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En los últimos años se ha incrementado el debate acerca de la presencia de mujeres en los directorios de las empresas. En el mundo hay experiencias diversas sobre la utilización de distintas herramientas para impulsar una mayor representatividad en la máxima conducción de una organización. Van desde la implementación de cupos obligatorios a distintas medidas administrativas públicas y privadas de incentivos, castigos y premios a las empresas que se comprometen con la diversidad en sus conducciones. En este escenario de mayor atención pública, WomenCorporateDirectors Foundation (WCD), la mayor organización internacional de mujeres líderes y directivas de la que KPMG es main sponsor global, organizó hoy desde su Capitulo Argentina y junto al diario El Cronista Comercial, una videoconferencia para compartir experiencias concretas sobre herramientas que se implementan en el mundo para  incorporar mujeres a los directorios de las empresas, como la obligación de incorporar cupos obligatorios con un número determinado de mujeres.

Para analizar estas experiencias, WCD Capítulo Argentina convocó a la colombiana Olga Botero, directora independiente de distintos boards y Miembro de WCD Capítulo Colombia, y a la española Ana Plaza Arregui, quien es consejera independiente de diversos boards y Miembro de WCD Capítulo España. La conversación fue moderada por Patricia Pomies, COO de Globant y miembro de WCD Capítulo Argentina.

En la presentación del webcast, Tamara Vinitzky, Socia de KPMG y Co-chair de WCD Capítulo Argentina, hizo referencia a la importancia creciente de WCD en el mundoseñalando que la organización tiene 76 capitulos en los cinco continentes, y que es una organización dirigida exclusivamente a CEOs, presidentas, directivas y dueñas de compañías. Agregó que se la reonoce globalmente como la elite de mujeres ejecutivas y que su foco está puesto en los negocios y en el buen gobierno corporativo. “En estos cuatro años que llevamos en la Argentina se logró reunir a las mujeres más destacadas del mundo de los negocios”, indico. Luego agregó que “hoy la discusión parece ser cupo sí o cupo no. Por eso desde WCD Argentina convocamos a referentes de nuestra red global para compartir datos y las experiencias que hay en el mundo”. A continuación, Gabriela Terminielli, Directora de Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA) y Co-chair de WCD Capitulo Argentina, señaló que “WCD ofrece oportunidades para participar en búsquedas de directorios en cualquier capítulo del mundo. Además, permite integrar una base confiable a la que los head-hunters recurren a la hora de buscar directoras. En WCD es muy importante dar visibilidad a nuestros miembros, por eso promovemos la participación de nuestra red en paneles, artículos y demás acciones en medios de comunicación”.

Las experiencias en Europa y América

La colombiana Olga Botero tiene una importante experiencia ejecutiva. Integra varios directorios como el de la empresa Evertec, compañía procesadora de pagos con operaciones en 26 países. También forma parte de los directorios de Esval y Essbio, dos de las principales empresas chilenas de servicios sanitarios que realizan la distribución de agua potable y tratamiento de aguas servidas; y es miembro de los Comités de Tecnología de los Directorios de Banco Pichincha en Ecuador y de Interbank en Perú. Posee 30 años de experiencia en Tecnología y Ciberseguridad; es Socia fundadora de C&S, boutique de consultoría; y Senior Advisor del Boston Consulting Group.  

Por su parte, la española Ana Plaza Arregui es una economista que ha desarrollado su carrera como CFO y Directora General durante más de 25 años en empresas cotizantes en el mercado bursátil y en multinacionales del sector tecnológico y de ingeniería. Asimismo, es Consejera y Presidenta del Comité de Auditoría en Corporación Financiera Alba y en Renault España; Consejera en Universidad Loyola y en Asociación Española contra el Cáncer; y es la CEO de la Confederación Española de Organizaciones Empresariales. 

Olga Botero describió la situación de América Latina: “El tema de los cupos es muy discutido en todas partes. En América Latina, si hablamos de cifras, los estudios dicen que la región no ha avanzado: Panamá tiene cupo desde hace unos meses; Colombia hace varios años, pero solo para posiciones de compañías del Estado; Perú tiene cupos desde 2019 para entidades bancarias; y hay otros países que han legislado como Chile, México y ahora Argentina. Tal vez Colombia sea el país más avanzado, donde se calcula que entre el 13% y el 14% de mujeres ocupan lugares en directorios. Pero hay cuotas muy bajas, como el caso de Brasil que no llega al 6%, o Chile con algo más del 7%. En Estado Unidos, la situación depende de lo que decida hacer cada estado federal. California tiene cupos desde el año pasado y, en este sentido, exigía que todos los directorios debían incluir para diciembre de 2019 una mujer; y para el 2021 esta exigencia empieza a subir dependiendo del tamaño del directorio, llegando a decir que un directorio de más de 6 personas debe tener por lo menos 3 mujeres. Maryland e Illinois están en esa línea, pero en muchos casos la discusión sobre el cupo no ha llegado a concretarse. Es una discusión amplia”.

Según el testimonio de Plaza Arregui, en Europa el tema es muy distinto. “La situación es muy variable en función del país. Por ejemplo, Noruega fue en 2005 un país pionero en cupos, alcanzando el 40% de mujeres en directorios en 2008. En 2012, la Comisión Europea hizo un intento de legislar apuntando a llegar al 40% en 2020. Sin embargo, esa iniciativa no llegó a ser aprobada precisamente porque no había una unidad de opinión entre los distintos países. ¿Qué pasó entonces? Cada uno decidió por cuenta propia qué haría. Los que estaban a favor de los cupos impusieron su propia legislación, como fue el caso de Francia, que alcanzó el objetivo del 40%. En Italia, Alemania y Bélgica tienen cupos obligatorios. En España no hay legislación que imponga cupo, pero sí una recomendación muy fuerte que viene de la CNUV -el ente regulador de las empresas que cotizan en bolsa- y en 2015 lanzó su código de buen gobierno que, entre otras prácticas, contempla el equilibrio entre hombres y mujeres y establece un objetivo de llegar al 30% en este 2020. En 2015 en España estábamos en el 17%, al año siguiente se llegó al 19,9%; en 2017 al 20,3%; en 2018 al 23,5%; y en 2019 al 27,5%. Es decir, en cuatro años se han subido 10 puntos, pero no se ha cumplido con el objetivo del 30% previsto para este año. Por eso este año se ha hecho una reforma al código y se subió el objetivo al 40% pero para el 2022, que era el objetivo inicial de la Unión Europea. Y en la reforma se impuso que si la empresa no cumple tiene que explicarlo en el informe anual corporativo”. En contraposición a esta descripción de la situación en Europa, Botero señaló que en América latina “hemos pasado del 7,2% al 7,9% desde 2016. Estamos todavía muy bajos y lamentablemente vemos países que podrían tener un talento diverso espectacular en sus directorios y todavía no alcanzamos las cifras deseadas”.

Qué hacer

Ante la pregunta de cómo aumentar la participación de mujeres en las conducciones empresarias, Botero afirmó que “hay que comenzar por iniciativas de buen gobierno y veo que muchos países y empresa que cotizan en bolsa las están retomando. En Colombia, la vicepresidenta es una mujer y tiene una iniciativa que busca impulsar la participación de mujeres en los directorios haciendo recomendaciones muy específicas sin que sea una exigencia.  Y ha creado un programa de mujeres en directorios para que se conozcan sus talentos. El talento está, hace falta hacerlo visible”. En tanto, Plaza Arregui añadió: “coincido con el tema de la visibilidad del talento. Es un tema en el que hay que trabajar y organizaciones como WCD son de muchísima ayuda. Una iniciativa en España es el reconomciento a las empresas que sí cumplen. El gobierno de España hace unos años puso en marcha un distintivo de igualdad, no solo por el número de integrantes mujeres que pueda tener un directorio, sino porque incorpore una serie de valores. Otro tema que se ha impuesto en España es que las empresas estatizadas de más de 250 empleados hagan públicas sus políticas de igualdad. Finalmente, todo lo que se hace en el directorio de una empresa tiene repercusiones en toda la organización”. En este tema, Botero agregó que “en estados Unidos cada día es más estricto el hacer públicas las políticas de igualdad, de sostenibilidad y de buen gobierno; sobre todo para las compañías que cotizan en el mercado bursátil. Sé de directorios, como Goldman Sachs, que difundió una comunicación en la que afirmó que no apoyará las IPOs (Oferta Pública Inicial de acciones) de empresas que no tengan un directorio diverso. Y conozco directorios de una sola mujer que ya recibieron cartas de inversionistas en las que les dicen que el próximo año no votarán su renovación si al menos no hay dos mujeres, como mínimo, en el directorio. Estas acciones ayudan mucho”.

Patricia Pomies planteó a ambas ejecutivas cómo veían en los directorios de las empresas el tema de la diversidad como un concepto más amplio y abarcativo que el de género. “Un buen gobierno corporativo debe analizar qué capacidades necesitan sus directorios. Yo integro los directorios de las empresas chilenas de aguas Essbio y Esval con integrantes de múltiples países. El mayor accionista es un fondo canadiense que tiene la idea de una composición muy organizada y de talentos variados en la composición de los directorios. Y buscó a alguien que tuviera un fuerte background en temas de tecnología, y fue así cuando llegué yo al directorio. Los directorios planean una diversidad de talento distinta, con experiencia y conocimientos variados, para que un equipo tenga la fuerza que le permita lograr sus objetivos. Ya no es necesario que todos los integrantes de un directorio tengan que ser abogados o especialistas en finanzas”, explicó Botero.

Para Plaza Arregui “es importante que se maneje bien la matriz de competencias de un directorio: saber y tener todas las competencias que se necesitan, conocer los directores que tienen, y cruzar sus competencias y valores para que a la hora de seleccionar un nuevo directorio estos sean los temas que hay que tener en cuenta. Con la crisis del COVID-19 nos hemos dado cuenta qué hace falta en las conducciones de las empresas: como la importancia que ha tomado lo digital para el futuro, los riesgos, las cadenas de abastecimiento y el manejo de crisis; temas que antes no estaban tan presentes y que ahora hacen a la diversidad del talento y de las generaciones para la conducción de una empresa. Hoy la diversidad es con mayúscula en todos los aspectos”, opinó Ana.

Al cerrar el encuentro, Patricia Pomies destacó el aporte que hace WCD para mejorar el posicionamiento de las mujeres en los puestos de decisión de las empresas. “Compartir estos espacios de intercambio es un aprendizaje y una inspiración, al mismo tiempo que nos permiten desafiar nuestros propios límites. También es un acompañamiento para llevar adelante la responsabilidad de hacer visibles el talento de muchas mujeres”, concluyó. 

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En el Energy Forum organizado por el Club del Petróleo,  expusieron Sean Rooney, presidente de Shell Argentina; Jorge Vugdelija, gerente general de Oldelval; y Antonio Cassia, secretario general del SUPEH. Los tres coincidieron en la necesidad de crear un clima de confianza para que se generen las inversiones que requiere un desarrollo sostenido de Vaca Muerta.  

Sean Rooney contó que poco después de que la compañía tomara la decisión de invertir en el desarrollo del shale en tres nuevos bloques en Vaca Muerta, “se estableció primero el cepo y luego el decreto 566/19 que congeló el precio del petróleo”. Indicó que medidas de este tipo generaron más que un impacto económico “un daño en la confianza”. “Y en el largo plazo, la confianza es el bien más preciado de todos para el desarrollo del petróleo y gas”, agregó.

De cara al futuro indicó que el gran desafío de Shell es “desarrollar una importante industria exportadora de gas, que es precisamente donde se encuentra el mayor potencial de Vaca Muerta”. Y para eso consideró que “necesitamos contar con que el Gobierno genere condiciones de confianza”. Para Rooney, esas condiciones se pueden obtener a través de una ley de hidrocarburos que garantice “mejores condiciones fiscales, precios internacionales y acceso a las divisas”.

En el mismo sentido se expresó Cassia. Sostuvo que “tenemos que generar confianza para que lleguen los 10.000 millones de dólares que se necesitan para el desarrollo de Vaca Muerta”. Indicó que el aporte que han hecho desde la Confederación de Gremios Energéticos fue la elaboración de un proyecto de ley, que ya fue presentado al Congreso, donde se declara política de estado a todo el sector energético.

“De esa manera vamos a dar seguridad jurídica y política e incentivar la inversión.  La confianza la tenemos que generar nosotros, respetando a los que invierten. No puede ser modifiquemos las condiciones que se establecen en los contratos, según el criterio del secretario de Energía del gobierno de turno”, expresó el titular del SUPEH.

Por su parte, desde el midstream , Vugdelija señaló que la exportación al Pacifico desde Vaca muerta abre una ventana de negocio. Pero que para su consolidación requiere de previsibilidad. “Lo que escucho de nuestros clientes, que son los expertos en comercialización, es que el crudo de Vaca Muerta encontraría mejores mercados vía el Pacífico. Pero el oleoducto a Chile no está terminado y para que eso suceda, sin duda se necesita una claridad futura respecto de la estabilidad y la permanencia de las exportaciones. No es un oleoducto que podemos poner en marcha para exportar solamente excedentes. Requiere de una constancia y una previsibilidad en los volúmenes a exportar”, afirmó.  

Shell en Vaca Muerta

Durante su exposición, Rooney se mostró muy conforme con los resultados obtenidos por Shell en Vaca Muerta. Señaló que la experiencia de la compañía en la explotación del shale en Estados Unidos fue valiosa para desarrollar el negocio en Argentina. “Los aprendizajes que obtuvimos allá nos permitieron agilizar las toma de decisiones en Vaca Muerta. Hemos evitado equivocaciones innecesarias. En perforación y terminación nos estamos acercando a los niveles de eficiencia que logramos en Estados Unidos. Y lo más importante es que nuestro trabajo fue con un récord de seguridad. Demostramos que podemos desarrollar Vaca Muerta de manera eficiente y exitosa” afirmó el presidente de la  petrolera.  

De todos modos, Rooney reconoció que el crecimiento se da de manera lenta y enumeró los motivos por lo que esto ocurre. “Una de las razones tiene que ver con los costos que siempre han sido más altos que en América del Norte. Otra de las causas tiene que ver con la oferta limitada de las compañías de servicio Y finalmente están los costos estructurales, como por ejemplo el de la arena, que proviene de muy lejos para las actividades de Neuquén”, señaló.

Los planes de Oldelval

Vugdelija señaló que en el 2016 la compañía observó que debía ampliar su sistema de transporte para no convertirse en un cuello de botella en el desarrollo de Vaca Muerta. Con ese fin, Oldelval creó un proceso de planeamiento con sus más de 35 clientes y consolidó una proyección a cinco años de todo el sistema. Esa primera proyección preveía  un crecimiento tibio del transporte de crudo por los oleoductos. Pero el último planeamiento, realizado en enero del año pasado, proyectó una duplicación del transporte hacia Bahía Blanca en sólo cuatro años. “En base a este sistema de planeamientos respondimos con proyectos de ampliación”, indicó Vugdelija.

Fue así que Oldelval puso en marcha el proyecto denominado Vivaldi con el objetivo de ampliar la capacidad de transporte actual de 28.000 metros cúbicos/dìa hasta 38.000. “En enero de 2019 arrancamos con el proyecto y cuando se desató la pandemia estábamos en el etapa final de la obra. Según el plan original deberíamos haberlo terminado a fin de agosto pero la obra se detuvo debido al aislamiento. Tuvimos que replanificar el proyecto en función de la demanda. Para el primer trimestre del 2021 planificamos poder contar con una capacidad de transporte de 38.000 metros cúbicos y con la utilización de polímeros podemos llevarla a 44.000. Por lo tanto, ante un escenario futuro de reactivación, en Oldelval estamos preparados para recibir ese incremento de demanda”, cerró Vugdelija.

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Con la idea de reactivar la construcción de las represas de Santa Cruz, el Ente Regulador de la Electricidad (ENRE) llamó a una audiencia pública para la habilitación de las obras de construcción de las líneas de extra alta tensión (500 kv) que conectará a las represas Cóndor Cliff y La Barrancosa (antes llamadas Néstor Kirchner y Jorge Cepernic) con la estación transformadora Río Santa Cruz, cerca de la localidad de Luis Piedra Buena, y el Sistema Interconectado Nacional.

“La idea es ir avanzando con hitos técnicos y administrativos concretos”, señalaron desde el gobierno a Econojournal. Uno de esos hitos es la próxima audiencia pública. La convocatoria se dio a conocer hoy en el Boletín Oficial con la resolución 108/2020 del ENRE, a cargo de Federico Basualdo. Se realizará el 2 de octubre de modo virtual y, en concreto, será para “analizar el otorgamiento del certificado de conveniencia y necesidad pública para la ampliación de la capacidad de transporte solicitado por la compañía Transener a requerimiento de la empresa IEASA (ex Enarsa) para el ingreso de interconexión” de las represas Central Hidráulica Cóndor Cliff de 950 MW y La Barrancosa, de 360 MW.

Proyecto estratégico

Las obras de transporte eléctrico que necesitan las represas de Santa Cruz para conectarse al sistema requieren la construcción de líneas de alta tensión en 500 kv de 173 kilómetros de extensión.

La idea del gobierno es reimpulsar la construcción de las represas, que tienen financiamiento de China y que está a cargo de la UTE conformada por la empresa Gezhouba, Hidrocuyo y Electroingeniería. Para funcionarios que responden a la vicepresidenta Cristina Fernández el proyecto es estratégico. Durante el gobierno de Macri cambiaron de nombre y empezó la construcción de la obra civil de las represas, pero finalmente fueron interrumpidas.

Además, hace un mes el Ministerio de Economía modificó el presupuesto mediante la resolución 345/2020 y destinó una nueva partida de 4.118 millones de pesos a las obras, que se sumó a los 8.021 millones de pesos habilitados para IEASA para este año.

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El consumo de gas domiciliario creció 12,2 por ciento interanual en junio, según cifras del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas). La suba se explica por la cuarentena, que forzó una mayor permanencia en los hogares, y uno de los inviernos más crudos de los últimos años, que también repercutirá en las facturas de julio. A su vez, la recategorización derivada de esos mayores consumos y la decisión del gobierno de no diferir parte del pago, como sí ocurrió el año pasado, llevó a que, aún con tarifas congeladas, las facturas estén llegando con cifras sustancialmente más abultadas que un año atrás.  

Disparada del consumo

La cuarentena decretada el 19 de marzo redujo la circulación a trabajadores de actividades esenciales e interrumpió el dictado de clases en todos los niveles. A raíz de ello, numerosas actividades comenzaron a realizarse de manera remota y la permanencia extendida en los hogares disparó el consumo de los servicios públicos. A ese escenario, ya de por si complejo, se le sumó la ola de frío que impactó de lleno en la Patagonia.

Al observar la evolución por distribuidora, puede verse que los usuarios de Litoral Gas registraron el mayor incremento en el consumo al dispararse un 20,4% interanual. Detrás aparece Metrogas con una suba de 20,1% y en tercer lugar Gas NOR con un 19,1%.

Gas BAN, el otro jugador que opera en el Área Metropolitana de Buenos Aires, dio cuenta de un crecimiento de 15,9% en su demanda, mientras que en las dos distribuidoras de Camuzzi mostraron aumentos cercanos al 10%. El dato sorpresivo es la caída de 40,2% que informó Gas NEA, el cual posiblemente responda a una carga en los datos, aunque son consumos bajos que no alternan de modo significativo el promedio nacional.

Recategorizaciones

El mayor consumo de los hogares derivó en una recategorización con el consiguiente incremento en los valores del cargo fijo por factura y el cargo variable por m3 consumido.

Por ejemplo, un hogar de Metrogas que estaba en la categoría R2 3 pagaba 303,3 pesos de cargo fijo y 11,9 pesos por metro cúbico de cargo variable. Si al incrementar su consumo pasó a la categoría R3 1, los valores sobre los que se calcula la tarifa son 395,3 pesos de cargo fijo y 12,9 pesos de cargo variable. Es decir, un 30,3% más de cargo fijo y un 8,4% más de cargo variable.

El mayor consumo, combinado con la recategorización derivada del mismo, llevó a que las facturas lleguen con incrementos sustanciales que están provocando numerosas quejas por parte de miles de usuarios que no tienen claro estos detalles y, por lo general, equiparan erróneamente congelamiento de tarifas con congelamiento de las facturas.

Sin diferimiento

El gobierno congeló las tarifas, con el consiguiente beneficio para los usuarios, pero no tomó ninguna medida adicional frente a la disparada del consumo que motivaron la pandemia y el frío extremo. El año pasado el gobierno de Macri aumentó la tarifa en abril un 29% y luego autorizó un diferimiento de parte de los pagos para evitar que el usuario tuviera que afrontar sumas extremadamente abultadas en el invierno.

Los hogares abonaron un aumento de 10% en abril de 2019 y otro 9,1% en mayo del mismo año, que redondeó un incremento acumulado de 20%. Sin embargo, a partir de junio, cuando debía comenzar a regir la suba plena de 29%, se aplicó un descuento de 22%. El porcentaje no fue casual. Ese descuento de 22%, que figuró en las facturas como “diferimiento invernal”, neutralizó de manera exacta la suba de 29% que debía entrar en vigencia desde ese momento. Por lo tanto, las tarifas del invierno no tuvieron aumento respecto a los valores vigentes en marzo de ese año. Ese descuento rigió durante junio, julio, agosto y septiembre. Recién a partir de octubre se aplicó la suba plena de 29%, la cual llegó con las facturas de noviembre, justo después de las elecciones.   

En los meses de octubre y noviembre las tarifas se pagaron con el aumento pleno de 29%, ya que no rigió más el descuento invernal, y a partir de diciembre a los usuarios se les sumó la deuda que acumularon por el descuento temporal de 22% que percibieron entre junio y septiembre. Ese monto lo afrontaron durante diciembre, enero, febrero y marzo. 

El gobierno de Alberto Fernández congeló este año las tarifas —con lo cual, en términos reales, terminaron siendo hasta un 30% más bajas que el año pasado por la disparada del tipo de cambio—, pero no avanzó con ningún otro mecanismo de alivio para evitar el salto de las facturas de invierno. Fuentes de las distribuidoras confirmaron a EconoJournal que la posibilidad de un diferimiento no se conversó ni con el Ministerio de Desarrollo Productivo ni con el Enargas. Las consecuencias se están empezando a sentir ahora.  

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Puma Energy, la empresa líder en el mercado global de energía, inaugurará a principios de septiembre su primera Estación de Servicio en la localidad de Luján, provincia de Buenos Aires. Ubicada sobre la avenida Carlos Pellegrini al 900, una de las principales vías de circulación que atraviesa la ciudad, brindará servicios de expendio de naftas y GNC.

La obra fue llevada a cabo por la compañía INAPCON S.A. y consistió en la instalación de cuatro tanques subterráneos de doble pared y dos proveedores óctuples para líquidos, que permitieron la dualización de la infraestructura existente. Así, la nueva estación contará con 4 islas: dos para combustibles líquidos y dos para suministro de GNC.

Esta iniciativa es un hito importante para la expansión de Puma Energy, dado que se dio en plena pandemia, y requirió del cumplimiento estricto de nuevos protocolos que permitieron avanzar de forma segura con las obras. 

Alberto Marchiano, propietario de la estación de servicio junto a su hijo Diego, cuenta actualmente con una dotación de 7 trabajadores y estiman poder ampliar en 2 los puestos tras la inauguración. Además, anunciaron la pronta reinauguración de otra estación de servicio en Luján para incorporarla a la red de Puma Energy.

De esta manera, Puma Energy continúa con su plan de expansión en la República Argentina y ya superó las 300 estaciones en todo el país. 

Puma Energy es una compañía petrolera global integrada de refinación, transporte, almacenamiento y distribución que opera en 46 países. La empresa ha expandido sus actividades a nivel mundial: es propietaria y operadora de 100 terminales de abastecimiento, así como de más de 3000 estaciones de servicio y está presente en 80 aeropuertos alrededor del mundo. 

En Argentina, Puma Energy es operada por Trafigura, una compañía de energía que produce combustibles y lubricantes, con más de 300 estaciones de servicio en todo el país. A su Refinería en Bahía Blanca, la terminal en la localidad de Campana y su planta de lubricantes en Avellaneda, se suman más de 50 Agroservicios en los principales puntos de la zona productiva de la Argentina.

Con sede central en Ginebra (Suiza), Trafigura es una de las principales compañías comercializadoras de materias primas del mundo: abastece, almacena, transporta y ofrece petróleo, productos refinados, metales y minerales. Mueve más de 6 millones de barriles de petróleo diariamente y cuenta con 80 oficinas en 41 países de todo el mundo. El Grupo ha estado conectando a sus clientes con la economía global durante más de dos décadas, aumentando la prosperidad mediante el avance del comercio.

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La pandemia del Covid-19 continúa impactando en todo el mundo y el shale en América del Norte no es la excepción. El gigante proveedor de servicios petroleros Schlumberger acaba de vender OneStim, su negocio de fracking en Estados Unidos y Canadá. La venta de este activo se produce luego de los balances negativos de las petroleras durante el primer semestre. La compañía que adquirió OneStim es Liberty Oilfield Services, una firma de menor envergadura, según informó la agencia Bloomberg.

Schlumberger controla alrededor de un 60% del mercado de servicios petroleros en la Argentina. Fue fundada en Europa, pero se extendió ampliamente en Estados Unidos y en todos los centros Hidrocarburíferos del mundo.

La decisión de Schlumberger de salir del negocio del shale en América del Norte sigue la misma línea de las otras grandes compañías de servicios como Baker Hughes, Weatherford y Halliburton, que se habían corrido de los servicios de fractura.

El boom de los hidrocarburos no convencionales en Estados Unidos que comenzó hace más de una década había mostrado signos negativos en 2019. Pero la pandemia paralizó la actividad económica y cayó a niveles históricos la demanda de energía. En ese contexto, Schlumberger, el mayor proveedor de servicios petroleros del mundo, sufrió en el segundo trimestre del año una caída del 40% de sus ingresos.

Esto provocó la venta de su negocio de fracking OneStim, un activo que le había comprado a Weatherford por 430 millones de dólares en 2017. Además, Schlumberger anunció planes para recortar a más de 21.000 trabajadores y reorganizar su negocio en todo el mundo.

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El secretario de Energía, Darío Martínez, conversará hoy con los máximos directivos de las principales petroleras para conocer su opinión sobre el nuevo Plan Gas en el que venía trabajando el gobierno. El programa de incentivo a la producción del fluido fue presentado por el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, y estaba a punto de ser oficializado justo antes de que cambiaran las autoridades del área.

Lo que dejó Kulfas

Como informó EconoJournal, el gobierno venía trabajando desde mayo en un plan destinado fundamentalmente a evitar un salto en las importaciones en 2021. Frente a la imposibilidad política de actualizar las tarifas de gas, en los despachos oficiales y en YPF, la petrolera controlada por el gobierno, coincidieron que no quedaba otra alternativa que garantizar con recursos del Tesoro un ingreso a las petroleras para reactivar la producción del hidrocarburo.

Con esa premisa se comenzó a trabajar y luego de varias semanas de negociación con las petroleras Kulfas presentó el jueves 6 de agosto los principales lineamientos del programa. El borrador del decreto fijaba un precio incentivo de US$ 3,40 por millón de BTU que, en la práctica, terminaba otorgado un precio de US$ 3,90 a los productores de gas de la cuenca Neuquina.

A cambio del subsidio, los productores se habían comprometido a lograr una curva de producción por cuenca que garantice el sostenimiento y/o aumento de los niveles actuales. Sin embargo, cuando se estaban terminando de afinar los últimos detalles, Kulfas fue desplazado del control del área de Energía y la oficialización del plan se frenó.

Introducirán cambios

Martínez sabe que el tema es una prioridad, pero la intención oficial es revisar el esquema antes de seguir adelante. Ya se empezó a trabajar en algunas modificaciones que están siendo supervisadas por Nilda Minutti y la intención del secretario es conocer de primera mano la posición de las compañías antes de avanzar. Por eso conversará con los principales ejecutivos de las petroleras en la tarde de este martes.

El plan de Bernal

Si bien nunca le planteó ninguna objeción directamente a Kulfas, el interventor del Enargas, Federico Bernal, había dejado trascender entre empresarios y sectores del kirchnerismo que estaba en desacuerdo con el plan oficial. Incluso comenzó a trabajar sobre un esquema de licitaciones anuales a través de las distribuidoras con un preio de 3,80 dólares para invierno y 2,50 dólares para verano.

Cerca de Martínez, aseguraron que desconocen cuál es la propuesta del funcionario, pero dejaron en claro que la competencia natural del Enargas es la cuestión tarifaria. “Los organismos que deberán resolver este tema son el Ministerio de Economía y la Secretaría de Energía”, dijeron a EconoJournal.

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Cada vez son más las empresas de primera línea que analizando inversión-calidad, optan por el gigante asiático Sany, fabricante mundial líder en la industria de equipos de construcción y minería, maquinaria portuaria, maquinaria de perforación petrolera y sistemas de energía eólica renovable.

A la constante innovación tecnológica de esta marca global, se suma en la Argentina el respaldo de la empresa Grúas San Blas, compañía con más de 28 años de experiencia representando primeras marcas a nivel mundial y con un enfoque constante en el servicio.

Tecnología de avanzada y soporte técnico contribuyen a desarrollos económicos en nuestra región, como ser: Proyecto hidroenergético El Tambolar, ubicado en Pachaco, a 145 km de la ciudad de San Juan y a cargo de la UTE, Petersen / Sinohidro.

Excavadoras Sany SY500H de 50tn y SY750H de 75tn, encauzan el trabajo con altas prestaciones, en referencia al consumo/ productividad y la confiabilidad del producto.

El proyecto ruta Variante Palmira, ruta que se abre a campo traviesa, que conectará la Ruta 7 con la 40, con el objetivo de desviar los camiones del corredor bioceánico sin pasar por el Gran Mendoza, Cartellone cuenta para este proyecto con 5 cargadoras de 3 m3 Sany SY956-H5, y 2 excavadoras Sany SY215C.

El proyecto El Paramillo en esta planta depuradora de líquidos cloacales. Cartellone confió la realización de estos trabajos de máximas exigencias con equipos Sany , las excavadoras SY215C, las cargadoras frontales de 3m3 Sany SY956, los rolos compactadores SS120-C8 y las motoniveladoras SMG200-8. Sany y Grúas San Blas, tecnología de punta a nivel mundial y un servicio a la altura de las circunstancias.

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Por Marcelo Fernández *

El presidente de la Confederación Empresaria de la República Argentina (CGERA), Marcelo Fernández, dijo que es necesario discutir la actividad minera por la gran cantidad de desocupados que tiene la Argentina y por la necesidad de que el país cuente con dólares para pagar su abultada deuda.

Fernández, propietario de la fábrica de cierres Lynsa, ubicada en La Tablada, Buenos Aires, afirmó que coincide con los sectores que piden la protección del medio ambiente, pero pidió coherencia, ya que muchos de los materiales que utilizan en su vida cotidiana, como los herrajes de sus casas e incluso los mismos cierres de los jeans “son de cobre o bronce”.

Fernández, ex diputado nacional por la provincia de Buenos Aires, afirmó en declaraciones a FM Tiempo de Trelew: “Nos quejamos de que las provincias son inviables, que tienen déficit fiscal y mucho empleo público. Pero según el estudio que hemos hecho, en el país tenemos solamente el 20% de los trabajadores en la industria: son 1,2 millones sobre 6,5 millones aproximadamente del sector privado. El 80% está en los servicios o en otros rubros”.

“Hay que hacer que seamos un país con desarrollo industrial, generador de riquezas, dándole valor a la materia prima. La industria tiene que ser argentina, porque es la única forma de ser un país fuerte e independiente”, afirmó.

En este contexto puso el ejemplo de la lana, que a pesar de producirse a nivel local, “si no se industrializa y se importan pulóveres, no se produce más lana, y los trabajadores desocupados tienen que irse de la provincia o recurrir al empleo público”.

“Esto hay que discutirlo con leyes en el Congreso. Una ley es una política de Estado”, insistió.

Federalizar la producción

En este marco dijo que “se debe federalizar en serio la producción con incentivos impositivos, reformas tributarias y laborales para favorecer la industria y el trabajo”, y que “Argentina debe definir si quiere ser un país con industria o sin industria”.

En relación con la actividad minera y en alusión a la oposición de sectores, en particular en Chubut, Fernández indicó: “Yo quiero escuchar a los ambientalistas y quiero cuidar al medio ambiente. Ahora, me pregunto: los ambientalistas que no quieren la minería, ¿no tienen ningún metal en la casa? ¿Los herrajes son de plástico o de otro material?”.  

Al agregar que seguramente la respuesta es afirmativa, Fernández explicó: “Esto quiere decir que tienen cobre y bronce en la casa. Entonces hay que ser coherentes. Porque si lo consumen y nosotros no lo explotamos generan trabajo en otro país, y acá tenemos gente que se está muriendo de hambre”.

“Seamos honestos con nosotros mismos”, reclamó. “Los respeto, porque sostienen su idea. Pero estoy seguro de que todos sus picaportes son de cobre o de bronce. Incluso los cierres de los jeans son de bronce”, añadió.

Hay que cuidar el medio ambiente  

“Es cierto que hay que cuidar el medio ambiente. Lo sabemos todos. Controlemos el medio ambiente. Pero tenemos que discutir que nuestro país hermano de Chile tiene las mismas montañas que nosotros y da un valor agregado infernal a minerales”, sostuvo.

“Y nosotros -continuó- miramos para otro lado, cuando somos grandes consumidores de minerales. En Chile hay otras crisis, pero no están todos muertos o todos mal. Y se hace en otras partes del mundo”.  

“Si no estamos preparados para los controles, habrá que prepararse”, dijo en este sentido. Y ejemplificó: “Yo mi empresa, en La Tablada, tiño. Y me obligaron, y es lo que corresponde, a poner una planta que me financió el banco para cuidar el medio ambiente”.

“Hay muchos temas para discutir, no solamente la minería. Pero no puede ser que no se discuta. Porque tenemos un montón de argentinos sin trabajo y necesitamos dólares para pagar la deuda impagable que tiene la Argentina”, finalizó.

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El secretario de Energía, Darío Martínez, encadenó la semana pasada una serie de reuniones con funcionarios clave del sector para comenzar a delinear su plan de trabajo. A su vez, convocó a algunos especialistas que lo acompañarán en la gestión. Su tarea consistirá en conciliar los intereses del ala kirchnerista que lo puso en ese lugar sin descuidar la relación con los hombres de Alberto Fernández, fundamentalmente el ministro de Economía, Martín Guzmán, de quien ahora depende formalmente el área.

La intención de Martínez es transitar ese camino desde un lugar de fortaleza propia. Por eso comenzó a reclutar nuevas caras, aunque cerca del funcionario remarcan que se tomará el tiempo que sea necesario para oficializar a su equipo de trabajo.

Los nombres en danza

El nuevo secretario sabe que su antecesor, Sergio Lanziani, nunca terminó de armar un equipo y esa debilidad, además de sus propias incompetencias, fue lo que lo arrastró al vacío. Por eso lo primero que hizo Martínez fue ponerse en contacto con algunos especialistas  que formaron parte de los equipos técnicos de la comisión de energía del Partido Justicialista durante la campaña presidencial, como Nilda Minutti y Guillermo Cappadoro. Además, sumó a Santiago Yanotti y Javier Gallo Mendoza.

• Nilda Minutti. Fue gerente de Comercialización de Hidrocarburos de Enarsa entre agosto de 2006 y diciembre de 2012, cuando la empresa estaba bajo el control del entonces ministro de Planificación Federal, Julio De Vido. Tuvo a su cargo la importación de GNL, de gas de Bolivia y la comercialización de gas natural regasificado en las plantas regasificadoras de Bahía Blanca y Escobar. Cerca de Martínez se apresuraron a aclarar que no está previsto que la ingeniera asuma ningún cargo, aunque asesorará al secretario.

• Guillermo Cappadoro. Es ingeniero socio y fundador de la consultora PSI, especialista en el sector eléctrico. Fue Director Nacional de Política y Programación de la Energía Eléctrica durante el gobierno de Carlos Menem, cuando Julio César Aráoz era secretario de Energía y Roberto Dromi ministro de Obras y Servicios Públicos. También integró la Comisión de Renegociación de Contratos de Obras y Servicios Públicos que conformó el presidente Eduardo Duhalde en febrero de 2002. Se lo menciona como posible reemplazo del subsecretario de Energía Eléctrica, cargo para el que también suena el nombre del actual interventor del Ente Nacional de Regulación de Electricidad (Enre), Federico Basualdo, hombre de confianza de Máximo Kirchner.   

• Santiago Yanotti. Es un abogado, egresado de la Universidad Nacional de Tucumán, cercano al gobernador Juan Manzur. De hecho, actualmente se desempeña como director del Ente Único de Control y Regulación de los Servicios Públicos Provinciales de Tucumán. Su aporte estaría vinculado al tema tarifas.

• Javier Gallo Mendoza. Es economista egresado de la Universidad de Buenos Aires. Ingresó a trabajar a la secretaría de Energía por primera vez en 1991 como parte de la Unidad de Coordinación de Uso Racional de la Energía y en la Unidad de Coordinación con los Organismos Internacionales. En 1993 pasó a trabajar en CAMMESA donde ocupó diversos cargos técnicos. En 2006 volvió a la secretaría de Energía como Coordinador General de un grupo de asesoramiento a las órdenes de Daniel Cameron. También fue integrante del Comité de Ejecución de los Fideicomisos “Central Termoeléctrica Manuel Belgrano” y “Central Termoeléctrica Timbúes”, conocido como Foninvemen.

Reuniones

Martínez mantuvo el martes un encuentro formal con Guzmán y Kulfas el martes, que fue publicitado a la prensa, y el viernes por la tarde se reunió varias horas con el ministro de Economía ya con el plan de trabajo sobre la mesa. Hay varios temas urgentes en agenda, cómo el futuro del Plan Gas, que aún no fue oficializado, y del barril criollo, temas que también se mencionaron en la reunión que tuvo el jueves con el presidente Alberto Fernández.

• Hasta mediados de semana el Plan Gas iba a seguir adelante pero con cambios respecto del diseño original que había impulsado el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas. Tampoco está claro qué papel jugará este programa si se aprueba el proyecto de Máximo Kirchner y Carlos Heller que obligará a los hombres más ricos del país a realizar un aporte, pues el texto prevé destinar nada menos que 75.000 millones de pesos a YPF, a través de IEASA, para promover justamente la producción de gas.

Martínez también se reunió en la semana con el interventor de Enargas, Federico Bernal; el presidente de IEASA (ex Enarsa), Andrés Cirnigliaro y algunos funcionarios de menor rango del área energética como Leonardo Mastronardi, director de Planeamiento de la secretaria de Energía; y Sebastián González, director de Regulación del Área de Hidrocarburos.

Además conversó con el gobernador de Chaco, Jorge Capitanich, con el ministro de Obras Públicas, Gabriel Katopodis.

Mando a distancia

El nuevo secretario de Energía se quedó el viernes hasta tarde en el Palacio de Hacienda para terminar de tramitar la firma digital ya que el sábado temprano se fue manejando a Neuquén. Allí estará obligado a hacer una cuarentena de al menos 14 días. Por lo tanto, por ahora la conducción del área la ejercerá a distancia vía zoom mientras busca locación para la sede que la secretaría tendrá en Neuquén.

La intención de Martínez es ir periódicamente a la provincia patagónica, aunque mientras dure la pandemia eso lo obligará a tener que cumplir con la cuarentena.  

A donde desembarca

La vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner tiene el sector energético entre sus prioridades desde el inicio del gobierno y puso hombres de su confianza en puestos estratégicos para que no queden dudas. Sus piezas incluyen a Bernal en el Enargas, Basualdo en el ENRE; y Cirnigliaro en IEASA. Además, la ex mandataria tiene una incidencia decisiva en YPF a través de Santiago “Patucho” Álvarez, quien en los papeles es vicepresidente de Asuntos Corporativos, Comunicaciones y Marqueting, pero en la estructura de poder real es mucho más que eso.

El malogrado secretario de Energía, Sergio Lanziani, había asumido el cargo propuesto por el presidente Alberto Fernández y con el visto bueno de su vice, pero la concatenación interminable de errores que cometió en tiempo record lo dejaron como una figura decorativa.

El ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, terminó entonces comandando la política energética durante estos meses, pero las tensiones con el kirchnerismo fueron en ascenso hasta que finalmente perdió el área, jaqueado por los hombres de la vicepresidenta.

Alberto Fernández aceptó correr a Kulfas y la secretaría pasó a Economía, traspaso que se oficializó el sábado. Como parte de esos cambios es que Lanziani salió eyectado. La vicepresidenta tuvo entonces la posibilidad de elegir al reemplazante, pero el presidente se reservó poder de veto. Por eso la silla no terminó siendo para uno de sus lugartenientes en el área sino para Martínez, un dialoguista que ahora tiene la difícil tarea de expresar al kirchnerismo sin desafiar a los hombres del presidente, en particular a Guzmán, quien marcará los límites que imponen las alicaídas cuentas públicas.

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El dirigente del sindicato de los petroleros de Neuquén, Río Negro y La Pampa, Guillermo Pereyra, firmó el sábado un pre-acuerdo de productividad con YPF, que apunta ser refrendado por las cámaras empresarias de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) y de Operaciones Petroleras Especiales (CEOPE).

El documento al que accedió Econojournal contempla una serie de cambios, aunque pone el foco en una quita de remuneratividad de conceptos adicionales que estaban incluidos en el salario neto mensual que cobraban los trabajadores.

En esa lista figuran, por ejemplo, adicional por zona, torre, desarraigo, horas de viaje, viandas, social y horas extra. Esos conceptos pueden representar hasta un 50% del salario de bolsillo de los afiliados al gremios de Pereyra.

• A partir de ahora, las empresas empleadoras —YPF, operadoras y compañías de servicio— dejarán de pagar cargas sociales y jubilatorios por esos conceptos. La medida provocará una caída en la recaudación de la ANSES.

El “Acuerdo para la sustentabilidad y el empleo” que firmó YPF con el sindicato petrolero este fin de semana es un “instrumento complementario” al convenio colectivo. Es sólo por 6 meses (hasta el 1° de marzo de 2021), con la posibilidad de extender el plazo mientras dure la emergencia sanitaria por la expansión del Covid-19. Estructuralmente, el acuerdo es similar al firmado por la petrolera con los gremios de Santa Cruz y Mendoza, aunque con algunas diferencias sustancias.

La principal es que el pre-acuerdo firmado con Pereyra no contempla un bono por productividad como el que estaba incluido con los otros sindicatos.

Empresas de servicio consultadas por este medio explicaron que por los parámetros de KPI (indicadores de performance) homologados en los acuerdos de productividad de Santa Cruz y Mendoza no representan, en la práctica, una reducción significativa del costo laboral real.

«Sin gran esfuerzo los operarios terminan cobrando un bono de productividad adicional de $ 50.000 por trabajador«, explicaron en una compañía de equipos torre. En Neuquén, en cambio, el bono de productividad no fue incluido.

Paritarias

Fuentes del gremio neuquino argumentan que quieren discutir la medida cuando esta semana se discuta paritarias. Allegados a las petroleras, en cambio, sostienen no se incluyó adrede un bono similar al que se paga en Santa Cruz y Mendoza.

En concreto, el pre-acuerdo firmado con Pereyra significará una reducción del costo laboral para la operadora de alrededor de un 10% durante los primeros seis meses. Econojournal adelantó a principios de junio que la petrolera controlada por el Estado apuntaba a reducir hasta un 30% sus costos operativos.

En el acuerdo no se incluye la negociación por las paritarias que el dirigente Pereyra quiere cobrar por el 16,2% pendiente de la cláusula de revisión por inflación del acuerdo alcanzado en 2019.

El articulado

El acta firmada tiene 24 artículos y “comprende a todas las actividades de yacimientos de la industria hidrocarburífera privada, en el continente y costa afuera relacionadas con la exploración, explotación y producción de hidrocarburos convencionales y no convencionales”.

El tercero afirma: “Los conceptos del CCT 644/12 denominados Bono de Paz Social, Adicional Torre, Adicional Disponibilidad, Adicional Yacimiento, Adicional Choferes de Transporte y Adicional Torre Servicios Especiales, tendrán carácter no remunerativo a partir de la firma del presente. Los mismos no integrarán la base de cálculo para la determinación de variables”.

El artículo cuatro señala que la actividad “es desarrollada a través del trabajo por equipos que se rotan entre sí. El descanso semanal de los trabajadores se otorgará al termino de cada ciclo de rotación y dentro del funcionamiento del sistema”.

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Genneia, la compañía argentina líder en generación de energías renovables, cerró una nueva emisión de Obligaciones Negociables por 26 millones de dólares, superando su objetivo inicial de USD 20 millones. La empresa acude al mercado de capitales local por segunda ocasión en los últimos tres meses, alcanzando un financiamiento superior a 54 millones de dólares en dicho período.

En esta oportunidad, Genneia emitió dos series de Obligaciones Negociables dólar linked. En el primer caso, la Clase XXVIII por 13,2 millones de dólares se emitió a tasa 0% (cero) por un plazo de 24 meses. Por otro lado, la Clase XXIX por un monto de 12,8 millones se emitió a una tasa fija del 2% anual por un plazo de 36 meses. Del total emitido, 23,2 millones correspondieron a nuevos fondos y 2,8 millones fueron integrados en especie a través de la Obligación Negociable Clase XVIII con vencimiento en noviembre de 2020. De esta manera, Genneia buscó proactivamente refinanciar sus próximos vencimientos. Los fondos provenientes de esta emisión serán mayormente utilizados para la refinanciación de pasivos de corto plazo.

Las órdenes que cubrieron totalmente el monto ofrecido provinieron en su mayoría de inversores institucionales destacados y se realizó bajo la coordinación del Banco Macro. Macro Securities S.A., Balanz Capital Valores S.A.U., BACS Banco de Crédito y Banco Patagonia, actuaron como agentes colocadores. Banco Hipotecario actuó como agente sub-colocador.

Liderando el sector de empresas generadoras de energía renovable en el país, con 1.272 MW de capacidad instalada, Genneia cuenta con contratos sólidos a largo plazo que garantizan un flujo futuro de fondos estable para la compañía. Dentro del plan de expansión que se encuentra desarrollando, el plan de inversión se ha enfocado a las energías renovables, con la puesta en marcha de sus parques eólicos Madryn y Chubut Norte (en Chubut), Villalonga y Necochea (en Buenos Aires), Pomona (en Río Negro) y su parque solar Ullum (en San Juan), además de la finalización de los parques Chubut Norte II, III y IV durante este años 2020.

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El presidente del Partido Justicialista, José Luis Gioja, apoyó la idea de la creación de una empresa minera nacional, una iniciativa que dirigentes partidarios y funcionarios del gobierno están evaluando. Hasta el momento, el diputado y ex gobernador de San Juan nunca se había pronunciado públicamente sobre este tema. Lo hizo en un seminario virtual de la comisión de minería del PJ, donde también se presentó la Compañía Argentina de Minerales S.A., uno de los proyectos que está en evaluación.

En concreto, Gioja señaló: “me suena muy bien cuando se habla de una empresa nacional minera porque así como la industria petrolera tiene una empresa estatal de bandera como es YPF, la minería, que va a tener la misma o más importancia que el sector petrolero, tendría que tener una empresa nacional”.

En el seminario virtual del PJ realizado ayer también participó el secretario de Minería de la Nación, Alberto Hensel, que ya se había manifestado a favor de que YPF abriera una división minera. Además estuvieron Oscar Cretini, uno de los directores de IEASA (ex Enarsa), y el geólogo Favio Casarin. En junio, el propio Jefe de Gabinete Santiago Cafiero había dado el visto bueno para la creación del brazo minero de YPF.

Compañía Argentina de Minerales

Favio Casarin presentó ayer en el seminario virtual el proyecto para la creación de la Compañía Argentina de Minerales Sociedad Anónima. Prevé una empresa con el 51% de las acciones en manos del estado (26% Estado Nacional y 25% provincias) y un 49% en manos privada. “Van a ser acciones muy atractivas en el mercado de capitales”, indicó. La parte privada podría estar determinada por topes y en distintas clases de acciones, explicó. Luego, remarcó que “esta empresa va a ser un actor más en el mundo minero y de ninguna manera va a suplantar a las empresas mineras provinciales. El proyecto va a respetar el derecho que tienen sobre los recursos”. “La idea es acelerar tiempos de los proyectos mineros, porque tenemos en algunos casos 10 años de postergación”, agregó. “La compañía no sería estatal, porque sería público – privada”, remarcó el geólogo Casarin.

El proyecto prevé “una parte del financiamiento por parte del Estado Nacional a partir de un aporte de capital surgido de un porcentaje a las retenciones de las exportaciones mineras”. Las provincias «podrían aportar capital o con proyectos o con otro tipo de acciones”.   

Lo objetivos de la Compañía Argentina de Minerales son:

-Impulsar el desarrollo minero de manera federal y estratégica.

-Garantizar el derecho de las provincias como dueñas de los recursos y la seguridad jurídica del inversor.

-Crear una herramienta que promueva una sinergia entre el capital privado y el sector público nacional y provincial.

-Auspiciar contratos asociativos con las provincias y capitales privados para desarrollos mineros estratégicos.

-Dar comienzo a un proceso de inversión en investigación y desarrollo sobre aquellos minerales, o conjunto de ellos, que sirvan como insumo de alguna de las cadenas de valor para el desarrollo industrial.

-Garantizar un desarrollo sustentable de los proyectos, con participación de las comunidades y aceptación de la sociedad.

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Los expertos de la consultora PwC Argentina consideran que los procesos de fusión y adquisición mantienen su atractivo como una herramienta efectiva para “descarbonizar”, diversificar y digitalizar el sector energético. A pesar de los desafíos que la volatilidad de precios de los commodities representa para la valuación de los activos, de la perspectiva de demanda incierta y de las prohibiciones de viajes a nivel global que dificultan la ejecución de acuerdos, vislumbran un cierto resurgimiento del interés en la realización de fusiones y adquisiciones (M&A) en la industria de Energy, Utilities & Resources.

“Si bien la digitalización sigue siendo el motor disruptivo principal de la industria, la ‘desglobalización’ de las cadenas de suministros, la resiliencia ante la crisis producida por la pandemia y las desinversiones selectivas en activos de alto riesgo están ganando importancia en las agendas de la industria, debido a la interrupción que presenta actualmente la cadena de suministros y las disputas comerciales”, analiza Alejandro Rosa, socio de PwC Argentina.

Según la consultora, la complejidad y las consecuencias resultantes de una recuperación asimétrica del Covid-19, y el impacto económico provocado en empresas e industrias, son determinantes en las tendencias de M&A respecto al volumen, tipo, magnitud y ritmo de las transacciones dentro del sector, en el corto y mediano plazo. En los primeros seis meses del 2020, la cantidad de acuerdos ha tendido a disminuir para todos los subsectores, en particular, Petróleo y Gas, y Generación y Distribución de Energía Eléctrica.

Los valores de las transacciones también han tenido una tendencia a la baja, sobre todo en comparación con 2018, cuando se vieron impulsados por un número récord de mega deals (de los cuales casi la mitad fue en Generación y Distribución en Energía Eléctrica) que arrojaron un valor promedio general de US$ 288 millones. Estos valores están significativamente por encima del promedio para la primera mitad de 2020, que alcanzó los US$ 95 millones promedio por transacción.

En ese sentido, Juan Procaccini, socio de PwC Argentina a cargo de la práctica de Deals y Plataforma de Asesoramiento de Negocios, resalta que “en los últimos seis meses, se modificaron o cancelaron varios acuerdos anunciados y se aplazaron muchas transacciones planificadas. Los que se completaron estaban en gran parte en curso antes de la irrupción de la pandemia. Sin embargo, el deterioro significativo de la demanda producido por el Covid-19 y la posterior desaceleración económica, podrán incrementar la tensión en la situación económico-financiera de las empresas del sector, particularmente a medida que los paquetes de estímulo gubernamentales comiencen a disminuir. Estas dificultades darán lugar a “adquisiciones de oportunidad” por parte de aquellos que presenten balances y flujos de efectivo más sólidos, dirigidas a empresas con desafíos de liquidez coyunturales, pero fuertes modelos de negocios subyacentes”.

Al respecto, Ezequiel Mirazón, socio de PwC Argentina y líder de la práctica de Energía, Minería y Utilities comenta: “una parte de la caída de la demanda de petróleo podría llegar a ser irreversible debido a los cambios estructurales en los patrones de movilidad y traslados que puedan hacerse permanentes, junto con la guerra de suministros de la OPEP+ y el consecuente shock de precios. Por lo pronto, esta caída ha tenido un impacto significativo en toda la cadena de valor de la industria, con una serie de transacciones que estaban en curso que han sido canceladas o modificadas sustancialmente, o al menos suspendidas”.

Desde PwC evalúan que, aún a pesar de los bajos precios del petróleo y de que algunos nuevos proyectos de energías se estén demorando a medida que las empresas se centran en afrontar las consecuencias económicas de la crisis, la transición hacia energías renovables o bajas en carbono («nuevas energías») seguirá ganando impulso. Ello se debe a que, en algunas partes del mundo, los paquetes de estímulo por la pandemia se han centrado en fomentar tecnologías ecológicas.

En la industria del Oil & Gas, estiman que en el Upstream  que  las grandes empresas continuarán revisando sus carteras y liquidando activos para adaptarse a las estrategias a largo plazo. El shock del precio del petróleo puede generar brechas de valor significativas. En el Downstream,  consideran que las oportunidades de valor en M&A surgen de la digitalización: automatización de procesos, mantenimiento predictivo, programación del consumo y blends de crudo, y optimización de procesos para mejorar la eficiencia y reducir costos para las refinerías. Con respecto al Midstream, prevén que la consolidación de los principales gasoductos y activos de gas urbano continuará en China. En lo que tiene que ver con los servicios petroleros, la simplificación de las carteras (reducción del negocio principal, simplificación del modelo operativo) será el enfoque primordial de las compañías de servicios petroleros y, como resultado, es probable que los activos de menor escala salgan al mercado.

Con respecto al sector de la electricidad, en lo que tiene que ver con la generación, prevén que la “descarbonización” continuará impulsando la inversión en energías renovables, eficiencia energética e inteligencia artificial para servicios públicos y manejo del agua. En lo que tiene que ver con Infraestructura y redes, estima n que si bien existen desafíos comerciales y operativos a corto plazo, la naturaleza regulatoria de estos activos crea una mayor certidumbre acerca de los ingresos y flujos de efectivo, lo que hace que la inversión en infraestructura energética sea más atractiva que nunca.  Y en cuanto a la distribución,  observan que a raíz del COVID-19, las tendencias de la industria demuestran que la demanda ha caído en el mercado B2B y podría generar una serie de situaciones de crisis, aunque el apoyo del gobierno a las distribuidoras pueda compensar parte del impacto.

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Las cuatro principales empresas refinadoras del país —YPF, PAE, Raízen y Trafigura—, que en conjunto cubran casi la totalidad del mercado de combustibles, le pidieron al gobierno nacional que no continúe con el esquema de promoción creado por la Ley 26.093, que regula desde hace 15 años el mercado de biocombustibles en la Argentina. En su reemplazo, propusieron “una nueva norma superadora”. La nota de las refinadoras, a la que accedió EconoJournal, fue enviada a los ministros de Economía, Martín Guzmán, y de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas. Además, les pidieron una reunión a ambos para avanzar en este sentido.

Las petroleras manifestaron que la Ley de promoción cumplió con sus objetivos, ya que 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 en la actualidad. En concreto, advierten que es necesario repensar ese porcentaje a futuro. La nota la firmaron Mauricio Martín por YPF, Rafael Machin por PAE, Teófilo Lacroze por Raízen y Martín Urdarpilleta por Trafigura.  

En ese punto coinciden con Adepa, la asociación que nuclea a las terminales automotrices, que una carta enviada a la Legislatura de Santa Fe recomendó que el corte su ubique a un 7%, es decir, cinco puntos porcentuales menos que en la actualidad.

En el comunicado, las automotrices criticaron el texto de la Ley de Biocombustibles aprobada en Santa Fe. “(La norma) deja libre la decisión de formular el combustible con distintos porcentajes de biodiesel en la mezcla, lo cual haría una suerte de ‘flex diesel’. Estos combustibles B100 y E100, o las mezclas con el mayor contenido de los mismos, que obviamente irán variando su porcentaje  en función de la disponibilidad y precio, hace que el esquema sea poco previsible”, afirmaron en esa carta..

Propuesta

Liderados por YPF, la compañía controlada por el gobierno, las empresas cuestionaron, en particular, la desgravación impositiva que favorecen a los productores de biocombustibles. De hecho, apuntan a interrumpir ese programa de beneficios, que formalmente concluye en mayo de 2021 cuando expire la Ley 26.093.

La propuesta de las petroleras se estructura en tres ejes:

•  Promueven una desregulación parcial del mercado que, apunta a lograr una “mayor competitividad y eficiencia en toda la cadena de valor”.

•  También pretende “incorporar a nuevos actores a la producción” de biocombustibles.

•  Recomienda “segmentar el mercado de productores, con el fin de apoyar en una transición de cinco años a las pequeñas empresas que tienen dificultades para competir”.

Descripción

En la nota las refinadoras remarcan que “el mercado de biocombustibles está compuesto por un mix de empresas, dentro de las cuales algunas poco eficientes, generaron que se fijen precios regulados muy por encima de las referencias internacionales, con diferencias de hasta 2.400 millones de dólares acumulados (2010 y 2019), costos que fueron asumidos por los consumidores”.

La nota que presentaron se da en un contexto donde el sector empresarial agroindustrial y las provincias productoras de biocombustibles como Córdoba, Santa Fe, Tucumán, Salta, Entre Ríos, Santiago del Estero y Buenos Aires, conformaron la Liga Bioenergética están impulsando una nueva ley para que se extienda el régimen de promoción y aumentar el corte obligatorio en los surtidores a alrededor del 20 por ciento.

La entrada Petroleras reclaman al gobierno que baje el corte de biocombustibles en naftas y gasoil se publicó primero en EconoJournal.

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La empresa Maincal, líder en la fabricación de calzado de seguridad en Argentina, se unió a BASF para lanzar el primer calzado de seguridad de América de Sur fabricado con Infinergy, la tecnología de espuma de poliuretano pre-expandido (E-TPU) con el más alto rendimiento del mundo.

Voran SportSafe, el nuevo calzado de seguridad de Maincal, permite moverse y trabajar cómodamente con tecnología de compresión durante todo el día. La tecnología Infinergy en el nuevo calzado Voran SportSafe, ofrece seguridad, capacidad de respuesta, comodidad y durabilidad superior a cualquier otro calzado.

SportSafe Energy es un calzado único en su categoría, pensado para trabajadores de industrias automotrices, alimenticias, empresas de logística o cualquier tarea desafiante que requiera de un confort excepcional para ser utilizado durante largas horas.

El modelo insignia de la línea SportSafe de Voran – Energy 420G – recibió el premio “Best in show” en NSC 2019 Congress & Expo, un evento anual que reúne en Estados Unidos a los principales referentes mundiales del rubro de la seguridad industrial.

Asimismo, BASF aportó Elastopan® presente en la tecnología Ultragrip Sole, que brinda mayor adherencia y resistencia al deslizamiento en las superficies más exigentes, una propiedad clave para un calzado de seguridad; y el poliuretano Ultralight, que aporta mayor confort, durabilidad y liviandad.

Esta co-creación entre tecnología y diseño se convirtió en un importante desafío para estas dos compañías que trabajaron en conjunto hasta finalizar el proceso de producción: “Es un orgullo haber cumplido este importante reto junto a un cliente líder en la fabricación de calzado de seguridad en la Argentina. Mientras que ellos aportaron su laboratorio de innovación, su equipo de diseño y su capacidad de producción con 300 empleados, desde BASF aportamos una de las tecnologías más novedosas para las zapatillas de running”, señala Juan Martin Nasi, especialista en poliuretanos de la división de Materiales de Performance de BASF.

Posicionado como líder en innovación en el mercado de calzado de seguridad, Maincal eligió Infinergy® por su capacidad de absorber energía en la zona del talón y su capacidad de respuesta mejorada en comparación con los materiales de calzado tradicionales.

“Este lanzamiento es el resultado de una estrategia basada en la innovación a través de la cual hemos logrado que nuestros productos estén presentes en las principales industrias del país. La alianza con una compañía internacional como BASF y la incorporación de una tecnología única en la línea SportSafe Energy de Voran, nos genera una gran expectativa dado que, sin dudas, estamos frente a un gran salto cualitativo que contribuirá en los planes de expansión hacia mercados internacionales, consolidando el crecimiento anual sostenido de la empresa”, indica Pablo López Calí, director comercial de Maincal.

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El gobierno fijó a mediados de mayo por decreto un precio del barril criollo de 45 dólares hasta el 31 de diciembre, pero la norma establece en su primer artículo que si la cotización internacional supera ese valor durante 10 días consecutivos la medida quedará automáticamente sin efecto. Los refinadores sostienen que ese plazo se cumplió este miércoles.

Con el barril Brent de 45 dólares, la exportación le dejaría al productor unos 41 dólares por crudo Medanito, una vez descontados los gastos de exportación de entre 3 o 4 dólares. Por lo tanto, refinadores, como Raizen, Axion y Trafigura, pueden hacerse del crudo abonando ese valor a la paridad de exportación.

En ese escenario, las provincias petroleras son las principales perjudicadas porque el decreto del barril criollo establece que los 45 dólares debían tomarse como referencia para el cobro de las regalías hidrocarburíferas. Por lo tanto, a partir de ahora esas regalías se cobrarán sobre el precio de la transacción efectivamente concretada.

No obstante, todavía queda por resolver una cuestión técnica. El decreto 488/20 dice que si la cotización del crudo permanece 10 días consecutivos por encima de los 45 dólares la medida deja de tener vigencia. Para calcular el precio se debe tomar el promedio de las últimas cinco cotizaciones publicadas por el “Platts Crude Marketwire” bajo el encabezado “Futures”, pero en ningún lugar se aclara si se contabilizan todos los días de la semana o solo los días hábiles.

Si son todos los días, efectivamente el plazo se venció ayer ya que desde el lunes 17 de agosto la cotización promedió los 45,34 dólares. El problema es que ese cálculo incluye sábado y domingo, cuando no hubo operaciones. Si se descuentan esos días, el miércoles recién se cumplieron ocho días y habría que esperar al viernes para que la medida deje de tener vigencia.

Más allá de esta discusión técnica, lo cierto es que el decreto o dejó de regir o tiene sus días contados y las provincias petroleras verán afectada su recaudación si el gobierno nacional no toma alguna medida.

La entrada Refinadoras sostienen que por la suba del crudo dejó de regir el barril criollo se publicó primero en EconoJournal.

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Luego de una serie de negociaciones que mantuvo ayer con autoridades de YPF y el gobernador neuquino Omar Gutiérrez, el titular del sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Guillermo Pereyra, anunció el levantamiento del paro previsto desde las 20 de hoy.

 A su vez, el dirigente anunció que mañana a partir de las 15 mantendrá una reunión virtual con las autoridades de la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH)y de la Cámara de Empresas de Operaciones Petroleras Especiales (CEOPE), donde el gremio volverá a plantear sus reclamos.

En los encuentros virtuales de ayer, Pereyra indicó que “YPF se comprometió a levantar dos sets de fractura en Vaca muerta y torres perforadoras a partir de la semana que viene». Agregó que el objetivo es “hacer un sendero para que en el mes de diciembre tengamos 6 o 7 equipos de perforación en campo”.

Condicionamiento

En la reunión de mañana, el sindicato volverá a reclamar una actualización salarial de 16% con respecto al cierre de las paritarias del año pasado. También planteará que no va a firmar otra cláusula como la del artículo 223 bis, que estableció una reducción del 60% de los sueldos para aquellos trabajadores que no realizaran actividades. “Se va a establecer sistema de rotación de los compañeros para que todos puedan trabajar en el mes”, indicó Pereyra, en relación al pre acuerdo alcanzado con YPF y que ahora deberá ser refrendado en el encuentro de mañana. 

Además, el sindicato advertirá a las cámaras empresariales que no está dispuesto a negociar ninguna modificación en el Convenio Colectivo de Trabajo.

Con estas acciones, Pereyra busca condicionar a las cámaras petroleras para la reunión de mañana donde el sindicato llevará sus reclamos y a la vez, contener a las bases y a los cuerpos de delegados de su gremio que reclaman medidas concretas frene a la caída de la actividad y la reducción de sueldos. 

A principio de agosto, EconoJournal consignó la cumbre secreta que mantuvieron Pereyra y el CEO de YPF, Sergio Affronti, en Neuquén, para descomprimir tensiones y acordar el regreso de la actividad para los primeros días de septiembre.

La entrada Pereyra levantó el paro y condiciona la negociación con las petroleras se publicó primero en EconoJournal.

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El fondo de inversión Gramercy está negociando los detalles finales de un acuerdo con el José Luis Manzano con vistas a encarar una reestructuración internacional de la deuda que posee Araucaria Energy, una empresa eléctrica que opera cuatro centrales térmicas construidas durante la gestión de Mauricio Macri. Una de las plantas, radicada en Pilar, fue clausurada después que la gobernación de la provincia constatara que que las instalaciones excedían los niveles de contaminación sonora permitidos.

“Hoy lo principal es preservar y cuidar los activos. La reestructuración está demandando más tiempo del previsto, pero esperamos cerrar las negociaciones en los próximos 10 días”, afirmó a EconoJournal el ex ministro menemista que en los últimos 15 años se posicionó en sector energético con proyectos en el upstream de hidrocarburos, distribución de gas (ex accionista minoritario de Metrogas) y electricidad (controla Edemsa, la empresa de energía de Mendoza). Manzano está radicado en Suiza, a donde vive con su mujer y sus hijos pequeños desde hace un tiempo.

Gramercy, el fondo de inversión que en la Argentina conduce Gustavo Ferraro, es quien tiene hoy el control efectivo de los activos de Araucaria Energy. Lo obtuvo una vez que la empresa eléctrica no pagó a principios de año una cuota (maturuty) de US$ 30 millones por el préstamo de US$ 220 millones que Gramercy le otorgó en 2016 a Stoneway Capital Corporation, el holding fondeado en Canadá que es controlante de la generadora de energía argentina.

Gramercy designó a Roberto Helbling, un ex Barclays que asesoró a Vicentín en su intento de reestructuración de deuda, y a Juan Ignacio Sánchez Alcazar, para atajar la situación contable y administrativa de Araucaria.

Armado

Tras el default de sus compromisos financieros, Rogelio Nores, principal accionista de Araucaria Energy, llegó a un acuerdo con Manzano y le cedió el control legal de la firma. El empresario mendocino firmó con Nores un acuerdo de ‘earn-out payments’, que establece el pago de un precio adicional al pactado si los resultados de Araucaria alcanzan determinado nivel.

Nicolás Mallo Huergo, ex presidente de Andes Energía, una de las empresas que creó Manzano, y su mano derecha, encabeza las negociaciones con Gramercy. Si las conversaciones llegan a buen puerto, el fondo de inversión y Manzano se convertirán en accionistas de Araucaria y encararán una reestructuración de una deuda de US$ 650 millones con bonistas internacionales entre los que figuran fondos del fuste de BlackRock y Fidelity, entre otros.

En rigor, los fondos son los que controlan indirectamente la compañía eléctrica. Son bonistas con derecho senior sobre Gramercy y el propio Manzano. Si quisieran podrían quedarse de inmediato con la titularidad de las centrales térmicas que posee Araucaria. Sólo tendrían que accionar judicialmente las garantías legales incluidas en los pliegos de deuda.

Sin embargo, ni el fondo que dirige Larry Fink ni el resto de los bonistas están dispuestos a lidiar con los liabilities y riesgos que implica operar centrales térmicas en un contexto de conflictividad con las comunidades locales. Tampoco tienen la estructura para lidiar con la gestión cotidiana de los activos que implican trámites permanentes con Cammesa, la empresa encargada del despacho, la Secretaría de Energía y el ENRE, entre otros actores.

Validación

Ejercerán su poder para validar en última instancia los términos y condiciones que negocien Gramercy y Manzano, que incluirá un esquema para reestructurar el repago de los US$ 650 millones que prestaron los fondos. Lo que buscan, en definitiva, es recuperar la mayor parte de ese dinero. “Está todo listo para encarar una reestructura en EE.UU. y Canadá, que es donde Stoneway y Araucaria emitieron sus bonos”, explicó una fuente con acceso a esas negociaciones.

En esa clave, la clausura de la planta de Araucaria en Pilar por orden del OPDS complica el escenario. El timing es malo porque afecta la etapa de cierre de las negociaciones.Aún así, las partes coinciden en la necesidad de llegar a un acuerdo definitivo. El próximo paso será elegir un operador técnico que se encargue de la gestión operativa de las centrales y de la finalización de algunas obras.

Vertigonsa

La historia de Araucaria se narra a velocidad vertiginosa.

• La empresa se constituyó en 2016 como la más novel de las compañías de generación eléctrica, un negocio controlado por grandes jugadores como Pampa Energía, Enel, AES y Central Puerto.
• Fue la primera firma local en emitir un project bond por US$ 500 millones en el mercado norteamericano para invertir en la Argentina.
• Se adjudicó la instalación de cuatro usinas térmicas por la nada desdeñable potencia de 700 megawatt (MW), la mayoría ubicada en la periferia de Buenos Aires.
• Durante el proceso de construcción se vio envuelta en conflictos sociales por la negativa de un grupo de vecinos de Pilar y Luján que se opusieron al montaje de las plantas en esas localidades. A raíz de esos reclamos, que denuncian la contaminación sonora de las centrales, el OPDS, la autoridad ambiental de la provincia de Buenos Aires, y la Municipalidad de Pilar clausuraron la central de Araucaria instalada en Villa Rosa (Pilar). Si no logra levantar la medida, la empresa dejará de facturar unos US$ 4 millones por mes.     
• En el primer trimestre del año, la compañía ingresó en default al no pagar una cuota del bono internacional en poder de Gramerc. Araucaria enfrentaba, a su vez, problemas financieros para cancelar créditos con bancos locales por unos US$ 25 millones.
• Y tiene arbitrajes abiertos por reclamos cruzados con Siemens y Duro Felgueras, sus dos principales contratistas como tecnólogo y constructor, respectivamente.

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Evaristo Cual, habitante de Gan Gan y referente de la comunidad tehuelche de la región, destacó este lunes “la participación espontánea de vecinos” de las localidades de la Meseta Central en las movilizaciones que se realizaron la semana última y el mes anterior para pedir por el desarrollo y la generación de fuentes de empleo.

“Se está reclamando solamente trabajo, no se está pidiendo otra cosa más que eso”, dijo Cual en declaraciones a LU 20 Radio Chubut donde fue consultado sobre las manifestaciones que reunieron a un gran número de vecinos de Gan Gan, Gastre, Las Plumas, Blancuntre y otros puntos.

Precisó que “la familia de la Meseta la está pasando mal”, y puso como ejemplo que “una familia de 4 integrantes necesita para sobrevivir 1.000 pesos por día, para tener dos comidas por día. Estamos hablando de 30.000 pesos por mes. A eso hay que sumarles los servicios básicos, como la calefacción, la luz eléctrica. Y hay que sumarle vestirse. Supera tranquilamente los 40.000 pesos”.

Mencionó en este contexto que en su caso particular “soy monotributista y estoy pagando 3.000 pesos. Obviamente estoy atrasado unas cuotas, entonces no tengo los salarios familiares ni obra social porque no es fácil adherirse si sos monotributista”.

“Hay muchas familias como la mía. Muchas no tienen trabajo y sobreviven de las ayudas del Estado”, comentó.

Merecedores de derechos

Y dijo de manera enfática que “esta situación tiene que terminar. También somos argentinos y merecedores de derechos. Y el derecho a vivir dignamente se puede satisfacer haciendo cosas que no se han hecho en los últimos años”.

“Por eso hemos decidido movilizarnos, porque vemos que otras zonas de la provincia viven no solamente del empleo público, como en la Cordillera tienen el turismo de la nieve. Nosotros no tenemos ríos, lagos, no tenemos costa de mar para contar con ballenas o pesca”, agregó.

Y además sumó que en la Meseta “hace años que la actividad ganadera está sufriendo. Un productor de la zona no puede dar trabajo porque solo produce para autoabastecerse”.

Oportunidad

Analizó Cual en este sentido: “Veo que en las grandes ciudades hay movilizaciones porque no pagan el sueldo, porque no tienen trabajo, porque no aumentan los salarios; y esas cosas se podrían dar si el Estado tiene ingresos. Entonces si no dejamos que estas actividades empiecen a desarrollarse, ¿a qué tipo de trabajo nos estamos refiriendo?”

En este contexto, en particular dijo que en la región “vemos que la oportunidad viene del lado de la minería. Y que depende del Ejecutivo, y de los legisladores”.

En particular sostuvo que Navidad, gran yacimiento de plata que se encuentra entre Gan Gan y Gastre, “es un proyecto que no va a utilizar cianuro, que es una de las mayores preocupaciones de la comunidad desde 2003”.

Así, consideró que “están todas las condiciones dadas en términos de medio ambiente y de seguridad social para que el proyecto se dé; así que estamos reclamando que de una vez por todas se habilite este proyecto que está estancado desde hace más de 10 años”.

Enfatizó que “está el proyecto para comenzar con la explotación, cosa que no se ha logrado por la falta de legislación”.

Al respecto indicó que “hace más de 17 años se hizo la Ley 5.001 sin consultarnos a nosotros”, al aludir a la legislación que restringe el desarrollo minero a partir del plebiscito que se realizó en Esquel en 2003.

“Necesitamos que la Provincia tome la decisión de escucharnos. No estamos haciendo cortes de ruta ni movilizaciones que obstaculicen el desarrollo pleno del Gobierno, sino que estamos pidiendo algo claro: que se nos dé la posibilidad de seguir viviendo acá y de trabajar”, dijo.

Y cerró: “Todos los jóvenes que se han movido espontáneamente en la Meseta solamente quieren vivir mejor”.

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El presidente Alberto Fernández vetó este lunes a través del decreto 696/20 dos artículos de la ley de ampliación presupuesto que estaban incluidos en la versión original el propio Ejecutivo había enviado al Congreso Nacional, hace apenas dos semanas. Son los artículos 18 y 19 que contemplaban créditos para las distribuidoras eléctricas -con Edesur y Edenor a la cabeza- y que el gobierno quería utilizar para negociar la Revisión Tarifaria Integral, la deuda que mantienen con CAMMESA y las próximas inversiones. La decisión refleja, una vez más, las internas políticas y la falta de coordinación dentro del propio oficialismo.

Qué decían los artículos

El artículo 18 les reconocía a las distribuidoras créditos equivalentes a tres veces la factura media mensual del último año que debían pagar en el Mercado Eléctrico Mayorista.

A su vez, en el artículo 19 se aclaraba que esos créditos serían aplicados solo a las distribuidoras que al 20 de octubre de este año no posean deuda en el MEM o hayan adherido a un plan de refinanciación con CAMMESA.

Ese plan de pagos no debía exceder las 60 cuotas mensuales. Además, las distribuidoras tendrían 12 meses de gracia y deberían tener que pagar una tasa de interés equivalente al 50% de la vigente en el MEM. El texto aclaraba además que la tasa de interés diferida se aplicaría a partir del 1 de enero de 2019 para la determinación de la deuda que cada distribuidora se comprometiera a cancelar a través del plan de pagos.

¿Cuál era la estrategia por detrás de la inclusión de los 2 artículos?

A grandes rasgos, el objetivo del Ministerio de Desarrollo Productivo era utilizar ese crédito como una moneda de cambio para negociar con las distribuidoras. El plan consistía, por un lado, en que el Estado les daba un crédito a las empresas para que puedan cancelar parte de la factura de energía que compran en el mercado mayorista (MEM), pero, por el otro, les exigía que mantengan cierto nivel de pago de esa factura.

Era una manera de garantizar la cobrabilidad dentro del sistema para evitar que se disparen los subsidios al sector eléctrico. En concreto, Desarrollo Productivo buscaba que, al menos, las empresas se comprometan a pagar un 70% de la factura mensual que deben abonarle a Cammesa.

A partir de los artículos que ahora derogó el Presidente, a las compañías que tienen deuda con CAMMESA se les pensaba ofrecer un plan de pagos y, de acuerdo a cómo avance la negociación, podrían imputar ese crédito como Valor Agregado de Distribución (VAD) atrasado. Por otra parte, las empresas que no tienen deuda con CAMMESA también podrían imputar ese crédito a VAD atrasado que podrían cobrarse dejando de pagarle a CAMMESA.

De ese modo, se sumaba la RTI a la mesa de negociación para intentar alcanzar un acuerdo sobre la recomposición atrasada que reclaman las empresas. El problema es que esa estrategia chocaba con el plan del kirchnerismo, diseñado por el ENRE, que directamente solicitó la anulación de la RTI.

Qué es lo que pasó

El proyecto de ampliación presupuestaria pasó por la Cámara de Diputados sin mayores inconvenientes, pero cuando llegó al Senado el bloque oficialista, controlado por la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner, objeto esos dos artículos, por recomendación del interventor del Ente Nacional de Regulación de la Electricidad (ENRE), Federico Basualdo, por entender que robustecía el poder de las empresas al momento de negociar inversiones con el Estado.

El problema es que se dieron cuenta que si modificaban los artículos 18 y 19 el texto debería volver a Diputados. A raíz de ello, se decidió aprobar la ley, aunque la aprobación fue a cambio de que el presidente vetara los dos artículos que él mismo había enviado al recinto.  

Qué dice el veto

En línea con las objeciones planteadas por el kirchnerismo, en los considerandos del decreto se afirma que “el reconocimiento de los créditos por parte de la norma analizada no implica ningún compromiso de inversión para las distribuidoras”. En Desarrollo Productivo sostienen que el objetivo era negociar esos compromisos a partir de la sanción de esta ley.

El veto también señala que “los referidos artículos no garantizan criterios de sostenibilidad, justicia y equidad entre ciudadanos y ciudadanas de las distintas provincias. Tampoco ponderan el estado operativo y técnico de la infraestructura y la capacidad económica y financiera de cada distribuidora, ni su forma jurídica de organización”.

Además, agrega que “la normativa debe permitir un cierto margen de flexibilidad para que la decisión última de realizar aportes del Tesoro sea facultad de la Autoridad de Aplicación en función de, entre otros aspectos, el contexto social de los usuarios y las usuarias del área de concesión, priorizando la obtención de un grado equivalente de desarrollo entre regiones, provincias y municipios”.

La decisión va en línea con el plan de la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner de anular las RTI negociadas por el macrismo, aunque todavía no está claro cuáles serán los próximos pasos después de que se convalide esta decisión. Esa tarea estará a cargo del secretario de Energía, Darío Martínez. Lo único seguro por ahora es que la tensión con Edesur y Edenor aumentará.

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Tras la baja de retenciones que estableció el decreto 488 para un precio de crudo de hasta u$s 45, las provincias petroleras ahora van por la eliminación total de los derechos de exportación. Así lo manifestaron los ministros de Energía de Neuquén y Chubut, Alejandro Monteiro y Martín Cerda, respectivamente, durante una video conferencia organizada la Cámara de Comercio de EE.UU. en Argentina (AmCham).

 “Si queremos tener un sector que genere una plataforma de exportación, tenemos que tener un sistema impositivo que sea adecuado en términos comparativos con los otros países con los que competimos para la producción de hidrocarburos. Por eso venimos planteando la disminución de los derechos de exportación”, indicó Monteiro.

En tanto que Cerdá señaló que desde Chubut “estamos trabajando con el gobierno nacional para ver cómo podemos hacer para que las provincias que estén en condiciones de exportar tanto petróleo como gas no tengamos altos cánones para las exportaciones”.  

El decreto del “barril criollo” eliminó las retenciones para las exportaciones por debajo de los u$s 45 pero estableció una alícuota de 8% entre los uSs 45 y u$s 60. Ahora las provincias productoras de petróleo instan al gobierno nacional para que elimine definitivamente los derechos de exportación.

Durante sus exposiciones, ambos funcionarios pusieron el foco en la necesidad de crear condiciones para aumentar los volúmenes de venta al exterior. Monteiro enumeró algunas propuestas para lograr esas condiciones. Indicó que “a mediano y largo plazo sería deseable que la exportación no esté gravada por derechos de exportación” y que para apalancar las inversiones “es necesario generar mecanismos para otorgar permisos firmes de exportación”. Además, se expresó a favor de “la libre disponibilidad de las divisas que se generan desde la exportación  con fines de distribuir dividendos o de devolver préstamos”.

Por su parte, Cerdá señaló que en la Cuenca del Golfo San Jorge ya está cubierto el cupo del crudo Escalante para el mercado interno y que por lo tanto “tenemos un escenario a futuro de seguir aumentando las exportaciones”.

Además de las cuestiones regulatorias, indicó que “venimos trabajando hace tiempo con nuestra planta marítima de Termap en un proyecto de ampliación, que nos va a permitir tener la infraestructura necesaria para comenzar de a poco a trabajar en este plan de aumentar la capacidad de exportación”.

Caída de las inversiones

Monteiro planteó que la combinación del decreto 566 del año pasado que congeló los precios de crudo y combustibles y de la caída de la actividad como consecuencia de la pandemia, llevó a que las inversiones proyectadas para Vaca Muerta durante el corriente año cayeran a la mitad.

Indicó que previo a la pandemia las estimaciones de inversión de las operadoras para 2020 eran de u$s 6.000 millones pero que en realidad “cerrarían el año por debajo de los u$s 3.000 millones”, niveles similares a los de 2016. Estimó que recuperar los niveles de producción previos a la pandemia pueden llevar “un año y medio”.

 Recuperación terciaria

El ministro Cerdá planteó un panorama un poco más alentador en la Cuenca San Jorge. Destacó que con la recuperación terciaria lograron tener muy buenos resultados en yacimientos maduros. “Con la aparición de esta tecnología hay un gran margen para seguir explorando en nuestra cuenca”, indicó. 

“Con la recuperación terciaria, en diez años pasamos de producir 230 metros cúbicos/día de petróleo a 732. Vislumbramos que hay una gran oportunidad para seguir desarrollando nuestros campos”, agregó. Incluso, destacó que los efectos de la pandemia no fueron tan contundentes como en otras regiones del país. “Hoy somos la cuenca que tiene más equipos trabajando, gracias al esfuerzo que han hecho las operadoras.  Hemos logrado atravesar esta situación sin que se nos haya caído la producción”, afirmó.

Finalmente, Cerdá señaló que los costos de inversión la para la recuperación terciaria son menores que los que requiere la de los no convencionales.  Pero advirtió que “esta nueva tecnología tiene una curva de aprendizaje que hay que seguir mejorándola para bajar los costos.  Por eso venimos trabajando con el gobierno nacional para bajar los costos de importación que requiere está actividad, para que de ese modo estos proyectos sean más rentables”, concluyó.

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En una entrevista que le realizara el semanario The Economist en octubre pasado, el presidente de Francia avizoraba un panorama sombrío para el futuro de Europa. Emanuel Macron sostenía en ese momento que el continente se encontraba al borde del precipicio, que corría el riesgo de desaparecer geopolíticamente y que la OTAN padecía muerte cerebral. En su argumentación Macron señalaba problemas innegables, entre los que se destacaban la creciente divergencia en la relación con Estados Unidos, el Brexit y las divisiones internas por cuestiones económicas y migratorias. Sus contundentes palabras se enmarcaban así en una tendencia de arrastre, consistente en presionar al gobierno alemán para avanzar en cambios en la estrategia de la Unión Europea, sobre todo en materia de política exterior.

A lo largo del presente año, la irrupción conjunta de la pandemia por coronavirus y de la crisis económica mundial no hizo más que poner presiones adicionales al entramado comunitario. El dramático impacto observado en sistemas sanitarios colapsados y ajustados en los años previos (como en los casos de Italia, España y la propia Francia) fue especialmente trascendente por su carácter diferenciado a lo largo del territorio continental. Los pronósticos económicos oficiales para 2020 dan cuenta de esas asimetrías, con los países de la periferia europea (Grecia, Portugal, España e Italia) proyectando recesiones en torno al 10% y los de mayor desarrollo relativo (Alemania, Austria, Países Bajos) con estimaciones de caída cercanos al 7%. Se fue reeditando, de esta forma, un escenario de tensiones semejante al observado durante el capítulo europeo de la última gran crisis económica y financiera mundial, que tuvo en la debacle griega a su  momento apoteótico. Semejante por el retorno de cuestiones de fondo análogas (¿sobre qué países se descarga la crisis?) y de renovadas posibilidades de fragmentación, pero con el agravante que implica la vigencia de los efectos de aquel proceso.

Respuesta colectiva

La primera respuesta colectiva a estas tensiones se cristalizó en el acuerdo alcanzado por los 27 miembros de la Unión Europea el martes 21 de julio. La instauración de un Fondo de Recuperación que incluye esquemas de préstamos y subvenciones por 750.000 millones de euros fue celebrado como un acuerdo histórico por algunos gobernantes, aunque también recibió una serie de críticas por su naturaleza y alcance. Las principales apuntaron a su insuficiente magnitud para la profundidad de la crisis, a los descuentos en los aportes y la capacidad de veto que se garantizaron los países del Norte de Europa y a la coexistencia de la iniciativa con la decisión del Parlamento Europeo de que se reduzcan los déficits presupuestarios a partir de 2021.

Fruto de las contradicciones internas y las pujas de poder propias de la Unión, estos condicionamientos son atendibles y limitarán sin dudas el potencial del acuerdo. Pero no pueden dejar de apreciarse también sus implicancias en términos defensivos; el pacto era inimaginable semanas atrás y logró, en el corto plazo, atenuar el desgaste propio de las negociaciones y el peligro de desintegración.

Es este aspecto, en todo caso, el que conecta con la principal problemática que atraviesa a la Unión Europea en la actualidad. Incluso más allá de sus limitaciones, el acuerdo constituye en sí mismo un dispositivo para la reducción de riesgos y no puede concebirse en lo más mínimo como un paso hacia una reorientación estratégica continental. La dilación de medidas más ofensivas que pudieran dar sustento a una inflexión semejante, como se observa en la posposición de un impuesto a las grandes empresas tecnológicas o a las transacciones financieras, no hacen más que ratificar esa vacancia. Es en este punto donde cobran pleno sentido las citadas palabras de Macron y la falta de potencia del eje franco-alemán para abordar una revitalización integral del proyecto continental. 

A paso lento

Con todo, el escenario para Europa resulta más apremiante si se consideran otras contradicciones de carácter estructural. Aun suponiendo que la profundidad de la crisis sanitaria y económica genere más disciplinamiento que conflictividad social, la perspectiva de una recomposición vigorosa de las inversiones resulta poco imaginable. Es que a la incertidumbre propia de la coronacrisis se suma un factor de inestabilidad heredado de la gran recesión anterior: la ruptura generalizada de los sistemas bipartidistas, basada en una mayor polarización política y con la consecuente imposibilidad de consensuar programas de mediano y largo plazo al interior de los estados. Los obstáculos para la planificación en el continente se replican de este modo en la dificultad de consolidar proyectos hegemónicos en cada uno de sus países integrantes.

Del mismo modo, la búsqueda de la tan mentada “autonomía estratégica” de la UE enfrenta desafíos que remiten a su posicionamiento en la estructura económica mundial y en el sistema internacional de estados. Además de la incertidumbre sobre lo que ocurrirá en las elecciones de noviembre en Estados Unidos, sobresalen en el horizonte dos frentes externos potencialmente desestabilizadores de la integración, que para mayor complejidad se encuentran indisolublemente ligados al futuro de la relación transatlántica.

Uno de ellos es la relación con China. Desde marzo del año pasado, la Comisión Europea ha caracterizado a la República Popular como un socio para la cooperación y la negociación en ciertas áreas, pero también como un competidor económico en materia tecnológica y como un rival sistémico en los modos de gobernanza. Tras la tensa cumbre que tuvo lugar a fines de junio, en el segundo semestre del año habrá un nuevo encuentro entre las partes. La asunción de Alemania al frente del Consejo Europeo en julio y la prioridad que quiere dar Merkel a la relación con China elevan el perfil del cónclave. Como trasfondo se hallan la necesidad de decidir proveedores para la tecnología 5G (¿qué espacio se le dará a Huawei?) y el avance de la Nueva Ruta de la Seda en territorio continental (China ya firmó acuerdos con Portugal, Italia, Grecia y Suiza, entre otros), cuestiones vitales para la integración europea.

Rusia

El otro vínculo clave para la Unión es el de Rusia. Sobresalen allí dos cuestiones relacionadas entre sí: el aseguramiento del aprovisionamiento energético y la búsqueda de estabilidad en la región de Europa Central y Oriental. En cuanto a lo primero, el proyecto Nord Stream 2 (el gasoducto que conecta Rusia con Alemania) se encuentra avanzado en su consecución y finalizaría antes de fin de año. Sin embargo, las amenazas del gobierno de Trump por sancionar a las empresas europeas involucradas y las multas establecidas por Polonia a la rusa Gazprom abren conflictos de último momento nada despreciables desde el punto de vista geopolítico.

Con respecto a lo segundo, a las complejidades encarnadas por las temáticas ucraniana y polaca se suman en la actual coyuntura las multitudinarias protestas contra los gobiernos de Bulgaria y Bielorrusia y las tensiones entre Turquía y Grecia en el Mar Mediterráneo. Más allá de la naturaleza diferente de estos procesos y de la disímil vinculación de esos estados con la UE y Rusia, se trata de focos sensibles por su propio potencial de propagación y escalada en un contexto de crisis inédita. Como se puede apreciar, son agendas poco despejadas y nada solucionables con un mero acuerdo de créditos y subsidios.

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El ministro de Economía, Martín Guzmán, se reunirá hoy con su par de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, y el flamante secretario de Energía, Darío Martínez, para empezar a delinear el futuro del área energética. La salida anunciada de Sergio Lanziani —que aún no presentó formalmente su renuncia al cargo— está acompañada de un cambio más profundo: el traspaso de la cartera energética al Ministerio de Economía.

Lo que no está claro aún es qué cambios traerá esa reestructuración en la práctica. “Aún no hay nada definido”, indicaron cerca de Guzmán. Fuentes gubernamentales confirmaron la reunión tripartita prevista para hoy, que servirá como puntapié inicial para definir el rumbo que adquirirá la gestión.

Martínez, que viene de presidir la comisión de Energía de la Cámara de Diputados, llega a una secretaría que estuvo políticamente acéfala, pero que tiene una agenda de temas inmediatos que definir como el Esquema de Gas 2020-2024, tal como se conoce al programa de estímulo a la producción de gas en el que venían trabajando colaboradores de Kulfas, o la salida del congelamiento de las tarifas para el año que viene.

Equipo

En la reunión se empezará a definir la continuidad o no, primero de las políticas en las que venían trabajando el gobierno, y en segundo lugar, qué sucederá con los funcionarios de rango intermedio del área energética. En el sector existe particular interés por conocer si Juan José Carbajales, subsecretario de Hidrocarburos, y Esteban Kiper, gerente general de Cammesa y hombre de confianza de Kulfas para el sector eléctrico, continuarán en sus cargos. Martínez evitó hasta ahora dar algún tipo de señal en esa dirección.

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El martes de la semana pasada Jorge ‘Loma’ Ávila envió una nota a YPF en la comunicó que el sindicato de petroleros privados de Chubut considera caído el acuerdo laboral firmado a principios de mes. Argumentó que pasado el 15 de agosto la empresa no levantó los equipos de torre que se había comprometido en la adenda.

La petrolera controlada por el gobierno, que está ultimando detalles para reactivar una unidad de perforación de SP (hoy operado por AESA) en el área Manantiales Behr, respondió con otra carta en la que desestima el planteo del sindicato. Pero Ávila se mantiene firme y sostiene que el acuerdo (que mejora el costo laboral para YPF) no está vigente.

Al mismo tiempo, en Neuquén, Guillermo Pereyra, secretario del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de la cuenca Neuquina, habló la semana pasada con Claudio Moroni para pedirle que convoque a empresas petroleras y de servicios para reabrir la discusión por paritarias. El ministro de Trabajo lo cortó en seco, le negó tajantemente esa posibilidad y lo exhortó a que retome la negociación con YPF que abandonó hace 10 días.

Desencuentros

Pereyra, el dirigente petrolero menos combativo y con mayor vocación negociadora, había apostado a principios de agosto a llegar a un acuerdo rápido con la mayor petrolera del país. El CEO de YPF, Sergio Affronti, incluso se tomó un avión a Neuquén para encaminar cara a cara la negociación que, sin embargo, se frustró por la incapacidad de las partes en alcanzar un entendimiento. Existe, en ese plano, una evidente descoordinación en cuanto a los interlocutores elegidos para liderar el tema.

El gobierno tampoco ayuda. La conversación de YPF con los gremios venía torcida, pero cuando Moroni le firmó a Hugo Moyano un aumento del 30% para los afiliados de Camioneres terminó de desbarrancarse.

“¿Cómo podemos aceptar que un camionero que trabaja en el mismo yacimiento cobre un 30% más que un operario del gremio petrolero?”, argumentó Pereyra este fin de semana.

El líder sindical tiene responsabilidad importante en el estancamiento actual. Su característica de entrar y salir de las negociaciones, con un grado de imprevisibilidad importante, terminó por confundir a los interlocutores de YPF.

Hoy quedó en una posición incómoda: convocó a un paro de actividad para este jueves 27 de agosto si no hay una respuesta positiva de Affronti. En la práctica, lo que está pidiendo es que el Ministerio de Trabajo convoque a una conciliación obligatoria que fuerce a YPF a sentarse a negociar con los gremios con la apertura de paritarias como moneda de cambio.

No está claro qué hará Moroni. YPF no tiene ninguna unidad de perforación en actividad en Neuquén por lo que, en los hechos, Pereyra no tiene ningún equipo que parar.

• Lo que emerge con mayor notoriedad a cada día que pasa es que la ventana de oportunidad que se abrió con la caída del precio internacional del barril se cierra un poco más.

Cuatro meses después de que el precio del petróleo cotizara en negativo en EE.UU., el Brent tocara los 20 dólares, y el shock de la pandemia anulara la agenda sindical, la industria petrolera no logró aprovechar esa situación para lograr mejoras concretas en materia de eficiencia operativa y productividad laboral.

¿Hay tiempo aún para encaminar la negociación en los términos que pretendía YPF?

La conducción que encabeza Sergio Affronti tomó en mayo una decisión de peso, ambiciosa. Concentró para sí la representación del sector con los gremios. En esa estrategia excluyó deliberadamente a otras empresas para ganar en velocidad en la toma de decisiones. Atomizó a los sindicatos y fue cerrando acuerdos con cada uno de ellos. Así firmó adendas para bajar los costos laborales con algunos gremios: petroleros privados de Santa Cruz y Chubut, y Jerárquicos de Mendoza.

El objetivo final era lograr el aval de Neuquén. Pero el armado se trastocó cuando las negociaciones con Pereyra y Manuel Arévalo, secretario del gremio de jerárquicos de la provincia, se empantanaron. YPF aspira a reactivar las negociaciones. En esa clave, Pablo Iuliano, vicepresidente de Upstream No Convencional de YPF, llamó a los gremios a retomar el diálogo en entrevistas que mantuvo que los diarios Río Negro y La Mañana de Neuquén.

La aspiración de Affronti es noble: quiere que Iuliano, un ingeniero con vasta experiencia en el desarrollo de Vaca Muerta y un conocedor del área operativo en los campos petrolíferos, sea el nuevo interlocutor con los gremios. No es una tarea sencilla y menos en un escenario de crisis como este donde la confianza cobra aún más valor. Carlos Alfonsi, un histórico de YFP que hoy ocupa formalmente la vicepresidencia de Laborales de la empresa, se mantuvo al margen de las tratativas.  

Este fin de semana YPF logró que el resto de las grandes petroleras —PAE, Tecpetrol y Chevron, entre otras que integran la Cámara de Productores (Ceph)— respalden la convocatoria a los gremios con foco en mejorar la productividad laboral.

Consultados por EconoJournal, la mayoría de los dirigentes gremiales se mostraron sorprendidos por la estrategia de la industria. “Quieren negociar con nosotros por la prensa. Es raro. Debatir una negociación sindical por los medios no es lo más común. Lo más lógico hubiese sido sacar el tema de los medios y convocar a una mesa conjunta con todos los sindicatos para acercar posiciones”, explicó un colaborador directo de Pereyra.

El líder del sindicato neuquino buscó en estos días tender puentes con sus pares de otros gremios. Se comunicó por teléfono con dirigentes de Santa Cruz y Chubut para juntar fuerzas y presionar al gobierno para que reabra la mesa de paritarias. Habrá que seguir de cerca también cómo juega Dario Martínez, flamante secretario de Energía, que como neuquino probablemente busque involucrarse en las negociaciones con los gremios de la provincia. Martínez no tiene una buena relación con Pereyra, su vínculo apenas es formal, con lo cual no está claro qué valor puede aportar.

¿Cómo concluirá el conflicto con los sindicatos?

Pereyra negoció —a diferencia de otros sindicatos— la continuidad del acuerdo bajo el paraguas del artículo 223 bis (por el cual los trabajadores que están en casa sin actividad cobran el 60% del salario neto que percibieron en febrero) hasta el 31 de agosto. Eso significa que el gremialista neuquino está cubierto, en los hechos, hasta el 30 de septiembre. Ávila, Arévalo y Claudio Vidal (Santa Cruz), entre otros, deben firmar la continuidad de ese esquema esta semana. Se descuenta que habrá algún tipo de continuidad.

Más difícil es pronosticar qué sucederá con la intención de YPF de reducir el costo laboral real para mejorar la eficiencia y productividad. En ese punto, lo más probable es que la negociación con los gremios deba incluir el reconocimiento de algún ajuste por paritarias, mínimamente del 16,2% que reclaman los sindicatos por aplicación de la cláusula de revisión por inflación incluida en el acuerdo del año pasado. Dos meses atrás ese tema ni siquiera estaba en agenda y los sindicatos incluso estaban de acuerdo en postergar la discusión salarial hasta 2021.

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La designación de Darío Martínez como nuevo secretario de Energía dejó el viernes en segundo plano el cambio más relevante que vino de la mano de esos anuncios. La decisión de quitarle el área a Desarrollo Productivo y ponerla bajo la órbita del ministro de Economía, Martín Guzmán, terminó de convalidar la influencia de la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner en un área que siempre aspiró a controlar y que hasta ahora había estado sometida a fuertes internas debido al poder ejercido por el ministro Matías Kulfas.

Luego del fracaso precoz de Sergio Lanziani, designado por consenso entre Alberto Fernández y Cristina Fernández de Kirchner y que en los hechos nunca llegó a ser secretario de Energía, Kulfas artículó la gestión del área con dos bastoneros: Esteban Kipper en el área de electricidad y Juan José Carbajales en hidrocarburos. Ese triángulo comandó la política energética en los últimos ocho meses teniendo en claro la defensa de los intereses nacionales y una perspectiva pragmática dentro de los límites que impone la coyuntura macroeconómica, aunque transitó por un camino plagado de obstáculos.

La influencia de Cristina

Cristina Fernández Kirchner puso a Federico Bernal al frente del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), a Federico Basualdo en el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y a Andrés Cirnigliaro, como presidente de IEASA (ex Enarsa). Además, se aseguró una influencia decisiva en la petrolera YPF con el desembarco de Santiago “Patucho” Álvarez como vicepresidente de Asuntos Corporativos, Comunicaciones y Marqueting. Con ese cerco le fue marcando los límites a Kulfas.

Bernal fue la avanzada de la movida destinada a horadar al ministro. En la entrevista que salió el viernes en El Cronista esa situación quedó más que evidenciada cuando el interventor del ente regulador tomó distancia del Plan Gas, justo el día en el que Carbajales lo presentaba ante los empresarios, y reiteró que sigue trabajando en un esquema de subastas de gas, que había sido desestimado por el propio ministro en abril.

La designación de Darío Martínez no significa que las políticas que llevó adelante Kulfas, como el propio Plan Gas, ahora vayan a desandarse, pero está claro que la conducción cambió de manos y eso es lo que buscaba la vicepresidenta, quien en estos casos suele apelar a la “teoría del cuchillo”: cuando lo tiene otro sirve para matar y lastimar, pero cuando lo tiene uno permite cortar el pan y darle de comer al pueblo, aunque en los hechos el cuchillo siga haciendo lo mismo.

Los cambios

Es un secreto a voces que Osvaldo Arrúa y Juan Pablo Ordoñez, los dos hombres puestos por Lanziani, seguirán los pasos del malogrado secretario. Algunos, con cierta maldad, remarcan que esos dos funcionarios nunca llegaron a asumir. De hecho, Ordoñez, quien también es director de la estatal Nucleoeléctrica, se fue a comienzos de marzo de vacaciones al exterior y cuando volvió se quedó cumpliendo la cuarentena en Bariloche, a 1600 kilómetros de la secretaría de Energía. Arrúa hizo algo similar ya que decidió cumplir con el aislamiento obligatorio en Misiones, a unos 1000 kilómetros.

La situación de Kipper y Carbajales aún no está definida, pero está claro que, aún si siguen, será con un nivel de responsabilidad menor al que tuvieron que asumir en estos meses.

El rol de Guzmán

Si bien desde el gobierno, el viernes salieron a instalar que el pase de Energía a Economía buscaba reforzar la coordinación, lo cierto es que no está previsto que Guzmán ejerza el papel que venía cumpliendo Kulfas. Su intervención estará más vinculada a marcar los límites que imponen las cuentas públicas. “Lo que les va a decir es `muchachos, tenemos X% sobre el PBI para subsidios, eso es lo que podemos ahora`”, señaló una fuente oficial que siguió de cerca ese traspaso. El tiempo dirá si logra imponer ese límite.

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Darío Martínez enhebró en la Cámara de Diputados una excelente relación con Máximo Kirchner. El flamante secretario de Energía construyó un vínculo de confianza con el hombre fuerte de La Cámpora, incluso más fluida que la de otros colegas del Frente de Todos en la cámara baja como Fernanda Vallejos y Carlos Heller. Sin embargo, en el armado político territorial de su Neuquén natal, Martínez se presenta como “el hombre de Alberto Fernández en la provincia”. Busca así diferenciarse y meter una cuña en el peronismo neuquino que se abroquela detrás de Oscar Parrili, un incondicional de la vicepresidenta de la Nación.

La versatilidad de Darío Martínez habilita incluso a que albertistas y cristinistas se arroguen el padrinazgo político de su designación al frente de Energía en reemplazo de Sergio Lanziani. La reubicación de la cartera bajo la órbita del Ministerio de Economía le hace un guiño, sin embargo, al Instituto Patria, que desde hace tiempo horada internamente la gestión de Matías Kulfas. Tal vez para aplacar esa medida y proteger al titular de Desarrollo Productivo, uno de los alfiles del riñón presidencial, el oficialismo comunicó hoy que la salida de Lanziani obedecía a un designio del propio Kulfas. Será difícil sostener esa lectura con el paso del tiempo.

Si se compara su perfil, la apuesta por Martínez repite lo que se buscó inútilmente con Lanziani. Se eligió a un político por sobre un profesional con formación técnica. El nuevo secretario de Energía deberá tener éxito allí donde Lanziani fracasó: en la interacción con el sistema.

Primeras señales

El nuevo secretario de Energía se formó políticamente en el Perodismo Solidario, una de las corrientes internas del PJ neuquino que está referenciada en Aldo Dusdevich. Deberá interactuar con actores de universos políticos distintos y construir una relación con empresas de industrias que atraviesan urgencias diferentes. Una primera señal inequívoca será saber quiénes serán sus colaboradores más cercanos. Saber si, por ejemplo, continuará en su cargo Juan José Carbajales, subsecretario de Hidrocarburos y quien interactuaba en los hechos con las empresas del sector petrolero. Otros funcionarios del área como Osvaldo Arrúa, subsecretario de Energía Eléctrica, Juan Pablo Ordoñez, de Planificación Estratégica, parecen tener su suerte ya sellada.

Martínez preside hoy la comisión de Energía en la Cámara de Diputados. A priori, no desembarcará con equipo propio. Sí lo acompañarán colaboradores de extrema confianza como Ariel Kogan, ex diputado provincial por el PJ, y otros que hoy forman parte de su privada en Diputados.

De ahora en más deberá hamacarse políticamente. Tendrá que pivotear, por un lado, sobre las críticas a las empresas que suele bajar como discurso de exponentes del cristinismo como Federico Bernal, interventor del Enargas. Pero, por el otro, si pretende robustecer su carrera política en Neuquén —aspira a ser gobernador en 2023— deberá entablar una relación constructiva con la industria hidrocarburífera, que tiene en la provincia patagónica su principal bastión.

Bloque de poder

Al mismo tiempo, Martínez deberá entablar una relación de trabajo con su jefe directo, el ministro de Economía Martín Guzmán. El titular del Palacio de Hacienda representa una incógnita en sí misma. Tiene por delante el desafío de gestionar el área energética desde una visión estratégica que priorice el desarrollo de largo plazo del sector por sobre las urgencias fiscales de la coyuntura.

La tercera pata de la ecuación es YPF, la petrolera controlada por el gobierno. Su CEO, Sergio Affronti, tejió en estos meses una buena relación con Kulfas. Ahora deberá hacer lo propio con Guzmán, con quien el fin de semana pasado terminó de negociar el aumento de combustibles. Es probable que Miguel Galuccio funcione como un puente entre ambos. Durante el tramo final de la renegociación de la deuda, el CEO de Vista y ex presidente de YPF generó un fluido canal de comunicación con el ministro que seguramente se reactive con foco en la agenda energética.

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El subsecretario de Hidrocarburos, Juan José Carbajales, se reunió ayer por videoconferencia con representantes de las empresas distribuidoras de gas para disipar dudas e interrogantes de ese segmento del negocio con relación a la implementación de un nuevo programa estímulo de la producción del hidrocarburo. Hoy por la mañana será el turno de las productoras y después quedará el encuentro con representantes de las provincias petroleras.

Carbajales y otros funcionarios que responden al Ministerio de Desarrollo Productivo quieren avanzar con rapidez hacia la instrumentación del denominado Esquema Gas 2020-2024, que apunta a contractualizar a un precio competitivo (de entre 3,40 y 3,90 dólares por MMBTU en función de cada cuenca) la oferta de gas para cubrir la demanda residencial y de las generadoras eléctricas.

El genuino interés de los funcionarios busca atajar un problema concreto: si la perforación y completación de pozos no se reactiva en los próximos meses, durante el próximo invierno la importación de LNG (gas licuado) podría superar los US$ 1800 millones, seis veces más que este año (US$ 320 millones). De ahí la premura con la que trabajan los colaboradores del ministro Matías Kulfas.

Contrapuntos

Es evidente que aún existen contrapuntos internos dentro del gobierno. En una entrevista con El Cronista publicada hoy, justo cuando el gobierno presenta formalmente el Esquema 2020-2024 ante las petroleras, el interventor del Enargas, Federico Bernal, evitó respaldar formalmente la iniciativa; declaró que sigue trabajando en un sistema de subastas de gas para asegurar la provisión de ‘gas convencional’ para los hogares, y dio a entender que espera que el Ejecutivo incluya modificaciones antes de lanzar el nuevo programa. La falta de respaldo del interventor hacia el proyecto es inequívoca. Pese a eso, el gobierno sigue adelante.

La última semana, Carbajales realizó una última ronda de consultas entre las empresas. En esa recta final, los productores pusieron la atención en una serie de puntos que, a su entender, es necesario precisar antes de publicar el decreto que dará origen al programa. En esa lista figuran:

• El establecimiento de un formato de pagos provisorios. Los privados solicitaron continuar con el concepto incluido en resolución 46/2017 del Ministerio de Energía, que estableció que 30 días después de finalizado el mes de entrega del gas el Estado debe pagar un 85% de los subsidios correspondientes a cada empresa. El 15% restante se liquida cuando el Enargas verifica la inyección efectiva de cada petrolera. Fue el esquema que encontró el gobierno anterior para acortar el plazo de pago y de ese modo, reducir el riesgo cambiario que se disparó desde la primera devaluación durante abril de 2018. Fuentes gubernamentales indicaron a EconoJournal que es probable que el gobierno acceda al planteo de los privados, aunque resta definir la metodología para facilitar los trámites administrativos (uno de los problemas de la R46 es que burocratizó el sistema de pagos porque depende del aval de diferentes estamentos, como la Secretaría de Energía y el Enargas).

• Fondo de garantía: el articulo del decreto que envió la Subsecretaría de Hidrocarburos a empresas y provincias petroleras prevé la creación de un fondo de garantía que funcionará como una instancia adicional para asegurar el pago de subsidios a las petroleras que inviertan para sostener la producción del hidrocarburo. Está pensado como una especie de Foder del gas en referencia al fondo que creó el gobierno anterior para garantizar el pago de los contratos de compra venta de energía renovable (PPA’s) firmados por Cammesa. Algunas empresas solicitaron que esas compensaciones puedan utilizarse, si el gobierno se demora en el pago, como crédito fiscal para cancelar obligaciones impositivas de los privados. También solicitaron que el fondo garantice el pago del gas que se destinará al sector de generación eléctrica, dado que, en un principio, el fondo de garantía sólo estaba pensando para cubrir los compromisos de las distribuidoras. Sobre este punto, en un despacho oficial indicaron que esa opción no está en los planes porque Cammesa —la encargada de despachar el mercado eléctrico— posee su propio esquema de garantías.

• Disponibilidad de la capacidad de transporte. A partir de la gran estacionalidad mercado argentino de gas, que en verano consume en promedio unos 120 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) de gas y en invierno alcanza picos de 170 MMm3/día, productores consultados por este medio entienden que para que el sistema pensado por el gobierno funcione Cammesa debe asegurarse la disponibilidad de transporte de gas suficiente para despachar esos volúmenes durante el invierno. La capacidad de regular el acceso al sistema de gasoductos (transporte) está en cabeza del Enargas. Por eso, empresas de la cadena de gas coinciden en que es necesario precisar cómo se regulará el acceso a transporte en época invernal; máxime cuando de las declaraciones públicas de Bernal se desprende que el ente regulador no está lo suficientemente consustanciado con el éxito del programa.

• Especificar el sistema de penalidades. El decreto que distribuyó el gobierno precisa una serie de penalidades económicas que se aplicarán para las empresas que no cumplan con los compromisos de inversión y producción asumidos en el programa. Varias petroleras transmitieron al gobierno que, al mismo tiempo, es necesario definir mejor qué pasará si quien incumple los términos del esquema es el propio Estado. Lo que en definitiva solicitan los privados es que si el Estado se demora en exceso en el pago de las compensaciones a los inyectores de gas, se incluya una cláusula gatillo que permita a las petroleras redireccionar el gas hacia otros mercados más competitivos como el industrial.

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La culminación de la central atómica Atucha II fue uno de los grandes logros científico-técnicos de la gestión kirchnerista junto con la puesta en órbita de los satélites Arsat 1 y Arsat 2. El plan nuclear diseñado entonces contemplaba también la construcción de otros dos reactores a partir de una serie de acuerdos firmados con China en 2014 y 2015. Como reveló EconoJournal, el gobierno de Alberto Fernández evalúa por estos días avanzar con la firma del contrato para la cuarta central atómica, presionado por el gigante asiático y alentado por sectores internos que cuentan con el respaldo de la propia vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner. Sin embargo, el contexto es muy diferente al de aquellos años. Los cambios que introdujo el gobierno de Macri en el plan de cooperación nuclear con China son tan significativos que seguir por ese mismo camino no ofrece un beneficio claro, mientras que volver a recrear las condiciones del acuerdo inicial no es posible en el contexto actual.

El acuerdo original preveía la construcción de un reactor de uranio natural modelo Candu y otro de uranio enriquecido modelo Hualong, ambos financiados por China. El primer reactor fue propuesto por Argentina porque es una tecnología que el país maneja y le permitiría aprovechar al máximo sus capacidades nucleares, potenciando además una vasta red de proveedores locales ya desarrollada. El segundo reactor es promocionado por China como parte de su desembarco estratégico en la región y Argentina aceptó construirlo porque le permitía iniciar una transición gradual hacia esa otra tecnología. Durante el gobierno de Macri el plan original se alteró. Luego de varias idas y vueltas, en 2018 la empresa estatal Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA) archivó el proyecto Candu y decidió seguir adelante solo con el reactor Hualong que promueve China.

Críticas al proyecto

El ingeniero José Luis Antúnez, ex titular de Nucleoeléctrica y principal responsable de la culminación de Atucha II, firmó hace algunas semanas un documento junto con los investigadores Andrés Kreiner, Gabriel Barceló y Eduardo Barreiro, donde afirman que “seguir adelante solo con la construcción del reactor Hualong “sería la peor de las alternativas posibles”.

El Hualong es un proyecto “llave en mano”, con una integración local de apenas el 40%, la misma que tuvo Atucha I cuando Argentina recién empezaba a recorrer este camino hace 50 años, y que demandará una inversión cercana a los 8000 millones de dólares. Además, el país depende de la importación del combustible para garantizar el funcionamiento de la central. Por ese motivo, los especialistas plantean la necesidad de continuar también con la tecnología de uranio natural.   

EconoJournal reveló el lunes que luego de la difusión de ese documento, el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, y el secretario de Asuntos Estratégicos, Gustavo Beliz, recibieron a Antúnez, Kreiner y Barceló, para conocer su posición con más detalle. La respuesta de quienes respaldan el proyecto no se hizo esperar.

Defensa del Hualong   

En un artículo publicado el martes en el portal Cenital, Sabino Vaca Narvaja, representante Especial para la Promoción Comercial e Inversiones en China y referente de Cristina Fernández de Kirchner en ese tema, e Isidro Baschar, licenciado en Relaciones Internacionales y flamante director de Nucleoeléctrica designado por pedido de la vicepresidenta, respaldaron la construcción del reactor Hualong como parte de una “asociación inteligente” con China, segunda potencia económica del mundo y principal socio comercial del país.

Los autores afirman en ese texto que el acuerdo nuclear con el país asiático ayudará a fortalecer una estrategia de desarrollo nacional y remarcan que la central se construirá con un crédito chino de 7900 millones de dólares a tasa preferencial que “comenzaría a repagarse 8 años después, cuando el reactor comience a generar energía eléctrica”.

También señalan que “nuestro país se encuentra haciendo todos los esfuerzos necesarios para rediscutir la participación nacional del 40% del monto total del contrato acordada durante la gestión anterior con vistas a incrementarla, toda vez que se continúa conversando sobre las condiciones para la transferencia de la tecnología para fabricar el combustible nuclear en el país”.

Con respecto a la cancelación del proyecto CANDU, sostienen “que la Secretaría de Energía en conjunto con NA-SA se encuentran trabajando en la posibilidad de reactivarlo”.

Además de Baschar, el resto del directorio de Nucleoeléctrica respalda la construcción del Hualong. Su presidente Eduardo Nies, el vicepresidente Rubén Quintana, Juan Pablo Ordoñez y Lucas Castiglioni. La continuidad respecto de los cambios negociados por el gobierno de Macri la expresa además el abogado Sergio Rodrigo Cabado, quien fue Director Nacional de Evaluación y Supervisión de Proyectos Nucleares durante la gestión anterior y ahora asesora al directorio de NA-SA.

Lo que no se dice

La energía nuclear es sustancialmente más cara que otras opciones, aunque sirve para desarrollar el sistema científico-tecnológico y fortalecer una red de proveedores calificados. El problema es que la central china Hualong no ofrece prácticamente nada en ese sentido. Por eso se menciona también la necesidad de reflotar la construcción de la central Candu.

Ahora bien, si China aceptara volver de algún modo a los acuerdos de 2014 y 2015 y financiar dos reactores, el proyecto entonces demandaría unos 15.000 millones de dólares en un contexto muy diferente al de aquellos años. En la actualidad se está tratando de cerrar una reestructuración con los acreedores privados que incluye una fuerte quita porque no se les puede pagar. Además, se le deben 44.000 millones de dólares al Fondo Monetario Internacional y la negociación para estirar los plazos de pago ni siquiera comenzó.

En ese contexto, incrementar la deuda pública en otros 15.000 millones suena inconveniente, ya que si bien China financiaría las obras, eso no significa que no haya que pagarlas. Además, no hay que perder de vista que el país no tiene en la actualidad un déficit de generación de energía y salvo una catástrofe es difícil que lo tenga en el mediano plazo. El desarrollo de la energía nuclear es clave, pero las opciones que ofrece China no parecen ser las adecuadas para el momento que enfrenta el país.  

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El gobierno nacional planea lanzar una nueva convocatoria para proyectos de generación de energía renovable para antes de fin de año. Estaría destinada a pequeños parques eólicos y de bioenergía (biogás y biomasa). Los parques serían de hasta 20 MW cada uno. Lo confirmó una fuente de la Secretaría de Energía a Econojournal. “Depende de cómo evolucione la pandemia en el país, pero esperamos lanzar antes de fin de año una nueva convocatoria específica para proyectos de energía eólica y bioenergía”, señaló.

La idea que están analizando en la Secretaría es lanzar una convocatoria “similar al MiniRen y estaría destinada a inyectar energía en redes de menor nivel de tensión porque no tenemos acceso a las líneas de alta tensión”. Todavía no está definido cuántos MW tendrá en total esta nueva convocatoria. “La idea es que esté dirigida a tecnologías como la eólica y las bioenergías, pero enfocada a los proveedores nacionales”, describieron desde la Secretaría.

Si bien en la cartera energética entienden que hay robustez en el sistema eléctrico con proyectos de generación que se van a sumar al sistema en los próximos años, remarcaron que “siempre hay que ir sumando más energía y seguir con reemplazos de fuentes menos eficientes a más eficientes y nuestra apuesta es a incorporar más renovables”. Por el momento está descartada una convocatoria de energías renovables a gran escala porque no hay capacidad de transporte.

La Ronda 3 del programa Renovar, o también conocida como MiniRen, fue una subasta lanzada en 2018 y originalmente era por un total de 400 MW. Pero se terminaron adjudicando 38 proyectos de hasta 10 MW cada uno por un total de por 259,08 MW. Cuando estén operativos, se conectarán a redes de media tensión de 13,2 kV, 33 kV y 66 kV. Estos proyectos todavía no firmaron los contratos y la pandemia retrasó aún más los planes. La Secretaría de Energía otorgó una prórroga hasta noviembre.

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La compañía YPF, controlada por el estado, anunció hoy la puesta en marcha de la monoboya Terminal Marítima Cruz Del Sur, que se encuentra ubicada en la Bahía San Sebastián, en la provincia de Tierra del Fuego.

“La actividad de reparación de la monoboya es una demostración del compromiso de la compañía con la provincia y constituyó un desafió operativo enorme en este contexto de pandemia. Estamos orgullosos de este logro”, afirmó Gustavo Astie, vicepresidente de Convencional YPF.

En 2019, a partir de un desperfecto detectado en el lugar, YPF inició las tareas de reparación que demandaron una inversión de 14 millones de dólares. En los trabajos se involucraron 47 buzos, 4 buques de apoyo y más de 60 trabajadores que brindaron asistencia y coordinación de las diferentes tareas. Además, de la coordinación logística entre los puertos de Buenos Aires, Loyola, Punta Quilla y Ushuaia.

“El 90% de la producción de gas y el 100% de la producción de GLP de YPF se destina al consumo domiciliario de las familias de Tierra del Fuego, lo que ubica a la compañía como el principal operador del sistema energético fueguino”, concluyó Astie.

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MSU Energy, compañía argentina dedicada a la generación eléctrica, anunció hoy la finalización de la expansión y conversión a ciclo combinado de dos de sus centrales, la Central Térmica Villa Maria, ubicada en la provincia de Córdoba, y la Central Térmica General Rojo, ubicada en la provincia de Buenos Aires.

La confirmación se dio a conocer luego de que CAMMESA, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A., como organismo encargado del despacho del Mercado Eléctrico Mayorista, otorgara la habilitación comercial de las Turbinas de Vapor 01 de cada una de las centrales.

Cada central ahora cuenta con una nueva turbina de vapor que se suma a las cuatro turbinas de gas que fueron habilitadas entre 2017 y 2019, conformando así centrales de ciclo combinado con una capacidad instalada total de 250MW por cada central. Esta conversión permite aumentar la eficiencia energética de las centrales en un 25%, al reutilizar el calor residual de las turbinas de gas para alimentar a la de vapor y, de esta forma, generar electricidad adicional a partir del mismo consumo de combustible.

La capacidad incorporada por el proyecto en cada central será remunerada por un plazo de 15 años, según los términos y condiciones del contrato de Demanda Mayorista suscripto el 6 de abril de 2018 con CAMMESA, y conforme lo establecido por la Resolución S.E.E. N0 287-E/2017 y S.E.E N0 926-E/2017.

Las obras estuvieron a cargo de AESA S.A., empresa constructora subsidiaria de YPF S.A., mientras que todos los equipos fueron provistos por General Electric, incluyendo las turbinas de última generación, que se encuentran entre las más probadas y confiables del mundo.

El proyecto de expansión de las dos centrales demandó 24 meses y una inversión de más de 320 millones de dólares, y generó, entre ambas obras, en promedio más de 400 puestos de trabajo directos y cerca de 800 en los períodos de mayor actividad. La inversión total en las centrales de General Rojo y Villa María ascendió a más de 660 millones de dólares desde sus inicios en 2016 y 2017, respectivamente.  

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Luego de ocho meses de gestión, el gobierno comenzó a explorar una salida para los proyectos de energías renovables que fueron adjudicados durante la administración de Mauricio Macri y nunca se construyeron por la imposibilidad de cerrar su esquema de financiamiento. Las estimaciones más conservadoras hablan de unos 50 emprendimientos por unos 1000 MW de potencia adjudicados durante el programa Renovar, la iniciativa creada por Macri para desarrollar el sector bajo un esquema de licitaciones públicas.

Ante la falta de líneas para evacuar la energía, el objetivo que se trazaron en la Secretaría de Energía es negociar la rescisión de los contratos con Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista, y recuperar la capacidad de transporte con prioridad de despacho retenida por estos proyectos.

En estos momentos hay un “stand by” en el sector por la emergencia sanitaria provocada por la pandemia. Antes de la aparición del coronavirus, el gobierno pretendía superar la situación para julio, pero tuvo que otorgarle a los proyectos una prórroga por 184 días que vence el 12 de septiembre.

Desde la Secretaría no descartan que luego del acuerdo de la deuda con los acreedores privados, algún proyecto finalmente tenga acceso a financiamiento externo y pueda retomarse, pero la mayoría ya no serán construidos y es necesario negociar una salida.

“Nuestro foco está puesto en ordenar el desastre que dejaron. Estamos planteando un esquema de salida donde los proyectos que no se van a construir opten por retirarse y, así, poder recuperar capacidad de transporte. Recién ahí vamos a poder analizar qué convocatoria se puede hacer para el año que viene, si es que queremos sacar una convocatoria nueva”, señaló a EconoJournal una fuente de la secretaría de Energía.

“Seguramente vayamos a un esquema donde a cambio de las garantías recuperemos esa capacidad de transporte retenida por los proyectos que no se hicieron ni se van a hacer”, explicaron desde la secretaría energética. También subrayaron que están analizando distintas alternativas legales: “no es lo mismo un proyecto con avances de obra, que los que no lo tienen”. Y agregaron que va a haber distintas salidas legales para los grupos de proyectos demorados, suspendidos o sin avance de las obras.

“Desde un punto de vista, no podemos ejecutar todas las garantías de los proyectos con causales de rescisión. Son tantos en esta situación que llevaría a un colapso a las aseguradoras. Desde otra mirada, tampoco podemos rescindir los contratos sin que haya consecuencias. Esto implicaría una especulación porque sí hubo proyectos que se concretaron y están generando energía renovable a pesar de la crisis en la macroeconomía. En el medio de estas dos opciones está la solución”, señalaron a EconoJournal sin anticipar cuáles serán las acciones concretas. Según el contrato, las garantías del programa Renovar tienen un costo de US$ 250.000 por cada MW de potencia comprometida por parte de las centrales de generación.

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En una videoconferencia organizada por el Club del Petróleo, el consultor Daniel Gerold  trazó un panorama muy sombrío acerca del momento que atraviesa la industria del oil & gas. Con indicadores en picada  sin precedentes en la inversión y la producción, consideró que la recuperación más dinámica en el sector podría darse a partir de políticas que incentiven la exportación. “La Argentina se enfrenta con inversiones de u$s 2600 millones en el upstream, para todo el 2020. Son valores muy inferiores a los del año pasado. Esto marca caídas de producción y de ofertas de todo tipo hacia el futuro. La  actividad de perforación se va a reactivar muy de a poco, a menos que haya una ventana permanente para poder exportar y creo que eso es el tipo de cosas que hay que pensar”, afirmó.

El titular de G&G Consultants Energy señaló que luego de la paralización casi absoluta de la producción de petróleo como consecuencia del aislamiento obligatorio decretado en marzo, desde fines de mayo y comienzo de junio comenzó a generarse cierta reactivación, desde el momento que la recuperación de los precios internacionales incentivó la venta de crudo al exterior. “Las exportaciones crecen porque no hay demanda local. No es que haya una exportación genuina por sobre abastecimiento de la demanda local. Porque en cualquier momento, se va recuperar la demanda local y habrá que redirigir aquellas exportaciones al mercado local a un precio que desconocemos, que lo fija un funcionario. Por lo tanto, si se pensara  en algunas modificaciones, donde se permitiera una exportación plurianual de ciertos volúmenes y se permitiera retener el 30% de los dólares en el exterior para el repago,  podrían surgir inversiones, dada la productividad de alguno de los players de la Argentina, como Vaca Muerta”, señaló.

Números

A partir de cálculos propios, Gerold estimó que la deuda de todo el sector gasífero alcanza a los u$s 17.000 millones. Sostuvo que este escenario está vinculado no sólo a la abrupta caída de la demanda que se produjo a partir del aislamiento obligatorio sino también con el congelamiento de precios de los combustibles, que redunda en una caída de ingresos para las empresas. “En los balances públicos de YPF se observa que en el segundo trimestre de este año, los ingresos en el downstream fueron 64% menores a los que alcanzó en el tercer trimestre del 2014, cuando los precios de los combustibles, después de una devaluación muy importante que hubo en enero de ese año, eran un 1,40 dólar por litro.

Los máximos niveles de la historia. Sin embargo, no había medios de comunicación alterados por esto ni protestas de los automovilistas o de los camioneros.  Quiero resaltar que la empresa que tiene el 55% del mercado de combustibles, en el último trimestre tuvo un ingreso por ventas de u$s 2780 millones menos que en aquel momento.  Esto quiere decir que toda la cadena de valor del petróleo está teniendo reducciones de ingresos extraordinarias.  Y eso lleva a lo que está sucediendo, que es una reducción de inversiones muy fuertes”, sostuvo.

Gas

Con respecto a la producción de gas, el consultor se mostró moderadamente optimista acerca de los efectos que puede tener en la inversión y la producción el Esquema de Oferta y Demanda de Gas Natural 2020-2024 que lanzará el gobierno a partir del mes que viene. “Van a tratar de armar esquemas para que se mantenga la producción de gas disponible que hubo en este último trimestre. Cuando analizo la perspectiva para algunos clientes, un escenario de inversión moderada tampoco alcanza para recuperar los niveles del año pasado. A lo sumo, se mantendrá el nivel actual. Si el programa tiene éxito, creo que para fin de año va a empezar a haber alguna inversión y obviamente eso va a traer más producción para el año que viene, desde el punto de vista de los recursos y hasta de la infraestructura para alcanzar niveles del año pasado. En la cuenca neuquina es donde se van a dirigir las inversiones, con algún efecto también en la cuenca Austral, para el desarrollo del taight gas”, estimó.

Por último, el consultor trazó un escenario global de restricción de financiamiento para el sector hidrocarburífero debido a dos factores: la amenaza de que Rusia y Arabia vuelvan a llevar el precio del crudo a valores insostenibles y la decisión de muchos bancos de privilegiar la inversión en energías renovables. “Frente a esa realidad, lo que estoy viendo es que hay un mayor apetito hacia el sector petrolero de inversores más sofisticados que están dispuestos a prestar a proyectos rentables. Esto va a generar cambios en las empresas para captar esos fondos, porque los rendimientos y los retornos requeridos por estos nuevos tipos de inversores van a ser mayores que los de los tradicionales”, concluyó.

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La Galaxy Tab S6 Lite es la nueva tablet que Samsung incorpora a su portfolio de productos, destacándose por su diseño compacto y ligero gracias a su cuerpo metálico uniforme que permite que entre fácilmente en un pequeño bolso o mochila. Con un estilo minimalista, la Tab S6 Lite cuenta con una pantalla de 10.4 pulgadas, ONE UI 2 de Android y viene en tres versiones: gris, celeste y rosa.

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Por otro lado, los diseñadores y artistas encontrarán en la Tab S6 Lite un dispositivo cómodo y efectivo a la hora de desplegar toda su creatividad. Además del S Pen, la tablet viene con la aplicación PENUP que permite dibujar, colorear y compartir sus obras y trabajos con otros profesionales, para inspirarse e inspirarlos.

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Pero, eso no es todo. La Tab S6 Lite presenta innovadores recursos para disfrutar del ocio y el entretenimiento en casa. Para quienes disfrutan de ver sus películas y series favoritas en la comodidad de su hogar, la pantalla de 10.4 pulgadas de la tablet permite una mejor visualización de los contenidos, acompañada de altavoces duales en orientación horizontal que ofrecen un increíble sonido 3D. Por su parte, para los amantes de los videojuegos podrán vivir una experiencia única gracias a su velocidad, su batería de larga duración de 7.040 mAh y su potente almacenamiento de 64GB.

Estilo, elegancia y practicidad: todo en uno

En sus versiones gris, celeste y rosa, la Tab S6 Lite viene acompañada de una funda protectora, haciendo juego con el color de la tablet, la cual se pliega y aferra magnéticamente al dispositivo impidiendo rayones y que ingrese polvo. Adicionalmente, comprende un compartimiento especial para guardar el S Pen para tenerlo siempre a mano. Además, la funda posee dos ángulos que permite colocar la pantalla en diversas posiciones para una visualización más fácil y cómoda, independientemente de si el usuario está trabajando sobre una mesa, dibujando en la cama o viendo su película favorita en el sillón.

Desde agosto, encontrá la Tab S6 Lite a partir de $45.999 en la tienda online de Samsung y de los principales retails del país.

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La avanzada caja de cambios para camiones y buses de la marca sueca se consolida en el mercado. Desde su lanzamiento en 2005 ya supera las 100 mil unidades producidas en la región. “Este desarrollo fue el mayor avance en pos de mejorar el consumo de combustible, la seguridad, comodidad y la productividad en el sector del transporte comercial” menciona Pablo Hurtado, Director Comercial de Volvo Trucks Argentina.

Hoy todos los camiones de la línea F, la mayoría de las configuraciones de la línea VM y los buses de motor trasero de la marca salen de la línea de producción con la caja I-Shift, la primera caja automatizada sin pedal de embrague en el mercado. “En Argentina fuimos pioneros en ofrecer este tipo de solución. Desde el lanzamiento en 2005 en el mercado local, detectamos la necesidad de contar con una transmisión automatizada” menciona Hurtado. Y agrega que, “a partir del año 2007, decidimos incluirla de serie en todos los camiones FH de ruta, remarcando así la importancia que representa para Volvo estar a la vanguardia en innovación en nuestros productos, haciendo especial foco en aumentar la seguridad en conducción y mejorar la eficiencia de nuestros vehículos”.

Desde su lanzamiento en 2003 en Europa, la aceptación de la caja I-Shift fue muy buena a nivel global. Esta caja automatizada era una tecnología nunca antes vista en el sector del transporte comercial y representó un diseño disruptivo, muy superior a las cajas manuales o automáticas tradicionales con convertidor de par. La caja I-Shift fue un gran punto de inflexión, muy por delante de la tecnología de cualquier otra transmisión disponible a ese momento.

Reducción del consumo

“La excelente reputación de la caja I-Shift es el resultado de los grandes beneficios que proporciona, empezando por la significativa reducción del consumo de combustible. El diesel es uno de los principales costos del transportista y la caja I-Shift contribuye a una mejor conducción con menos consumo”, asegura Hurtado.

Por su parte, Federico Reser, Responsable de Producto de Volvo Trucks Argentina agrega: “En 2016 presentamos la innovadora versión de caja I-Shift con marchas Súper Reducidas (I-Shift ULC), que agrega 2 cambios adicionales con gran reducción (32:1 y 19:1) y permite conducir a velocidades tan bajas como 0.5 km por hora. Esto significa una gran ayuda durante las maniobras de precisión, o bien para lograr tener 2 vehículos en 1: la mayor capacidad de tracción y velocidades finales más elevadas cuando es necesario”.

Inteligencia

Volvo ha sido pionero en ofrecer una transmisión innovadora y al mismo tiempo muy sencilla de usar. Gracias a la electrónica avanzada, ha sido posible eliminar los antiguos anillos sincronizadores, que antes eran esenciales para lograr acoplamientos suaves y precisos. La inteligencia de la caja I-Shift es capaz de procesar miles de datos por segundo para seleccionar siempre la mejor marcha, teniendo en cuenta factores como la velocidad, la carga del motor, la temperatura, la topografía, la inclinación, el peso soportado, gracias a su unidad de control electrónico. “Con todos estos parámetros, hace que los cambios sean imposibles de realizar manualmente, si buscamos el menor consumo y el mejor rendimiento”, agrega Reser.

Con cambios suaves y precisos, la transmisión también asegura una mayor durabilidad de todo el tren de potencia – motor, embrague, eje de transmisión, diferencial, ejes traseros – además de asegurar un menor desgaste de los neumáticos.

La caja I-Shift facilita la conducción y permite una marcha segura y cómoda, que se traduce en menos cansancio para el chofer. Sin pedal de embrague, la caja I-Shift hace el trabajo del conductor mucho más fácil. En el modo automático, todo lo que hay que hacer es acelerar y frenar. En manual, con sólo pulsar un botón se cambia de marcha sin esfuerzo.

Conectividad

“Todos los FH de la generación actual tienen tecnología I-See. A través de la conectividad, la caja I-Shift sabe exactamente, en tiempo real, dónde está funcionando el camión, así como la topografía por delante, anticipando cambios de marcha de acuerdo con las pendientes cuando está en piloto automático”, destaca Reser.

Un programa para cada aplicación

La caja I-Shift sigue en constante evolución. Con cada actualización el software y los componentes mejoran el rendimiento del vehículo. Además, existen distintos programas en función de la aplicación, que permite a la caja adaptarse a las condiciones de la conducción y brindar el mejor resultado: larga distancia, cargas extra pesadas, minería o distribución.

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Del relevamiento realizado por empresas de servicios petroleros se desprende que a fines de julio había sólo 12 equipos de perforación en actividad, siete pertenecientes a Pan American Energy (PAE), dos a Shell, y uno a Exxon y CGC. El contraste con respecto a la situación anterior a la pandemia del COVID -19 es contundente, si se tiene que en febrero pasado había 62 equipos de perforación en actividad. La recuperación de la actividad avanza lentamente: en  mayo habían comenzado a operar cuatro equipos y en junio se habían sumados dos más. En lo que respecta a las cuencas, de los 12 equipos que hoy están activos, 7 pertenecen a la Cuenca Neuquina y 5 a Golfo San Jorge.  

La caída de la actividad ya se había iniciado mucho antes de la pandemia, al observar que en agosto del año pasado eran 84 los equipos de perforación activos. Precisamente en ese mes el gobierno de Mauricio Macri había dispuesto el congelamiento del precio de los combustibles. A partir de ahí, el nivel de actividad cayó mes a mes, al llegar al tocar el piso pre-pandemia en enero de este año, con 60 equipos en actividad.

En lo que tiene que ver con los equipos de workover, en julio estuvieron activos 19. Trece de ellos corresponden a PAE, e YPF, Vista Pluspetrol y Tecpetrol aparece con un equipo cada una. En este caso no se registró una caída tan abrupta desde el congelamiento de precios hasta el inicio de la pandemia. En agosto eran 115 los equipos en actividad y en febrero de este año eran 105.

Sumando los equipos de perforación y workover, son 31 los que están activos. Al desagregarlo por operadoras, 20 de ellos pertenecen a PAE y 3 a Shell y 1 a CGC, Exxon, Pluspetrol, Tecpetrol, Total, Vista, YPF y “Otras”. El caso de YPF es llamativo. En febrero del año pasado tenía en actividad 25 equipos de perforación y 59 de workover. En julio registra uno solo de workover.

En el desagregado por compañías de servicios, DLS encabeza la tabla con 14 equipos en actividad. Las siguen PAE con 5, Quintana con 4, SAI con 3 y Ensing, HP, Nabors, Emepa y Tacker con 1 equipo cada una.

Con respecto a las etapas de fractura, el informe revela que solamente dos compañías se encuentran activas. En julio, PAE realizó 157 etapas mensuales y Chevron 44. Aquí también se observa el mismo patrón de caída en la actividad. En agosto del año pasado eran 945, en marzo de este año 604 y en julio 201. De todos modos, la caída fue mucho más abrupta en los no convencionales que en los convencionales. En el caso de los primeros, se pasó de 669 fracturas en agosto 2019 a 44 en julio pasado. En tanto que en el convencional, se registraron 221 en agosto del año pasado y 157 en julio.

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La construcción de la cuarta central nuclear volvió a la agenda oficial de la mano de las presiones chinas para apurar la firma del contrato que ambos Estados vienen negociando desde hace seis años. El gigante asiático busca venderle al país un reactor PWR de uranio enriquecido y agua liviana que demandará una inversión de 7800 millones de dólares y, luego de 6 años de construcción, aportará a la red unos 1000 MW. La fecha tentativa para firmar el contrato es en noviembre y en el gobierno hay preocupación porque una mala decisión puede condicionar la matriz energética nada menos que durante los próximos 60 años, período de vida útil de la central.

Dudas oficiales

Son varios los funcionarios que no están convencidos de realizar semejante inversión para un proyecto llave en mano por una tecnología que Argentina no controla y, por lo tanto, la vuelve dependiente de proveedores extranjeros de insumos críticos, como son los combustibles de la central.

Sin embargo, el tema es delicado porque China es la segunda potencia económica mundial, el principal socio comercial del país, aportó 18.500 millones de dólares a las reservas a través de un swap de monedas renovado recientemente y desde hace tiempo viene promoviendo la construcción de este reactor, como parte de su desembarco estratégico en América Latina.

• El ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, y el secretario de Asuntos estratégicos, Gustavo Beliz, recibieron hace diez días a José Luis Antúnez, ex presidente de Nucleoeléctrica, a Andrés Kreiner, investigador de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) y a Gabriel Barceló, del Instituto de Energía Scalabrini Ortíz (IESO), para conversar sobre el proyecto.

La convocatoria surgió luego de que esos tres especialistas distribuyeran un documento, firmado también por Eduardo Barreiro del IESO, donde advertían sobre los riesgos que supuso la decisión del gobierno de Mauricio Macri de abandonar el proyecto de construcción de una central de agua pesada y uranio natural de tecnología Candu. Lo que decidió el entonces presidente fue avanzar solo con la compra llave en mano a China de un reactor de agua a presión (PWR, según las siglas en inglés) que utiliza uranio enriquecido como combustible y agua liviana como moderador y refrigerante, modelo Hualong One.

El informe del IESO

El informe de IESO señala que la energía es un bien estratégico para asegurar la soberanía económica y advierte que seguir adelante sólo con la construcción del reactor Hualong “sería la peor de las alternativas posibles”.

• La clave del negocio nuclear son los combustibles, más que las centrales. Argentina domina el ciclo completo del combustible de uranio natural ya que ha trabajado cincuenta años con esa tecnología. La mejor prueba de este conocimiento es que completó hace poco la extensión de vida de Embalse, con Nucleoeléctrica como arquitecto-ingeniero del proyecto, para que funcione otros 30 años. Sin embargo, en el caso del combustible de uranio enriquecido el país depende de la importación y las principales potencias mundiales suelen dificultar al máximo la posibilidad de que nuevas naciones se vuelvan autosuficientes en este campo. Esto es porque las tecnologías de enriquecimiento de uranio sirven para obtener combustibles para reactores de electricidad, pero también para la fabricación de explosivos.

El informe de IESO deja entrever además que la decisión de Macri es funcional no sólo al gigante asiático sino también a Estados Unidos.

“Esta permisividad para el proyecto nuclear por parte del gobierno de Cambiemos nos invita a analizar con cuidado la opción resultante. La hipótesis más razonable parece ser que la compra en estas condiciones de una central china de uranio enriquecido es funcional a las intenciones de los Estados Unidos para Argentina”, sostienen los autores.

“Históricamente el Hegemón buscó privar a nuestro país de la capacidad autosuficiente en materia nuclear para lo cual la PIAP (Planta Industrial de Agua Pesada) es una pieza sine qua non. Y efectivamente será así, si Argentina pierde su línea tecnológica autónoma quedará sometida a la voluntad de las grandes potencias que tienen la tecnología de enriquecimiento”, agregan.

Los especialistas incluso recordaron en el documento que Cambiemos tuvo como Director Nacional de Evaluación y Supervisión de Proyectos Nucleares, dentro de la subsecretaría de Energía Nuclear, a Sergio Rodrigo Cabado, un abogado miembro del Colegio de Abogados de Nueva York y de Miami. 

“Es decir, un abogado ligado al sistema de justicia de Estados Unidos tenía a su cargo la evaluación y supervisión de los proyectos nucleares argentinos”, subrayan.

Más allá de cuál es la postura de Estados Unidos sobre este contrato y de la dificultad potencial para acceder al combustible, en el gobierno dudan fundamentalmente por el costo que tiene la central y el escaso derrame que provocaría un proyecto llave en mano.

“La energía nuclear la entiendo como parte de un plan de desarrollo tecnológico, pero no nos queda claro qué aporta la central china a ese plan”, aseguró a EconoJournal una fuente oficial.

Los acuerdos iniciales

El 18 de julio de 2014, el entonces ministro de Planificación, Julio de Vido, dio el puntapié inicial al acuerdo nuclear con China al firmar con el director de la Administración Nacional de Energía de ese país, Xu Xinxiong, un convenio de cooperación para la construcción de una cuarta y una quinta central.

• A partir de entonces, se comenzaron a negociar los detalles y el 15 de noviembre de 2015 ambos países le pusieron la firma a los convenios técnicos y comerciales de Atucha III en la ciudad turca de Antalya. Además, en aquel encuentro se acordó la versión final del contrato marco entre Nucleoeléctrica y China Nacional Nuclear Corporation por la quinta central nuclear.

El plan inicial era que Atucha III fuera un reactor de uranio natural y agua pesada para aprovechar la experiencia y los recursos que el país tiene en esa área luego de haber concluido Atucha II. Sin embargo, el interés principal de los chinos era venderle al país su reactor PWR de uranio enriquecido y agua liviana. Producto de la negociación, el acuerdo contempló financiamiento chino para la construcción de una cuarta central de uranio natural y agua pesada de 760 MW y una quinta de uranio enriquecido y agua liviana de 1000 MW.

La renegociación macrista

El inicio de la obra estaba previsto para 2016, pero luego del cambio de gobierno el ministro de Energía, Juan José Aranguren, confirmó que durante ese año no habría novedades porque se estaban revisando los contratos. Como parte de esa revisión, proponían avanzar primero con la central que menos interés les generaba a los chinos y postergar dos años la obra del PWR.

La negociación siguió adelante sin avances significativos hasta que en junio de 2018, luego de haber ido a pedir la ayuda del FMI para no caer en default, Aranguren, aseguró que las centrales no iban a construirse debido a la delicada situación fiscal que atravesaba el país.

«Teníamos en carpeta dos centrales adicionales, la cuarta y la quinta central, que respondían a un memorando de entendimiento que se había firmado en 2014 con China. Nosotros también firmamos otro memorando. Ahora bien, una inversión de un orden de magnitud de 14.500 o 15.000 millones de dólares en la actual situación fiscal que tiene la Argentina nos obliga a ser prudentes. Por lo tanto, le hemos propuesto al gobierno chino suspender o postergar la construcción de la cuarta y la quinta central«, aseguró en el Foro Latinoamericano de Energía que se realizó en Bariloche, días antes de ser despedido.  

Luego la negociación con China siguió adelante, pero sorpresivamente se dejó de lado la central Candu y se decidió avanzar solo con la central Hualong, con el apoyo incluso de varios directores de Nucleoeléctrica. De hecho, hasta el día de hoy directivos de la empresa nuclear estatal insisten con la conveniencia de firmar el contrato con China para la central llave en mano, postura que también cuenta con el respaldo del secretario de Energía, Sergio Lanziani, aunque el papel que juega el funcionario dentro del esquema de decisiones del gobierno es meramente decorativo.

Aquellos que promueven la central Hualong incluso llegaron a justificarlo con un análisis de Fortalezas, Oportunidades, Debilidades y Amenazas, conocido como FODA, aunque algunos en el sector nuclear maliciosamente dicen que fue una «JODA». Como parte de la defensa del proyecto, prometen que la central tendrá una integración local del 40%, pero Atucha I fue llave en mano y tuvo una integración local similar. Desde ese punto de vista, sería como retroceder 50 años.  

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La pandemia frenó la actividad petrolera en el país con caídas record de producción y exploración. Sin embargo, en el caso argentino parece haber disimulado una crisis que ya venía evidenciándose como consecuencia del congelamiento precio del crudo y los combustibles decidido por Mauricio Macri en agosto del año pasado y los cuellos de botella generados por la falta de infraestructura. De hecho, antes de la aparición del coronavirus, las petroleras habían comprometido para este año inversiones en Vaca Muerta por 3841 millones de pesos, un 20% por ciento menos que en 2019.   

El menor nivel de actividad que se preveía para este año antes de la cuarentena está expresado en los principales ítems de las declaraciones juradas que presentaron las petroleras a la Secretaría de Energía.

Inversiones en gas

La mayor caída se registra en la perforación de pozos productores de gas, ya que en 2019 la inversión fue de US$ 1.079,5 millones y la prevista para este año era tan solo de US$ 144 millones (un 87% menos). La inversión planificada en plantas de tratamiento de gas era un 70% menor a 2019; en gasoductos iba a ser un 44% menor y la reparación de pozos iba a sufrir una caída de 41%.

El año pasado las petroleras ya proyectaban está caída en la perforación de pozos de gas y lo atribuían no solo al congelamiento de precios sino también a problemas de infraestructura. Por ejemplo, Alejandro Bulgheroni, chairman de PAE señaló en septiembre del año pasado en la XII Argentina Oil & Gas que estaban en condiciones de desarrollar reservas de gas de más de 15 TCF en sus bloques, sin tomar en cuenta la participación correspondiente a sus socios. No obstante, aclaró que se iban a concentrar en petróleo. “Podemos producir mucho más gas, pero no podemos seguir adelante porque no tenemos medios de evacuación”, remarcó.   

En ese mismo encuentro el entonces CEO de YPF, Daniel González, también había manifestado su malestar por el congelamiento de precios decidido por el gobierno de Macri. “El congelamiento tiene para nosotros un impacto de entre US$ 100 y US$ 120 millones por mes, lo que nos hizo ajustar nuestras operaciones en un número similar”, aseguró. “Hasta que no esté un poco más claro el futuro del gas, seguiremos direccionando más inversiones al petróleo”, agregó en aquella jornada.

Inversiones en petróleo

A diferencia del gas, las petroleras tenían previsto incrementar la perforación de pozos productores de petróleo un 20%, ya que en 2019 los desembolsos habían sido de US$ 1.551,4 millones y en 2020 las empresas tenían previsto desembolsar US$ 1.859,7 millones.

Los otros ítems donde se previa una mayor inversión que en 2019 son: perforación de pozos avanzados US$ 115,8 millones (134%); reparación de pozos con US$ 55 millones (122%); baterías y plantas de deshidratación con US$ 395,5 millones (8%); oleoductos, que iban a demandar US$ 123 millones (53%).

Pandemia y derrumbe

La situación luego cambió de modo brusco por llegada del coronavirus y la implantación de una cuarentena a partir del 19 de marzo para intentar contenerlo. De hecho, la petrolera YPF, por ejemplo, informó que en el segundo trimestre su inversión se contrajo un 72,4% y en el upstream el derrumbe llegó al 78%. La compañía reconoció en su balance que en el segundo trimestre directamente no tuvo actividad exploratoria.

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La certificación recibida por Genneia para las tres fases de su parque solar Ullum convierten a este centro de generación fotovoltaica en el primero y único de Argentina en ser habilitado frente a estándares reconocidos internacionalmente como el programa VCS -Verified Carbon Standard- para emitir certificados de reducción de emisiones (CERs). 

El proyecto de emisión de CERs, también conocidos como bonos de carbono, es un programa de carácter internacional regido por las Naciones Unidas con el objetivo de minimizar las huellas de carbono en las industrias e individuos y de esa manera combatir el inminente calentamiento global. A través de esta iniciativa, se estimula a los actores sociales a tomar control sobre sus emisiones de gases contaminantes a la vez que reduce el impacto para el planeta y canaliza el financiamiento a empresas y tecnologías limpias e innovadoras.

El parque solar Ullum I, II y III (82 MW) no sólo debió demostrar la cancelación de emisiones de CO2 que obtiene por su generación de energía limpia y renovable, para obtener la certificación. La habilitación asegura, a través de un extenso proceso de auditorías, que el parque sanjuanino de Genneia se desarrolló y opera con una gestión de triple impacto -ambiental, económico y social- en todo su círculo productivo.

“Estamos orgullosos de seguir en movimiento y mirando hacia el futuro con cada paso que damos. Desarrollar proyectos de energía limpia y triple impacto, así como participar de iniciativas internacionales que luchan por combatir la crisis climática actual, es nuestro camino elegido como empresa” afirma Walter Lanosa, CEO de Genneia.

Al día de hoy, Genneia cuenta con 3 nuevos parques eólicos registrados bajo estas normas internacionales, que al igual que Ullum, fueron gestionados en conjunto a SouthPole Carbon, compañía suiza líder mundial en trading de CERs. Estos son los parques eólicos Villalonga I y II, Pomona I y II y Chubut Norte I y II. De esta manera, junto al parque eólico Rawson que ya se encuentra activo, la empresa cuenta con el mayor volumen anual de certificados en reducción de emisiones del país para poner a disposición del mercado voluntario de bonos.

Del total de certificados emitidos hasta el momento por Genneia, el 70% ya se encuentra cedido o cancelado a empresas y eventos sociales de gran magnitud; representando más de 300.000 toneladas de dióxido de carbono neutralizadas.

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Mientras el gobierno define qué hacer con los combustibles tras el fallido interno de mover los precios el fin de semana pasado, el mercado ofrece postales contradictorias. El escenario es confuso. Aunque la demanda de naftas y gasoil sigue muy deprimida con relación al nivel de consumo anterior a la pandemia, no sobra producto en el mercado.

Al contrario. Algunas petroleras empezaron la semana pasada a pedirle a la Secretaría de Energía que las autorice a importar combustibles porque la oferta local no es suficiente para garantizar el abastecimiento. De hecho, ya se empezaron a registrar faltantes de algunos derivados del petróleo. En Bahía Blanca, uno de los principales nodos logísticos del país, la oferta de bunkers (combustible para embarcaciones) y asfaltos está muy corta.

¿Qué está sucediendo?

Las refinerías no integradas —Raízen, que opera la terminal de Dock Sud, y Trafigura, que opera la destilería de Bahía Blanca— no están pudiendo comprar suficiente petróleo en el mercado local para elevar la utilizar de su capacidad instalada. Toda una rareza: aunque el consumo en surtidores es relativamente bajo, las refinerías están teniendo problemas para conseguir petróleo. No hay aún desabastecimiento de gasoil, pero si la tendencia no cambia podría haber un quiebre de stock en las próximas semanas.

¿Por qué les cuesta conseguir crudo local? Por un motivo concreto:

Por el congelamiento del precio de los combustibles —que no aumentan desde diciembre del año pasado—, las refinadoras sostienen que no pueden pagar a los productores de petróleo el precio de 45 dólares que fijó el decreto de Barril Criollo. Pero si están en condiciones de pagar un precio similar a la paridad de exportación. Por eso, las petroleras optaron en los últimos dos meses por colocar buena parte de su producción en el mercado de exportación. Sin embargo, la mayoría de las petroleras está optando por vender su producción de crudo en el exterior para pagar menos regalías provinciales. Es que el Decreto 488 (de Barril Criollo) estableció que el crudo que se venda en el mercado interno debe liquidar regalías sobre la base de un precio de US$ 45 para el crudo Medanito (por más que las petroleras lo hayan vendido por debajo que esa cifra).

“¿Para qué vamos a vender en el mercado doméstico al mismo precio de exportación (con un Brent de 44 dólares, como el actual, las petroleras están cerrando exportaciones de Medanito a 39/40 dólares) si después las provincias nos van a exigir que liquidemos a regalías a 45 dólares?”, admitieron a EconoJournal en una petrolera. Compañías como Tecpetrol, Pluspetrol, Pampa, Oilstone, Enap Sipetrol, Chevron y Vista, entre otras, están en esa situación.

Menos capacidad

La consecuencia directa de esa situación es que las refinerías no integradas están procesando menos crudo del que podrían. Raízen opera su planta en Dock Sud al 65% de su capacidad instalada (antes de la pandemia lo hacía por encima del 90%). Y Trafigura, que controla la marca Puma, podría cerrar su refinería de Bahía Blanca en los próximos días si no consigue oferta de crudo Escalante para garantizar la corrida.

Las empresas ya explicaron el escenario a funcionarios del Ministerio de Desarrollo Productivo. Incluso pidieron a la cartera que dirige Sergio Lanziani que las autorice a importar volúmenes de gasoil y naftas para abastecer el consumo interno de combustibles. De ser así, se destinarían dólares que no sobran a importar productos que podrían refinarse en el mercado local.

• Es curioso: la distorsión de los incentivos del mercado local provocó un retorno a cierto esquema de primarización: los productores exportan petróleo (materia prima) hacia Estados Unidos y se importa gasoil desde ese mismo país para cubrir la demanda del parque de generación eléctrica y en breve podría hacerse lo propio para abastecer la demanda de gasoil en las estaciones de servicio.

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Las petroleras vendieron en junio el barril de crudo tipo Medanito que se produce en la Cuenca Neuquina a 42,05 dólares en promedio en el mercado interno, según las cifras oficiales disponibles en la Secretaría de Energía. Si bien el valor estuvo levemente por encima de los 40,58 dólares a los que cotizó el Brent durante ese mes, quedo casi 3 dólares por debajo de los 45 dólares a los que estaban obligadas a comprar las refinadoras por la vigencia del barril criollo.

Ya en mayo el valor promedio al que se vendió el crudo Medanito en el mercado local se había ubicado muy por debajo del barril criollo cotizando a 26,69 dólares en promedio, pero en ese caso el precio sostén había entrado en vigencia recién a partir del día 19, según se desprende de un informe elaborado por el consultor Luciano Caratori. Por lo tanto, más allá de algún incumplimiento, estaba claro que ese valor contemplaba como parte del promedio las ventas realizadas antes de la publicación del decreto 488/20 en el Boletín Oficial.

Números

Junio fue, en cambio, el primer mes en que la producción se liquidó de manera completa bajo el esquema de barril criollo. De hecho,  ese mes la provincia de Neuquén notificó a 10 petroleras por no cumplir con los valores de venta establecidos en el decreto. La lista incluyó, según detalló El Diario de Río Negro, a Capex, Chevron, Compañía de Hidrocarburos No Convencionales, Conoco Phillips, ECPSA, GeoPark, Oilstone, Petróleos Sudamericanos, Total Austral y Wintershall DEA.

Desde el gobierno neuquino se procedió a notificar a las firmas del incumplimiento para luego reclamarles la liquidación de las sumas correspondientes a las regalías que deberían haber tributado ya que el decreto dice que el precio mencionado será de aplicación para las regalías hidrocarburíferas. Sin embargo, tal como reveló EconoJournal, algunas petroleras resistieron el pago de esa diferencia argumentando que la propia ley de hidrocarburos 17.319 y la jurisprudencia de la Corte Suprema impiden el cobro tomando como referencia un precio que no surja de las operaciones de reales de compra y venta.

Por otra parte, el crudo Escalante, una variedad más pesada que se produce en el Golfo de San Jorge, se vendió en junio a 38,44 dólares, mientras que el crudo pesado tipo Cañadón Seco, de Santa Cruz, se vendió a 40,37 dólares, aunque ambas variedades sueles cotizar por detrás del Medanito.

Exportaciones

Las cifras oficiales detallan también que las productoras exportaron el crudo Medanito a un promedio de 29,45 dólares, unos 10 dólares por debajo de lo que obtuvieron en el mercado local. En el caso del crudo Escalante esa cifra fue de 28,98 dólares, mientras que la veriedad Cañadón Seco se comercializó en el exterior a 36,77 dólares.

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Del 18 al 28 de agosto, Profertil participará del XXVIII congreso de la reconocida Asociación Argentina de Productores en Siembra Directa (AAPRESID), que esta vez se realizará en forma virtual, con un stand que difundirá interesantes novedades de la empresa y con un taller sobre la fertilidad de suelos y la nutrición en maíz.

Con eje en la sustentabilidad de los sistemas agrícolas, la empresa acompañará el lema del congreso, que este año será “Siempre vivo, siempre verde”, con el objetivo de avanzar hacia un modelo de producción basado en la eficiencia, el cuidado del ambiente y las personas.

Allí se presentará el fertilizante nitrogenado estabilizado eNe TOTAL PLUS, que apunta en ese sentido, puesto que aplicado en superficie permite que el cultivo aproveche todo el nitrógeno disponible, mitigando la formación de Gases de Efecto Invernadero (GEI).

Mirta Toribio, responsable de Investigación y Desarrollo de la compañía, destacó un informe elaborado por la Asociación Civil Fertilizar, que advierte que hoy se aplican dosis subóptimas de fertilizantes en la mayoría de los cultivos argentinos: en las gramíneas, la reposición de nitrógeno es del 54% de lo que se lleva el suelo en cada cosecha.

Ante esta situación, Profertil impulsa el uso de las denominadas Mejores Prácticas de Manejo (MPM) que toma en cuenta cuatro requisitos clave, como la dosis, la fuente, el momento y la forma correcta de aplicar los fertilizantes. “El manejo eficiente de los nutrientes a través de las MPM y el uso de fertilizantes estabilizados como el eNe TOTAL Plus, permiten no solo aumentar la eficiencia del uso del nitrógeno, sino también cuidar el medio ambiente”, indicó Toribio.

También recordó las palabras del reconocido científico indio Rattan Lal, experto en ciencias del suelo, ganador del Nobel de la Paz en 2007 y del Premio Mundial de Alimentos 2020, para quien “la salud del suelo, de los animales, de la gente y del medio ambiente están interconectados. Por eso, si la salud del suelo se deteriora, también se deteriora la del medioambiente y la de la gente”.

La participación de la empresa en el congreso de AAPRESID también incluirá un taller de nutrición, el lunes 24 de agosto a las 10:30 hs, en la sala CQ5, que llevará como título “El secreto más importante sobre el manejo de nutrientes en maíz”.

La disertación estará a cargo del Dr. Nahuel Reussi Calvo, investigador de CONICET y profesor de la Facultad de Ciencias Agrarias de la Universidad Nacional de Mar del Plata, quien también es consultor de empresas privadas, grupos CREA y productores de AAPRESID. Haciendo click en este link, los interesados pueden marcarlo como favorito y que forme parte de sus actividades en el congreso.

El objetivo del taller será presentar las principales herramientas de diagnóstico y los avances de los últimos años en la interpretación de los análisis para los nutrientes más importantes del maíz en la región pampeana. Además, se repasarán aspectos relacionados a las fuentes y momento de aplicación de nutrientes en pos de lograr una mayor eficiencia.

Este año, el congreso de AAPRESID tendrá una particular modalidad virtual. Es un gran cambio. Pero lo que no cambia es el compromiso de Profertil de trabajar para mejorar la productividad de los agricultores cuidando, al mismo tiempo, la fertilidad de los suelos y el medio ambiente.

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El Ministerio de Desarrollo Productivo distribuyó este miércoles entre las empresas de la cadena gasífera el borrador del decreto destinado a reactivar la producción del fluido, denominado Esquema  de Oferta y Demanda de Gas Natural 2020-2024. EconoJournal accedió en exclusiva al documento que se puede descargar aquí.

El secretario de Hidrocarburos, Juan José Carbajales, convocó para el próximo viernes a representantes de productoras, distribuidoras, CAMMESA y provincias petroleras a analizar esta última versión el programa, que la semana próxima saldrá publicado en el Boletín Oficial.

Los contratos comenzarán desde septiembre/octubre 2020, en función de los plazos necesarios para lograr mayor inyección en mayo de 2021.

Subsidios vía subasta

Como anticipó EconoJournal el 22 de mayo, el gobierno puso en marcha en mayo un plan de acción para intentar revertir la caída de la inversión en pozos de gas que empezó a configurarse durante el último año. Frente a la imposibilidad política de actualizar las tarifas de gas al ritmo de la inflación y de la depreciación del tipo de cambio, en los despachos oficiales comenzaron a trabajar en un plan para garantizarles a los productores un precio incentivo subsidiado con recursos del Tesoro.

Luego de varias semanas de negociación, el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas presentó el jueves pasado ante empresarios del sector hidrocarburífero los principales lineamientos del programa. “El precio del gas en PIST (Precio de Ingreso al Sistema de Transporte o también conocido como En boca de pozo) surgirá del mercado, en un marco de libre competencia, pero con condiciones que fija el Estado para asegurar los objetivos del programa”, se informó a través de un comunicado.

Precio incentivo

La propuesta prevé beneficiar con un mejor precio un bloque de 70 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) por cuatro años, más cuatro bloques de volumen adicionales para el período invernal, sujetos a restricciones del sistema de transporte. El decreto fija un precio máximo de US$ 3,40 por millón de BTU.

A cambio del subsidio, los productores se comprometen 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”, destaca el decreto.

El gobierno se compromete además, como anticipó EconoJournal, a crear un fondo de garantía para respaldar el pago del diferencial entre el precio ofertado y el precio establecido en los cuadros tarifarios, en caso de que el Estado Nacional se retrase con los pagos.

El nuevo esquema le reconocerá prioridad para la inyección en períodos con excedentes de oferta a quienes resulten con precios más competitivos en la subasta, con lo cual se favorece la eficiencia en las asignaciones.

Exportaciones

El gobierno le otorgará además prioridad para exportar en condición firme parte del volumen total de exportación, y fuera del período estacional de invierno, a aquellos productores que presenten precios más competitivos en la licitación. “Esta medida pretende seguir con el desarrollo del mercado de exportación a los países vecinos e incentivar la concurrencia en la subasta

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América Latina contará con nuevos recursos para llevar a cabo proyectos sostenibles con la primera emisión de bonos verdes realizada por CAF –banco de desarrollo de América Latina- en el mercado suizo por un monto de 350 millones de francos suizos (CHF), equivalentes a USD 384 millones, con un cupón de 0,70% y un plazo de 5 años.

“Estamos satisfechos por la confianza de los inversionistas que nos llevó a aumentar el monto de la emisión en nuestro regreso al mercado suizo en el que emitimos por primera vez bonos verdes. Esta es una buena noticia para América Latina porque nos permite financiar proyectos sostenibles para impulsar la reactivación económica y social de la región”, afirmó Luis Carranza Ugarte, presidente ejecutivo de CAF.

Los administradores de fondos de pensiones, aseguradoras y bancos comerciales sobresalieron entre los 47 inversionistas registrados en el libro de órdenes que demandaron los bonos verdes de CAF colocados por Credit Suisse y Zurcher Kantonalbank.

CAF lleva a cabo, desde hace más de dos décadas, una estrategia de diversificación de sus fuentes de financiamiento, a través de una presencia ininterrumpida en los mercados globales de capital, que lo han ubicado en una posición privilegiada internacionalmente. La multilateral promueve el desarrollo sostenible y la integración regional, mediante una eficiente movilización de recursos para la prestación oportuna de servicios financieros múltiples, de alto valor agregado, a clientes de los sectores público y privado de los países accionistas.

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La balanza comercial energética del país en el mes de junio fue deficitaria en 38,1 millones de dólares. Ese mes, la Argentina importó productos energéticos por US$ 202,9 millones y exportó US$ 164,8 millones. La principal importación fue de gas natural de Bolivia, que demandó US$ 171,1 millones y representó el 84% del total de las compras de productos energéticos en el exterior. Por el invierno, la importación de gas boliviano se incrementó un 25% en junio respecto del mismo mes de 2019, cuando habían sido de US$ 136 millones, pero, al mismo tiempo, representó un crecimiento intermensual de 64,4%, ya que en mayo de este año las importaciones de gas natural fueron de US$ 107,4 millones.

Los datos surgen del último informe del Centro de Investigaciones en Políticas Energéticas (CIPE), que también señala que en junio las importaciones energéticas disminuyeron 65% respecto del mismo mes de 2019. La mayor caída se produjo en la importación de gasoil (-93%) producto de la menor demanda local.

Según el informe elaborado por el CIPE, en base a información de la Secretaría de Energía, las exportaciones energéticas muestran en junio una caída del 10% interanual con un fuerte crecimiento de los ingresos por exportaciones de fuel oil respecto de 2019. En total, en junio de 2019 las exportaciones energéticas del país fueron por US$ 182,2 millones, mientras que en 2020 fueron de US$ 164,8 millones.

Producción de petróleo y gas

El informe destaca que la producción de petróleo muestra un cambio en la tendencia declinante que tuvo durante los primeros meses de la pandemia. En junio la producción de crudo fue de 490.000 barriles diarios (bbl/d), mostrando una recuperación leve con un crecimiento intermensual de 5,9% (en mayo fue de 462.700 bbl/d). De todos modos, los niveles están 5% por debajo de los registrados en el mismo mes de 2019. La producción de shale oil fue de 117.000 bbl/día, que representa un aumento de 42,5% respecto de mayo.

En junio la producción de gas fue de 126 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d). Implicó una caída de 10% respecto de junio del año pasado, que fue de 140 MMm3/d, pero representó un aumento de 1,2% en comparación con mayo de 2020, que fue de 124,5 MMm3/d.

Combustibles

La producción y venta de combustibles muestran una recuperación, aunque todavía por debajo de los niveles de 2019.  La producción de gasoil en junio fue un 12% superior al mes de mayo y las ventas de gasoil crecieron 2% en el mismo período. En cuanto a las naftas, la producción intermensual aumentó 15% y las ventas se incrementaron 22% por la mayor circulación de vehículos por la apertura parcial del aislamiento.

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“Los precios de los combustibles necesitan un algún ajuste para reforzar nuestra capacidad de generación de caja. Es lo que necesitamos para mejorar mejorar el capex, que es crítico para revertir la tendencia de declino de la producción”, aseguró el CEO de YPF, Sergio Affronti, en la conferencia con inversores que realizó la petrolera este martes para presentar los resultados del segundo trimestre, en el cual la compañía registró una pérdida record de 85.048 millones de pesos.

El presidente Alberto Fernández reconoció el martes de la semana pasada que estaban evaluando un incremento en los precios de los combustibles. La decisión era otorgarle luz verde a YPF el fin de semana pasado para que aplicarla la primera recomposición del año, pero a último momento el ajuste se frenó por la interna que desató en el gobierno la tapa del diario Clarín del sábado que presentaba a la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner como una de las promotoras del ajuste.

Affronti sabía que los resultados del segundo trimestre, presentados ayer por la tarde, iban a ser desastrosos. Por eso esperaba llegar a la reunión de este martes con el aumento ya aplicado para, al menos, tener algo para mostrarle a los inversores. Finalmente, no pudo ser, pero el CEO no esquivo el bulto y dio explicaciones ante los inversores junto con el presidente de la compañía, Guillermo Nielsen, y el CFO, Alejandro Lew.

“Durante el segundo trimestre mantuvimos precios en surtidor congelados en pesos a pesar de las condiciones desfavorables del precio del crudo y de los refinados a nivel internacional, que empeoraron. Eso generó un spread positivo de los precios locales comparados con lo de paridad de importación. Pero esa situación ha cambiado recientemente con el regreso (aumento) de los precios internacionales. Por eso, hoy tenemos precios más bajos en el mercado medidos en dólares como consecuencia también de la devaluación de la moneda”, aseguró Affronti, quien dejó que Lew detallara los resultados y solo tomó la palabra para referirse a este tema.

Luego fue claro al remarcar que el ajuste es necesario para tratar de sacar adelante a la compañía, que atraviesa un momento sumamente complejo. “Los precios de los combustibles necesitan un algún ajuste para reforzar nuestra capacidad de generación de caja. Es lo que necesitamos para mejorar mejorar el capex, que es crítico para revertir la tendencia de declino de la producción”, remarcó.  

“Sin embargo, al mismo tiempo, necesitamos mantenernos realistas sobre la situación integral y el entorno económico en que el país está inmerso, en particular desde el brote del covid-19. Consecuentemente, estamos ahora evaluando el impacto de un potencial ajuste de precios y analizando las ramificaciones de borde de nuestra decisión en la economía”, concluyó.

Por su parte, el ministro de Economía, Martín Guzmán, volvió a referirse al tema este martes. “Los precios son una decisión de la compañía en un contexto más integral en el que Estado tiene un rol de recuperar YPF, que es estratégica para el desarrollo del sector energético en Argentina”, indicó Guzmán a FM Metro.

El funcionario remarcó que “en los cuatro años previos hubo un deterioro muy profundo de YPF”, y precisó que hubo “caída en la producción y en la inversión”. “Lo único que creció es la deuda de YPF”, agregó para puntualizar luego que “ese estado de deterioro es lo que hay que revertir porque YPF es estratégica en el sector energético”.

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La petrolera YPF registró una pérdida neta de 85.048 millones de pesos en el segundo trimestre, un resultado catastrófico provocado fundamentalmente por la cuarentena y la baja del crudo que forzó la pandemia. La compañía controlada por el Estado Nacional ya venía atravesando problemas de competitividad, pero el coronavirus profundizó la crisis al provocar fuerte deterioro de activos, caída en las ventas, derrumbe de la producción y paralización de la inversión.

Deterioro de activos

La compañía declaró una pérdida neta de 85.048 millones de pesos, pero antes del cargo por deterioro de activos el rojo fue de 41.976 millones. El resto, nada menos que 43.072 millones, correspondió al impacto provocado por la baja de los hidrocarburos, principalmente por la caída en los precios del gas y los combustibles líquidos, debido a la situación que atraviesa este mercado, tanto a nivel mundial como local.

En el balance se puede ver que el precio promedio del crudo fue 28,9 dólares por barril, un 50,8% menos que un año antes, mientras que en el caso del gas fue de 2,5 dólares por millón de BTU, un 36,1% menos que en igual período de 2019.

Si el precio de los hidrocarburos se recupera, como ha venido ocurriendo en las últimas semanas, es de esperar que este por deterioro de activos (impairment of assets) se revierta al menos parcialmente, lo que podría servir para mostrar una cierta recuperación relativa en los próximos balances.

Caída de las ventas

Más allá del deterioro de los activos, la compañía enfrentó en el segundo trimestre una fuerte caída de sus ingresos, los cuáles retrocedieron 16,7% interanual en términos nominales frente a una inflación acumulada de 42,8%, lo que evidencia un derrumbe mucho más significativo en términos reales. Eso se puede explicar fundamentalmente por el derrumbe de la venta de combustibles que provocó la cuarentena.

• Los ingresos por venta de naftas cayeron 44,6% interanual debido a un retroceso en los despachos de 54,1% que fue parcialmente compensado por un incremento en el precio promedio de 20,5%.

• Los ingresos por venta de gasoil bajaron 8% debido a la disminución interanual de 20,3% en los despachos, compensada parcialmente por una mejora de 15,5% en el precio promedio.

La compañía apuesta ahora a recomponer su caja con un incremento en los precios de los combustibles. En lo formal alcanzaría con la voluntad del CEO Sergio Affronti para avanzar en esa dirección ya que los precios están desregulados, pero el mundo real es más complejo y es el Estado Nacional, principal accionista de la compañía, quien tiene que dar el visto bueno. Parecía que el aumento se iba a autorizar el fin de semana pasado, pero el ajuste se terminó frenando por internas en el gobierno.

Derrumbe de la producción

La caída en las ventas repercutió a su vez en un retroceso significativo de la producción de hidrocarburos que alcanzó apenas los 466.800 barriles de petróleo equivalentes por día, un 9,5 por ciento menos que en igual período de 2019.

• La producción de petróleo totalizó los 200.800 barriles diarios, un 10,3% menos que en el segundo trimestre de 2019, por el impacto que provocó la cuarentena en la demanda.

• La producción de gas natural fue de 35 millones de metros cúbicos diarios, un 12,7% menos que un año antes.

• La producción de Gas Natural Licuado (NGL, según su sigla en inglés) trepó, en cambio, a 45.700 barriles diarios, un 16,2% más que en el mismo período del año anterior. YPF informó que eso se debió a que en el segundo trimestre de 2019 la producción se había visto afectada por las pérdidas por corte de energía de junio 2019 junto con el incendio en la planta de Etileno DOW que limitó la utilización de la capacidad instalada en MEGA para la producción de etano.

El promedio de crudo procesado del segundo trimestre de 2020 alcanzó los 191.700 barriles de petróleo diarios, un 27,1% menos que en el segundo trimestre de 2019, siendo el promedio de utilización de las refinerías para el segundo trimestre de este año de apenas 60%. 

Paralización de la inversión

La inversión en este segundo trimestre fue apenas de 11.044 millones de pesos, un 72,4% menos que la registrada un año antes.

El mayor impacto se registró en el upstream (exploración y producción) donde las inversiones alcanzaron solo los 7022 millones de pesos, 78% menos que un año antes. YPF aclaró además que el 47,5% de esa inversión fue a a perforación y workover, el 51,2% a instalaciones y sólo el 1,3% restante a exploración y otras actividades.

La compañía reconoció en su balance que en el segundo trimestre directamente no hubo actividad exploratoria. Eso significa que no hubo ningún equipo de perforación activo, un hecho inédito en la historia de la compañía que se extiende hasta la actualidad, pese a que otras firmas han retomado su actividad.

Por su parte, las inversiones en downstream (refinación y comercialización) totalizaron los 2.483 millones de pesos, siendo un 58,5% inferiores a las del segundo trimestre del año pasado.

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A través de un comunicado, Edesur expresó su “sorpresa” por  “la información periodística de una nueva sanción por parte del ENRE, multa que no fue comunicada aún a la empresa por parte del Ente regulador”.

La empresa distribuidora de electricidad indicó que la sanción “llegan en un momento en el que se acusa a Edesur de falta de inversiones, cuando los balances muestran claramente el sobre cumplimiento de las metas pactadas en la Revisión Tarifaria Integral, con más de 700 millones de dólares puestos en la red desde 2016 a la fecha”.

Agrega el comunicado que “desde marzo de 2019 las tarifas están congeladas, esto constituye un incumplimiento a la Revisión Tarifaria Integral por la autoridad regulatoria, que le ha significado a EDESUR una merma de recursos por 7 mil millones de pesos, en un período donde los aumentos de costos por la alta inflación, afectan sensiblemente los recursos de la empresa”.

La empresa considera que “la aplicación de estas multas, en el marco del congelamiento tarifario y la situación de aislamiento social, deteriora el balance de la empresa limitando sus posibilidades de inversión y normal operación”.

Según la compañía “desde el año 2016 a la fecha hemos reducido la duración de los cortes en un 40%” y apunta a que “las diferencias relacionadas al incumplimiento del contrato de concesión por parte del ente regulador se puedan resolver por los canales de diálogo correspondientes, garantizando un marco de seguridad jurídica e imparcialidad que nos permita continuar mejorando para el beneficio de todos los clientes del área de concesión”.

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El gobierno de la provincia de Buenos Aires firmó una adenda con el Grupo DESA para prorrogar hasta fin de año el congelamiento de tarifas eléctricas en línea con la decisión del gobierno nacional de postergas las subas de los servicios públicos mientras se extienda la crisis sanitaria provocada por la pandemia del coronavirus.

El acuerdo, que se firmó la semana pasada, fue rubricado por el gobernador Axel Kicillof, el ministro de Infraestructura y Servicios Públicos, Agustín Simone, y  Rogelio Pagano, titular de DESA, el holding que aglutina a las distribuidoras Edelap, Edea, Eden, Edes y Edesa.  

En los hechos, con el acuerdo voluntario, la gobernación bonaerense se garantiza contar con una cobertura legal para encauzar la relación con las empresas que integran DESA mientras dure el congelamiento. Lo que se desprende es que las distribuidoras aceptan la decisión oficial de no subir las tarifas. Fuentes provinciales aseguraron a EconoJournal que existió una buena predisposición del holding para llevar adelante las negociaciones. Agregaron que, a pesar de la prórroga del congelamiento, desde DESA se comprometieron a mejorar la calidad del servicio.

Calidad de servicio

DESA compró Edelap al grupo de Disvol por unos US$ 250 millones en mayo de 2016. Fuentes cercanas a Edelap señalan que, desde entonces, se puso el foco en recuperar la calidad del servicio, y en modernizar la prestación tecnológica de las redes de distribución que estaban desinvertidas por el anterior operador.

En la adenda firmada con la gobernación también se acordó que mientras dure el congelamiento se suspenden las penalizaciones aplicadas a las empresas por parte de los organismos de control del Estado bonaerense.

Lo que viene por delante durante los próximos meses es la discusión sobre las inversiones realizadas en las redes de distribución durante los años en que gobernó María Eugenia Vidal.

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El gobierno va a realizar un análisis de los proyectos  del programa Renovar que se encuentran frenados o demorados. En diálogo con Econojournal, los abogados especializados en el sector de energías renovables y servicios públicos Juan Cruz Azzarri y Jimena Vega Olmos, ambos del estudio Martínez de Hoz & Rueda (MHR), con experiencia en la industria energética de la Argentina, quienes advierten que se debería tener en cuenta el impacto que la crisis macroeconómica de los últimos dos años provocó en estos proyectos.

“La crisis económica que empezó 2018 y derivó en el cambio de administración en 2019 trajo grandes problemas económicos para los proyectos de las rondas 1.5 y 2 que estaban en proceso de conseguir financiación”, señaló Juan Cruz Azzarri. “Lo que estamos viendo es que hay poca información de qué rumbo va a tomar la administración. Y esto genera desafíos para muchos de los proyectos que están en camino de construcción pero que están sin financiamiento cerrado y con un problema grande a futuro, porque si les aplican multas”, agregó.

Por su parte, Jimena Vega Olmos indicó que “la imposición de controles cambiarios fue inesperada para los proyectos que no estaban financiados o para los que estaban en curso para conseguir financiación”, en referencia al cepo cambiario implementado en septiembre del año pasado por el gobierno de Mauricio Macri. “La Argentina no tiene una visibilidad de mediano plazo. La problemática del riesgo país hace todo muy complicado y que sea muy poco probable que en el mediano plazo esos proyectos puedan conseguir financiamiento”, añadió.

Los abogados remarcaron que hay varias empresas a cargo de proyectos que están intentando abrir una mesa de diálogo con el gobierno y que tenga en cuenta la crisis desatada en la Argentina a partir de 2018.

En cuanto al posible trato dispar que podrían tener los proyectos que respetaron los plazos de los contratos PPA firmados con Cammesa respecto de los demorados, Azzarri sostuvo: “el objetivo de estos contratos es su cumplimiento porque fue el Estado el que mostró interés para desarrollar energías más limpias para el país. Se dieron un número de hechos que cambiaron sustancialmente el contexto. No me parece mal la definición del gobierno de analizar proyecto por proyecto. Pero no veo que sea lo más adecuado afirmar que como algunos cerraron financiamiento el resto deberían haber hecho lo mismo porque en definitiva está yendo en contra de su propio objetivo”. Y aclaró que “esto no implica descartar las sanciones, pero si tener en cuenta el impacto que tuvo la crisis económica de 2018 y 2019 en los proyectos”.

“Estos son negocios financieros que requieren estabilidad, no tener riesgo país. Es verdad que hay riesgo empresario, pero el objetivo del gobierno es conseguir ese cupo. Creo que ahí hay espacio como para trabajar en conjunto y sacar resoluciones razonables. El Estado debería empezar a pensar una salida, porque se van a empezar a ejecutar garantías y van a haber tantos arbitrajes como proyectos truncos”, concluyó.

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“Los aumentos de combustibles no se anuncian, se hacen”, admitía, apesadumbrado, el director de una petrolera que estaba convencido que las naftas iban a aumentar el fin de semana que pasó. Existía consenso en el gobierno para que eso pasara.

El ministro de Economía, Martín Guzmán, se iba a reunir el sábado con Sergio Affronti, CEO de YPF, paro pulir los detalles de la suba, que iba a materializarse el domingo a las cero horas. Pero la tapa de Clarín de ese mismo día, que confirmó que los combustibles iban a aumentar un 7%, trastocó esos planes.

La nota, que ubicó a la vicepresidenta Cristina Kirchner y a Miguel Galuccio como los principales impulsores de la suba, implosionó la reunión de Guzmán con Affronti, que no llegó siquiera a concretarse. Y el aumento se prorrogó sin fecha después de que tanto el jefe de Gabinete, Santiago Cafiero, como el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, declararan a la prensa que “la suba aún no está definida”. Lo más probable es que la actualización se materialice el próximo fin de semana, aunque si no sutura el ruido político podría postergarse un tiempo más.

Affronti dedicó las últimas semanas a convencer silenciosamente a los funcionarios del gobierno sobre la necesidad de mover los precios en las estaciones de servicio, que permanecen congelados desde hace nueve meses. Incluso invitó a Guzmán a una visita a la refinería de La Plata en medio del cierre de la reestructuración de deuda para poder conversar personalmente con él. Affronti le explicó que todos los ingresos de la compañía provienen de las ventas en el mercado interno y que tanto los combustibles como el gas natural se encuentran 15 puntos por debajo de la inflación registrada en el año.

El ala política de YPF, que responde a la vicepresidenta, también movió sus fichas inteligentemente. En la semana había propuesto al presidente de YFP, Guillermo Nielsen, un albertista, para que refuerce en varias entrevistas la imperiosa necesidad de aumentar los combustibles en la misma línea argumental que había inaugurado el propio Alberto Fernández en diálogo con C5N. “La política de combustibles es fundamental para que la caja de YPF sea sustentable”, indicaron cerca del presidente de YPF.  

Impacto por partida triple

Para YPF es un golpe por partida triple. La petrolera dejará de facturar esta semana unos 800 millones de pesos por la postergación del aumento. El atraso de las combustibles en surtidor —por la recuperación del valor del Brent y el deslizamiento del tipo de cambio— ronda el 8 por ciento, señalaron allegados a la empresa. Era improbable que la compañía pueda recuperar ese gap de un saque, pero aspiraban a lograr una suba de al menos un 5%.

El número fino era lo que Affronti tenía que definir con Guzmán en la reunión que no llegó a concretarse. La petrolera despacha unos 220 millones de litros de naftas y gasoil por semana. A un precio promedio de 60 pesos por litro, son unos $ 13.000 millones cada siete días. Si la suba no se concreta esta semana y se posterga en el tiempo, el impacto económico será mayor.

La segunda consecuencia negativa para YPF es coyuntural. La petrolera controlada por el Estado presentará hoy a última hora los resultados económicos del segundo trimestre, que se leerán en rojo. Affronti apuntaba a llegar a la conferencia con inversores que se realizará el martes con el aumento de los combustibles ya instrumentado. Era la carta que quería mostrar para maquillar un horizonte más benevolente para los próximos meses. No pudo ser.

Estrés logístico

La tercera estocada es de mercado y podría provocar un estrés logístico. El despliegue mediático informando sobre la suba de combustibles —la nota de Clarín se replicó el fin de semana por varios canales, radios y medios de comunicación— provocó que productores agropecuarios, agroindustrias, traders y operadores logísticos incrementaran sus órdenes de compra de naftas y fundamentalmente gasoil. Es lógico. Si descuentan que los precios subirán, mejor comprar esta semana mientras el aumento no se concrete. Por eso, tanto YPF como el resto de las refinadoras —Axion Energy, Raízen y Puma— dan por hecho que esta semana registrarán un 20% o 30% más de ventas que el promedio normal. “Por eso YPF anuncia las subas apenas unos minutos antes de que se produzcan. Si no, se generan expectativas que terminan provocan un aluvión de compradores que buscan ganarse la diferencia antes de que el precio aumente”, explicaron en unas de las petroleras.

Aún así, con todo, lo más probable es que los combustibles aumenten el próximo fin de semana. Las finanzas de YPF no dan margen para extender el misterio mucho tiempo más.

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Luego de más de 20 años, el 6 de agosto pasado, TGN realizó una emisión de obligaciones negociables en el mercado local con gran demanda del público inversor. Este instrumento, que forma parte del plan financiero de la compañía, ofreció una alternativa muy atractiva para los inversores locales que realizaron ofertas por 2,86 veces el monto máximo a emitir.

Con tasa variable y vencimiento a los 18 meses contados desde la fecha de emisión y liquidación, TGN emitió Obligaciones Negociables Clase 1 denominadas en pesos por un valor nominal de 1.500 millones de pesos, emitidas bajo el Programa Global de Emisión de Obligaciones Negociables por un monto máximo de hasta 600 millones de dólares o su equivalente en otras monedas.

El capital será amortizado en tres cuotas: (i) la primera será abonada a los 12 meses contados desde la fecha de emisión, por un monto equivalente al 33,33% del capital de las Obligaciones Negociables; (ii) la segunda a los 15 meses contados desde la fecha de emisión por un monto equivalente al 33,33%; y (ii) la tercera a los 18 meses de la fecha de emisión por un monto equivalente al 33,34%.

Las Obligaciones Negociables Clase 1 devengarán intereses a una tasa de interés variable nominal anual, que será la suma de la tasa Badlar Privada más 1,00%.

La tasa de interés será calculada para cada fecha de pago de intereses de las Obligaciones Negociables y los intereses serán pagaderos trimestralmente por período vencido.

Ubicación geográfica

TGN es la operadora regional de ductos y proveedora de soluciones confiables para el desarrollo de proyectos energéticos. Opera y mantiene más de 11.000 km de gasoductos de alta presión y 21 plantas compresoras y es la responsable de transportar el 40% de gas inyectado en gasoductos troncales argentinos a través de los Gasoductos Norte y Centro Oeste.

Su ubicación geográfica estratégica en el país y en la región la convierte en el único operador que vincula sus gasoductos a nivel regional con Chile, Brasil, Bolivia y Uruguay.

Su sólida experiencia en la industria y un equipo de profesionales altamente calificado le permite brindar servicios de alta especificidad para la industria nacional y regional.

Los accionistas controlantes de TGN son: 56% de GASINVEST S.A. (una sociedad conformada en partes iguales por Tecpetrol S.L. y Compañía General de Combustibles S.A.); 24% SouthernCone Energy Holding Company Inc. y el 20% cotiza en Bolsas y Mercados Argentinos S.A. (BYMA)

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El nuevo Plan Gas que anuncio el gobierno para incentivar la producción del fluido vendrá con una novedad respecto de los esquemas anteriores. El Ministerio de Desarrollo Productivo y las petroleras acordaron crear un fideicomiso de US$ 500 millones de dólares para garantizar los pagos del nuevo programa en caso de que el Estado Nacional se demore con los desembolsos.

Un problema con el que tuvieron que lidiar las empresas en los programas previos fue la demora en los cobros. Por ese motivo ahora se negoció la creación de un fideicomiso destinado a garantizar los pagos si el Tesoro se demora con los giros mensuales.

Foder del Gas

Será un esquema similar al Fondo para el Desarrollo de las Energías Renovables (Foder) que se conformó en 2016 para poner en marcha el plan Renovar destinado a estimular la generación de energías limpias.

En ese caso, el entonces presidente Macri había autorizó por decreto al Ministerio de Hacienda a emitir hasta 3000 millones de dólares en Letras del Tesoro que se entregaron en garantía al Foder, el cual tenía como función responder ante los privados frente a cualquier incumplimiento en el pago de la energía por parte de la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (Cammesa).

¿De dónde saldrán los fondos?

Lo confirmado por ahora es que el decreto que saldrá publicado con la oficialización del Plan Gas para el período 2020-2024 incluirá la creación del fideicomiso para ya tener la estructura y luego deberá terminar de definirse cuál será el mecanismo de fondeo. Si es con un cargo específico o recursos provenientes del presupuesto.

Si la demanda paga el gas US$ 2,50 por millón de BTU y el programa va a garantizar un precio de US$3,50, se supone que para cubrir ese gap se requieren US$ 1000 millones por año. No obstante, la mitad de ese dinero iría a las distribuidoras para que le paguen a los productores y la otra mitad a CAMMESA para generar electricidad.

El fideicomiso buscará garantizar solo los pagos que las distribuidoras realicen a las petroleras para garantizar la demanda prioritaria ya que CAMMESA ofrece otro tipo de garantías. Por eso se estima que serán US$ 500 millones los necesarios para garantizar el fondeo anual.  

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La empresa danesa de aerogeneradores Vestas se ha convertido en la primera compañía en alcanzar los 100 GW de turbinas eólicas en mantenimiento. De esta manera, pasa a liderar los esfuerzos de la industria renovable por sustituir a las fuentes no renovables como el pilar fundamental para garantizar energía sostenible, rentable y fiable. De esta cantidad, más de 8 GW corresponden a proyectos actualmente en operación por toda América Latina.

Desde su creación en 2014, el departamento de Service de Vestas ha ido aumentando en consonancia con el incremento de la capacidad instalada por la compañía. Hoy se ha consolidado como una unidad de negocio altamente rentable, con unas perspectivas aún más prometedora. Actualmente la compañía da servicio a más de 47.000 aerogeneradores, incluidos los multibrand, y cuenta con aproximadamente 10.000 empleados dedicados a mantenimiento en una red global de 69 países.

«Este hito ha sido posible gracias a la sólida colaboración con nuestros clientes y socios. También demuestra la dedicación y el trabajo de los empleados de Vestas. El uso de Big Data, análisis y herramientas digitales nos permite crear soluciones de mantenimiento efectivas, que optimizan los proyectos de nuestros clientes y hacen de la energía eólica una fuente fiable en el mix energético global «, sostuvo el EVP de Vestas Global Service, Christian Venderby.

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El ministro de Economía, Martín Guzmán, se reúne en estas horas de la tarde con el CEO de YPF, Sergio Affronti, para terminar de definir cómo se instrumentará la actualización del precio de los combustibles que reclama la petrolera controlada por el Estado. El encuentro se realiza en las oficinas del Palacio de Hacienda, confirmaron fuentes oficiales a EconoJournal.

La aprobación final de Guzmán es el último filtro que separa a las petroleras del primer aumento de las naftas y gasoil en lo que va del año.

El presidente de Nación, Alberto Fernández, reveló esta semana en una entrevista con C5N que la suba de los combustibles está en estudio. Ayer el titular de YPF, Guillermo Nielsen, retomó la misma línea discursiva al advertir en varias declaraciones a la prensa sobre el impacto negativo del congelamiento en la capacidad de inversión de la petrolera. Affronti intenta ahora conseguir el aval definitivo de Guzmán para implementar el aumento, que incluso podría materializarse este fin de semana.

Los directivos de YPF ya enumeraron con funcionarios de gobierno los argumentos técnicos que justifican la suba. Señalaron que:

1. El tipo de cambio se depreció un 20% desde diciembre (mes del último aumento) a la fecha.
2. El precio internacional del petróleo (Brent) se recuperó y hoy supera los 45 dólares tras tocar un piso de 20 dólares a fines de abril.
3. Si no se actualiza el precio en surtidor es inviable para YPF, cuyos ingresos provienen del mercado local porque prácticamente no exporta (un 70% de sus ingresos se genera en las estaciones de servicio), la capacidad de inversión de la petrolera en 2021 se verá severamente afectada.

Desde esa óptica, Affronti buscará precisar hoy con Guzmán la sintonía final de la instrumentación del aumento. La intención del directivo de YPF es bosquejar un sendero de precios por los próximos seis meses que se ajuste en función de la evolución del dólar y de la inflación.

¿De cuánto podría ser el aumento?

Las refinadoras coinciden en que para poder pagar en el mercado local un precio del petróleo equivalente a la paridad de exportación es necesario incrementar el precio de los combustibles un 8 por ciento. No parece factible que el gobierno avale un movimiento de esa envergadura en un solo aumento.

“En 2020 la moneda se devaluó a un promedio del 2,5% por mes. Hay que proyectar cómo evolucionará el tipo de cambio y ver de qué manera ir llevando el precio de los combustibles. Lo más lógico sería definir un sendero de precios”, explicaron en una petrolera.

Timing

YPF presentará la próxima semana sus resultados del segundo trimestre que, en línea con los balances presentados por las petroleras a nivel global, arrojará pérdidas importantes. La actualización del precio de los combustibles es el principal indicador que siguen los inversores privados de la empresa. “Sería bueno (para YPF) poder aplicar una corrección de los combustibles antes del próximo call con inversores (que se realizará el próximo martes)”, analizaron desde otra petrolera.

La compañía controlada por el Estado cerraría así una combo de tres noticias positivas en una semana: el cierre de la reestructuración de la deuda soberana; el lanzamiento del nuevo esquema de promoción al gas, que es anunciado esta tarde por el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas; y el incremento de los combustibles.

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Elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP), el informe mensual con el panorama sectorial señala que durante el mes de junio las ventas locales del sector aumentaron un 7% al compararlas con los valores del mes anterior, dado principalmente por los productos químicos intermedios e inorgánicos. Sin embargo, se acumula una pérdida del 13% en el primer semestre del 2020 e interanualmente, el mercado local mostró una caída del 3%.

El informe llevado adelante por la CIQyP además indica que, respecto a mayo, la producción se contrajo un 10% y las exportaciones un 25%, acumulando caídas del 2% y del 26%, respectivamente. Interanualmente, se registran valores negativos del 5% para la producción y del 30% para las ventas externas.

La reseña detalla que la capacidad instalada del sector durante junio tuvo un uso promedio del 32% para los productos básicos e intermedios y del 63% para los productos petroquímicos. Problemas operativos de algunas plantas por paradas técnicas no programadas convalidan el bajo promedio para los productos básicos e intermedios.

Respecto a la balanza comercial de los productos del sector, en junio alcanzó un déficit de 469 millones de dólares, un 14% menor al mismo mes de 2019, con variaciones del 3% en las importaciones y del -16% en las exportaciones.

En junio, el sector PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química) logró recuperarse con relación a mayo, alcanzando un crecimiento del 21% en la producción y un 32% en las ventas locales. Interanualmente, retrocede un 4% para la producción y un 22% para las ventas locales. Por su parte, las ventas externas caen en las tres variables analizadas.

En conclusión, las ventas totales (mercado local más exportaciones) de los productos comunicados por las empresas participantes del informe para el primer semestre del año alcanzan los 1.443 millones de dólares.

Con respecto a los resultados que presentan el informe mensual, Jorge De Zavaleta, Director Ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP), enfatizó que “el sector, en línea con la situación general de la industria debido principalmente al COVID-19 y particularmente este mes por algunas paradas no programas de plantas, mantiene una baja actividad. De todas maneras, el mes de junio mostró una leve mejoría, aunque en el acumulado del año se mantiene en valores negativos con respecto al año pasado. Creemos que con el sostenimiento de la `apertura´ de la actividad industrial dispuesta por el gobierno y el acuerdo de la deuda con los principales grupos de acreedores, se podrá generar una reactivación en el mediano plazo, poniéndose foco a algunas iniciativas, como ser Vaca Muerta, en la cual nuestra industria petroquímica, principal agregador de valor de dichos recursos, podría retornar a pensar en proyecciones de crecimiento. Igualmente, el sector encuentra su límite de crecimiento en la demanda”.

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El ministro de Producción Martín Kulfas recibirá este jueves a las 17 horas a las principales productoras y distribuidoras de gas para anunciar oficialmente el lanzamiento del nuevo programa de incentivo a la producción, denominado Esquema de Gas 2020/2024. Participarán del encentro representantes de YPF, PAE, Pluspetrol, Metrogas, Camuzzi y Naturgy entre otras.

En la videoconferencia organizada por AmCham y el IAPG el miércoles, el secretario de Hidrocarburos, Juan José Carbajales, adelantó que el plan que lanzará el Gobierno a partir de septiembre permitirá contractualizar el mercado a cuatro años y que se implementarán subastas competitivas entre productoras, distribuidoras y Cammesa. 

A su vez, el plan incentivará la producción de gas para evitar faltantes en invierno y prevé que el Gobierno subsidie “a la demanda de los sectores vulnerables”, tal como expresó ayer el funcionario.

Otro de los puntos que adelantó Carbajales es que el nuevo esquema de gas tendrá en cuenta la exportación en firme de hasta 11 millones de metros cúbicos diarios en época estival de cada compañía. De acuerdo a lo que expresó el secretario de Energía, el “Esquema de Gas 2020/24 tendrá un empalme con la resolución 46/17, el programa de estímulo que lanzó el gobierno de Mauricio Macri.

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La minera canadiense Silver Sands Resources comenzará a fines de agosto la exploración del proyecto Viriginia, una mina de plata ubicado en el norte de la provincia de Santa Cruz. La inversión en esta fase exploratoria demandará 6 millones de dólares en tres años, informó la compañía en un comunicado.

Los trabajos de campo comenzarán a fines de agosto o comienzos de septiembre con una “perforación diamantina en 6 vetas será de 2.570 metros”. «Estamos ansiosos por avanzar en el proyecto Virginia en colaboración con Mirasol Resources como operador. La Fase 1 probará varios objetivos de vetas poco explorados de alta calidad y perforará áreas conocidas con el objetivo de aumentar el recurso«, comentó Keith Anderson, presidente y CEO de Silver Sands, que se llamaba Golden Opportunity, pero en junio la firma cambió de nombre.

En mayo de este año la minera canadiense adquirió la mayoría accionaria del proyecto Virignia, que estaba en manos de la compañía Mirasol Resources, también canadiense, que se quedó con el 19,9%. Es un área de 73.411 hectáreas.

El proyecto Virginia comenzó en 2009 y en 2016 documentó en la provincia un recurso mineral de “11.9 millones de onzas de plata a 310 gramos por tonelada de plata y un recurso inferido de 3.1 millones de onzas de plata a 207 g / t Ag”.

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El subsecretario de Hidrocarburos, Juan José Carbajales, adelantó que esta semana habría novedades en cuanto a la presentación del nuevo programa de incentivo a la producción de gas. La iniciativa se publicará en un decreto y se llamará “Esquema de Gas 2020/2024”. El funcionario explicó que permitirá contractualizar el mercado a cuatro años y se implementarán subastas competitivas entre petroleras, distribuidoras y Cammesa. Además, incentivará la producción de gas para evitar faltantes en invierno y prevé que el gobierno subsidie “a la demanda de los sectores vulnerables”. También tendrá en cuenta la exportación en firme de hasta 11 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) en época estival a cada compañía. El inicio del esquema está previsto para septiembre.

“Nuestra idea es llegar al invierno con esta producción de gas ya vigorosa”, sostuvo Carbajales esta tarde en la videoconferencia “La energía en proyección” que fue organizada por AmCham y el IAPG, donde fue el único orador. “El nuevo esquema ya está consensuado con la industria”, añadió.

El funcionario explicó que “habrá un bloque de 70 MMm3/d por 365 días por 4 años que se complementará a demanda de las distribuidoras y de Cammesa. Y habrá un bloque adicional para cada uno de los cuatro inviernos”. “Tendrá prioridad de despacho y de exportación, que en períodos estivales equivaldrá a 11 MMm3/d distribuidos”, agregó. En el caso de los proyectos de producción de gas offshore el esquema se amplía a ocho años.

Carbajales remarcó también que “el precio del gas va a ser el que determine el mercado que va a surgir de las subastas, pero el Poder Ejecutivo está facultado y llevará adelante la política de subsidios a la demanda para los sectores vulnerables, con lo cual se garantiza un pass through (pasaje) a la tarifa”.

“Los productores comprometen una curva de producción por cuenca y por mes. Se deberá sostener o aumentar la producción de 2020. Este compromiso, en una actividad con declino geológico, implica un volumen de inversión significativo que –a la vez– tracciona los niveles de empleo”, aclaró. El esquema nuevo tendrá un empalme “con diferentes alternativas de ingreso” a la resolución 46, el programa de estímulo impulsado por el anterior gobierno. “Se hizo un arduo trabajo para que la nueva producción de la cuenca Neuquina, Austral y del Golfo de San Jorge ingrese al nuevo esquema competitivo”, describió Carbajales.

“A diferencia de lo que fue la salida del decreto 488 (barril criollo), en este caso se alinearon las necesidades de la industria, tanto de productores como distribuidores, como del Estado Nacional”, indicó el funcionario.

Funcionamiento y beneficios

“Buscamos dar un paso más de lo que habíamos acordado para revertir el declino de la producción de gas a través de dar una previsibilidad a mediano plazo a través de la contractualización del mercado y demanda de gas para permitir precios de mercado a través de subastas competitivas y, por otro lado, asegurarle a los distribuidores y Cammesa volúmenes a cuatro años en un bloque que permitiera garantizar los contratos más un volumen adicional para el período de invierno por la gran estacionalidad que tiene nuestro país”, señaló Carbajales cuando explicó el funcionamiento central del nuevo esquema.

Hay “agregados atractivos” para la industria como “la posibilidad de acceder a contratos de exportaciones en firme por 11 MMm3/d” y “tener prioridad de asignación en períodos estivales cuando, por la estacionalidad, puede llegar a sobrar producción ante la caída de la demanda”. “Y una serie de beneficios en cuanto al posicionamiento que logre cada compañía en pos de esa subasta a la cual se va a convocar”, subrayó.

“este esquema pretende, desde el punto de vista estatal, minimizar el costo fiscal de las importaciones porque al poner en vigor toda nuestra producción local, necesariamente redunda en menores importaciones de GNL, que el día de mañana esto puede llegar a ser un problema ante la falta de dólares”, concluyó Carbajales.

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El gobierno evalúa autorizar una suba en el precio de los combustibles, presionado por el alza que viene registrando la cotización internacional del crudo. «El atraso en los precios de los combustibles es muy significativo», aseguró esta mañana el presidente de YPF, Guillermo Nielsen, anticipando lo que podría venir. EconoJournal publicó hace 15 días que existía un pedido concreto de Sergio Affronti, CEO de la petrolera controlada por el Estado, para mover los precios en el surtidor.

Recuperación del crudo

El precio del barril de crudo Brent toco un piso de US$ 19,93 a fines de abril, pero desde entonces comenzó a recuperarse lentamente. Sólo en la última semana el petróleo subió 7% perforando el techo de US$ 45 por primera vez desde el derrumbe de comienzos de marzo. El Brent cotiza hoy en US$ 45,99.

Esa cifra no es indiferente para el gobierno, pues el artículo 1 del decreto 488/20 que fijo el barril criollo establece expresamente que si el valor del Brent supera los 45 dólares durante 10 días consecutivos el acuerdo queda automáticamente sin efecto.

En ese nuevo escenario las productoras podrían reclamar un mayor precio en el mercado interno y si no se lo convalidan incrementar aún más las exportaciones, aprovechando que el Decreto 488 eliminó las retenciones a la exportación de petróleo cuando el precio internacional es inferior a los 45 dólares y estableció un esquema móvil cuando el precio se ubica entre los 45 y los 60 dólares. Por encima de este valor, los derechos a la exportación ascienden al 8 por ciento.

Aumento en agenda

El gobierno podría remediar el impacto de la suba internacional del crudo con el restablecimiento de las retenciones, pero entonces disminuirían los incentivos para invertir.  “Hay algo peor que la nafta cara, que es que no haya nafta. Se necesitan inversiones todos los años para seguir abasteciendo el mercado de gas y de petróleo”, aseguró Nielsen en Radio 10 este miércoles.

A diferencia de lo ocurrido en diciembre, cuando Nielsen buscó aplicar un aumento y luego tuvo que frenarlo por presiones del propio gobierno, en esta ocasión es difícil creer que haya decidido cortarse solo con sus declaraciones, dado que aquella vez pagó un costo político alto por no validar el aumento con sectores del gobierno alineados con la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner.

Los combustibles permanecen congelados desde diciembre y la posibilidad de autorizar un ajuste viene siendo discutida dentro del gobierno desde hace varias semanas. El CEO de YPF, Sergio Affronti, le pidió al presidente Alberto Fernández, que evaluara la posibilidad de autorizar un ajuste y el tema está siendo analizando por el ministro de Economía, Martín Guzmán.

El propio presidente Alberto Fernández reconoció en una entrevista con C5N que la situación de los combustibles está bajo análisis. «Tenemos algún problema con el tema de las naftas. Por ahora están congeladas, pero ahí tenemos un problema que estamos hablando con YPF”, remarcó el martes. Lo que más le preocupa en Economía es el impacto que podría provocar una suba del gasoil en la estructura de costos de la economía.

En el gobierno tienen claro que no va a ser posible autorizar un aumento que iguale la paridad de exportación. Si se consolida un barril Brent de 45 dólares, la exportación le dejaría al productor, una vez descontados los gastos, unos 41 dólares por barril. Para igualar ese valor, sería necesario ajustar los precios en el surtidor entre 7% y 8%. La industria sabe que no va a conseguir ese ajuste, pero al menos quiere que se fije un sendero de recomposición gradual de precios.  

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Shell Argentina es una de las operadoras que más rápidamente han retomado las actividades en los pozos de la cuenca neuquina, tras el parate que impuso la pandemia. Así lo dejó en evidencia Sean Rooney, presidente de la compañía, en el Ciclo de Entrevistas de EconoJournal.

El directivo señaló que tras dos meses de elaboración y evaluación de los protocolos de seguridad, la petrolera retomó la producción a niveles muy cercanos a los previos a la cuarentena. Incluso, pudo poner en marcha planes ambiciosos de desarrollo como el acuerdo que firmó con TGS para la construcción de una planta de procesamiento de gas para inyectarlo al sistema de transporte. A su vez Rooney expresó su optimismo sobre las perspectivas que se abre para la exportación de Medanito, que a su criterio, en el mediano plazo puede alcanzar precios de venta similares o superiores a los del Brent.

Luego de un primer período de producción con guardias mínimas, Shell retomó rápidamente la actividad en Neuquén y Rooney expresó su satisfacción con los resultados obtenidos.

“Nos tomamos dos meses para estudiar los aprendizajes de otras filiales de la compañía en el mundo para poder hacer nuestro trabajo de manera segura y poner en marcha los protocolos. Estamos complacidos de decir que ya hemos perforado siete pozos y terminamos otros cinco desde que se inició la cuarentena y de una forma segura. Y si bien comenzamos con una eficiencia un poco menor, ya estamos llegando casi a los niveles que teníamos antes de la pandemia. Para nosotros fue una sorpresa ver el desempeño del equipo trabajando con estos protocolos”.

Si bien la exportación del crudo Medanito de Neuquén había comenzado antes de la pandemia, el proceso se aceleró a partir de la caída de la demanda interna. En ese sentido, Rooney se muestra muy optimista acerca de la oportunidad que se abre para este tipo de crudo en los mercados internacionales.

“El Medanito es un crudo no muy conocido en el mercado porque hasta ahora no había habido grandes exportaciones. El año pasado comenzaron a hacerse las primeras exportaciones y nosotros despachamos dos buques. El precio de descuento con el Brent se está achicando porque los clientes se están empezando a familiarizar con este tipo de crudo. Shell es una de las compañías más importantes de trading del mundo y nos están preguntando cuánto más podemos conseguir. Por lo tanto, la demanda hacia el Medanito está aumentando.

La caída de la demanda que generó la cuarentena trajo ese beneficio. Da la oportunidad a Argentina de exportar una cantidad importante al mercado internacional. Por eso es necesario hacer más inversiones en la producción para generar cantidades suficientes a un flujo de exportaciones importante y continuo. Y también requiere de reglamentaciones del Gobierno que garanticen contratación de las exportaciones a más largo plazo. Eso da la confianza al cliente. Con el tiempo y las inversiones necesarias, el Medanito puede llegar al precio del Brent o mayor porque es un crudo de muy alta calidad”.

 A la hora de explicar las razones por las que Shell pudo mantener sus planes de producción a pesar de la coyuntura adversa, Rooney resalta la estrategia a largo plazo que se impone la compañía. “Antes de la cuarentena estábamos perforaron con dos equipos y las inversiones que estamos haciendo son para llevar la producción de los 10.000 barriles diarios a 40.000 barriles diarios. Ese es un plan que no cambia a raíz de la pandemia o la caída del precio del petróleo, sino que está basado en nuestros escenarios de largo plazo. Entonces, cuando tuvimos esa parada de dos meses para definir los nuevos protocoles, no había después  ninguna razón para no retomar las actividades. También fue importante para lograr esto el acuerdo conjunto con los actores involucrados: empresas de servicios, sindicatos, autoridades provinciales, para que entre todos podamos hacer un negocio rentable”, indicó el directivo.

De todos modos, Rooney reconoce que algunos proyectos quedaron en suspenso pero por motivos más vinculados con la economía doméstica que con los efectos de la pandemia. “En el largo plazo hemos tenido que modificar algunos planes. Teníamos previsto construir una segunda planta  y de contratar un tercer equipo de perforación. Pero ambos planes ya están suspendidos porque nuestro pronóstico acerca del precio de petróleo es incierto y en los precios actuales un nuevo desarrollo no sería competitivo. Pero es importante señalar que la suspensión de estos planes no fue a raíz de la pandemia sino de la decisión oficial del congelamiento de precios. Para el desarrollo de Vaca Muerta es determinante no solo el fin de la pandemia sino lograr la confianza para lograr inversiones con reglas de juego previsibles”, afirmó.

A diferencia de otras otras operadoras que comenzaron a migrar hacia la producción de gas, desde un principio Shell basó su inversión en Vaca Muerta en el desarrollo del shale oil. Rooney explicó los motivos de esta estrategia. “El petróleo en la Argentina tiene más mercado en el sentido de que su venta ha sido siempre más cercana a los niveles internacionales. Por lo tanto, es más confiable en términos de un inversor extranjero de sacar provecho de la producción. Pero además en nuestra estrategia de largo plazo, el hecho de empezar con el petróleo nos da una base de infraestructura, de ganancias y de experiencias que podemos aprovechar para el negocio del gas.

El costo del desarrollo del gas es más alto en comparación al valor del gas. Entonces es necesario tener más competitividad y eficiencia para desarrollar el gas a un nivel que sea rentable. Y esto es mucho más fácil cuando estás haciéndolo aprovechando la fundación inicial del negocio del petróleo. Nuestra visión entonces para Vaca Muerta es construir un negocio importante de petróleo y llevar esa experiencia al gas”, concluyó.

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La Secretaría de Minería, a cargo del sanjuanino Alberto Hensel, lanzó un plan para desarrollar la minería en el país con objetivos para los próximos tres años. Establece una mesa para alcanzar consensos entre distintos los distintos actores del sector. Lo hizo mediante la resolución 47/20 publicada hoy en el Boletín Oficial con la firma del secretario minero. Se trata del Plan Estratégico para el Desarrollo Minero Argentino, donde establece un plan a 30 años para el sector y objetivos hasta 2023.

La iniciativa implica, por un lado, la creación de una “mesa nacional de notables”, donde participarán “integrada por los sectores políticos, industrial y no gubernamental, gobiernos provinciales, de las organizaciones libres del pueblo, de la academia, de la ciencia, de los sindicatos y las empresas”. Esta mesa elaborará un documento “que contenga la propuesta de visión común para el desarrollo de la actividad, identificando las principales iniciativas públicas y privadas, que se requieran para lograrla”.

Además, el plan prevé cambios a corto plazo para la Secretaría de Minería: “se trata del nuevo rol de la organización que se orienta a la promoción y articulación del desarrollo económico regional, el incremento de ingresos fiscales por exportación, la preservación y el uso racional de los recursos naturales para el desarrollo humano integral, la institucionalización de la vinculación pública privada para el desarrollo productivo minero e impulso del desarrollo social con identidad territorial, poder contar con una política pública que integre los intereses del Estado Nacional, las empresas y las comunidades, instaurar la eficacia, eficiencia, celeridad de respuesta, simplificación de procesos y flexibilidad para la competitividad del sector”.

Los objetivos del plan

El plan contiene siete objetivos y dieciocho programas de gestión para el período 2020 – 2023.

El primer objetivo prevé “potenciar el desarrollo sustentable; promover inversiones en la exploración y explotación; incrementar la participación de la minería en el Producto Bruto Interno Nacional”. Y tiene cinco objetivos:

1. Promoción y Reactivación de Inversiones Mineras (Proyecto por Proyecto).

2. Asistencia Técnica y Financiera a Pequeñas y Medianas Empresas (PyMEs) Mineras.

3. Identificación de Oportunidades de Negocios para Pequeñas y Medianas Empresas (PyMEs) Mineras.

4. Promoción de Inversión Externa Directa Minera (+ IED Minera).

5. Participación del Capital Nacional en el Desarrollo Minero Argentino.

El segundo objetivo señala “asegurar la correspondencia entre el costo fiscal de las políticas de promoción minera y el efectivo desarrollo de la inversión”: Implica el “Programa Anual de Fiscalización (PAF)” y la “Optimización del Registro de Beneficiarios de la Ley N° 24.196 y sus modificatorias”.

El tercer objetivo tiene que ver con asistencia para Pymes mineras. El cuarto y quinto es para desarrollar una “comunicación del potencial minero” del país y elaborar un sistema de digitalización de los datos del sector. El sexto objetivo remarca el Programa Nacional de Sustentabilidad Minera; el Diagnóstico de Activos y Pasivos Ambientales; y que contribuya a la “preservación ambiental”. Y el último objetivo subraya: “articular la gobernanza en compromisos internacionales, regionales, provinciales y locales”.

La semana pasada, en una reunión virtual de Hensel con Matías Kulfas, el ministro de Desarrollo Productivo señaló: “la minería y sus proveedores pueden hacer que la Argentina tenga un desarrollo más armónico y federal. Apuntamos a una minería inclusiva, que genere desarrollo económico local, de la que participe de una cadena pyme y que se incorporen a las universidades. Es decir, que no seamos un enclave extractivo sino una cadena innovativa e integrada”. Además, Kulfas se refirió a las provincias argentinas en las que no hay actividad minera y sostuvo: “tenemos que encontrar la manera de que donde no hay minería se pueda desarrollar y que eso sea en base a consensos y no a imposiciones”.

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