada Cuenca Salina del Istmo, en el Golfo de México, frente a las costas del Estado de Tabasco.
Por medio de una nota al ministro de Trabajo, Claudio Moroni, el sindicato de petroleros privados de la cuenca Neuquina, el más numeroso del país, desafió la institucionalidad gremial del sector. Apenas 30 días después de haber cerrado un acuerdo salarial con las empresas petroleras y proveedoras de servicios, la organización que conduce Guillermo Pereyra reclamó formalmente la reapertura de la negociación paritaria.
No existen antecedentes de una contramarcha en tan corto período de tiempo. Las discusiones gremiales suelen ser complejas y pueden demorarse varias semanas. La que se cerró en octubre no fue la excepción. Los gremios petroleros de todo el país —y sobre todo el de Neuquén— estuvieron negociando durante tres meses con YPF y el resto de las empresas la readecuación de las condiciones laborales y remunerativas de los trabajadores frente a la pandemia.
Las partes firmaron la versión definitiva del acuerdo el 10 de octubre en una maratónica sesión en las oficinas de Alem del Ministerio de Trabajo. Pereyra, que dio positivo de Covid-19 hace 10 días, fue uno de los firmantes de esos documentos. Sin embargo, ahora desconoció ese compromiso y pidió la reapertura de las paritarias 2020/2021.
En rigor, en la decisión del gremio neuquino pesó mucho más la voluntad de Marcelo Rucci, número dos en la organización, que la del histórico líder sindical. El ex intendente de Rincón de los Sauces aumentó —tal como publicó EconoJournal— su poder real durante la cuarentena dentro del sindicalismo neuquino.
“Lo que se firmó en octubre es el reconocimiento de la cláusula por revisión por inflación que estaba pendiente de la paritaria 2019. No tiene relación con la paritaria 2020”, interpretó Rucci en diálogo teléfonico con este medio, desafiando el texto homologado por el Ministerio de Trabajo.
“Así como (Moroni) habilitó un aumento del 30% en la paritaria de Camioneros, queremos que nos habilite a discutir con las empresas la paritaria de este año”, agregó.
Facsímil de la nota enviada el viernes por el gremio petrolero a Moroni.
La carta afirma que “atento a la finalización de las negociaciones de paritarias correspondientes al periodo 2019, y estando pendiente el tratamiento de las paritarias correspondiente al periodo marzo 2020 a marzo 2021; y debido al abrupta caída del poder adquisitivo a los fines de posibilitar la apertura de paritarias que permitan una recomposición salarial de los trabajadores”. En esa clave, le solicitan a Moroni que convoque a la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH) y a la Cámara de Empresas de Operaciones Petroleras Especiales (CEOPE).
Incomprensible
Fuentes de las empresas petroleras calificaron la iniciativa del gremio como “incomprensible”. “El acuerdo que se cerró en octubre incluye la negociación por las paritarias 2020/2021. Por eso expira el 31 de mayo”, explicó el director de una productora. En un despacho oficial retomaron esa misma línea para anticipar que, casi con seguridad, la cartera que dirige Moroni no hará lugar al planteo sindical.
“Fue el propio ministro (de Trabajo) quien cerró personalmente la negociación con los gremios petroleros. No va a autorizar una reapertura de paritarias un mes después de haberse cerrado”, explicó una fuente oficial.
Luego de haber anunciado el programa el pasado 15 de octubre en Vaca Muerta, finalmente el presidente Alberto Fernández y todos sus ministros firmaron el DNU 892 que puso en marcha el nuevo Plan Gas 2020-2024. “Se inicia un proceso virtuoso de trabajo, inversión, producción, desarrollo regional, y aumento del Valor Agregado Nacional. Comienza una etapa de sustitución de importaciones, ahorro de divisas, disminución del gasto público, y mayores regalías para las provincias», aseguró anoche el secretario de Energía, Darío Martínez. Se espera que la norma, que incluye un anexo de 37 páginas con los detalles técnicos, sea publicada en el Boletín Oficial la semana próxima.
El decreto declara de interés público nacional la promoción de gas natural argentino, establece como autoridad de aplicación a la secretaría de Energía y faculta al organismo para avanzar con su instrumentación, reservando al Ente Nacional Regulador del Gas solo el dictado de los actos administrativos que fueren necesarios a efectos de cumplir con lo establecido en el decreto.
Martínez aseguró que declaración del Plan Gas como de interés público y prioridad nacional “denota la jerarquía estratégica que el Presidente le otorga a la producción de gas, generando herramientas de gestión sobre el mercado, porque el interés público se impone sobre intereses particulares».
El plan a instrumentar toma como referencia las siguientes pautas, criterios y condiciones:
Volumen. Se subastarán 70 millones de m3 por día durante la vigencia del programa. A la Cuenca Neuquina le corresponderán 47,2 millones, a la Cuenca Austral 20 millones y a la Cuenca del Noreste 2,8 millones. Se aclara que ese volumen podrá ser modificado por la Secretaría de Energía “a efectos de garantizar el óptimo abastecimiento de la demanda, así como ampliado para los sucesivos períodos invernales y/o para los volúmenes a incluir en los plazos que eventualmente se extienda el plan”.
Plazo. El programa tendrá una duración de 4 años y podrá ser ampliado por la Secretaría de Energía en función de su evaluación de la situación en el mercado del gas. Para los proyectos offshore se contempla un plazo de hasta 8 años debido a las particularidades de ese tipo de emprendimientos.
Exportaciones. Prevé la posibilidad de ofrecer a las empresas productoras participantes condiciones preferenciales de exportación en condición firme por un volumen total de hasta 11 millones de metros cúbicos por día, a ser comprometidos exclusivamente durante el período no invernal, comprendido entre el 1 de octubre y el 30 de abril.
Procedimiento de oferta y demanda. Los contratos particulares resultantes del esquema serán negociados mediante un mecanismo de subasta, licitación y/o procedimiento similar, que deberá ser diseñado por la secretaría de Energía.
Agregación de la demanda. Se garantizará un mecanismo que permita agregar las necesidades de gas natural de la demanda prioritaria y de usinas eléctricas, más las exportaciones en período no invernal.
Coordinación con programas de incentivo. Se procurará amalgamar el esquema con los planes de estímulo a la oferta de gas natural establecidos por las resoluciones 46/17, 419/17 y 447/17.
Valor agregado nacional y planes de inversión. El diseño, instrumentación y ejecución de estos programas por parte de las empresas productoras cumplirá con el principio de utilización plena y sucesiva, local, regional y nacional de las facilidades en materia de empleo, provisión directa de bienes y servicios por parte de pymes y empresas regionales, así como de bienes, procesos y servicios de industria, tecnología y trabajo nacional.
El artículo 6 establece que el Estado Nacional “podrá tomar a su cargo el pago mensual de una porción del precio del gas natural en el PIST, a efectos de administrar el impacto del costo del gas natural a ser trasladado a los usuarios y las usuarias.
Por último, el artículo 9 establece que el Banco Central deberá establecer mecanismos idóneos con el fin de facilitar el acceso al Mercado libre de cambios cuando los fondos hayan sido ingresados por ese mismo mercado y sean operaciones genuinas destinadas a la financiación de proyectos enmarcados en el presente decreto.
El principal productor de oro, Newmont Corp, se comprometió a lograr emisiones netas de carbono cero para 2050, ya que los inversores y grupos medioambientales piden iniciativas de cambio climático y energía limpia.
Newmont, que también apunta a una reducción del 30% en las emisiones de gases de efecto invernadero para 2030, dijo que implementaría un nuevo estándar de inversión en energía y clima para garantizar que los objetivos estén integrados en las decisiones de inversión relacionadas con la flota de vehículos, equipos de producción y generación de energía renovable in situ. La compañía señaló que el 88% de su energía utilizada para la minería y la molienda se genera a partir de combustibles a base de carbono.
A principios de este año, BHP Group, la minera cotizada más grande del mundo, dijo que se centraría en reducir sus emisiones operativas en un 30% para el año financiero 2030 desde los niveles de 2020, y vincularía las bonificaciones ejecutivas a su progreso.
El principal productor de oro, Newmont Corp, se comprometió a lograr emisiones netas de carbono cero para 2050, ya que los inversores y grupos medioambientales piden iniciativas de cambio climático y energía limpia.
Newmont, que también apunta a una reducción del 30% en las emisiones de gases de efecto invernadero para 2030, dijo que implementaría un nuevo estándar de inversión en energía y clima para garantizar que los objetivos estén integrados en las decisiones de inversión relacionadas con la flota de vehículos, equipos de producción y generación de energía renovable in situ. La compañía señaló que el 88% de su energía utilizada para la minería y la molienda se genera a partir de combustibles a base de carbono.
A principios de este año, BHP Group, la minera cotizada más grande del mundo, dijo que se centraría en reducir sus emisiones operativas en un 30% para el año financiero 2030 desde los niveles de 2020, y vincularía las bonificaciones ejecutivas a su progreso.
Naturgy ha alcanzado un acuerdo para vender el negocio de distribución de electricidad de su filial en Chile, Compañía General de Electricidad (CGE), a la china State Grid por 2.570 millones de euros. La empresa espera obtener una plusvalía de unos 400 millones cuando culmine la venta, en febrero de 2021 y una reducción de la deuda de unos 4.000 millones.
CGE es la mayor compañía de distribución de electricidad de Chile, por número de clientes -el 45% de los hogares del país-, con presencia en 14 regiones del país y con una plantilla de 1.463 empleados. Cuenta también con algunos activos en Argentina que han quedado al margen de la operación.
Naturgy espera que sus ganancias antes de impuestos alcancen los 400 millones. Según sus cálculos, ha obtenido un retorno de la inversión (IRR) efectuada al comprar el 96% de CGE en 2014, del 13% antes de impuestos: apunta que abonó 1.599 millones por esta pata del negocio y que lo vende por 2.570 millones, subrayando la «significante creación de valor».
El cierre de la venta a State Grid -la mayor utility del mundo- está sujeta a las aprobaciones reglamentarias pertinentes, como la de las autoridades de Competencia, y Naturgy espera que se complete antes de finales de febrero de 2021. Citi ha asesorado a la española, y Santander y BBVA a la firma pública del coloso asiático.
Uno de los principales efectos de la operación será la disminución de la deuda neta de Naturgy, que se reducirá en unos 3.900 millones de euros, hasta el entorno de los 10.800 millones, por la desconsolidación de la deuda de CGE y el ingreso en efectivo. También mejorará su solvencia financiera: el ratio de la deuda neta / ebitda de los últimos 12 meses se situaría en 2,9 veces, frente al 3,6 registrado a 30 de septiembre de 2020.
En su informe mensual del mercado de petróleo, la Agencia Internacional de Energía advirtió que los cierres definitivos de capacidad de refinamiento esperados para 2020-2021 subieron a cerca de 1,7 millones de barriles por día (bpd) ,en momentos en que la pandemia de coronavirus golpea la demanda de combustibles.
Solo en los últimos meses, las refinerías han anunciado más de diez cierres permanentes de plantas, con la capacidad más alta prevista para el cierre, 1 millón de bpd, en los Estados Unidos, según la AIE.
En 2019, la capacidad mundial de refinamiento de crudo se situó en 102 millones de bpd, para atender una demanda de productos refinados de 84 millones de bpd. Esto se redujo a 76 millones de bpd en 2020, con un leve incremento a 80 millones de bpd en 2021, dijo la AIE.
Esta semana, Royal Dutch Shell dijo que reducirá a la mitad la capacidad de procesamiento de crudo y eliminará empleos en su refinería de petróleo de 500.000 bpd Pulau Bukom en Singapur.
En Europa, Petroineos planea suspender casi la mitad del procesamiento de su refinería de 200.000 bpd en Grangemouth, Escocia, y Gunvor cerrará su refinería de petróleo de 110.000 bpd en Amberes en Bélgica.
El estancamiento de la demanda de combustible, el endurecimiento de las normas ambientales y la competencia en el extranjero han llevado a varias refinerías europeas y estadounidenses a optar por convertir sus plantas para que produzcan biocombustibles.
La ampliación del parque solar Cauchari, ubicado en la puna jujeña, podría concretarse en abril cuando el presidente Alberto Fernández viaje a China en visita oficial para intentar concretar préstamos para financiar distintos proyectos energéticos y de infraestructura. Se trata de los parques fotovoltaicos IV y V de 100 MW cada uno que tiene previsto construir la firma provincial Jemse (Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado) con un crédito del Eximbank, entidad bancaria del gigante asiático.
Así lo afirmó Guillermo Hoerth, presidente de Cauchari Solar -a cargo del proyecto- en una extensa entrevista con Econojorunal: “la firma del contrato de ampliación del parque solar está relacionada con el viaje a China que el presidente Alberto Fernández hará en abril del año que viene”. Y agregó que “Nación tiene que ratificarlo, pero sabemos que la Secretaría de Asuntos Estratégicos (a cargo de Gustavo Béliz) tiene a Cauchari en la agenda de la relación bilateral con China”. La semana pasada se reunieron sobre este tema el secretario de Energía, Darío Martínez, y el gobernador de Jujuy, Gerardo Morales.
Los nuevos parques se sumarían a los 300 MW de Cauchari I, II y III, que entraron en operación comercial en septiembre. El proyecto tuvo varias demoras en la construcción. Incluso el ex presidente Mauricio Macri lo inauguró en octubre del año pasado, pero sin que esté generando energía todavía. Recién pudo entregar electricidad al Sistema Interconectado Nacional hace dos meses y hoy está en casi un 75% de su potencia.
La Ley de Presupuesto 2021 contempla en el apartado Operaciones de Crédito Público (captación de recursos vía endeudamiento externo) el préstamo con China por 300 millones de dólares para la ampliación de Cauchari. La suma total para el parque solar de Jujuy superaría los US$ 1.000 millones, ya que los tres primeros parques demandaron una inversión de más de más de US$ 700 millones.
El financiamiento con el Eximbank chino fue porUS$ 310 millones, pero también tuvo otro préstamo a través de un bono verde de US$ 210 millones en Estados Unidos (sumando los intereses y el mantenimiento superan los US$ 700 millones de deuda). En los hechos, el préstamo lo toma la provincia de Jujuy con el Estado Nacional que, a su vez, fue el que se endeudó con las entidades bancarias extranjeras, explicó Hoerth.
Plazos para 2021
El directivo de Jemse añadió que las negociaciones para que el Eximbanck de China apruebe el nuevo crédito “demorarán alrededor de tres meses y después necesitamos cuatro o cinco meses más para que avance y salga el decreto que autoriza el endeudamiento y se apruebe el contrato comercial”. “Si podemos empezar a construir la ampliación de Cauchari en agosto o septiembre del año que viene vamos a estar muy bien. Incluso en noviembre o diciembre también. Más allá de esos plazos se complica todo el proyecto”, explicó Hoerth, que además adelantó que para los nuevos parques están estudiando los paneles solares bifaciales. “La producción de los parques nuevos IV y V va a ser similar o mejor porque vamos a instalar mejor tecnología. El tema es cuál va a ser el precio que vamos a vender la energía a Cammesa”, subrayó.
Un decreto que habilita nueva generación renovable
Hasta ahora se conoce que, por límites en el propio sistema eléctrico y por la crisis económica, el gobierno nacional no va a lanzar nuevas licitaciones como el programa Renovar para incorporar proyectos de generación de energía renovable en el país. Sin embargo, la ampliación de Cauchari -que inyectaría 200 MW nuevos- tiene a favor una normativa de julio de 2019 que habilita a empresas públicas a sumar generación renovable. El decreto 476/2019, firmado por Macri, habilita a que empresas públicas tengan un contrato PPA con Cammesa.
“Lo que genera esta norma es que, ante determinadas condiciones, se acepta un contrato directo con Cammesa de una empresa pública”, enfatizó el directivo en diálogo con este medio. Y añadió: “mediante este decreto, el crédito que se consiga en el exterior no puede estar por encima de la tasa de interés que toma el Estado Nacional. El precio tiene que surgir de los últimos procesos licitatorios. Es decir, el precio de referencia que contempla el decreto es el del mercado”.
Algunas de las estaciones de servicio de bandera que no forman parte de la red propia de las petroleras han comenzado a ajustar levemente sus precios luego de la decisión oficial de quitarles el ATP.
EconoJournal pudo comprobar este miércoles en una estación con bandera de Axion en Benavidez que habían ajustado los precios de la nafta súper de 63,40 a 63,91 pesos por litro. Y luego confirmó que otras firmas han estado haciendo lo mismo. Desde Axion negaron que la red de estaciones propia haya ajustado sus precios, pero el tipo de contrato que tiene con las independientes incluye un precio sugerido, pero no las obliga a respetarlo ni las penaliza por no hacerlo.
Por lo general, las firmas están alineadas con los precios que fijan las petroleras para no perder mercado, pero en la coyuntura actual algunas estaciones empezaron a ajustar de a centavos para tratar de sobrevivir, mientras esperan que el gobierno autorice un nuevo aumento a mediados de este mes.
Por ahora las subas son en algunas estaciones. Fuentes del sector aseguraron que no hasta donde saben no hubo subas, pero reconocen que la situación es muy complicada desde que este mes el gobierno decidió recortarles el salario complementario que pagaba el Estado a través del ATP.
Cuando se implementó el ATP, el 83% de los estacioneros pudo comenzar a recibir el programa, pero luego se fue haciendo más restrictivo y el mes pasado solo el 65% lo estaban percibiendo. A partir de noviembre, en cambio, ya no lo cobra ninguna porque el gobierno mantuvo el beneficio solo para turismo, gastronomía, transporte, cultura y salud.
A algunas firmas les salió el crédito al 27% anual, pero en el sector coinciden en que esa no es una solución. Los estacioneros han venido pidiendo reuniones con el gobierno, pero no obtuvieron ninguna respuesta.
Este mes a la eliminación del salario complementario del ATP se sumó la obligación de pagar la primera cuota de 4% acordada con el sindicato de playeros, SOESGYPE. Son tres cuotas de 4% (retroactivas a agosto, septiembre y octubre) como parte de una paritaria total fue de 21,4%. A Su vez, las ventas continúan un 30% por debajo de los niveles prepandemia.
YPF, la petrolera controlada por el Estado, vendió a cambio de US$ 30 millones un inmueble de oficinas que tiene en el centro de la Ciudad de Buenos Aires. Se trata del edificio Torre Blanca, ubicado en la calle Tucumán 744, que históricamente fue construido por la firma Astra Evangelista (hoy AESA) y que hoy está alquilado desde hace años a otra empresa de servicios públicos.
Así lo confirmó Sergio Afrontti, el CEO de YPF, en una conferencia realizada ayer con inversores de la petrolera. «El Directorio aprobó la venta de un edificio de oficinas por US$ 30 millones«, afirmó.
La venta de este activo forma parte de la estrategia de la compañía en ser más eficiente en el manejo de sus activos. Fuentes del mercado aseguraron a EconoJournal que la empresa evalúa, además, la posibilidad de desprenderse del histórico edificio emplazado en Diagonal Norte y Esmeralda en el centro porteño, aunque en este caso es más complejo porque está subalquilado a distintas empresas y todavía no hay una decisión tomada por parte de la petrolera.
Reevaluación
La pandemia modificó la forma de gestionar de las grandes corporaciones, que aceleraron su migración hacia procesos de gestión retoma y home office. Es improbable que, a la salida de la crisis sanitaria, YPF retome el esquema laboral anterior. Por eso, evalúa todo un reordenamiento integral de sus activos de real estate, que incluso incluye a la torre de Puerto Madero de la empresa. La coyuntura pesa: YPF quiere alojar la mayor cantidad de sus recursos económicos en la producción de energía.
La misma política de austeridad se llevará a cabo en las distintas regionales que tiene YPF en todo el país. En Neuquén, por ejemplo, dejará de alquilar cinco pisos que no corresponden al centro principal que tiene la compañía en la calle Talero, la histórica base de operaciones de YPF en esa provincia
Luego de haber exportado a Brasil 1600 MW la semana pasada, la Argentina colocó en el país vecino otros 1950 MW esta semana. En esta ocasión colocó un bloque más de potencia de 350 MW por 200 dólares, lo que reportó además una mejora en el precio promedio que se elevó de los 89 dólares a 105 dólares en promedio.
Como CAMMESA, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), no tuvo tanto gas disponible en el sistema, debió generar parte de la energía exportada con fuel oil. Por tal motivo, decidió comprar 30.000 metros cúbicos de fueloil en el mercado local para reponer el stock del combustible utilizado.
Hacía tiempo que Cammesa no licitaba la compra de fuel oil para abastecer al parque termoeléctrico. Es un derivado líquido que, al igual que el gasoil, es bastante más caro que el gas natural. Aún así, Cammesa repagó los costos con el precio de la energía exportada a Brasil.
Como informó EconoJournal la semana pasada, Brasil ha venido licitando la importación 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.
Detalle
La Argentina volvió a ofertar seis bloques: 1) 200 MW a 50 dólares por MW; 2) 300 MW a 60 dólares por MW; 3) 400 MW a 85 dólares por MW; 4) 400 MW a 100 dólares por MW; 5) 300 MW a 135 dólares por MW; y 6) 350 MW a 200 dólares por MW. La semana pasada Brasil tomó solo los primeros cinco bloques, pero en esta ocasión sumó también el sexto bloque. Con ese bloque final a 200 dólares Argentina repaga el costo marginal de generar energía con fueloil.
Cammesa priorizó ofertar precios competitivos, no solo para asegurarse la exportación sino también para defender un esquema de asistencia mutua en condiciones de riesgo. Es decir, si buscaba colocar a un precio mayor corría el riesgo de que Brasil decidiera no comprar la energía, pero además podía tensarse la relación bilateral.
El gobierno argentino sabe que en el verano va a necesitar importar energía de Brasil durante los picos de consumo y de este modo busca mantener una relación de camaradería con el Operador Nacional del Sistema Eléctrico de Brasil (ONS).
Más allá de los precios, algunas generadoras cuestionan que sea CAMMESA quien exporta gas a Brasil y no las propias generadoras que son las dueñas de los activos. «Cammesa está encargada del despacho local, pero el mercado de exportación de energía debería estar manejado por los privados, que podríamos buscar distintas estrategias comerciales para agregar valor«, explicaron desde una generadora. La respuesta desde un despacho oficial fue la siguiente: «Lo recaudado por la venta de energía a Brasil es utilizado para reducir los subsidios que demanda el segmento de generación«.
Pedro Manrique (Ecopetrol), Edison Terra (Braskem), Daniella Souza Miranda (Dow) y Patricio Gutiérrez (Grupo Idesa) analizaron, en un panel organizado por la Asociación Petroquímica y Química Latinoamericana (APLA), las tendencias que se observan en la industria petroquímica, poniendo el foco en el sistema laboral home-office, la digitalización y la importancia de la sustentabilidad y el medio ambiente.
TELETRABAJO Y DIGITALIZACIÓN
Pedro Manrique, vicepresidente Comercial y de Mercadeo de Ecopetrol, -la firma que cuenta con más de 13 mil empleados y 25 mil contratistas- explicó que una de las primeras medidas que tomó la compañía ante la pandemia consistió en “definir quiénes eran indispensables en las instalaciones y determinar lo que llamamos el `mínimo vital de personal´ para mantener la continuidad del negocio. Esto se aplicó a los campos de producción, a las refinerías y a los puertos, por lo tanto, nueve mil empleados están trabajando de manera remota”. Además, el ejecutivo subrayó que “en el 2021 vamos a regresar a las oficinas solo un 25 por ciento del tiempo, es decir, uno o dos días por semana. Entendimos que no necesitamos todo este espacio de oficinas y queremos ser más eficientes”.
En la misma línea, el presidente de la Junta del Grupo Idesa, Patricio Gutiérrez, sostuvo que “va a existir mucha flexibilidad respecto de la presencia de la persona en la oficina y por ende el reto será, a largo plazo, encontrar la forma de medir el desempeño y prevenir el abuso. Ante esta situación comprobamos que el trabajo a distancia funciona y es algo muy buscado por las nuevas generaciones. A su vez, creo que las conversaciones cara a cara en la oficina o los encuentros informales de pasillo son fundamentales. Entonces un 25 por ciento de tiempo en el trabajo combinado con una mayor flexibilidad podría funcionar”.
“Estamos lejos y a la vez estamos mucho más participantes de la intimidad de nuestra gente. Conocemos los hijos y los perros de las personas que trabajan con nosotros. Esto abre nuevas posibilidades de desempeño y debemos tomarlo como una oportunidad”, agregó Edison Terra, vicepresidente de la unidad de Olefinas y Poliolefinas de Braskem.
Por su parte, para Daniella Souza Miranda, vicepresidenta Comercial del Área de Plásticos de Dow, son tres las tendencias macro que rigen en el presente y determinarán el futuro de la industria: “la racionalización de recursos, revisando proyectos y seleccionando las iniciativas adecuadas, el fortalecimiento de las relaciones con los clientes y finalmente la digitalización. Avanzamos mucho en términos de conectividad, pero aún queda mucho por hacer”.
SUSTENTABILIDAD
“En Braskem asumimos el compromiso de alcanzar la neutralidad de carbón para 2050”, afirmó Edison Terra. “El sector petroquímico es tradicional y bastante conservador, entonces tenemos que estar atentos porque vamos a encontrar desafíos, pero también oportunidades. Hoy la preocupación por la sustentabilidad se acentuó muchísimo”.
“La realidad es que se aceleró todo. Principalmente la cuestión de la transición energética. No es un tema de mañana, es un tema de hoy. Actualmente, el foco está puesto en la reducción de costos y todo el mundo se está planteando dónde invertir el Capex. Hay una gran preocupación por la descarbonización y la reducción de emisiones de efecto invernadero, por lo tanto, todas las empresas salen al mercado con planes de sustentabilidad concretos”, añadió Pedro Manrique. Al tiempo que hizo hincapié en la importancia de replantear el talento humano, las nuevas habilidades y las formas novedosas de ejercer el liderazgo.
Para Patricio Gutiérrez, es necesario implementar en las compañías los conceptos de Environmental social and governance (ESG) que combinan los indicadores ambientales con los aspectos sociales y el gobierno. “A las instituciones financieras que son fundamentales para que podamos seguir invirtiendo en proyectos de capital, les interesa cada vez más que las empresas tengan indicadores claros en cuanto al ESG”, detalló el directivo.
Por último, Daniella Souza Miranda estimó que, en 15 años, el cien por ciento de los productos de Dow tendrán empaques reciclados. “La pandemia planteó un problema interesante. Antes, la persona que generaba basura en la oficina o en el restaurante no tenía que lidiar con ella. Ahora todo está en casa, con lo cual tenemos al consumidor más involucrado que nunca y con ganas de hacer algo al respecto”, concluyó.
Dos de las compañías energéticas más grandes de Europa, BP Plc y Orsted A / S, anunciaron que se unirían con el objetivo de desarrollar un electrolizador a escala industrial para producir hidrógeno verde, en la planta de refinería que la petrolera inglesa posee en la ciudad alemana de Lingen.
Si obtienen respaldo financiero, la planta de Lingen extraería 50 mega watts de electricidad de los parques eólicos del Mar del Norte para producir hidrógeno. El gas abastecería el 20% de las necesidades energéticas de la refinería y reemplazaría las corrientes de hidrógeno que ahora se fabrican con combustibles fósiles. Es el último ejemplo de interés en el hidrógeno como alternativa al gas natural y el carbón para industrias que necesitan calor de mil grados para ejecutar sus procesos. Con los servicios públicos limpiando la contaminación por gases de efecto invernadero, los responsables políticos, especialmente en la Unión Europea, se están enfocando en cómo reducir las emisiones de la industria pesada y en encontrar el hidrógeno como una de las opciones principales.
«Por supuesto que necesitamos fondos para que el proyecto se materialice», dijo Anders Nordstrom, vicepresidente de hidrógeno en Orsted. «Y también necesitamos una mayor claridad desde el lado regulatorio con respecto a la definición de hidrógeno renovable».
El proyecto Lingen Green Hydrogen será uno de los más grandes de Europa si comienza en 2024. Las empresas han solicitado dinero para apoyar la inversión del Fondo de Innovación de la Unión Europea, que respalda tecnologías bajas en carbono.
Los procesos para producir hidrógeno verde aún no son económicamente viables sin el apoyo del gobierno. Pero si se implementan los fondos y las “políticas habilitadoras adecuadas”, BP y Orsted esperan tomar una decisión final de inversión a principios de 2022.
Se espera que Lignen produzca casi 9.000 toneladas de hidrógeno verde al año, reduciendo las emisiones equivalentes a las producidas en unos 45.000 coches en alemán, dijo BP.
«Consideramos que desempeña un papel fundamental en la descarbonización de la industria energética, el sector del transporte y, especialmente, las industrias difíciles de electrificar o caras de electrificar», dijo Louise Jacobson Plutt, vicepresidente senior de hidrógeno BP, en un comunicado. entrevista.
BP anticipa que la industria tendrá que cambiar al hidrógeno para cumplir con reglas de protección climática más estrictas. En agosto, dijo que identificaría «mercados centrales» para el hidrógeno y buscaría representar el 10% de cada uno de ellos para 2030.
«Existe la posibilidad de que si las ambiciones políticas se convierten en los incentivos adecuados para el hidrógeno renovable, podría ser significativo para el final de la década», dijo Nordstrom. «Pero todo depende de si las cosas salen según lo previsto».
Dos de las compañías energéticas más grandes de Europa, BP Plc y Orsted A / S, anunciaron que se unirían con el objetivo de desarrollar un electrolizador a escala industrial para producir hidrógeno verde, en la planta de refinería que la petrolera inglesa posee en la ciudad alemana de Lingen.
Si obtienen respaldo financiero, la planta de Lingen extraería 50 mega watts de electricidad de los parques eólicos del Mar del Norte para producir hidrógeno. El gas abastecería el 20% de las necesidades energéticas de la refinería y reemplazaría las corrientes de hidrógeno que ahora se fabrican con combustibles fósiles. Es el último ejemplo de interés en el hidrógeno como alternativa al gas natural y el carbón para industrias que necesitan calor de mil grados para ejecutar sus procesos. Con los servicios públicos limpiando la contaminación por gases de efecto invernadero, los responsables políticos, especialmente en la Unión Europea, se están enfocando en cómo reducir las emisiones de la industria pesada y en encontrar el hidrógeno como una de las opciones principales.
«Por supuesto que necesitamos fondos para que el proyecto se materialice», dijo Anders Nordstrom, vicepresidente de hidrógeno en Orsted. «Y también necesitamos una mayor claridad desde el lado regulatorio con respecto a la definición de hidrógeno renovable».
El proyecto Lingen Green Hydrogen será uno de los más grandes de Europa si comienza en 2024. Las empresas han solicitado dinero para apoyar la inversión del Fondo de Innovación de la Unión Europea, que respalda tecnologías bajas en carbono.
Los procesos para producir hidrógeno verde aún no son económicamente viables sin el apoyo del gobierno. Pero si se implementan los fondos y las “políticas habilitadoras adecuadas”, BP y Orsted esperan tomar una decisión final de inversión a principios de 2022.
Se espera que Lignen produzca casi 9.000 toneladas de hidrógeno verde al año, reduciendo las emisiones equivalentes a las producidas en unos 45.000 coches en alemán, dijo BP.
«Consideramos que desempeña un papel fundamental en la descarbonización de la industria energética, el sector del transporte y, especialmente, las industrias difíciles de electrificar o caras de electrificar», dijo Louise Jacobson Plutt, vicepresidente senior de hidrógeno BP, en un comunicado. entrevista.
BP anticipa que la industria tendrá que cambiar al hidrógeno para cumplir con reglas de protección climática más estrictas. En agosto, dijo que identificaría «mercados centrales» para el hidrógeno y buscaría representar el 10% de cada uno de ellos para 2030.
«Existe la posibilidad de que si las ambiciones políticas se convierten en los incentivos adecuados para el hidrógeno renovable, podría ser significativo para el final de la década», dijo Nordstrom. «Pero todo depende de si las cosas salen según lo previsto».
Shell reducirá a la mitad la capacidad de procesamiento de petróleo crudo de su refinería más grande del mundo, Pulau Bukom en Singapur, como parte de su proyecto de convertirse en una compañía con cero emisiones netas para 2050. .
Pulau Bukom alberga la mayor refinería de Shell a nivel mundial en términos de capacidad de destilación de crudo, 500.000 barriles por día (bpd), y también tiene un complejo de craqueo de etileno con una capacidad de hasta un millón de toneladas por año.
Dado que Shell busca reducir las emisiones de dióxido de carbono (CO2) y está transformando su negocio de refinación, reducirá la capacidad de procesamiento de crudo en Pulau Bukom aproximadamente a la mitad, dijo la compañía. En ese nuevo escenario, la planta de Pulau Bukom será uno de los seis parques de energía y productos químicos de Shell, y pasará de una lista de productos a base de combustibles y petróleo crudo hacia nuevas cadenas de valor bajas en carbono.
“Nuestras empresas en Singapur deben evolucionar y transformarse, y debemos actuar ahora si queremos lograr nuestra ambición de prosperar a través de la transición energética. Nuestra acción decisiva hoy ayudará a Shell en Singapur a mantenerse resistente y construir un futuro más limpio y sostenible para todos nosotros”, dijo Aw Kah Peng, presidente de Shell Companies en Singapur.
La reducción de capacidad de la refinería en Singapur dará lugar a la eliminación de 500 puestos de trabajo para fines de 2023. Actualmente, Pulau Bukom emplea a unas 1.300 personas.
Shell está implementando una nueva estrategia descendente para remodelar su negocio de refinación hacia una cartera de refinación más pequeña e inteligente centrada en una mayor integración con los centros de comercio de Shell, productos químicos y marketing.
Como parte de esta estrategia, la compañía vendió la refinería Martinez en California a PBF Holding Company por US $ 1.200 millones y también cerrará su refinería en Convent, Louisiana, luego de no encontrar un comprador para la planta.
Los tres proveedores de servicios dpetroleros más grandes del mundo —Schlumberger, Halliburton y Baker Hughes— reportaron pérdidas para el tercer trimestre. Sin embargo, esas pérdidas fueron significativamente más bajas que las observadas en el segundo trimestre, «el trimestre más desafiante en las últimas décadas», como dijo Olivier Le Peuch, Director Ejecutivo de Schlumberger.
La pérdida de Schlumberger en el tercer trimestre fue de 82 millones de dólares, mucho menor que la del segundo trimestre, que fue de 3.434 millones de dólares, con una caída secuencial de los ingresos en EE.UU. del 2 por ciento, pero del 59 por ciento en comparación con el tercer trimestre de 2019.
«La recuperación a corto plazo sigue siendo frágil debido a posibles oleadas posteriores de COVID-19 que podrían representar un riesgo significativo para esta perspectiva», dijo Le Peuch en la publicación de resultados del tercer trimestre de 2020.
Halliburton, el mayor proveedor de servicios de fracturación hidráulica en EE.UU., también informó una pérdida en el tercer trimestre debido a la reducción de la demanda de servicios petroleros. Sin embargo, prevé que la actividad en los no convencionales se estabilice . «El ritmo de caída de la actividad en los mercados internacionales se está desacelerando, mientras que la estructura de la industria de América del Norte continúa mejorando y la actividad se está estabilizando», dijo el director ejecutivo de Halliburton, Jeff Miller, en un comunicado.
Baker Hughes también informó una pérdida para el tercer trimestre, menor en comparación con el segundo, pero advirtió sobre la volatilidad en el futuro, ya que la recuperación de la demanda de petróleo parece haberse estancado. “Después de importantes turbulencias durante la primera mitad del año, los mercados del petróleo se han estabilizado un poco. Sin embargo, la recuperación de la demanda está comenzando a estabilizarse y restos de exceso de capacidad significativos, lo que podría crear volatilidad en el futuro “, afirmó Lorenzo Simonelli, presidente y CEO de la compañía.
El gerente general de Siemens Energy, Javier Pastorino, participó en el Ciclo de Entrevista de Econojournal. El ejecutivo de la compañía de origen alemán, que tiene presencia en 190 países, indició que “a nivel mundial estamos en un proceso de descarbonización”. Respecto a la agenda energética de la Argentina para la post pandemia, afirmó que tiene que hacer foco en el desarrollo de Vaca Muerta y en alcanzar una mayor penetración de las energías de fuentes renovables y en la red de transmisión del país. Pero también incorporó la incipiente tecnología del hidrógeno verde, donde la Argentina -a partir de sus recursos naturales- también tiene posibilidades de desarrollar.
Pandemia y medio ambiente
Pastorino señaló que “estamos viviendo una nueva revolución industrial, sobre todo teniendo en cuenta los avances en energía y en digitalización y datos”. En este sentido, subrayó que «la agenda energética está marcada por la descarbonización, que tiene que ver con reducir la huella de dióxido carbono que generan todos los procesos industriales. No es un proceso que pasa de la noche a la mañana, pero lo importante es generar sentido de urgencia para que estos pasos se vayan dando».
También resaltó: “desde la variable de la sostenibilidad tenemos que lograr que la temperatura promedio de la tierra, comparada a la era preindustrial, no tiene que superar 1,5° y hoy la tendencia marca que estamos entre 4° y 5°. El mensaje entonces es que no es sostenible y tenemos que actuar rápidamente desde la tecnología”.
El ejecutivo de Siemens destacó que en la post pandemia el rumbo tiene que ver con ir hacia la electrificación. “Para el año 2040 vemos que la electrificación va a crecer un 25%. La participación de la energía eléctrica sobre las energías primarias va a ser sobreproporcional. Por ejemplo, es muy importante todo lo que se viene con los autos eléctricos. Por eso creemos que la electrificación va a ser el pilar de la sociedad”.
“Hay 900 millones de personas en el mundo que no tienen acceso a la energía eléctrica, por eso la electrificación y la decarbonización tiene que ser parte de la agenda global. Por eso Siemens acaba de tomar la decisión de crear una nueva empresa 100% enfocada en energía. A partir de octubre, Siemens Energy es una empresa enfocada puramente en la cadena de valor de la energía”, enfatizó.
Escenario post pandemia
Pastorino analizó: «la pandemia nos ha generado muchas reflexiones, en el tema energético no hay ninguna duda que tenemos que ir hacia la descarbonización. Alemania ya está avanzando en el hidrógeno, que también es la agenda de la descarbonización. En Chile están yendo hacia una estrategia sobre el hidrógeno».
Además, destacó que “los pasos hacia la descarbonización los visualizamos en la mayor penetración de las energías renovables”. Y, agregó que “el gas, dentro de los hidrocarburos, va a ser el combustible de la transición”.
Esta agenda energética tiene que ser “paso a paso y país por país. En la Argentina soy muy optimista por la calidad de los recursos. Tenemos que generar más conciencia y más sentido de urgencia. Tenemos una oportunidad en Vaca Muerta y hay que utilizarlo». Y añadió: «en el sur tenés los mejores vientos del mundo para la energía eólica y en el norte la mejor radiación del mundo para la energía solar, para tener seguridad de abastecimiento necesitás un backup y el gas puede cumplir ese rol».
“El proceso de descarbonización va a llevar décadas a nivel global. Lo que veo es un proceso lento pero sustentable de penetración cada vez mayor de las energías renovables. En el medio, veo al gas como combustible de transición porque es el más limpio de los hidrocarburos y el más eficiente. Y más adelante en este proceso van a estar más maduras las tecnologías de almacenamiento y de hidrógeno”, reflexionó el ejecutivo.
“Otro eje de trabajo en esta agenda debería ser el reemplazo del viejo parque de generación por tecnologías más eficientes. Vemos alrededor de 5 GW (alrededor de 15% de toda la generación) en el parque de generación que podrían ser mejorados desde el punto de vista de la eficiencia”
Hidrógeno verde
Pastorino explicó que “en el hidrógeno verde se toman a las energías renovables como fuente. Por ejemplo, un parque eólico, donde a través de un proceso de electrólisis del agua se genera hidrógeno y es verde porque es ciento por ciento a partir de fuentes renovables”. “Lo que visualizamos nosotros es que se va a dar un proceso global, como se dio con la tecnología solar o lo que está pasando con el almacenamiento, que tiene que ver con un punto de partida con costos altos y con una curva de aprendizaje y de economía de escala los costos van a ir bajando rápidamente”, agregó.
También mencionó que «el hidrógeno verde en términos promedio cuesta entre 3 o 4 veces más de lo que cuesta el hidrógeno gris. La calidad de recurso en el sur argentino es espectacular. Lo que estamos estudiando es un caso en el sur de Chile, donde el costo del hidrógeno verde está llegando a niveles de paridad. Lo que está evaluando Chile es que en 30 años el hidrógeno verde puede ser un factor de exportación tan grande como la minería”
“En cuanto a la Argentina, sostuvo que “tenemos más o menos el mismo recurso del viento que en el sur de Chile, pero tenemos mucha más extensión. La potencialidad que tenemos en la Argentina para el hidrógeno verde es muy grande en términos teóricos”.
Reorganización
Recientemente, Siemens tuvo una reorganización cambio muy grande por su foco puesto sobre la energía. En este sentido, Pastorino explicó que «en esta nueva revolución industrial, la energía y la digitalización van de la mano. Tenemos un centro totalmente digital y aplicamos analítica predictiva e inteligencia artificial para mejoras en la performance, tanto del diseño de la tecnología como de performance operativa».
También señaló que “estamos utilizando la visualización en tiempo real con procesos de digitalización, con lo cual no necesitás la presencia real de un técnico, sino que utilizamos la realidad virtual para trabajar. La digitalización está cambiando la manera de hacer las cosas”.
En término organizativos, el ejecutivo contó que desde Siemens “estamos repensando nuestro concepto de locación. Obviamente en los proyectos tenemos a toda nuestra gente en el campo, pero en lo que es management estamos todos trabajando muy bien virtualmente”.
La petrolera YPF registró en el tercer trimestre una pérdida millonaria de 35.332 millones de pesos, aunque en términos relativos significó una mejora respecto del rojo de 85.048 millones que sufrió en el trimestre anterior. La producción de crudo cayó 10,9% y la de gas 19,4%, en ambos casos con respecto al mismo período del año anterior. Las ventas disminuyeron 29,7% interanual, aunque mejoraron con respecto al trimestre previo.
Caída de la producción
La producción total de hidrocarburos alcanzó los 468.500 barriles de petróleo equivalentes por día, un 11,6 por ciento menos que en igual período de 2019. La cifra estuvo apenas por encima de los 466.800 barriles producidos en el segundo trimestre cuando los precios habían sido más bajos y las restricciones a la movilidad forzadas por la pandemia fueron sustancialmente mayores.
Durante el tercer trimestre, el precio promedio del crudo fue de 40,1 dólares por barril frente a 28,9 dólares del trimestre anterior, mientras que el precio promedio del gas fue de 2,7 dólares por millón de BTU contra 2,51 dólares del período abril-junio.
La producción de petróleo totalizó los 202.400 barriles diarios, un 10,9% menos que en el segundo trimestre de 2019, mientras que la producción de gas natural fue de 35,2 millones de metros cúbicos diarios, un inédito 19,4% menos que un año antes. Ambas caídas resultaron peores que en el segundo trimestre cuando la producción interanual de crudo se había contraído 10,3% y la de gas 12,7 por ciento.
La producción de Gas Natural Licuadro (NGL, según su sigla en inglés) trepó, en cambio, un 57,1%, pero el repunte se explica fundamentalmente por la bajísima base de comparación ya que durante 2019 un incendio en la planta de Etileno de DOW había limitado el uso de la capacidad instalada de MEGA para producir etano.
Menores ventas
Los ingresos cayeron 29,7% interanual por la menor demanda y precios en dólares. En el caso del gasoil retrocedieron 27,3% debido a los menores precios (-23,5%) y volúmenes vendidos (-4,8%). Las ventas de naftas siguieron la misma tendencia y se contrajeron 47,6% por los menores precios (-19,8%) y volúmenes vendidos (-37,1%).
A su vez, los ingresos de gas natural como productores bajaron 39,3% interanual debido a los menores precios (-31,5%) y volúmenes (-11,4%). “Esta disminución de los volúmenes se explica principalmente por el declino natural de los campos ante la reducción de la actividad por la pandemia. Por otro lado, la baja de precios se debe principalmente a la prórroga de contratos con las empresas distribuidoras, que se llevó a cabo el pasado mes de marzo y no incluyó actualización de su precio, y a los menores precios resultantes de las subastas mensuales de las centrales eléctricas”, aseguró la compañía en la presentación de resultados que realizó ante la Comisión Nacional de Valores y la Bolsa de Comercio.
Por último, los ingresos por exportaciones retrocedieron 23,1% interanual debido a que los mayores volúmenes de crudo y mejores volúmenes y precios de harinas y granos no fueron suficiente para compensar las menores exportaciones de jet fuel, gas natural y nafta virgen.
Pese al flojo desempeño interanual la compañía destacó el crecimiento de 19,5% en los ingresos con respecto al segundo trimestre como resultado de la recuperación en las ventas de combustibles y la estabilización de la producción de petróleo y gas. “La demanda de productos refinados se recuperó significativamente con respecto al trimestre anterior, impulsada por el aumento del 41% en los volúmenes vendidos de nafta y 22% en diésel”, agregó la empresa.
Inversiones
Las inversiones, si bien se mantienen bajas respecto al mismo período del año anterior, comenzaron a recuperarse a medida que se fue retomando la actividad productiva. Trimestre contra trimestre, crecieron un 72,2%.
En el upstream las inversiones se expandieron 54,6% con respecto al trimestre anterior, debido a que se fue retomando gradualmente la actividad en las provincias donde se llegó a acuerdo con sindicatos y proveedores.
En agosto, se reanudó la actividad de perforación convencional en la cuenca del Golfo San Jorge con una torre de perforación y se agregaron 2 torres más en septiembre, mientras que la actividad no convencional se reanudó en septiembre con 3 torres de perforación y un set de fractura en la cuenca Neuquina. Al final del trimestre, la cantidad de pozos perforados, pero no terminados (“DUC”) se mantuvo sin cambios, totalizando 71 para shale oil y 10 para shale gas.
“En cuanto a la actividad exploratoria, no se perforaron pozos durante el trimestre y aún no se ha reanudado la sísmica 2D que fue suspendida por el coronavirus. Por otro lado, adquirimos 3.000 km de sísmica 2D en el bloque CAN_102 (offshore) y actualmente lo estamos procesando”, remarcó YPF.
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.
