Comercialización Profesional de Energía

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El ENRE renovó aplicación para controlar el consumo

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad, ENRE, renovó la aplicación que ayuda a los usuarios a calcular y controlar el consumo energético en los hogares.

Una de las opciones que podemos tener en cuenta para controlar el consumo energético es utilizar la aplicación del ENRE que permite estimar cuánta electricidad consumen los electrodomésticos, consultar el consumo anual, comparar el anterior bimestre.

En general, los electrodomésticos que funcionan con resistencia para dar calor son los que más consumen, tales como la plancha, la tostadora, el horno eléctrico y la pava eléctrica, entre otros. El mejor tip es balancear la energía eléctrica y el gas, de hecho, calentar el agua usando gas es más económico.

La industria argentina en los últimos años ha tenido inversiones y también avances en el uso de la tecnología, lo cual es muy destacable teniendo en cuenta que los productos de calidad impactan en la eficiencia energética y también en el consumo.

Además de ayudar al medioambiente y abaratar la factura de luz, optar por la compra de aparatos con etiqueta A+, A++, A+++ supone un ahorro considerable a largo plazo.

Aunque en el momento es un poco más costoso, la vida útil puede llegar a triplicarse de un aparato básico. Si buscamos los que tienen la letra A para arriba, son los que mayor eficiencia energética tienen. Por ejemplo, el aire acondicionado con inverter, usa parte de la energía que utiliza para usarla en el futuro inmediato, lo que hace que baje alrededor de un 25% o 30% el uso en general de la energía.

El uso del aire acondicionado es el mayor consumo que se registra en estos meses. Suele consumir 8 veces más que un ventilador por el concepto de enfriar, el motor y los gases.

Asimismo, la heladera tiene el mismo concepto de gasto porque al abrir mucho tiempo la heladera, sale mucha cantidad de frio y eso significa una pérdida de energía.

“Un consejo que no mucha gente tiene en cuenta es que conviene lavar la ropa por la noche o en los momentos que no hay gente en la casa si se puede programar. Además, es importante usar el aire en la temperatura correcta de 24 grados, porque cuando hay una diferencia de entre 6 y 8 grados con el afuera, el cuerpo se adecúa. Por cada grado extra que se utiliza, es un 8% más de gasto”, detalló la CADIEEL.

Cuidar los electrodomésticos ante los cortes de luz

En esta época del año los cortes de energía o baja tensión suelen ser recurrentes. Una buena opción en estos casos es desenchufar todos los aparatos eléctricos, en especial aquellos que tienen un alto costo. Es mejor dejar solo las luces en señal de aviso para cuando regrese y bajar la térmica de todo lo demás.

Si nos ponemos a pensar en todas las actividades que realizamos a lo largo de un día, nos damos cuenta de lo dependiente que somos de la energía. Es por esto que debemos resaltar la importancia de tener un consumo consciente de la electricidad, indicó el ENRE.

El interventor Walter Martello, destacó el rediseño de la app que permite calcular cuánta electricidad consumen los electrodomésticos que cada usuario posee, consultar el consumo anual del hogar y repasar consejos de ahorro energético.

El funcionario explicó que “Incorporamos un diseño más amigable que es utilizable también desde el teléfono celular. Ampliamos sus funciones para facilitar el análisis del consumo eléctrico de los electrodomésticos y realizar una comparación con bimestres anteriores”.

La calculadora permite seleccionar electrodomésticos de uso cotidiano, elegir la cantidad de días y horas que se los utiliza, y obtener tanto el consumo individual como el consumo total del hogar, siempre expresando los resultados en kilowatts.

“Más allá de esa función actualizada y ampliada, ingresando el número de cliente y los últimos 3 números del medidor, la aplicación web incorpora una función para conocer el consumo eléctrico del último año” (solo para usuarios de Edenor y Edesur), agregó Martello.

La página para acceder a consejos para lograr un consumo eficiente de la energía eléctrica. ttps://www.enre.gov.ar/calculadora/index.html

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Shell actualizó 4 % promedio los precios de sus naftas y gasoils

Raízen Argentina, licenciataria de la marca Shell, comunicó que, a partir de las 0:00 hora del domingo 15 de enero, aumentó los precios de los combustibles un 4 % promedio.

“Esta actualización de precios intenta absorber mínimamente los incrementos de los precios de los biocombustibles, el aumento de costos logísticos, y la variación del tipo de cambio oficial que afecta el precio de las materias primas que utilizamos para la producción de combustibles”, señaló la compañía.

Los nuevos precios de referencia en estaciones de servicio de la marca Shell en la Ciudad de Buenos Aires son: $166,3 por litro de nafta súper; $ 202,2 para la nafta V-Power (premium); $ 185,9 para el gasoil común, y $ 239,1 para el gasoil V-Power.

Se estima que en las próximas horas las otras principales marcas refinadoras y comercializaoras de naftas y gasoils (YPF, Axion) también ajustaran precios.

Cabe referir que estas empresas habían convenido tácitamente con el ministerio de Economía que la puesta en vigencia de esta suba de precios ocurriría en la segunda quincena de enero.

Economía y las petroleras acordaron en noviembre último la aplicación de un sendero de precios de los combustibles para el cuatrimestre diciembre-marzo. Del 4 por ciento en diciembre, enero y febrero, y del 3,8 % en marzo.

La pauta fijada se relaciona con la intención del gobierno nacional de morigerar la suba de la inflación en el primer semestre del año, y es similar al criterio aplicado en otros rubros.

En tanto, las empresas y Economía analizaran si para la puesta en vigencia de los próximos ajustes de precios se aplicará el mismo criterio que en enero.

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YPF rompió la barrera de los U$S 11 en Wall Street

Las acciones de YPF superaron el viernes 13 los U$S 11 En Wall Street marcando su máximo histórico en la bolsa de N.Y. En últimos 6 meses triplico su valor y acumula una suba de 235 por ciento.

El viernes último la acción de YPF en Wall Street subió más de 8 % y sólo en lo que va a de enero avanza más de 22 por ciento.

Un artículo realizado por Yahoo! Finanzas hizo mención que las acciones de YPF se ubican entre “las 3 mejores acciones emergentes para invertir”. Además, remarcaron que “La tasa de crecimiento de utilizades esperadas para el primer trimestre de 2023 se ubica en el 85,9 por ciento”.

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Sanción del ENRE a transportadoras por $ 183 millones

El ENRE sancionó a 8 empresas transportadoras de electricidad tras supervisar inversiones y evaluar la calidad del servicio. El monto global de la sanción es de 183 millones de pesos.

El Interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad, Walter Martello, firmó 103
Resoluciones a través de las cuales sancionó por un total de $ 183.770.338 a ocho transportistas de energía eléctrica “por incumplimientos en el Contrato de Concesión y en el Régimen de Calidad de Servicio y Sanciones del Sistema de Transporte por Distribución Troncal”, se informó.

En ENRE aplicó multas a las siguientes empresas:
-TRANSENER S.A, por un total de $ 67.247.513 mediante las Resoluciones 110, 111, 112, 113, 114 y 115/2023.

-TRANSPA S.A, por un total de $ 43.734.981 mediante las Resoluciones 8, 9, 10, 11, 12, 36, 37, 40, 47, 48, 49, 50, 55, 56, 47, 58, 59, 60, 61, 62, 63, 64, 65 y 66.

-TRANSBA S.A, por $ 29.007.864 mediante las resoluciones 84, 85, 86, 87, 88, 89, 90, 91, 92, 93, 94 y 95/2023.

-TRANSNOA S.A, por un total de $ 12.015.244 mediante las Resoluciones 1, 2, 3, 4, 5, 6 y 7/2023.

-TRANSNEA S.A, por un total de $ 10.029.618 mediante las Resoluciones 22, 73, 74, 75, 76, 77, 78, 79, 80, 81, 82 y 83/2023.

-EPEN, por $ 9.650.198 mediante las Resoluciones 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35, 38 y 39/2023.

-DISTROCUYO S.A, por un total de $ 9.368.322 mediante las Resoluciones 96, 97, 98, 99, 100, 101, 102, 103, 104, 105, 106, 107, 108, 109 y 116/2023.

-TRANSCO S.A, por un total de $ 2.941.813, mediante las Resoluciones 41, 42, 43, 45, 46, 51, 52, 53, 54, 67, 68, 69, 70 y 71/2023.

Las sanciones aplicadas responden a indisponibilidades programadas y forzadas de líneas y de equipamientos de conexión/transformación y de conexión/salidas, propios de la concesionaria o de sus transportistas independientes, se indicó.

“Seremos implacables con la supervisión de las inversiones y con la evaluación de la calidad del servicio, tal como nos comprometimos al momento de asumir esta intervención”, destacó Martello.

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Activan sistema de soldadura automática en la construcción del GPNK

En el proceso de construcción del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner se concretó, en la localidad de Doblas, La Pampa (km 440 de la traza), la puesta en funcionamiento una soldadora automática de caños, tecnología que se utiliza por primera vez en Argentina.

Se trata de un sistema de soldadura de última generación, traído de Estados Unidos, que permite reducir los tiempos de obra al incrementar la cantidad de tubos que pueden soldarse por día, minimizando los errores y dando previsibilidad al ritmo de producción, destacó ENARSA.

Este equipamiento y otro similar se usan en los tramos 1 y 2 de la obra del ducto troncal, que va desde el kilómetro 0 de la traza, en Tratayén, Neuquén, hasta el km 440, en La Pampa, los dos más extensos del GPNK, que lleva adelante la UTE Techint y Sacde.

La ventaja de este sistema es que garantiza producción y calidad constante. La soldadura automática funciona en dos planos: en el interno con un proceso simultáneo de 8 puntos de soldadura en toda la circunferencia, y en el externo con dos unidades, con dos puntos de soldadura cada una, que orbitan el lado externo del tubo para completar el proceso.

Luego las soldaduras se verifican a través de un sistema de ultrasonido, lo que garantiza su calidad.

Estos dispositivos se van moviendo a medida que avanza la obra en cada uno de los tramos y se suman a las plantas de doble junta que permiten soldar en forma industrial caños de 12 metros, de 36 pulgadas de diámetro, en una sola pieza de 24 metros de largo, que luego son llevados a la traza donde se sueldan entre sí con el sistema automatizado.

Semanas atrás, se inició la soldadura con el sistema convencional en Salliqueló, en el tercer tramo de la obra, que se extiende desde el km 440 de la traza, en La Pampa, hasta esa localidad bonaerense.

Con una extensión de 573 kilómetros, el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, a cargo de Energía Argentina S.A., permitirá ahorrar más de 2.900 millones de dólares al año entre sustitución de importación de combustibles y reducción de subsidios, aumentará la disponibilidad de gas a precios competitivos y genera 10 mil puestos de trabajo directos y otros 40 mil indirectos, entre la construcción de la obra y la mayor producción de gas en Vaca Muerta.

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El litio y el foco puesto en su forma de producción

La Confederación General Empresaria de la República Argentina (CGERA), consideró “fundamental que el país avance en la extracción e industrialización del litio”, y convocó a “apostar a un proyecto industrial a largo plazo vinculado a este recurso natural”.

La entidad que preside Raúl Zylberstein planteó la necesidad de “implementar esquemas de extracción e industrialización del litio con el objetivo de desarrollar de manera sustentable al sector e incrementar sus exportaciones”.

En relación a la propuesta de La Rioja de declarar al litio como recurso natural estratégico, los empresarios de CGERA plantearon que la industria comprende a su manufactura o procesamiento en algún grado y que estos recursos naturales pertenecen a las provincias.

“La industrialización de los recursos naturales es básica para poder generar valor y conseguir divisas que nos permita importar insumos y todo lo que no nos convenga producir”, señaló la entidad.

“Los empresarios de CGERA coincidimos en la necesidad de dólares inmediatos, porque son nuestras industrias las que sufren la falta de insumos, pero no podemos dejar pasar esta nueva oportunidad de cambiar de una buena vez nuestra matriz productiva, porque si no, no vamos a salir de este péndulo que es la economía argentina”, concluyó Zylbersztein.

El pronunciamiento de esta entidad sucede a otros expuestos en los últimos días por la UIA y la Cámara de Empresas Mineras (CAEM), pero estas últimas han cuestionado la postura del gobierno de La Rioja, que avanzó con la sanción de una Ley provincial que declara al litio y sus derivados como recurso estratégico, revisando contratos con empresas concesionarias para reformular su relación con éstas en base a nuevas reglas fijadas por el Estado provincial.

La Ley 10608, sancionada en diciembre pero todavía no promulgada suspende por 120 días los permisos de exploración de este mineral.

“La provincia está en condiciones de hacer la exploración y luego invitará a las empresas que quieran invertir a hacerlo en condiciones que convengan a la provincia, al país y a las empresas”, sostuvo el gobernador Ricardo Quintela, en declaraciones periodísticas.

Las exportaciones de litio (que tienen a Jujuy y Catamarca como otros principales protagonistas en el rubro) totalizaron U$S 593 millones en los primeros once meses del 2022, y podrían llegar a 700 millones contando diciembre, calculan en el Ministerio de Economía.

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Se activó “miEnargas”, la app del Ente Regulador

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) activó la aplicación “miEnargas”, una herramienta para facilitar las gestiones de todos los usuarios y usuarias del servicio público de gas del país. 

La nueva aplicación permite, por ejemplo, ingresar a la Oficina Virtual del Organismo para realizar consultas, crear un reclamo ingresando los datos personales, hacer un seguimiento de los trámites solicitados, o consultar las distintas vías de comunicación e instancias de reclamos.  

Además, el usuario podrá verificar, en base a la declaración jurada efectuada por el Productor de Equipo Completo (PEC), los datos asociados a la oblea de GNV adherida al parabrisas de la unidad propulsada a gas natural vehicular. 

Asimismo, la aplicación facilita el acceso al Mapa Interactivo para realizar consultas relacionadas con los sistemas de transporte y distribución de gas, en donde los usuarios obtendrán información georeferenciada para hacer los análisis que consideren necesarios a través de los datos disponibles. 

La aplicación también permite consultar sobre la Ley 27.637 de Ampliación del Régimen de Zona Fría y saber si la localidad en la que vive el usuario está comprendida dentro del beneficio.  

Esta nueva herramienta acerca información a los usuarios sobre el marco regulatorio del servicio público de gas, los objetivos, funciones y facultades del ENARGAS, sobre su sede central y sus delegaciones, y les permite a los usuarios interiorizarse sobre las últimas novedades referidas a la industria del gas en nuestro país, entre otras posibilidades.   

La App “miEnargas” se puede descargar de forma gratuita desde los principales play stores (Android o iOS) y para interactuar en ella el usuario solo debe darse de alta ingresando sus datos personales para crear el perfil. Igualmente, ingresando a la sección “Aplicaciones Móviles” de la página oficial del Ente, los usuarios podrán descargarse “miEnargas” escaneando el código QR.  

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La CEA marcó posición en su “Informe de Ampliación en el Sistema de Transporte”

La Cámara Eólica Argentina consideró que “el principal límite que enfrenta hoy un mayor despliegue de la generación renovable es la capacidad de transporte remanente en el sistema eléctrico”. “Ni la Ley ni los compromisos asumidos en la COP 26 han ido de la mano del desarrollo de herramientas concretas para la ampliación del sistema de transporte en alta tensión que sean consistentes con dichas metas”, remarcó.

“No se ha logrado articular un esquema que permita trazar metas claras de ampliación del sistema, y mecanismos para pasar de los estudios a planes, de allí́ a licitaciones y a materializar los proyectos”, describió la Cámara empresaria.

La CEA se reunió con el Consejo Federal de Energía Eléctrica, la Subsecretaría de Energía Eléctrica y la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), para presentar su estudio sobre “Ampliación en el Sistema de Transporte. Compromisos de descarbonización, metas y resultados económicos: motivos urgentes para acelerar una tarea pendiente”.

Encabezada por su presidente, Bernardo Andrews, su secretario, Gastón Guarino, y otros miembros de su Comisión Directiva, la CEA presentó el trabajo donde se analiza con detalle la situación actual de la industria eléctrica y el principal límite al que se enfrenta hoy, que es la capacidad de transporte remanente en el Sistema.

La primera presentación del estudio se llevó a cabo ante el Consejo Federal de Energía Eléctrica (CFEE), la cual fue presidida por Ricardo Martínez Leone y contó con la participación de los representantes operativos de las distintas provincias. El CFEE es un ámbito fundamental para la contribución de la CEA, pues constituye el organismo federal que aconseja a la Secretaría de Energía respecto de las necesidades de inversión en el sector.

La Entidad también fue recibida por el Subsecretario de Energía Eléctrica, Santiago Yanotti, donde además de la presentación del documento referido, se plantearon algunos otros temas muy relevantes para el sector. “El Subsecretario tomó nota y acompañó en nombre de la Secretaría la importancia que el tema tiene para el desarrollo del sector renovable, y eléctrico en general”, señaló el Gerente General de la CEA, Héctor Ruiz Moreno.

Asimismo, se realizó la presentación ante la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico (CAMMESA), donde Sebastián Bonetto, Gerente General; Juan Luchilo, Gerente de Análisis y Control Global; Víctor Sinagra, Gerente de Estudios Eléctricos; y un equipo de técnicos y especialistas en redes eléctricas de la Compañía participaron de la exposición la cual generó un intercambio de ideas, que culminó con el compromiso de continuar abordando el tema a la brevedad, para revisar los aspectos en los que es posible avanzar en lo inmediato, se indicó.

El impacto que produjo la incorporación de generación renovable, liderada por la industria eólica con un 75 % de participación, fue particularmente positivo en Argentina. La introducción de energías limpias permitió́ reducir el consumo de combustibles líquidos y GNL importados, generando una reducción en los costos del sistema año a año, menores importaciones de energía y menor peso en la cuenta de subsidios energéticos, mejorando el resultado fiscal, destacó la Camara.

En los últimos dos años, caracterizados por la baja generación hidroeléctrica y los elevados precios de los combustibles importados, el impacto fue particularmente positivo con 15 U$S/MWh de reducción del costo de generación, U$S 4.500 MM de ahorro de divisas y U$S 2.000 MM de ahorro fiscal, se describió.

“Al saldo favorable en materia económica, se sumó́ también el impacto positivo en términos operativos: sin generación renovable, el diferencial de combustibles líquidos que hubiera tenido que administrar CAMMESA habría llevado al límite las capacidades logísticas del sistema eléctrico, incrementando los niveles de falla sensiblemente”, sostiene la CEA.

“De cara a los próximos años la generación renovable seguirá́ aportando a la reducción de costos y el ahorro de divisas, afirmó la Cámara, señalando que por cada 1.000 MW adicionales de capacidad eólica instalada, el ahorro externo permitiría recuperar las divisas necesarias para la importación de equipos en menos de 18 meses, generando ahorros netos de allí́ en adelante”.

En el contexto de transición energética, en el que Argentina apuesta a ser proveedor de GNL en el mercado mundial en el transcurso de la próxima década, una mayor penetración renovable generaría mayores saldos exportables de gas y liberaría capacidad de transporte de gas para la exportación, refiere el informe.

La CEA remarcó que Argentina enfrenta un escenario donde las presiones internacionales por acelerar la transición energética serán crecientes, comenzarán a ser más frecuentes las barreras comerciales verdes y en el que la eficiencia y penetración renovable serán vectores de competitividad para la economía y de atracción de inversiones.

“En paralelo, desde una perspectiva con foco puesto en el desempeño macroeconómico y del sector eléctrico local, la mayor penetración renovable viene produciendo efectos muy positivos que se extenderán durante las próximas décadas”, se describió.

En consecuencia, los elementos de análisis externos e internos convergen en el sentido de la necesidad de consolidar las políticas de desarrollo del sector.

“El sector privado ha demostrado que con un marco normativo claro tiene una clara decisión de invertir en el desarrollo y construcción de proyectos, y podría acompañar o complementar un plan de expansión del sistema de transporte orientado a la incorporación de energía renovable liderado por el Estado Nacional”, señaló la CEA.

“Pero los elevados costos de este tipo de obras, que además redundarían en beneficios para el sistema en su conjunto, implican que no sería posible internalizar plenamente en contratos en el MATER inversiones tan importantes en transporte a cargo del sector privado”, se explica en el informe.

Y se consigna que “dentro de los mecanismos existentes para el desarrollo del sistema de transporte en cabeza del sector privado las ampliaciones por interés público podrían ser una alternativa”.

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Productoras en Neuquén exportaron hidrocarburos por U$S 2.100 millones hasta noviembre inclusive

El Ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén informó que en los primeros 11 meses del 2022 la provincia generó un total de 2.109 millones de dólares por exportaciones de hidrocarburos (19,7 millones de barriles de crudo y 1.400 millones de M3 de gas).

Durante noviembre último se exportaron 2,23 millones de barriles de petróleo desde la provincia, lo que representa el 24 % de la producción total. Ese mes se generaron 175,4 millones de dólares a un precio promedio por barril de 79 dólares.

Al respecto se detalló que “fueron doce las empresas que realizaron envíos, destacándose Vista Energy (851 mil barriles), Compañía de Hidrocarburos No Convencional SRL (472 mil barriles) y Shell Argentina (430 mil barriles)”.

Asimismo, se destacó que en noviembre se registró el primer envío de crudo por parte de la empresa petrolera provincial Gas y Petróleo del Neuquén (GYP), con 12.550 barriles, destinados a una refinería de Brasil.

El informe señala que en los primeros once meses del año se acumularon envíos al exterior por más de 19,7 millones de barriles, es decir el 21 % de la producción provincial, superando los 1.755 millones de dólares.

En cuanto al gas, las exportaciones alcanzaron durante noviembre de 2022 los 147,6 millones de metros cúbicos (MMm3), aproximadamente 4,92 MMm3 por día, representando el 7 % de las ventas de gas provincial de dicho mes. El precio promedio de estos envíos ha sido de 8,14 dólares por millón de BTU, alcanzando un valor cercano a los 44,33 millones de dólares.

Siete firmas exportaron gas en noviembre: Total Energies (24 %), Tecpetrol (22 %), Pan American Energy (17 %), Wintershall (16 %), YPF (14 %), Pampa Energía (5 %) y Pluspetrol (1 %).

En los primeros 11 meses de 2022 se exportaron 1.400 MMm3, lo que significó 355 millones de dólares. Esto representa un crecimiento de 357 % y 817 % para los volúmenes y valores exportados con respecto a igual periodo de 2021, se indicó.

El gobernador Omar Gutierrez destacó las cifras y aseguró que “Esto es fruto de estas inversiones; imaginen dónde estaríamos si no hubiésemos desarrollado Vaca Muerta, si no se hubiesen invertido este año 5.000 millones de dólares. Este año Vaca Muerta generará 2.500 millones de dólares en exportaciones de petróleo y gas”, concluyó.

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Energía definió la aplicación del ajuste al precio del gas PIST

La Secretaría de Energía determinó la adecuación de los precios de gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) de los contratos o acuerdos de abastecimiento vigentes celebrados en el marco del “Plan Gas.Ar” e instruyó a Energía Argentina S.A. (ENARSA), a las empresas productoras y a las distribuidoras y/o subdistribuidoras de gas natural por redes para que en el plazo de los próximos cinco (5) días corridos adecuen los precios en dichos contratos y sean presentados a la S.E. para su corroboración.

Lo hizo a través de la Resolución 6/2023 oficializada el martes (10/1) que vino a ratificar anuncios realizados la semana pasada por la Secretaria Flavia Royón en este componente de la factura (los otros son Transporte, Distribución e Impuestos).

En lo que se refiere al precio del gas PIST para los usuarios residenciales, y con relación al proceso de segmentación de los subsidios estatales a la energía, la secretaria Royon, había anticipado que “en todo el 2023 se aprobará una única actualización en este componente” para los usuarios nivel 1 (altos ingresos) y del nivel 3 (ingresos medios) para el consumo excedente, respectivamente, y que “los usuarios segmentados en nivel 2 (de menores ingresos) no tendrán aumento en el costo del metro cúbico de gas”.

Un anexo de la R-6 detalla los ajustes de este precio a realizar en dos etapas, en marzo y en mayo venideros.

El mismo anexo detalla además los ajustes para los usuarios MiPYME y grandes empresas.
Royón señaló además, con respecto a los comercios, que: “las micro y pequeñas empresas que estén en el registro MIPYME continuarán siendo alcanzadas por los subsidios, mientras que las grandes empresas tendrán un aumento del 28,3 por ciento”. “Es un aumento que cuida a los comercios de barrio, al vecino, y al crecimiento de la industria contra la inflación”, remarcó.

La Secretaria Royón también remarcó que “los tres millones y medio de usuarios de bajos ingresos que han obtenido el subsidio por haberse anotado en el RASE (registro) no van a tener aumentos en el componente del valor del gas este año”. Y agregó que “aquellos hogares que no lo soliciten, o que sean de ingresos altos, recibirán un único aumento del 28,3 por ciento” (en dicho item de la factura) .

“La base de datos de la segmentación sigue abierta”, reiteró:, en alusión al RASE.

El artículo 3° de la R.6 determinó para los beneficiarios de la Tarifa Social abastecidos por gas natural por redes una bonificación del 29,43 % en los precios del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte “a aplicarse sobre los consumos en exceso del Bloque Base determinado en el Anexo II de la Resolución 474/2017” del ex Ministerio de Energía y Minería.

El artículo 4° determinó que “a los efectos de elaborar los cuadros tarifarios de los servicios de distribución de gas natural por redes de la categoría “Entidades de Bien Público”, el ENARGAS deberá observar las siguientes estructuras, modificándose por la presente, lo establecido por la Resolución 146/2019 de la ex Secretaría de Gobierno de Energía.

La R-6 también dispone que en aquellas subzonas tarifarias no alcanzadas por las compensaciones tarifarias previstas en la Ley 27.637, determínase para los usuarios cuyos valores unitarios máximos y rangos de consumo se corresponden al de los usuarios de las subcategorías P1 y P2 del conjunto identificado como “Tarifa Servicio General P”, una bonificación del 71,04 % en los precios del Gas Natural en el PIST, que será de aplicación a los consumos de gas realizados a partir del 1° de marzo de 2023.

Para los usuarios cuyos valores unitarios máximos y rangos de consumo se corresponden al de los usuarios de la subcategoría P3 del conjunto identificado como “Tarifa Servicio General P”, determínase la bonificación del 77,21 %, y del 88,65 % en los precios del Gas Natural en el PIST que se aplicará a los consumos de gas realizados a partir del día 1° de marzo de 2023 y del día 1° de mayo de 2023, respectivamente.

En aquellas subzonas tarifarias alcanzadas por las compensaciones tarifarias previstas en el régimen establecido por la Ley 27.637 se aplicará a los usuarios cuyos valores unitarios máximos y rangos de consumo se corresponden al conjunto identificado como “Tarifa Residencial”, una bonificación del 36,49 % en los precios del Gas Natural en el PIST para cada una de tales categorías de usuarios Residenciales correspondientes a los usuarios Nivel 2 definidos en el Decreto 332/2022, la que será de aplicación a los consumos de gas realizados a partir del 1° de marzo de 2023.

La R-6 también determina bonificaciones de los precios del gas natural en el PIST para los usuarios y usuarias del Servicio General “P”, que estén registrados o se registren en el Registro de Empresas MiPyMES creado por la Resolución 220/2019 del Ministerio de Producción y Trabajo. (P1,P2 y P3).

La R-6 instruye al ENARGAS a que disponga las medidas necesarias a fin de que las facturas que emitan las prestadoras del servicio público de distribución y subdistribución de gas por redes de todo el país reflejen los precios de gas en el PIST establecidos.

Y también establéce que las empresas productoras adjudicatarias del Plan Gas.Ar y ENARSA “deberán facturar las ventas de gas natural a las distribuidoras y/o subdistribuidoras, identificando los volúmenes consumidos por cada categoría, de corresponder, y nivel de usuario definido en el Decreto 332/22, conforme a la metodología establecida por el ENARGAS y aplicando los precios en el PIST que correspondan a la composición porcentual de los consumos de los distintos niveles de segmentación de los usuarios”.

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MEGSA-CAMMESA: 25,6 MMm3/día adicionales hasta fin de enero. PPP U$S 2,83

El Mercado Electrónico del Gas, realizó un nuevo concurso de precios, solicitado por CAMMESA, destinado a recibir ofertas por parte de Productores que habiendo sido adjudicados en el Plan Gas.Ar (PG) contaran con volúmenes adicionales para suministrar a usinas generadoras.

El MEGSA recibió 15 ofertas que totalizaron 25,6 millones de metros cúbicos día y un precio promedio ponderado de U$S 2,83 el Millón de BTU.

Cada Productor sólo podía ofertar en las mismas cuencas en que fuera adjudicado en el PG, y el precio ofertado por cada Proveedor no podía exceder el precio obtenido en el PG para cada cuenca para el período de verano.

Los contratos generados están destinados al aprovisionamiento entre el 16/01/2023 y el 31/01/2023.

Del total de ofertas realizadas 10 correspondieron a productores en Neuquén, totalizaron 12,6 MMm3/día y los precios variaron desde 2,15 a 2,99 dólares el MBTU.

Productores en Tierra del Fuego realizaron 3 ofertas por un total de 9,5 MMm3/día y precios de entre 2,77 y 2,81 dólares el MBTU.

Desde Santa Cruz se recibió una oferta de 2 MMm3/día a un precio de U$S 2,83 el MBTU y desde Chubut también una oferta, por 1,5 MMm3/día y un precio de 2,88 dólares el MBTU.

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Bolivia proveerá este año menores volumenes de gas a la Argentina

Las estatales Yacimientos Petrolíferos Fiscales de Bolivia y Energía Argentina S.A. definieron los términos de una nueva Adenda (la séptima) al contrato de suministro de gas natural boliviano, que regirá en el año en curso.

Aunque las autoridades argentinas (Enarsa y Secretaría de Energía) no dieron a conocer el detalle del contrato actualizado, sí ocurrió que fuentes oficiales bolivianas explicitaron aspectos centrales de su contenido a diversos medios de ése país.

En un contexto de merma en la producción Bolivia encarará inversiones para perforar una serie de pozos en procura de nuevo gas, con destino al mercado interno, y a la exportación prioritaria a Brasil. También con destino a la Argentina, pero será en menores volúmenes que los enviados en 2022, trascendió.

La compañía boliviana suministrará unos 4 millones de metros cúbicos día en los meses del verano y hasta 8 MMm3/día en los del invierno 2023, bastante menos que en el año pasado (llegó a ser de 14 MMm3/día). El precio durante el verano rondará los U$S 9 dólares el Millón de BTU, y se ajustará a la suba en el invierno en base a una fórmula contractual preestablecida, ligada a la variación del mercado internacional.

Armin Dorgathen, presidente de YPFB, aseguró al canal estatal Bolivia TV que, en exploración, en este año se realizará la perforación de varios pozos para buscar más de un Trillón de Pies Cúbicos (TCF) de gas natural.

“Estamos trabajando en nuevas cuencas como el Subandino Norte, Madre de Dios y realizar la mayor cantidad de prospectos en el Subandino Sur”, confirmó el funcionario.

La exportación de gas a Brasil y a la Argentina resultan claves para la economía boliviana, pero también ha incremento y expandido el consumo interno del gas aplicado a diversos rubros.

Recientemente el presidente de YPFB confirmó que en 2023 se realizarán fuertes inversiones en la exploración de hidrocarburos con el objetivo de aumentar reservas gasíferas.

El gobierno argentino proyecta compensar el menor suministro de gas de Bolivia con la mayor producción propia y para ello se avanza en la construcción del gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner, cuya primera etapa deberá estar concluída a finales de junio venidero.

Incluso se ha proyectado revertir el gasoducto del Noroeste argentino para sacar gas de Vaca Muerta hacia Chile, y hacia Brasil, utilizando el ducto con Bolivia.

Con todo, Argentina también deberá importar volumenes de Gas Natural Licuado (mucho mas caro que el gas de Bolivia), aunque quizá en menores volumenes que los del año 2022.

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El ENRE renovó APP para calcular consumo de electricidad

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), organismo a cargo del interventor
Walter Martello, rediseñó una aplicación (app) que permite calcular cuánta electricidad consumen los electrodomésticos que cada usuario posee, consultar el consumo anual del hogar y repasar consejos de ahorro energético.

El funcionario explicó que “Incorporamos un diseño más amigable que es utilizable también desde el teléfono celular. Ampliamos sus funciones para facilitar el análisis del consumo eléctrico de los electrodomésticos y realizar una comparación con bimestres anteriores”.

La calculadora permite seleccionar electrodomésticos de uso cotidiano, elegir la cantidad de días y horas que se los utiliza, y obtener tanto el consumo individual como el consumo total del hogar, siempre expresando los resultados en kilowatts.

“Más allá de esa función actualizada y ampliada, ingresando el número de cliente y los últimos 3 números del medidor, la aplicación web incorpora una función para conocer el consumo eléctrico del último año (solo para usuarios de Edenor y Edesur). De esta manera permite analizar el consumo previamente estimado por la calculadora con el de los últimos 6 bimestres, pudiendo así identificar períodos de consumo estacionales por el uso de determinados electrodomésticos”, agregó Martello.

También en la misma página se puede acceder a una serie de consejos para lograr un consumo eficiente de la energía eléctrica. ttps://www.enre.gov.ar/calculadora/index.html

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YPF anunció “exitosa colocación” de O.N. por U$S 300 millones en el mercado local

La energética YPF anunció (el viernes 6) el resultado de la colocación de las Obligaciones Negociables Clase XXI y Clase XXII por un monto total de u$s 300 millones, que representa el retorno de YPF al mercado de capitales local luego de más de 1 año y medio de inactividad, y tras obtener la calificación máxima AAA para un emisor de deuda local.

La colocación constó de dos instrumentos: una obligación negociable dólar linked a 3 años por u$s 230 millones a una tasa del 1% ,y una obligación negociable en pesos a 1 año y medio por u$s 70 millones a una tasa de BADLAR + 3 por ciento.

Esta operación se enmarca dentro del plan financiero 2023 donde la compañía estima incrementar su inversiones por encima del ya ambicioso plan de 2022 que demandó más de u$s 4.000 millones, se indicó.

En las últimas semanas el presidente de la Compañía de mayoría accionaria estatal, Pablo González, estimó que las inversiones para el año en curso rondarán los 5.000 millones de dólares.

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Energía: “El precio del gas no aumentará para 3,5 millones de hogares” (Nivel 2). Para el resto subirá 28,3 %.

Con relación al proceso de segmentación de los subsidios estatales a la energía, la secretaria del área, Flavia Royon, anunció que “en todo el 2023 se aprobará una única actualización en el (componente) precio del gas” (para los usuarios nivel 1 y nivel 3, de ingresos altos y medios), y que “los usuarios segmentados en nivel 2 (de menores ingresos) no tendrán aumento en el costo del metro cúbico de gas”.

La funcionaria precisó las medidas que el gobierno implementará durante este año en materia de gas natural:

Al respecto señaló que “los tres millones y medio de usuarios de bajos ingresos que han obtenido el subsidio por haberse anotado en el RASE (registro) no van a tener aumentos en el componente del valor del gas este año”. Y agregó que “aquellos hogares que no lo soliciten, o que sean de ingresos altos, recibirán un único aumento del 28,3 por ciento” (en dicho item de la factura) .

“La base de datos de la segmentación sigue abierta”, reiteró:, en alusión al RASE.

Royón señaló además, con respecto a los comercios, que: “las micro y pequeñas empresas que estén en el registro MIPYME continuarán siendo alcanzadas por los subsidios, mientras que las grandes empresas tendrán un aumento del 28,3 por ciento”. “Es un aumento que cuida a los comercios de barrio, al vecino, y al crecimiento de la industria contra la inflación”, remarcó.

La Secretaria describió que “este esquema es el resultado del trabajo coordinado dentro del Ministerio de Economía y responde a los lineamientos trazados por el ministro Sergio Massa cumpliendo las metas previstas en el Presupuesto”.

En este sentido, Royon destacó que “se apunta a cumplir con un doble objetivo: construir un sendero de precios previsible para el sector, y reducir las expectativas inflacionarias para proteger el ingreso de los trabajadores y el conjunto de la actividad económica”.
Por este motivo, dijo, “no se producirá ningún aumento en el valor del gas natural para los usuarios inscriptos en el Nivel 2, cuyo único incremento anual se concentrará en los componentes del transporte y la distribución”.

Por otra parte, reiteró Royón, “los usuarios comprendidos en los Niveles 1 y 3 de la segmentación tarifaria vigente (ingresos altos y medios) recibirán un aumento que contempla incrementos en el valor del fluido, en el del transporte y en la distribución”.

De hecho acaba de realizarse una Audiencia Pública para tratar la cuestión de los ajustes a aplicar en los items Transporte y Distribución, que regirían desde febrero, de manera que en esto habrá definiciones en los próximos días.

El aumento resultante sobre los componenetes de la factura del gas no será idéntico para los niveles de usuarios 1 y 3. Energía hace meses determinó que los usuarios del nivel 1 dejan de percibir la totalidad del subsidio tarifario, mientras que los que revistan en el nivel 3 tendrán una reducción parcial de tales subsidios.

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IAE: Mayor producción de petróleo y gas (i.a. y a.a.) con fuerte incidencia del no convencional

En noviembre de 2022 la producción de petróleo en el país aumentó 10.5 % i.a. (interanual) y 13.4 % a.a. en los últimos 12 meses (comparando con igual período inmediato anterior).

La producción de petróleo convencional se redujo 3.9 % i.a. y cayó 3.4 % a.a. en los últimos 12 meses. En cambio, la producción de crudo no convencional (que es el 41.4 % del total de crudo producido) se incrementó 35.5 % i.a y 50.4 % a.a. impulsada por el Shale, describió el informe periódico de tendencias elaborado por el Instituto Argentino de la Energía General Mosconi (IAE).

Del total anual a nivel país, YPF explica el 52 % del aumento en la producción de petróleo, se puntualizó.

Pan American Energy, con una participación del 18 % en el total, aumentó la producción 1,3% respecto del mes anterior y 1.8 % i.a. La producción anual de PAE es 3.5 % a.a. mayor.

Tecpetrol representa el 2.8 % del volumen total y disminuyó su producción 20.9 % i.a. mientras que Vista, con el 6.9 % del crudo total, aumentó un 47.4 % i.a. A su vez, estas empresas aumentaron su producción acumulada en doce meses en 4% y 41.6 % a.a, respectivamente.

Por otra parte, en noviembre de 2022 la producción de Gas natural se redujo 1.1 % i.a y 8 por ciento a.a. La producción de Gas en reservorios convencionales se redujo 4.6 % i.a y 8 por ciento a.a. En cuanto a la producción no convencional de gas natural (54 % del total), aumentó 2.2 % i.a. y 26.3 % a.a. en los últimos doce meses.

La cuenca Neuquina junto con la Cuyana y del Golfo San Jorge incrementaron la producción anual.

Entonces, la producción acumulada en los últimos doce meses crece en 3 de las 5 cuencas del país: crece en las cuencas Neuquina, Cuyana y Golfo San Jorge. 16.1 %, 4.9 % y 2.8 % a.a. Por otra parte, en la cuenca Austral disminuyó 8.8 % a.a. La cuenca Noroeste disminuye 9.2 % a.a.

En un desagregado por principales operadores se observa que YPF, que produce el 27.6 % del gas en Argentina, disminuyó la producción en noviembre 7.9 % i.a. respecto a igual mes del año anterior. A su vez, la producción acumulada de YPF en los últimos doce meses fue 8.8 % a.a. superior.

Total Austral aporta el 22.6 % de la producción total y aumentó 7.1 % i.a. mientras que su producción acumulada durante los últimos doce meses fue 2.8 % a.a inferior.

Pan American, que representa el 12 % de la producción total, disminuyó la producción 6.7 % i.a. respecto a igual mes de 2021. Por otra parte, aumentó su producción anual 21.1 % a.a.

Tecpetrol, con un peso 13.2 % en el total, disminuyó su producción 21.6 % i.a. A su vez, la producción acumulada en doce meses fue 18.3 % a.a superior respecto a igual periodo anterior.

Estas cuatro empresas representan el 76 % del total del gas producido y en conjunto aumentaron 8.2 % su producción acumulada en los últimos doce meses.

DEMANDA
En noviembre de 2022 las ventas de naftas y gasoil aumentaron 2 % i.a. y 11.9 % a.a.

Durante los últimos doce meses, las ventas de Gasoil fueron 9.6 % mayores respecto a igual periodo anterior, mientras que las ventas de nafta fueron 15.5 % superiores. Sin embargo, la producción de gasoil y naftas, en el mismo periodo, aumentó por debajo de la demanda: 4.5 % y 4.7 % a.a. respectivamente.

Asimismo, el gas natural entregado al sistema se redujo en octubre 1.8 % i.a. (último dato disponible) y acumuló una baja del 2.3 % en los últimos doce meses corridos respecto a igual periodo del año anterior.

En otro orden, el informe del IAE refiere que la demanda total de Energía Eléctrica aumentó 7.1 % en noviembre de 2022 respecto a igual mes de 2021. El consumo anual de electricidad presenta un aumento acumulado del 4.1 % a.a.

SUBSIDIOS

Según ASAP los subsidios energéticos acumulados a noviembre de 2022 fueron $ 1,456 mil millones y aumentaron 56.6 % respecto a igual periodo de 2021. CAMMESA lideró las transferencias recibidas con $ 1,048 mil millones y un aumento de 73.6 %, ocupando el 70 % de los fondos ejecutados. Para IEASA (ahora Enarsa) fueron $ 306,892 millones, lo que representa un crecimiento del 116.3 % respecto a igual periodo del año anterior.

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ENARGAS realizó Audiencia y definirá el ajuste transitorio de tarifas para transportadoras

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) realizó la Audiencia Pública 103 en la cual se expusieron posiciones referidas a la actualización del esquema de tarifas de transición que regiría a partir de febrero próximo, y hasta tanto se concrete la Revisión Tarifaria Integral (RTI), para lo cual se prorrogó un año el plazo que, en principio (año 2020), había sido establecido para diciembre de 2022.

La Audiencia fue encabezada por el interventor en el Ente, Osvaldo Pitrau, quien detalló los objetivos de la convocatoria a empresas prestadoras, entidades de consumidores, entidades empresarias y a particulares, para marcar posición sobre los siguientes puntos:
1) Adecuación transitoria de las tarifas del servicio público de transporte de gas natural (conforme el decreto 1020/20 y decreto 815/22).
2) Adecuación transitoria de las tarifas del servicio público de distribución de gas por redes (conforme los mismo decretos).
3) Traslado a tarifas del precio de gas comprado en los términos del Numeral 9.4.2. de las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución (Resoluciones ENARGAS 207/22 a 216/22 y Resoluciones ENARGAS 325/22 a 334/22 y Resolución SE 771/22), y consideración de las Diferencias Diarias Acumuladas (DDA) correspondientes.
4) Tratamiento sobre Subzonas Tarifarias Únicas por Provincia en la Novena Región – Régimen de Transición Decreto 1020/20 (Formosa, Chaco, Corrientes, Entre Ríos, Misiones).

Al respecto, Pitrau señaló que “hay un proceso de renegociación de las tarifas iniciado con todas las licenciatarias de gas (de Transporte y de Distribución) , y hasta tanto alcancemos acuerdos definitivos (una nueva RTI) habrá una nueva adecuación de tarifas de transición, según corresponda, propendiendo a la normal prestación del servicio actual”.

En este contexto, las transportadoras TGS y TGN formularon -por separado- sus respectivas propuestas de actualización tarifaria transitoria, luego de exponer sus números referidos a inversiones realizadas en los últimos años, incrementos de costos operativos, ingresos por la prestación de sus servicios, y niveles de retraso tarifario comparados con la evolución de otras variables de la economía.

Guillermo Canovas (TGN) se refirió a la situación de “tarifas muy retrasadas en los ultimos cuatro años”, refiriendo por caso que la evolución del IPC en el lapso fue de 473 % y las tarifas del rubro se incrementaron 60 por ciento, con lo que los ingresos reales de la companía se redijeron a casi un cuarto”.

“Es imperiosa una actualización tarifaria transitoria que permita mantener el servicio actual ya que TGN no cuenta con subsidio alguno del Estado ni ingreso adicional”, afirmó.

Cánovas reclamó una adecuación de la tarifa de transporte de gas que, a modo de ejemplo, para un usuario Nivel 1 (por consumo) de Tucumán implicará un ajuste de 7,5 % en su factura , y de hasta el 16,5 % para esa misma categoría en CABA.

Tras señalar que la compañía lleva invertidos 16.600 millones de pesos entre 2020 y 2022, el directivo hizo hincapié en la necesidad de contar con recursos que permitan avanzar en el proyecto que implicará atender la demanda del gasoducto (troncal) Nordeste, construído hace más de 60 años para proveer gas desde el norte del país hacia el sur, y que ahora hay que revertir para transportar desde el sur -Vaca Muerta- hacia el norte, lo que implica adecuar el sistema de plantas compresoras, y demandará una inversión de 3.200 millones de pesos que encarará TGN.

Este proyecto mitiga la brusca caída del suministro de gas proveniente de Bolivia (cuyas reservas han mermado) con el gas producido en Vaca Muerta (NQN).

“En contexto de inflacion de 100 por ciento anual el retraso tarifario arrojó una pérdida operativa de 2.981 millones de pesos en los primeros nueve meses de 2022, indicó”, y señaló que la adecuación tarifaria propuesta por TGN apunta a cubrir “sólo la mitad de esa pérdida”, señaló Cánovas.

Rubén de Muria, por Transportadora de Gas del Sur (tgs) presentó en la Audiencia convocada por el ENARGAS, una propuesta de adecuación de los Cuadros Tarifarios para el servicio de transporte de gas natural solicitando un incremento de transición del 135 % con vigencia 1 de febrero de 2023.

Respecto de la incidencia en la factura al consumidor se indicó que “el costo del servicio de transporte de gas natural en la factura promedio residencial de METROGAS se encuentra en el orden del 9,8 %, correspondiendo el resto de la factura al costo del gas, el margen de distribución y los impuestos”.

En el caso de METROGAS, un Usuario Residencial de la Categoría R.1 cuyo consumo promedio de la categoría es de 191 metros cúbicos al año, paga actualmente 64 $/promedio mes en concepto de transporte sin impuestos. La aplicación del ajuste transitorio propuesto representa un incremento de 86 pesos promedio mes en concepto de transporte, sin impuestos. El 52 % del total de los Usuarios Residenciales de Metrogas corresponde a esta categoría de menor consumo, se indicó.

En relación a las inversiones, se explicó que “tgs continúa realizando importantes esfuerzos para la realización de obras que permiten garantizar la confiabilidad y seguridad del sistema de transporte”.

“Pese al congelamiento tarifario impuesto por la Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva, tgs prevé finalizar el período quinquenal, abril 2017 a diciembre 2022, invirtiendo en el orden de los 68.000 millones de pesos”, se destacó en la audiencia.

El Enargas definirá en las próximas semanas el nivel de incremento que tendrá entonces el componente transporte en la factura del usuario final del servicio, según niveles de consumo.

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Naturgy celebró su 30 Aniversario

Con motivo de cumplir 30 años, Naturgy celebró con los alumnos del programa Energía del Sabor, de la escuela de gastronomía de la Unión de Trabajadores de Turismo, Hoteleros y Gastronómicos UTHGRA Seccional Oeste, en Morón.

El acto fue organizado por la empresa distribuidora de gas natural por redes en forma conjunta con UTHGRA Seccional Oeste (@uthgraseccionalzonaoeste) y las asociaciones Sobre Puentes (@sobrepuentes_) y Soles de Abril (@soles.de.abril), que trabajan con jóvenes con capacidades diferentes. En esta oportunidad y como conclusión del curso los alumnos prepararon 30 tortas decoradas con motivo del aniversario de la empresa.

“Todos los integrantes de la empresa nos sentimos orgullosos de este grupo de alumnos que, a través de nuestros programas de acción social desarrollados durante todo el año, alcanzan su capacitación y pueden desarrollar todo su potencial en esta profesión”, señaló la Directora de Comunicación y Relaciones Institucionales de Naturgy, Bettina Llapur.

“Nos conmovió la convocatoria espontanea de ellos para conmemorar el 30º Aniversario de Naturgy con tortas preparadas por sus manos y sus corazones. En Naturgy nos sentimos agradecidos de por vida con este grupo”, agregó Llapur.

El programa Energía del Sabor brinda capacitación gratuita en gastronomía con salida laboral. Este año, las capacitaciones se realizaron en el comedor popular “Unidos por la Sociedad” del barrio La Cava, San Isidro, junto con Asociación Civil Peregrina (@asocperegrina); en el centro comunitario “Acá Sí” del barrio Cascallares, Moreno, con la Asociación Civil Siloé (@aca_siloe), y en la mencionada Escuela de Gastronomía de UTHGRA Seccional Oeste, Morón.

Desde el año 1992 la licenciataria hoy denominada Naturgy BAN S.A. brinda su servicio de distribución de gas natural por redes. Es la segunda distribuidora de gas de la República Argentina por volumen de ventas, con cerca de 1.630.000 clientes residenciales, 48.200 comerciales y 1300 industrias, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. La extensión de las redes de gas natural asciende a 27.000 kilómetros.

Para más información, llamar al 0810-333-46226 o visite www.naturgy.com.ar 

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Brasil registró una suba del 8,5% en su producción de hidrocarburos

Con una producción en noviembre de 3 millones de barriles de petróleo por día, Brasil registró un aumento del 8,5 % frente al mismo mes de 2021. Ya en el comparativo con octubre, la producción de crudo proveniente de esos yacimientos off-shore, cayó 4,6 %, según datos de la Agencia Nacional de Petróleo (ANP).
En cuanto al gas natural, la producción del penúltimo mes del año se ubicó en 140,3 millones de metros cúbicos por día, 2,8 % más que en el mismo mes de 2021 y un 5,6 % superior a la de octubre.

De los yacimientos marítimos se obtuvo el 97,4 % del petróleo producido en el mes y del 84,7 % del gas extraído en el mismo período, así como la elevada productividad de los pozos del Presal, responsables por el 74,5 % de la producción brasileña.

El campo de Tupi, que explota hidrocarburos en el Presal en la cuenca marina de Santos, se mantiene como el más importante del país, con una producción de 812,49 barriles diarios de petróleo y 38,38 millones de metros cúbicos de gas natural.
Petrobras, individualmente o como integrante de consorcios, mantuvo su liderazgo, como responsable por el 91,61 % de petróleo y gas natural producidos por Brasil en noviembre.

Le siguieron la noruega Equinor Brasil, con una producción de 73.726 barriles de petróleo por día, la francesa TotalEnergie (28.368), la brasileña Petro Río Jaguar (30.770) y la anglo-holandesa Shell (26.288), todas en su calidad de integrantes de diferentes consorcios.
Las estadísticas de la ANP reúnen los resultados de la explotación de petróleo y gas natural de 45 diferentes empresas que operan en Brasil en 264 áreas cedidas en concesión, ocho áreas en que los operadores comparten su producción con el Estado y cinco áreas que el Estado le concedió a Petrobras en condiciones especiales. 

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El Presidente laudó por Portezuelo. Ratificó la necesidad de Estudio de Impacto Ambiental Integral

El presidente de la Nación, Alberto Fernández, dictó el laudo arbitral solicitado por la provincia de Mendoza por la controversia surgida en el seno del Comité Interjurisdiccional del Río Colorado (COIRCO), y ratificó la necesidad de realizar un Estudio de Impacto Ambiental Regional e Integral sobre toda la cuenca del Río Colorado como condición para aprobar la construcción de la obra de Aprovechamiento Hídrico Multipropósito “Portezuelo del Viento”.

El ministerio del Interior informó que, además, el presidente Alberto Fernández instruyó al Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible y a la Secretaría de Infraestructura y Política Hídrica del Ministerio de Obras Públicas, a colaborar con el COIRCO en la elaboración de los procedimientos técnico administrativos necesarios para la realización del Estudio de Impacto Ambiental, los cuales deberán llevarse a cabo en un plazo de 60 días.

Cabe recordar que Buenos Aires, Río Negro, Neuquén y La Pampa, cuatro de las cinco provincias que integran COIRCO junto con Mendoza, solicitaron durante la reunión del Consejo de Gobierno del Comité la realización de dicho estudio ambiental integral para aprobar la obra.

EL PROYECTO

El proyecto Aprovechamiento Hídrico Multipropósito Portezuelo del Viento consiste en la construcción de una presa y una central hidroeléctrica sobre el Río Grande, en la cuenca del Río Colorado (departamento de Malargüe), en el sur de la provincia de Mendoza.

La realización del proyecto nace de una demanda presentada por el Gobierno provincial de Mendoza ante el Estado nacional en 1998. Recién el 29 de agosto de 2006, el entonces gobernador Julio Cobos y el ex presidente Néstor Kirchner firmaron el convenio por el que la Nación se comprometió a hacerse cargo íntegramente de la construcción de la presa Portezuelo del Viento, describe un informe elaborado por la Fundación Ambiente y Recursos Naturales (FARN).

Portezuelo del Viento comprende la construcción de una presa y una central hidroeléctrica. Según indica el proyecto, la presa tendrá 185 metros de alto, lo que la convertirá en una de las más grandes de planeta. El embalse ocuparía una superficie total de 3.860 hectáreas.

La usina hidroeléctrica proyectada estará equipada con tres turbinas Francis de 30 MW cada una, se alimentará por un túnel de 700 metros de largo y 6 metros de diámetro y tendrá una tubería forzada de 40 metros de largo. Se estima que generará 884 GWh/año.

El cierre sería de escollera con pantalla de hormigón, de 510 metros de largo. Tendría un vertedero curvo, diseñado para crecidas, de 1.600 m3/s. En total, se utilizarían alrededor de diez millones de metros cúbicos de materiales sueltos y hormigón.

Además de la presa y la central, el proyecto planea el tendido de una línea eléctrica, la construcción de las rutas nacionales 145 y 226 y la relocalización de Villa Las Loicas.

El informe de FARN refiere que el consorcio a cargo de la construcción de la presa y la central hidroeléctrica está conformado por Sinohydro (46 %), IMPSA (22 %), Ceosa (16 %) y Obras Andinas (16 %) y cuenta con la participación de la firma china CGGC. El grupo Malal Hue, se encargaría de la construcción de las rutas.

Se acordó que el proyecto sería financiado por la Nación mediante el Decreto 687/2007 y sería administrado por la provincia.

El primer presupuesto oficial, de 2007 y fijado por el Ministerio de Infraestructura de Mendoza, ascendía a U$S 834 millones. Luego, en 2019, se estimó que el costo de las obras sería de U$S 1.023 millones, monto que, según un acuerdo (Decreto 1320/2019) el Estado nacional acordó entregar a la provincia en el plazo de cinco años.

A su vez, el Gobierno mendocino solicitó al consorcio una rebaja del 45 % del total propuesto. El consorcio estipuló un costo alrededor de 40 % mayor al previsto inicialmente para la obra, argumentando que la cadena de pagos y las cuotas que el Gobierno provincial debe pagar se pueden paralizar por el contexto económico.

MENDOZA Y LAS OTRAS PROVINCIAS

El Río Grande, donde se planea realizar la represa, da nacimiento al Río Colorado en confluencia con el río Barrancas, y es también uno de sus principales afluentes. Así, el Río Colorado nace en el sudoeste de Mendoza y luego recoge agua de varios afluentes importantes a lo largo de 1.114 kilómetros de recorrido, pasando por Buenos Aires, La Pampa, Neuquén y Río Negro. Por ello, cada una de esas provincias se ve afectada por las acciones que se realicen en el río.

El COIRCO es la entidad que debe aprobar todas las obras a lo largo del curso de este río. El comité —ratificado por la Ley Nacional 21.611 de 1977— fue creado por un acuerdo entre Buenos Aires, La Pampa, Mendoza, Neuquén y Río Negro para regular el caudal de agua que le corresponde a cada una de estas provincias, así como los proyectos de infraestructura que se puedan realizar.

Las decisiones tomadas por las provincias en el COIRCO, como la construcción de Portezuelo del Viento, deben ser unánimes. De no ser así, la situación pasa a estar sujeta a un laudo que deberá resolver el presidente de la Nación.

La instancia de laudo arbitral del COIRCO fue activada dos veces en relación a la aprobación de Portezuelo del Viento. En la primera, en enero de 2018, el entonces presidente Mauricio Macri se decidió a favor de la realización del proyecto con la condición de que se evalúe el impacto ambiental en toda la cuenca del Río Colorado.

Acerca de la segunda, elevada a principios de 2022, ahora se conoce la definición del presidente Alberto Fernández.

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Récord de compras de gas por parte de China

China está por batir un récord de compras de gas ruso. Alcanzará los 48.000 millones de metros cúbicos este año en función del contrato firmado con Gazprom. Estiman que el suministro podría alcanzar los 100.000 millones de metros cúbicos entre 2027 y 2028 cuando la segunda ruta del gasoducto Fuerza de Siberia ,que pasará por el territorio de Mongolia, esté en marcha.

En la actualidad el suministro de gas a China se envía a través del gasoducto Fuerza de Siberia y tuvo un excedente de 18,7%.

Gazprom y la Corporación Nacional de Petróleo de China (CNPS) firmaron el contrato por un plazo de 30 años en mayo del 2014. El valor estimado en aquel entonces alcanzó la cifra de 400.000 millones de dólares, y da paso al mayor sistema de suministros de gas ruso al gigante asiático.

El gasoducto inaugurado hace un año conecta 2 grandes yacimientos de gas del este de Rusia: Chayanda y Kovikta.

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Distribuidoras de todo el país, incluídas las del AMBA, saldan deudas con CAMMESA

La Secretaría de Energía de la Nación firmó con diversas distribuidoras de electricidad por redes del interior del país un acuerdo para regularizar su relación contractual -que las tenía como fuertes deudoras- con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico, convenio al que se sumaron Edenor y Edesur, las dos principales, que operan en el AMBA.

Flavia Royon encabezó el acto de firma de convenio con las distribuidoras con el objetivo de “sanear el vínculo comercial con CAMMESA, en el marco de las condiciones establecidas por el artículo 16 del decreto 88/2022”, indicó Energía.

“La normalización de la situación de las distribuidoras se realiza en base a las condiciones fijadas por la Ley de Presupuesto 2021 que fueron prorrogadas para el corriente año (2022). En esa norma se fijaron tasas diferenciales y una moratoria de 96 cuotas para resolver el estado de deuda que las empresas de distribución mantuvieran hasta la fecha.

A su vez, la propuesta incluye como condición normalizar, a partir de 2023, el pago corriente de generación hacia CAMMESA”, señaló la Secretaría, dependiente del Ministerio de Economía.

Energía puntualizó que: Se están llevando a cabo la regularización de las deudas de las distribuidoras de energía eléctrica con CAMMESA.

Se firmaron a la fecha 11 Actas Acuerdo de distribuidoras que mantenían deuda con CAMMESA, y 5 adicionales que se firmarán durante el 2023.

Estas 16 distribuidoras, sumadas a las que ya se han firmado en el marco del Artículo 87, totalizan 61 distribuidoras, que habrán alcanzado su acuerdo de regularización, representando el 80 % de las distribuidoras del país.

Estas 16 distribuidoras, están regularizado $ 210.946 millones de deuda, lo que representa el 72 % del pasivo con CAMMESA pendiente de regularizar a agosto 2022 (periodo de regularización establecido por la Resolución 642/2022).

En rigor, y según un detalle anexo al texto del acuerdo, sobre el monto antes indicado se reconoce a las empresas una “compensación” de casi $ 65.000 millones, con lo que la deuda a pagar y financiar es de 145.000 millones (70 % del monto original).

Las principales empresas comprendidas por el acuerdo son Edenor, Edesur, SECHEEP, EPEC, EMSA, EDEMSA, CALF, EDELAR, y Cooperativa de Trelew.

A partir del marzo 2023, todas las regularizadas se encontrará en la obligación de pagar el 100 % de la transacción con CAMMESA, lo que redundará en una cobrabilidad cercana al 92 % de CAMMESA.

“En caso de no haber arribado a estos acuerdos, la cobrabilidad de CAMMESA seguiría empeorando como ocurrió en los últimos meses, que pasó de una cobrabilidad en el mes de octubre de 75 % al en el mes de noviembre, del 64 por ciento”, consideró Energía.

La Secretaria Royón sostuvo que “es un día histórico por la cantidad de acuerdos que hemos firmado para regularizar las deudas con CAMMESA, esto es clave para la sostenibilidad del sistema, un aspecto en el que el ministro Sergio Massa hizo hincapié desde el primer momento en el que iniciamos su gestión”.

Sobre la continuidad de este mecanismo, la secretaria Royon aclaró que “En la nueva ley de Presupuesto el artículo 89 también contempla la necesidad de ordenar la relación entre las distribuidoras y CAMMESA”.

La secretaria resaltó la importancia de haber arribado a estos acuerdos y dar cumplimiento a lo planteado en la Ley de Presupuesto 2021: “se trata de una piedra fundamental para el camino de ordenamiento del sistema energético de nuestro país, que es un objetivo de la Secretaría”, señaló.

El acto contó con la participación del subsecretario de Energía eléctrica, Santiago Yanotti; la subsecretaria de Coordinación Institucional de Energía, Florencia Álvarez Travieso; el interventor del ENRE, Walter Martello; el gerente general de CAMMESA, Sebastián Bonetto, y directivos de las distribuidoras de todo el país.

Las empresas firmantes brindan el servicio en Córdoba, Chaco, Mendoza, Misiones, Chubut (Rawson, Trelew y Sarmiento) Zárate, y el Área Metropolitana de Buenos Aires.

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Monitor de la actividad energética

Elaborado por la Universidad Nacional de La Matanza (UNLaM). Colaborador, Sebastián Leandro Manzi

Precios del petróleo y del gas / Análisis del precio interno y externo

En el anteúltimo mes del año, el precio del crudo Brent se ubicó en 91.5 US$ por barril, un 2% por debajo del mes anterior. En un año signado por la guerra entre Ucrania y Rusia, debido a la cual los precios internacionales del crudo sufrieron grandes variaciones, el crudo Brent había llegado a cotizar a 122 US$ por barril en el mes de junio; desde aquel valor máximo, su precio se ha recortado en más del 25%.

El precio de exportación del crudo argentino se ubicó en 95 US$ por barril para el mes de noviembre, casi un 10% mayor al valor del mes anterior. Siguiendo lo establecido en el Decreto 488/20, la alícuota del derecho de exportación es del 8%, dado que los precios internacionales del crudo Brent continúan por sobre el “valor de referencia” de 60 US$ por barril.

Los informes de las regalías, en tanto, permiten el cálculo de los precios de los crudos nacionales: el crudo Medanito (cuenca Neuquina) y el crudo Escalante (cuenca Golfo San Jorge). El precio del primero se ubicó por encima de los 68 US$ por barril, lo que implica una disminución del orden del 2% con respecto al valor del mes pasado. El segundo, en tanto, alcanzó los 76 US$ por barril y logró recuperar el precio obtenido en septiembre, tras una disminución sensible en el mes de octubre. Ambos precios, sin embargo, aumentaron considerablemente desde el primer mes del año: +17% y +11% desde enero, respectivamente.

En el ámbito de los precios internacionales del gas natural, se verificaron niveles de precios muy inferiores al pico registrado en la Unión Europea entre agosto y septiembre pasado, merced a la mayor incorporación del GNL importado de USA. Lo cierto es que a partir de septiembre, los precios globales tienen menor impacto en el mercado local ya que desde ese mes (y pasado el pico de demanda estacional del invierno), Argentina interrumpe la importación de GNL. Durante el año 2022, la importación de GNL significó una gran erogación de divisas, debido a que el pico estacional coincidió con los más altos precios internacionales: mientras en los primeros 11 meses del 2021, se importó GNL por 1.101 millones de US$, en el mismo período del 2022 se hizo por 2.567 millones de US$.

Por su parte, las cantidades importadas desde Bolivia de gas natural en estado gaseoso se redujeron significativamente en los últimos dos meses: desde septiembre, acumulan más de 57% de recorte. En este contexto, los precios (acordados trimestralmente) no han variado, ubicándose en 10.4 US$ por millón de BTU. Naturalmente, la disminución en las cantidades importadas -con el precio constante- significó una menor gasto de divisas en concepto de importación de gas.

El precio promedio local del gas natural, en tanto, comienza a recuperar la caída del mes de octubre, y cotizó durante noviembre a 3.23 US$ por millón de BTU.

Combustibles líquidos

Análisis de precio de paridad de importación (PPI)

Durante el mes de noviembre, los precios internacionales de las bases fósiles se han reducido fuertemente (6.75% en el caso de las naftas y 10% en el caso del gasoil). Aún a pesar de estos movimientos a la baja, los precios de paridad de importación de las naftas y el gasoil han sufrido variaciones relativamente pequeñas con respecto al mes pasado (en rigor, durante noviembre, tanto el tipo de cambio como los precios de los fletes presionaron al alza al PPI). Así, comparando contra el último mes, los precios de paridad para el gasoil se contrajeron alrededor de un 1.25% para ambas calidades, mientras que los precios de paridad de la nafta aumentaron en el orden del 2%.

El estudio de provincias seleccionadas permite visualizar la reducción de la brecha en cada jurisdicción. De esta manera, se puede evidenciar un leve retorno de la política de precios diferenciados de la Secretaría de Energía: los precios del segmento de combustibles premium (nafta premium y gasoil grado 3) exhiben brechas de paridad menores que aquellos de los combustibles standard (nafta súper y gasoil grado 2), en un intento por hacer converger el precio del segmento premium al PPI. En este sentido, durante noviembre, mientras las brechas de los combustibles standard se redujeron entre un 24% (en el caso del gasoil grado 2) y un 12% (en el caso de la nafta súper), las brechas de los combustibles premium disminuyeron a un ritmo aún mayor: -49% en el caso del gasoil grado 3, y -35% en el caso de la nafta premium.

Los valores de las brechas para los meses de octubre y noviembre se encuentran vertidos en la siguiente tabla, donde se sigue apreciando un diferencial relativamente mayor en el interior del país, respecto a la Ciudad de Buenos Aires:

Análisis de la demanda / Gas Natural

La comparación interanual, en tanto, arroja que, la demanda de octubre del 2022 fue 2.5% menor a la evidenciada en octubre del 2021, y casi 8 puntos porcentuales por debajo del valor pre-pandemia de octubre del año 2019.

La desagregación por tipo de usuario muestra las distintas realidades de los sectores. Debido a la alta estacionalidad de la demanda de gas residencial e industrial (relacionadas con las condiciones climáticas y el nivel de actividad económica, respectivamente), las comparaciones deben efectuarse contra igual período del año anterior. De esta manera, la demanda residencial aumentó un 1.3% en la comparación octubre del año 2022 contra mismo mes del 2021, mientras que la demanda industrial creció casi 6% en el mismo período. Con respecto a valores pre-pandemia (esto es, octubre del año 2019), notamos que los hogares consumieron un 1.5% menos de gas que en dicho mes, mientras que la demanda de gas industrial se encuentra casi 10% por debajo del nivel de aquel momento.

Electricidad

En el anterior informe, correspondiente al mes de octubre, se explicitó que la demanda eléctrica se mantuvo constante entre los meses de septiembre y octubre. La situación parece haberse revertido completamente: durante noviembre, la demanda eléctrica total creció un 10%, aunque este dato muestra realidades disímiles. La demanda residencial aumentó un 18.6% con respecto a octubre, empujada por la utilización de artefactos eléctricos de refrigeración en los hogares. En el mismo período, la gran demanda industrial, que correlaciona con los datos de actividad económica, creció en apenas 3%. Así, la demanda residencial aparece como el principal motor del crecimiento de la demanda eléctrica en el mes de noviembre, en detrimento de la demanda industrial. Lo anterior podría mostrar una retracción de la actividad económica, aunque los datos del EMAE -disponibles hasta el mes de octubre- aún no dan cuenta de ella.

Nuevamente, para evitar caer en errores debido a la estacionalidad, se debe elaborar un análisis interanual. En este sentido, la comparación entre los valores de noviembre del corriente año y el mismo mes del año anterior indican que la demanda residencial ha aumentado 12%, mientras que la gran demanda industrial solo lo hizo en un 2.4%.

Combustibles líquidos

La demanda de combustibles líquidos se mantuvo virtualmente constante durante el mes de noviembre, expandiéndose apenas 0.85% con respecto al mes anterior; aun a pesar de este aumento, la demanda total todavía no alcanza los niveles obtenidos en agosto del corriente año.

Contrariamente a lo explicitado en el anterior informe, el principal driver de esta recuperación de la demanda es el gasoil grado 2: se expandió 6.14% con respecto al mes anterior, y se encuentra en niveles 4% más altos que prepandemia. Con respecto al mismo período del año anterior (noviembre del año 2021), las cantidades demandadas de todos los productos, con excepción de la nafta super, se mantuvieron relativamente constantes, con oscilaciones de entre un 1.3% (en el caso del gasoil grado 2) y -1.4% (para la nafta premium). La nafta super, en tanto, vio acrecentada su demanda en casi un 5% en la comparativa interanual.

Dinámica precio-costo de los servicios públicos

Precio monómico

Sorpresivamente, el precio monómico registrado por CAMMESA aumentó un 33% durante el mes de noviembre, y se ubicó en 11.114 ARS/MWh generado, contra 8.302 ARS/MWh del mes anterior (+2.812 ARS/MWh). Este crecimiento rompe la tendencia bajista que se evidenciaba ininterrumpidamente desde su pico alcanzado en julio (16.500 ARS/MWh).

La Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA) detalla, en su informe mensual, los componentes del precio monómico. Con dicha información, se puede observar que existen 2 grandes componentes que motivaron el crecimiento del precio monómico en noviembre: por un lado, el precio de la energía, cuyo valor pasó de 930 ARS/MWH en octubre a 1.682 ARS/MWH en noviembre (+80%); por el otro, los sobrecostos transitorios de despacho, que aumentaron un 95%, de 2519 ARS/MWH a 4.892 ARS/MWH en sendos meses. Notamos cómo, nuevamente, son protagonistas los sobrecostos transitorios de despacho, mostrando cómo afectan los precios de los derivados del petróleo al precio monómico.

Tarifas

Para el mes de diciembre, los cuadros tarifarios del ENRE y ENARGAS no muestran aumentos nominales, lo que generó que el valor real de las tarifas disminuya al ritmo de la inflación (que, ante la ausencia de datos del INDEC, se estima en 5.5 puntos porcentuales. De esta manera, el valor real de las tarifas en diciembre del corriente año se asemeja al de enero del 2021, en el caso de la electricidad, y al de septiembre de dicho año en el caso del gas.

Fuente: Elaboración propia en base a actualización de Porto et al. (2022); Boletín de Precios y Tarifas Públicas:

Nº 8 – Evolución a diciembre 2021. CEFIP – UNLP, enero 2022

Electricidad: Cálculo de tarifa residencial para un consumo de 450kWh por mes.

Hasta feb-2017: TR2. Hasta nov-2022: tarifa 1 R4. Luego: tarifa 1 R4 para nivel de mayor ingresos.

Gas: Cálculo de tarifa residencial para un consumo de 157 m3 por mes. Tarifa plena.

Cargo fijo y cargo variable: Promedio de tarifa R1 – R3 4°. Nivel de mayores ingresos. Subzona: Provincia de Buenos Aires.

Subsidios

Los primeros 11 meses del corriente año (enero-noviembre) llevan acumulados casi 16.000 millones de US$ en materia de subsidios, 25% más que el mismo período del año pasado. Si bien la participación de los subsidios en energía se ubica en un nivel similar al del 2021, alrededor del 77-79%, los montos erogados han sido consistentemente mayores: 9.700 millones de US$ en 2021, contra 12.700 millones de US$ en 2022, un crecimiento del 30%.

Crack spread / Aproximación a los márgenes de comercialización

Como en anteriores informes, los márgenes de comercialización de las refinerías son calculados a partir del crack spread. En este sentido, se evidencia una cuantiosa reducción de los márgenes de refino estadounidenses, que se redujeron un 22% desde un nivel casi-record, y terminaron noviembre en alrededor de 49 US$ por barril. Aun a pesar de esta reducción, los márgenes de las refinerías argentinas se encuentran muy lejos de los estadounidenses: se ubican en 24.7 US$ por barril, y prácticamente se mantuvieron constantes entre octubre y noviembre.

La diferencia entre los márgenes estadounidenses y argentinos, como puede notarse, es sustancial; esta situación se repitió a lo largo del año 2022: durante los 11 primeros meses, el diferencial entre ambos márgenes solo se ubicó por debajo del 50% en los meses de julio y agosto. Excluyendo estos dos meses, los márgenes estadounidenses fueron entre 65% (febrero) y 197% (abril) más altos que los argentinos.

Implicancias sobre las cuentas externas

Análisis del balance cambiario-energético

Para el mes de noviembre, el Banco Central de la República Argentina modificó los valores pasados de las series estadísticas del balance cambiario. En este sentido, durante los últimos meses (particularmente, desde agosto), el resultado acumulado móvil llegó a niveles de déficits nunca registrados, rompiendo la barrera de los 8.000 millones de US$. Durante noviembre, el valor alcanzado fue de un rojo de más de 8.200 millones de US$, lo que demuestra que la pérdida de divisas continúa siendo cuantiosa (aun luego de una leve recuperación durante el último mes).

Producción de petróleo y gas

Análisis de la producción convencional y no convencional

Al igual que en el anterior informe, la producción diaria de gas continúa en descenso. La producción convencional, que -desde abril- parecía haberse estancado en un valor en torno a los 60 millones de m3 diarios, parece ahora alejarse de dicho valor: durante noviembre, se produjeron 58.6 millones de m3 diarios en explotaciones convencionales. Por otra parte, desde su pico de producción (80.2 millones de m3 diarios en agosto), la producción no convencional no encuentra un piso: recortó 15% y, durante noviembre, se ubicó en menos de 68 millones de m3 diarios. Producción convencional y no convencional de gas

La producción de petróleo exhibió, durante noviembre, un cierto estancamiento, tras alcanzar en octubre el récord de producción desde mayo del 2009, lideradas por el sector no convencional. El estancamiento se debe, particularmente, a la producción convencional: se ubicó en 339 mil barriles diarios, un 1.2% menos que el mes pasado. La producción no convencional, en tanto, marcó otro récord: 276 mil barriles diarios. Este crecimiento, sin embargo, no fue suficiente para compensar la disminución de la producción convencional, por lo que la producción total se contrajo un 0.4% durante noviembre.

A continuación, se muestran los porcentajes de participación de la producción no convencional sobre el total producido.

[1] Colaborador: Manzi, Sebastián Leandro

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ENRE investiga cortes de electricidad y evalúa sanciones

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad, ENRE, encaró una investigación sobre las causas del apagón que afectó en las primeras horas del domingo 1 de enero a mas de 300 mil usuarios del servicio de electricidad a cargo de la distribuidora Edesur.

El interventor Walter Martello afirmó al respecto que “instruí a las Áreas de Aplicación y Administración de Normas Regulatorias y de Seguridad Publica y Medio Ambiente a iniciar una investigación, con visita in situ al lugar de los hechos, con causa en la interrupción del servicio para elevar el respectivo informe”.

La empresa operada por Enel, en tanto, explicó la interrupción del suministro por un incidente ocurrido en la Subestación Perito Moreno. “Técnicos de la compañía detectaron que un globo de pirotecnia ingresó minutos después de la medianoche en el patio interno de la Subestación” y que esto “provocó un cortocircuito que generó que actuaran las protecciones, dejando fuera de servicio dos transformadores de la red de alta tensión”.

El incidente de corte ocurrió entre las 00.20 y las 02.10 del domingo aproximadamente. “Una vez que nuestros equipos pudieron recomponer la zona afectada dentro de la Subestación el servicio fue normalizado en etapas”, se indicó.

La zona afectada comprendió principalmente a los barrios de Caballito, Flores, Liniers y Mataderos.

Martello, afirmó que el Organismo penalizará a la distribuidora Edesur por el corte de suministro en el marco de los festejos de Año Nuevo que “dejó a miles de usuarios sin luz”.

“Vamos a penalizar a la empresa. Aunque sabemos que no es la solución, es una de las herramientas de las que dispone el ENRE para cumplir nuestra función de control”, manifestó el Interventor en Twitter.

Aunque en menor medida, también hubo uruarios afectados por cortes en el área a cargo de Edenor, lo cual también esta siendo evaluado por el ENRE.

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Fusión nuclear ¿la energía que viene?

Recientemente se dio a conocer que el Laboratorio Nacional Lawrence Livermore, dependiente del Departamento de Energía estadounidense, “produjo más energía de fusión que la energía láser utilizada” en un experimento en el que venía trabajando.

Se trataría de un avance histórico en fusión nuclear que podrá revolucionar la producción de energía limpia y segura en el planeta, lo que permitiría romper la dependencia actual de los combustibles fósiles, principal causa de la crisis climática.

Consultado respecto de este logro, Julián Gadano, docente de Energía Nuclear en la Maestría en Desarrollo Energético Sustentable del ITBA, respondió a las consultas de Energía&Negocios

¿En qué consiste esta novedad?

En términos técnicos, lo que se obtuvo, es una ganancia neta en un experimento de generación de energía mediante fusión nuclear. En pocas palabras, esto significa que se ha generado más energía que la invertida en el proceso. Es un logro extremadamente significativo, que seguramente implicará que esta fecha sea recordada en el futuro.

Dicho esto, creo que corresponde explicar algunas cosas, a efectos de que los lectores comprendan mejor de qué se trata este tema. En primer lugar, ¿qué es la fusión nuclear? Es una forma de generar energía. ¿Cómo? Vamos un poco más atrás: la energía nuclear en términos generales (de la cual la fusión nuclear es una de sus formas) es una fuente energética que permite generar energía a través de fenómenos físicos, relacionados con la manipulación del núcleo de un átomo. En ese proceso se libera mucha energía por unidad de masa y de tiempo y, en general, lo que permite es generar mucha energía térmica (calor) que permite al mismo tiempo producir vapor de agua, lo que mueve turbinas que a su vez le dan movimiento a un generador eléctrico. La realidad es que esto no es muy diferente que lo que hace cualquier central térmica: se calienta agua, el agua se transforma en vapor, el vapor mueve una turbina y ésta un generador eléctrico. La gran diferencia es que las centrales eléctricas alimentadas por carbón, petróleo o gas natural, generan calor a través de un proceso químico que llamamos combustión. Ese proceso es contaminante y además emite gases de efecto invernadero (principalmente Dióxido de Carbono) lo cual, como ya sabemos, está afectando seriamente el clima planetario.

Se trata de un proceso físico: se impacta en el núcleo del átomo de un elemento determinado, y ese proceso libera energía sin combustión, es decir sin contaminar y sin emitir –en el proceso– gases de efecto invernadero.

La energía nuclear, por lo tanto, es una fuente de energía dentro de las que hoy llamamos “limpia”. Además, genera mucha más energía por unidad de tiempo (kWh) en el proceso. Es lo que llamamos “densidad energética”. Para ejemplificar, 1 kg de carbón permite generar 3 kWh, mientras 1 kg de uranio (el material usado con más frecuencia para la fisión nuclear) permite generar 50.000 kWh es decir 16.500 veces más.

Esta cifra nos sugiere que usar uranio es mucho más eficiente y recomendable que el carbón, petróleo o incluso gas natural. Se consume menos combustible, se genera más energía, contamina menos y no emite gases de efecto invernadero.

Sin embargo, la energía nuclear utilizada actualmente a nivel masivo para generar energía, además de brindar esos beneficios, muestra algunos problemas que hace que algunos países sean renuentes a utilizarla. La forma de generar energía eléctrica desde fuente nuclear que hoy es utilizada en las centrales nucleares que funcionan en el mundo (incluida Argentina) es lo que llamamos “fisión nuclear”, es decir: romper (“fisionar”) el núcleo de un átomo muy pesado (típicamente uranio en su isótopo 235) y en ese proceso generar mucha energía (¡50.000 veces más que la combustión del carbón!). A su vez, ese núcleo fisionado liberará neutrones que, en su carrera, fisionarán otros núcleos que liberarán energía y otros neutrones que golpearán sobre otros núcleos, esto es lo que llamamos una “reacción en cadena” que, en un proceso controlado, permite sostener generación de energía en forma estable. Pero ese proceso, que significó (digámoslo así) desestabilizar un átomo pesado, implica que ese átomo inestable deberá buscar una nueva forma estable, lo que lo tendrá liberando energía por cierto tiempo (que en el caso del uranio es muy largo). Y además de energía, libera partículas cargadas (que llamamos “iones”) que son dañinas para los cuerpos orgánicos vivos si entran en contacto con éstos. Es lo que popularmente se conoce como partículas radiactivas.

La industria nuclear ha encontrado la forma de confinar el uranio usado en las centrales nucleares, para que el proceso no sea dañino. Pero la posibilidad de accidentes no es nula. Es muy baja, pero no es nula. Además, el confinamiento es complejo y costoso, lo que redunda finalmente en el precio de la energía. Pero, sobre todo, lo más importante es que genera en la población (sobre todo después de los tres accidentes que hubo) una significativa sensación de inseguridad, es decir, miedo.

Yo diría que la realidad es que ese miedo no está realmente fundado en hechos. La industria nuclear tiene una tasa de accidentes bajísima: sólo 3 accidentes graves en 60 años en todo el mundo. Pocas industrias pueden mostrar una tasa tan baja. Pero el miedo es el miedo y, como tal, es real. No vale decir “no me importa, sigo igual”. Además, luego de cada uno de esos tres accidentes que mencioné, los gobiernos impusieron estándares más exigentes a la industria, que la industria supo satisfacer… a un costo.

¿Qué sucede con el peligro de radiación?

Soy de los que creen que son muchos más los beneficios que la energía nuclear actual (la fisión) nos trae, que los riesgos que implica. Sin embargo, reconozco que la radiación ha sido y es un problema.

Dicho esto, ¿qué es la fusión nuclear? Es el fin de ese problema. Técnicamente, se trata del proceso opuesto: fusionar dos núcleos de elementos muy livianos (típicamente versiones isotópicas un poco más pesadas del hidrógeno, que llamamos deuterio, o tritio) lo que también libera mucha energía en poco tiempo. Como mínimo, 5 veces más que la fisión, esto es 250.000 veces más que la combustión del carbón.

Ya eso es muy bueno ya que con por lo menos 10 centrales del tamaño de Embalse podríamos generar la energía que necesita toda la Argentina (y probablemente con muchas menos). Pero eso no es lo más interesante. El gran cambio es que -a diferencia del proceso de fisión del uranio- el material encuentra estabilidad muy rápidamente, liberando helio. Lo que para la salud de los cuerpos orgánicos vivos es la nada misma. Mucha energía, mucho más barata y cero impacto en el ambiente y en la salud. Aunque no todo es tan simple.

El logro que anunció el Departamento de Energía de los EEUU es muy relevante e histórico porque demostró que el proceso es posible. A través de un mecanismo que llamamos confinamiento inercial, lograron llevar el material a muy altas temperaturas y velocidades y, en un estado de la materia que llamamos plasma, se logró “apretar” tanto el material, que se venció la natural repelencia magnética que tienen las partículas con la misma carga, lo que permitió la fusión. Pero el gran logro del último experimento no es ese, sino que todo eso se hizo obteniendo más energía que la invertida directamente en el proceso. Lo que llamamos una “ganancia neta”. Es decir, se demostró que esto es posible. Ahora bien, de ahí a que esto sea viable falta bastante. Para que nos demos una idea, para lograr la fusión mediante este mecanismo, el material tuvo que alcanzar 100 millones de grados. De hecho, es lo que ocurre en el sol. Digamos que trajimos el sol a la tierra, lo cual es un logro increíble, pero para lograr esto de manera permanente, estable y a costos competitivos, falta un tiempo. Es solo cuestión de tiempo (y dinero) pero falta un tiempo.

¿Entonces cuándo se podrá disponer de esa energía en el mundo?

Bueno, como decíamos antes, el logro científico ya está y ahora es sólo cuestión de tiempo y dinero. Pero estamos hablando de tiempos que para la humanidad son cortos, pero para una persona o una sociedad no lo son tanto. Probablemente 20 años y quizás un poco más. Pero estamos hablando de que nuestros hijos o nietos vivirán muy probablemente en un mundo en el que la energía se generará desde pequeños “soles” controlados, de manera masiva y casi infinita. Es maravilloso ver lo que la ciencia -que no es otra cosa que un logro de la humanidad- puede lograr.

¿Cuáles son sus beneficios?

Principalmente, generar energía de manera limpia, accesible, segura y casi infinita. De ahí se desprenden otros beneficios científicos, ya sea para la salud o la desalinización de agua de océanos. Pero lo más importante es la posibilidad de generar energía limpia y accesible.

¿Qué riesgos conlleva?

Toda transformación de la naturaleza implica riesgos. Pero comparativamente, estamos hablando de una forma de generar energía en muy grandes cantidades liberando helio en ese proceso. No hay dudas de que los riesgos son muchísimo más bajos que los beneficios que genera.

¿Cuánta inversión puede demandar eventualmente?

Es difícil saberlo, porque el Lawrence Livermore no es el único laboratorio que está trabajando en fusión. De hecho, la instalación más conocida es el ITER, que es un proyecto de “gran ciencia” cooperativo entre varios países, cuya sede está en Francia. También hay varios otros. Pero estamos hablando de decenas de miles de millones de dólares. Sin duda, no son proyectos para países pobres, ni siquiera de ingresos medios lo cual no termina siendo una buena noticia. Sin embargo, países como Argentina o Brasil pueden formar parte de proyectos multinacionales, obteniendo muchos beneficios de ello. De hecho, Brasil ya participa en el ITER. No es barato, requiere invertir dinero de manera constante, pero sin duda países como el nuestro participarán del proceso de alguna manera.

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Vuelven a Petroecuador los bloques petroleros operados por Repsol

Parque Nacional Yasuni

Petroecuador inició la operación de los bloques 16 y 67 ubicados en la provincia amazónica de Orellana que estaban operados por Repsol.

Ecuador asumió la operación de dos bloques petroleros en la selva amazónica que desde 1999 estaban a cargo de la española Repsol, cuyos contratos concluyeron el 31 de diciembre de 2022, informó la estatal Petroecuador.

La petrolera señaló en un comunicado que “asume la operación tras la decisión legítima y soberana del Estado ecuatoriano de revertir los dos contratos de prestación de servicios para la exploración y explotación, que finalizaron el 31 de diciembre de 2022”.

El bloque 16 fue otorgado en 1985 en la segunda ronda de licitaciones y entregado a Conoco (Estados Unidos) que cedió la operación en 1991 a Maxus, que anexó el bloque 67.

En 1995 YPF adquirió Maxus y se convirtió en la operadora. En 1999, Repsol compró YPF y estuvo a cargo del campo hasta noviembre de 2021.
Los bloques 16 y 67 (Tivacuno) ocupan parte de la Reserva Etnica Waorani y del Parque Nacional Yasuni (Reserva de la Biosfera).
En los bloques 16 y 67 existen 106 pozos en producción, 37 pozos reinyectores
y 90 pozos cerrados y se extrae crudo con grado API actual de 14.1, según
reportes de Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales
no Renovables.

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Bertotto Boglione despide un 2022 de marcada presencia y proyecta un 2023 de crecimiento

La empresa cordobesa fue parte de los principales eventos nacionales, como Expoagro, Agroactiva y Expominería, entre otros. En estos espacios recibió clientes y diferentes actores relacionados al sector para gestar nuevos acuerdos comerciales, aprender, intercambiar ideas y mejorar de cara a lo que se viene.

Además, hizo historia al participar de NACS Show (National Association of Convenience Stores, por sus siglas en inglés), en Las Vegas, Estados Unidos. Allí se debatieron temas diversos con los más prestigiosos profesionales, quienes en esta oportunidad. Brindaron un panorama integral de la gestión empresarial del futuro, los escenarios de la movilidad en la transición energética, la expansión del parque de vehículos eléctricos y la dirección de compañías en tiempos de incertidumbre, entre otros.

En relación a la presencia de Bertotto Boglione en eventos de tamaña envergadura, Pablo Capuano, Gerente Comercial de la firma, remarcó: “Estos espacios demuestran no sólo el liderazgo que la empresa mantiene en estos casi 75 años en el mercado, sino que además demuestra la variedad de sus productos a la hora de resolver las necesidades de almacenamiento de nuestros clientes”.

APRENDIZAJE
En pos de que los resultados se multipliquen, se llevó a cabo otro ciclo de la escuela de soldadura y oficios que resalta el valor del aprendizaje compartido. Entre marzo de 2021 y noviembre de 2022 se desarrollaron 19 grupos que formaron parte de la #EscuelitaDeSoldadura y escuela de oficios.

A través de la experiencia y el conocimiento de los referentes, más de 94 personas recibieron una invalorable oportunidad de aprendizaje. Con el valor agregado de lo aprendido tanto para desarrollarlo en nuestra organización como en la que se lo requiera. Es en estos espacios en donde el verdadero trabajo en equipo y co-creación los resultados benefician a nuestra cadena de producción.

CRECIMIENTO
Bertotto Boglione adquirió una planta para ampliar los metros cuadrados de producción. El nuevo espacio de la firma cordobesa es de 8.000 metros cuadrados cubiertos. Allí se llevará a cabo el armado final de conexión eléctrica e hidráulica de los equipos que lo requieran, con especial foco en bombas, surtidores y cañerías.

Es que la empresa pisa fuerte en la industria nacional y, esta vez, no es la excepción. Cuenta con más de 200 empleados entre la planta y los administrativos, en una nueva muestra de que apostar a la mano de obra argentina es fundamental para proyectar un crecimiento productivo.

El motivo principal de la adquisición de esta nueva planta es aumentar la producción en vista a los objetivos 2023 y, claro, afianzarse en el mercado internacional, donde ya tiene un protagonismo más que importante con exportaciones a Chile, Uruguay, Perú, Bermudas, Panamá, Emiratos Árabes, Nigeria y Jamaica. Y claro que esto cobra un valor aún mayor por el contexto a nivel país y las restricciones para importar y realizar envíos al extranjero.

BALANCE Y EXPECTATIVAS
Pablo Capuano se mostró optimista de cara a lo que se viene: “Y lo cerramos diciendo que el 2023 va a ser un año cargado de expectativas de crecimiento y seguir marcando lugares de liderazgo e innovación. También es el año de los 75 años de la empresa que apostó al crecimiento regional y hoy en día exporta al mundo. Es un cierre de año positivo para todo el equipo de trabajo, que hacen posible esto y sin dudas nos estamos preparando para un 2023 con nuevos desafíos y nuevos proyectos” .

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Combustibles: La suba pautada para enero será en la segunda quincena

Trascendió en el ámbito de la industria petrolera que el aumento del 4 por ciento en los precios de los combustibles pautado con el ministerio de Economía de la Nación para enero ocurrirá en la segunda quincena del mes.

De esta manera, el sector de refinación en su conjunto NO aplicara el aumento en los combustibles en lo inmediato, es decir en el arranque de enero, algo que sí ocurrió en diciembre.

El acuerdo de precios pautado con Economía estableció ajustes del 4 por ciento en diciembre, enero y febrero, y del 3,8 por ciento en marzo.

La pauta fijada se relaciona con la intención del gobierno nacional de morigerar la suba de la inflación en el primer semestre del nuevo año, y es similar al criterio aplicado en otros rubros.

Según los trascendidos, en función del compromiso asumido con el gobierno nacional, el aumento del 4 % previsto para el primer mes del 2023 será luego de la segunda quincena. En tanto, se aplicaría el mismo criterio para los meses restantes.

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El impuesto sobre las energéticas, entró en vigor en España

Los nuevos impuestos extraordinarios sobre las empresas energéticas, entidades financieras y grandes fortunas entraron en vigor este jueves en España tras su publicación ayer en el Boletín Oficial del Estado (BOE), lo que permitirá gravar ya el ejercicio 2022 y empezar a recaudar en 2023.

Pedro Sánchez defendió que estos tributos especiales “no son anacrónicos en el contexto europeo” y “gobiernos de distinto signo, no solamente progresistas, sino también conservadores” han puesto en marcha iniciativas similares

La medida apunta a que la recaudación de estos impuestos tenga efectos ya desde 2023 –teniendo en cuenta los ingresos de 2022– y se ingrese también en 2024. Así, los tres nuevos impuestos extraordinarios regirán durante dos años, aunque tras este periodo, el gobierno español evaluará si los mantiene o no.

Se gravará el 1,2% sobre el importe de la cifra de negocio de las compañías cuya facturación haya superado los 1.000 millones de euros en 2019. Se ha excluido de la facturación objeto del gravamen los ingresos derivados de las actividades reguladas.

De este modo, el impuesto no afecta a aquellos ingresos donde el suministro sea a precio regulado, como es el caso del PVPC de electricidad, la tarifa de último recurso (TUR) de gas, el GLP envasado y el GLP por canalización.

Además, en su paso por el Congreso de los Diputados se incluyó en la exoneración los ingresos regulados de las redes de transporte y distribución de electricidad y gas natural y, en el caso de generación con retribución regulada y retribución adicional en los territorios no peninsulares, todos lo ingresos de las instalaciones, incluidos los que perciben del mercado y el despacho económico, respectivamente.

Al mismo tiempo, se introdujo otra enmienda transaccional para que el impuesto se aplique solo a la actividad que las empresas del sector desarrollen en España.

El Gobierno ha sacado adelante el impuesto en el Congreso y el Senado antes de concluir el año, como tenía previsto, para poder recaudar una parte ya el próximo febrero en función de los resultados de 2022. En su balance anual tras el último Consejo de Ministros, este martes, Pedro Sánchez defendió que estos tributos especiales “no son anacrónicos en el contexto europeo” y “gobiernos de distinto signo, no solamente progresistas, sino también conservadores” han puesto en marcha iniciativas similares. El presidente enmarcó la creación de los gravámenes en la búsqueda de “un reparto equitativo de los costos” de la crisis inflacionaria provocada por la guerra de Ucrania.

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YPF es una de las empresas a seguir de cerca en 2023, sostienen expertos

La actividad de YPF en 2022 fue destacada en distintas áreas. Obtuvo resultados positivos y de crecimiento productivo, desendeudamiento y está planificando nuevas inversiones en infraestructura de cara a 2023. Varios analistas destacaron los logros de la petrolera que se detallan a continuación

Gonzalo Gaviña, asesor financiero de PPI, apuntó al potencial de la empresa que tiene al Estado nacional como su mayor accionista: “YPF con un valor de acción de alrededor de US$8,65 en Nueva York, es una compañía que se está diversificando en la industria, ya sea en Vaca Muerta, con su fuerte posicionamiento con potenciales negocios en la industria del litio, el gas u otros productos derivados, como el sector agropecuario”.
“La diversificación de su producto y el potencial que tiene de explotación el crudo, el gas y litio en la Argentina lo posiciona como uno de los grandes candidatos. Más si hay cambio electoral”, explicó.

“No sorprendería para nada ver a YPF en US$12-20 en uno o dos años. Me parece que es una de las indicadas. De hecho, ha presentado uno de los mejores balances de su historia”, afirmaron desde Silver Cloud Advisors.
En 2022, YPF mejoró su calificación crediticia, a raíz de la cancelación de su deuda y de sus inversiones en Vaca Muerta. Luego de optimizar métricas operacionales y fortalecer su perfil financiero, la petrolera que tiene al Estado argentino como principal accionista, obtuvo pasó de “AA+” a “AAA”, según resolvió FIX, la agencia de rating local afiliada de Fitch Ratings.
La principal productora de gas y petróleo de la Argentina apunta a invertir US$5.000 millones en 2023, un incremento frente a los US$4.100 millones que se había puesto como meta para este año.
Viene de presentar cinco trimestres consecutivos de ganancias netas, y ha continuado en 2022 con su política de desendeudamiento.
La compañía proyecta duplicar su producción de crudo para el 2026.

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ExxonMobil demandará a la UE por impuesto a las ganancias

Exxon Mobil demanda a la Unión Europea (UE) por la imposición de un impuesto a las ganancias extraordinarias de las petroleras, informó Financial Times. La petrolera declaró que la demanda fue presentada este miércoles por sus filiales alemana y holandesa ante el Tribunal de Justicia de la UE, en Luxemburgo, al considerar que el bloque comunitario se extralimitó en sus competencias legales.

El portavoz de Exxon Mobil, Casey Norton, afirmó que la introducción del impuesto era “contraproducente”, ya que “socavaría la confianza de los inversores, desalentaría la inversión y aumentaría la dependencia de las importaciones energéticas”. Eso no solo va contra los intereses de la empresa, sino también contra los de los propios países europeos, que actualmente se enfrentan a la crisis energética y “luchan por reducir las importaciones energéticas de Rusia”.

Según Norton, Exxon Mobil invirtió 3.000 millones de dólares en proyectos europeos en los últimos 10 años y ahora está considerando si seguirá invirtiendo en la región. “La inversión aquí dependerá sobre todo de lo atractiva y competitiva que sea Europa a nivel mundial”, subrayó el portavoz.

La empresa estadounidense intenta impugnar la legitimidad de la decisión del Consejo de la UE de imponer el nuevo impuesto a escala comunitaria. Se espera que los procedimientos jurídicos puedan prolongarse durante gran parte del próximo año.

El nuevo impuesto entrará en vigor mañana (31 de diciembre) y gravará como un mínimo un 33 % los beneficios imponibles de las petroleras en 2022 y 2023, y es que las compañías del sector registran ganancias que superan significativamente el beneficio medio de los años anteriores debido a la crisis energética provocada por las sanciones occidentales contra Rusia. La Comisión Europea espera que el impuesto recaude 25.000 millones de euros, lo que reduciría la factura energética.

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MEGSA: 1.250.000 M3/día para CAMMESA durante todo enero. PPP U$S 2,47

Productores y comercializadores de gas natural ofertaron el suministro de 1.250.000 m3/día en la subasta que realizó el MEGSA para CAMMESA con destino al aprovisionamiento interrumpible de gas natural para generación eléctrica durante todo el mes de enero de 2023.

Las ofertas se realizaron con un precio PIST promedio ponderado de 2,16 dólares por millón de BTU, y de U$S 2,47 por MBTU puesto en el GBA.

A diferencia del Concurso de Precios del martes 27, en el nuevo podían participar todos los productores en general (hayan sido adjudicatarios o no del Plan Gas) y comercializadores.

El volumen adjudicado correspondió a 200.000 M3/día para productores del Noroeste, Santa Cruz, Tierra del Fuego, Chubut y Neuquén, con precios PIST que oscilaron entre 2,14 y 2,27 U$S por millón de BTU. Y fue de entre U$S 2,43 y 2,50 dólares el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.

Otras dos ofertas, por 100 mil y 150 mil m3/día, fueron realizadas por productores de Chubut y Neuquén a precios PÏST de 2,20 y 2,30 dólares, y precios de U$S 2,50 y 2,52 dólares puesto en el Gran Buenos Aires.

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Comenzó a funcionar el RITE, el registro de integridad impulsado por la Oficina Anticorrupción

La Oficina Anticorrupción (OA) habilitó la inscripción al Registro de Integridad y Transparencia para Empresas y Entidades (RITE).

RITE es una plataforma virtual dirigida a empresas -privadas, públicas y con participación estatal-, mutuales o cooperativas y entidades sin fines de lucro, cualquiera sea su tamaño, interesadas en mostrar su compromiso con el desarrollo de acciones de integridad. También permite que los organismos públicos de todo el país puedan tener un mejor conocimiento de la integridad de las empresas para sus contrataciones.

Las empresas y entidades que quieran visibilizar su compromiso con los negocios éticos pueden solicitar su ingreso a la plataforma RITE.

Por medio de una adhesión voluntaria, las empresas y entidades pueden visibilizar su compromiso con los negocios éticos. El objetivo de RITE es contribuir al desarrollo y mejora de los programas de integridad, al intercambio de buenas prácticas y a la promoción de ambientes transparentes en negocios y mercados.

Actualmente hay más de 30 empresas pioneras. Para ello, las empresas mantuvieron diferentes encuentros con el equipo de la OA y los consultores y consultoras que acompañan a la iniciativa, en los cuales trabajaron sobre elementos de los Programas de Integridad que recorre el formulario y recibieron asistencia técnica para poder sumar sus programas al registro. Las empresas, a su vez, realizaron propuestas y recomendaciones para mejorar la plataforma.

Ellas son Aerolíneas Argentinas SA, AySA, Banco Nación, YPF e YPF Luz, Metrogas, Correo Argentino, Fábrica Argentina de Aviones (FAdeA), Administración de Infraestructura Ferroviaria (ADIFSE), Operadora Ferroviaria SE (SOFSE), Casa de Moneda SE, Bayer SA, Colcar Merbus SA, Novo Nordisk Pharma Argentina SA, Datastar Argentina SA, Unión Argentina de Proveedores del Estado (UAPE), Core Consulting SA, Grupo CETA, CIAR SA, Trace Group SA, RSN Gestión SAS, Alitaware SAS, Condiment SA, Bioars SA, Igarreta SACI, Lab Systems SA, Asociación Mutual y Cooperativa Belgrano, Asociación Mutual de Pensionados Sociales Ley 5110, Asociación Mutualista del Docente de la Provincia de Córdoba, Asociación Fitosanitaria del Nordeste Argentino (AFINOA), Federada Salud, Contreras SA, HCO SA, Operaciones Agroportuarias SA, EuroAmerica Group SA y HR Strategy SRL.

Luis Villanueva, Subsecretario de Políticas de Transparencia de la OA y principal impulsor del RITE destacó: “RITE es más que una plataforma. Da la posibilidad a las empresas de mostrar lo mejor que tienen sus Programas de Integridad, pero también es un espacio de articulación del sector público y privado”.

“La posibilidad de crear políticas de integridad a partir de RITE marca una diferencia en qué es el compliance de acá en más. A nivel regional, además, van a haber vinculaciones con RITE, todas van a querer mostrar el Programa de Integridad, es lo que vemos a futuro” concluyó Villanueva.

RITE surge de una acción colectiva inédita en nuestro país y la región, tras un proceso de elaboración colaborativa del que participaron profesionales del ámbito privado, académico, de la sociedad civil, gobierno y de empresas con participación estatal.

Como consecuencia de este proceso de coconstrucción del RITE se crearon los formularios que conforman el registro, aprobados mediante la RESOL-2022-9-APN-OA#PTE. Los formularios fueron elaborados en mesas de trabajo de las que participaron más de 80 profesionales especializados en la temática, y en las que se recibieron más de 500 comentarios y aportes que fueron considerados por la OA.

El formulario referido a Programas de Integridad es uno de los elementos fundamentales del RITE y contiene preguntas sobre diferentes componentes que conforman los programas de integridad en las organizaciones. Además, posibilita a las organizaciones identificar los aspectos necesarios para lograr mejoras en los mismos.

También se elaboró el formulario de Debida Diligencia, que complementa las políticas y procedimientos que las empresas realizan a la hora de evaluar hacer negocios con su cadena de valor, con dos objetivos: i) ofrecer la posibilidad de aportar información con un enfoque basado en riesgos; y ii) ofrecer la posibilidad de brindar información sobre eventuales antecedentes judiciales (de la entidad o sus accionistas o miembros de la Alta Dirección), y las acciones de remediación que la empresa haya implementado.

A diferencia de la información relativa al formulario del Programa de Integridad, los datos del formulario de Debida Diligencia no está disponible de manera abierta a la comunidad de RITE, sino que los usuarios deberán solicitarla y la empresa autorizar a brindarla.

Por otro lado, la plataforma contiene una Caja de Herramientas con recursos de aprendizaje y guías sobre RITE con material informativo, videos, plantillas y documentos modelo para acompañar el fortalecimiento de las acciones de integridad de empresas y entidades.

Cabe destacar que RITE colabora con la implementación efectiva de la Ley 27401 de Responsabilidad Penal de las Personas Jurídicas permitiendo mejorar el cumplimiento de los requisitos establecidos en la norma para la contratación con el Estado, así como el conocimiento y evaluación por parte de las oficinas públicas de los programas de integridad.

La iniciativa cuenta con el apoyo del Ministerio de Justicia y Derechos Humanos de la Nación, encargado del desarrollo informático, del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), que impulsó la etapa de diseño e implementación de la plataforma, y del Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), que posibilitó que RITE esté disponible para municipios y provincias.

Las organizaciones pueden solicitar su adhesión al registro vía e-mail a rite@anticorrupcion.gob.ar.

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Tecpetrol obtuvo el área petrolera Puesto Parada en Vaca Muerta

La petrolera Tecpetrol, integrante del grupo argentino Techint, obtuvo la concesión de un área de explotación petrolera en Neuquén de una superficie de 159 km2, dentro de la gigantesca formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta.

Ricardo Markous, Ceo de Tecpetrol, comentó “tenemos previsto, al menos, perforar 164 pozos, invertir durante toda la concesión alrededor de 2.500 millones de dólares”, Markous indicó que en una primera etapa Tecpetrol hará una inversión cercana a los 500 millones de dólares para poner en marcha el área y “llegar a una producción de, al menos, 15.000 barriles”.

“Si los resultados son buenos podemos, inclusive, duplicar esta producción y llegar a los 30 mil barriles de petróleo”, afirmó.

En la etapa piloto, que contempla un periodo de tres años, Tecpetrol perforará y pondrá en producción cinco pozos horizontales de entre 2.100 y 2.500 metros de rama horizontal, con un mínimo de 30 etapas de fractura por pozo. Según se indicó estos trabajos requieren 58,1 millones de dólares

También se construirá una línea de conducción para la producción y adecuación de las instalaciones cuyo desembolso requerido será de otros 7,5 millones de dólares, por lo que la empresa terminará invirtiendo un total de 65,6 millones de dólares en la etapa piloto.

Una vez transcurrido el periodo de tres años, en la etapa de desarrollo continuo se prevé perforar 158 pozos nuevos, sumando un total de inversión por 2.400 millones de dólares. Con esta nueva concesión, la provincia de Neuquén suma 46 proyectos de gas y petróleo no convencionales, abarcando una superficie de 9.742 kilómetros cuadrados dentro de Vaca Muerta.La colosal formación, la segunda reserva mundial de gas no convencional y la cuarta de petróleo de este tipo, vive una fuerte actividad de exploración y un incipiente desarrollo masivo, con millonarias inversiones de grandes empresas multinacionales y otras de escala media.

PROYECTOS
Los principales proyectos para el 2023 son los de continuar con el desarrollo del área Fortín de Piedra (el principal yacimiento gasífero de la cuenca neuquina), y de las áreas El Tordillo (Chubut) y Aguaragüe (Salta), y avanzar en la evaluación del potencial de petróleo de las áreas Los Toldos II Este y Puesto Parada en Vaca Muerta.
La concreción de proyectos de infraestructura tanto para gas como petróleo, la implementación de las políticas públicas que favorezcan las inversiones en el sector como el plan Gas.Ar 5 y la promulgación de leyes para promover las inversiones en hidrocarburos y proyectos de exportación como LNG serán fundamentales para el desarrollo del sector.

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Y-TEC y Catamarca firman acuerdopara para instalar fábrica de baterías de litio

El gobernador de la provincia de Catamarca, Raúl Jalil y los presidentes de YPF, Pablo González, y de Y-TEC, Roberto Salvarezza, firmaron un convenio marco de colaboración para crear en la provincia una planta de fabricación de celdas, baterías de ion-litio y material activo.

“Este acuerdo permite potenciar el trabajo que venimos desarrollando desde Y-TEC que tiene como objetivo principal generar el conocimiento para que las provincias productoras puedan utilizar esta tecnología para agregarle valor al litio en sus propios territorios” afirmó el presidente de YPF, Pablo González.

Por su parte, el gobernador destacó que “hoy es un día histórico en el que Catamarca acompaña con el litio la transformación de la matriz energética. Y esto también tiene que servir para cambiar la matriz productiva de Catamarca y generar más actividad y empleo”.

Además, recordó que “antes, hubo una política de vaciar YPF. Hoy nosotros reafirmamos que Catamarca tiene una empresa provincial que pudo asociarse con YPF para desarrollar proyectos productivos”.

En tanto, el presidente de Y-TEC, Roberto Salvarezza, destacó que “Catamarca ha estado muy presente en materia de litio. Aquí tenemos nuestro primer proyecto exploratorio de litio junto a CAMYEN”. Además, resaltó la importancia del agregado de valor a la producción minera, al señalar que “somos dueños del recurso y
debemos darle valor al carbonato catamarqueño. La planta emplea insumos nacionales como este carbonato,con el que podemos producir 3 mil baterías. Vamos a tener dos proyectos muy importantes en Catamarca” ,
concluyó.

En este sentido, el ministro de Minería, Marcelo Murua, explicó que la firma del convenio marco establece crear dos plantas donde Catamarca comience a desarrollar el material activo para las baterías y empezar a producir celdas para la generación de energía estacionaria, que cuenta con una alta demanda actual y permanente en la provincia.

El funcionario comentó que desde Catamarca viene trabajando junto a Y-TEC. aportando la materia prima de carbonato de litio para el funcionamiento de la planta piloto ubicada en el partido de Berisso, provincia de Buenos Aires. “Ahora, a través de la transf erencia tecnológica realizada por Y-TEC, Catamarca podrá desarrollar su propia f ábrica para producir el material activo (LFP: Litio, Hierro y Fosf ato) y celdas de baterías
necesarias para la generación de energía estacionaria”.

Del acto también participaron el vicegobernador, Rubén Dusso; la senadora nacional, Lucía Corpacci, el Intendente de la capital, Gustavo Saadi, el vicepresidente de YPF Litio, Hernán Letcher y la presidenta deCAMYEN, Susana Peralta, entre otros funcionarios y funcionarias.

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Prohíben el suministro de crudo ruso a los países que impusieron tope al precio

El presidente de Rusia, Vladímir Putin, firmó este martes el decreto de la respuesta de Moscú al tope al precio del petróleo ruso impuesto por los países del G7, la UE y Australia. Tras el decreto, dejará de vender crudo a las naciones que se han sumado a la medida.

Los países del G7, la UE y Australia acordaron a principios de diciembre establecer un límite de 60 dólares por barril al precio del crudo ruso. Disparada del precio.

El decreto entrará en vigor el 1 de febrero de 2023 y permanecerá vigente hasta el 1 de julio de 2023.
Menos de una hora después de la publicación del documento, los precios del petróleo se han disparado. Así, el crudo Brent subió a 86 dólares el barril por primera vez desde el 5 de diciembre, según datos de la bolsa londinense ICE.

A principios de diciembre, los países del G7, la UE y Australia acordaron imponer un tope de 60 dólares por barril al precio del petróleo ruso transportado por mar. Los promotores de la medida pretendían “restringir la principal fuente de ingresos” de Rusia para su operativo militar en Ucrania, “preservando al mismo tiempo la estabilidad del suministro energético mundial”, según indicó la secretaria del Tesoro de EE.UU., Janet Yellen.
El Gobierno ruso ha calificado en reiteradas ocasiones la iniciativa occidental como una “medida antimercado” que “puede complicar considerablemente la situación en los mercados energéticos mundiales”, y advirtió que “no planea suministrar” petróleo a los países y compañías que se unan a la limitación de su precio.

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MEGSA-CAMMESA: 23 MMm3/día adicionales del 1 al 15 de enero. PPP U$S 2,85

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó un nuevo concurso de precios, solicitado por CAMMESA, destinado a recibir ofertas por parte de los Productores que habiendo sido adjudicados en el Plan Gas.Ar (PG) contaran con volúmenes adicionales para usinas generadoras.

Se registraron 12 ofertas por un volumen total de 23 millones de metros cúbicos día, y un Precio Promedio Ponderado de 2,85 dólares el Millón de BTU.

Cada Productor sólo podía ofertar en las mismas cuencas en que fuera adjudicado en el PG y el precio ofertado por cada Proveedor no podía exceder el precio obtenido en el PG para cada cuenca para el período de verano.

Los contratos generados están destinados al aprovisionamiento entre el 01/01/2023 y el 15/01/2023.

Del total de ofertas 7 correspondieron a productores en Neuquén, por un total de 10,5 MMm3/día y precios de entre 2,69 y 2,99 dólares el MBTU.

Otras 3 ofertas fueron desde productores en Tierra del Fuego, totalizaron 9 MMm3/día y a precios de entre 2,77 y 2,81 dólares el MBTU.

Una oferta adicional fue de un productor en Santa Cruz, por 2 MMm3/día a U$S 2,83 el MBTU, y otra única oferta llegó desde Chubut, por 1,5 MMm3/día, a un precio de U$S 2,88 el MBTU.

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2022 / La opinión de los CEO´s

Pablo González

Presidente de YPF

Estamos cerrando un año excepcional para YPF. Los resultados del tercer trimestre nos muestran que hemos logrado salir de la situación compleja en donde estábamos tras años de desinversión, caída de la producción y endeudamiento. 

El EBITDA fue de 1500 millones de dólares por segundo trimestre consecutivo y la producción total de hidrocarburos totalizó los 504 mil barriles equivalentes por día, representando un incremento del 9% interanual. A partir de estos muy buenos resultados, decidimos ampliar el plan de inversiones a más de 4000 millones de dólares para este año lo que nos permitirá obtener un crecimiento de la producción total del orden del 9%, el crecimiento orgánico más importante de los últimos 25 años.

Para el año que viene, vamos a aumentar las inversiones para superar los 5000 millones de dólares, una de las mayores desde la recuperación de YPF. Tenemos una compañía que está en pleno crecimiento con una agenda de proyectos muy relevantes para el país en todas sus áreas de negocios.   

Proyectos

YPF encara un año de enormes proyectos el año que viene. Pensamos seguir en el camino que iniciamos hace tres años de aumento sostenido de las inversiones, lo que genera mayor actividad y producción, mejora la situación en las provincias en donde operamos, aumenta el empleo y aporta energía para el desarrollo del país.

YPF es clave en el escenario actual de mayor demanda de energía y vamos a liderar el proceso para autoabastecer al país y convertirlo en un exportador de energía: mejorando nuestra actividad convencional, potenciando el desarrollo de Vaca Muerta y financiando obras de infraestructura y transporte que permitan el crecimiento de la producción.

Además, vamos a continuar invirtiendo – a través de YPF Luz, YPF Litio e Y-TEC – en la producción de energías renovables.

Nosotros somos la principal de empresa de energía y el proveedor de combustibles más grande del país. Desde esta posición, tomamos con mucha responsabilidad el tema precios, buscando un equilibrio entre las necesidades de la compañía, la situación macroeconómica y, especialmente, teniendo en cuenta la situación de nuestros clientes.

Por esa razón, en ninguno de estos tres años aumentamos los combustibles por encima de la inflación garantizando el abastecimiento con productos de calidad en todo el país. Incluso, durante los meses en donde hubo algún problema con el gasoil, desde YPF hicimos esfuerzos adicionales de producción, importación y logísiticos para poder garantizar la presencia del producto.

Desafíos

Argentina tiene enormes oportunidades en materia energética que debemos saber aprovecharlas. En el muy corto plazo, tenemos que trabajar en mejorar el transporte de energía. Hoy, gracias al crecimiento de la producción de petróleo y gas, tenemos el problema de construir la infraestructura para poder llevarla desde los centros de producción a los centros de consumo.

Tanto desde el Estado Nacional, con la construcción del gasoducto Néstor Kirchner, como desde YPF estamos contribuyendo a resolver esa limitación que hoy tenemos. Nosotros en marzo vamos a habilitar nuevamente el oleoducto a Chile, que nos va a permitir exportar crudo a ese país y potencialmente abrir los mercados del Pacífico. Además, apoyamos el proyecto de OLDELVAL para duplicar la capacidad de transporte actual desde Neuquén a Puerto Rosales y estamos anunciando una inversión de 1200 millones de dólares para construir un nuevo oleoducto desde Vaca Muerta hasta Punta Colorada en Río Negro para la exportación de crudo.

Contexto internacional

El contexto internacional es muy favorable actualmente para el país en materia energética y tenemos que aprovechar la actual coyuntura para acelerar todo el potencial que tenemos en producción de gas y petróleo. Además, en un contexto de transición energética, la ventana de tiempo que tenemos se va acortando o limitando.

Con Vaca Muerta logramos demostrar que somos muy competitivos a nivel mundial, con costos de desarrollo similares a los del Permian en Estados Unidos y es la segunda reserva de gas y la cuarta de petróleo de un mundo que demanda energía y seguridad en la provisión. Nosotros podemos jugar un rol clave en ese escenario.

Javier Rielo Director

General de Total Austral y Director

de TotalEnergies Cono Sur

Total Austral finaliza 2022 consolidado como primer productor privado de gas natural del país y habiendo lanzado y aprobado el proyecto gasífero offshore Fénix, costa afuera de Tierra del Fuego.

En concordancia, nos afianzamos como compañía multienergía tanto a nivel mundial como nacional, consolidando las distintas ramas de manera centralizada. Esta evolución se acompaña en Argentina con tres parques productores de energía renovable solar y eólica, distribuidos en el territorio, y la firma de un memorándum de entendimiento con la provincia de Tierra del Fuego para identificar y determinar las condiciones necesarias para el desarrollo de proyectos de energías renovables en la provincia.

En síntesis, 2022 ha sido un año de mucha actividad y surgimiento de nuevos proyectos afianzando la concreción de la ambición de la Compañía en vías de ser protagonista en materia de provisión de energía limpia y asequible.

Proyectos

Estamos construyendo actualmente la plataforma marítima para Fénix, que esperamos poder instalar el año próximo, para poder concretar luego la perforación de tres pozos e inyectar así un volumen de diez millones de metros cúbicos de gas natural en el sistema troncal para el abastecimiento del mercado local. Este proyecto es sumamente importante para el país ya que permitirá reducir las importaciones de gas natural y GNL contribuyendo positivamente a preservar la balanza comercial de nuestro país. El volumen de gas aportado por Fénix representa entre 100 y 200 millones de dólares estadounidenses de ahorro fiscal por mes, a un precio de importación de 10 ó 20 dólares por millón de BTU.

En Neuquén, seguimos avanzando para completar la saturación de la capacidad de tratamiento de la planta de gas de Aguada Pichana Este y ya estamos trabajando en su posible expansión. En el resto de los bloques en esta cuenca estamos coordinando las inversiones y ampliaciones de la capacidad de producción en línea con los proyectos de ampliación de la infraestructura necesaria para la evacuación de la nueva producción.

No es una novedad que el contexto macroeconómico que está atravesando el país es difícil y desafiante. En este sentido, la inflación tiene una incidencia muy significativa en la toma de decisiones de las empresas porque dificulta prever el marco de largo plazo necesario para recuperar nuestras inversiones. Es necesario recordar que nuestra actividad es de capital intensivo y que las inversiones se repagan en un horizonte largo de tiempo. Entonces la incertidumbre sobre cómo se va a comportar la economía en ese horizonte, juega un rol fundamental al momento de decidir las cuantiosas inversiones que requiere nuestra actividad. Pero también es fundamental tener un marco legal, comercial y de negocio claro, consistente y duradero, que pueda incentivar nuestros proyectos a largo plazo.

Desafíos

Argentina tiene enormes recursos naturales para poder satisfacer de energía, no sólo su demanda interna, sino también la regional y, siendo más ambiciosos, hasta ser un actor importante en la provisión mundial de energía.

En el marco de la transición energética, el gas es la fuente de energía fósil menos contaminante y por lo tanto resulta fundamental para contribuir a la reducción de las emisiones globales de carbono. Argentina forma parte de este contexto mundial y de los compromisos asumidos por los diferentes estados en la lucha contra el calentamiento global. Los recursos de gas natural de

la Argentina pueden ser claves entonces para contribuir a la reducción de ese calentamiento global.

La transición energética, la cual estamos transitando a pleno, contempla las energías renovables. La Argentina cuenta con recursos de excepción que deberían ser concretados mediante proyectos a corto, mediano y largo plazo.

De manera transversal, resulta indispensable también consolidar las condiciones legales y comerciales en pos de delinear inversiones de envergadura en esta materia.

Expectativas

Es necesario lograr un entendimiento y definir un objetivo común entre todos los actores, los gobiernos nacionales y provinciales, el sector empresario y los trabajadores, que perdure en el tiempo, que sea estable y no cambie cada cuatro años, que sea una política de Estado y no de un gobierno en particular. La matriz energética de un país debe ser delineada acorde a esa política de Estado. La energía es sinónimo del desarrollo de una sociedad, por lo tanto, asegurar el acceso a la energía es imprescindible para un crecimiento económico sostenible.

Contexto internacional

La situación internacional, en la que la invasión de Rusia a Ucrania ha llevado a falta de provisión de energía y suba de precios, que se venían recuperando desde mínimos históricos luego de la pandemia, impulsó el interés en fuentes de energía de transición y renovables; y, sobre todo, puso el foco en regiones del planeta que pudiesen sustituir la provisión de gas y petróleo ruso. Regiones sin conflictos bélicos, antes quizás impensadas, que pasaron a ser potencialmente estratégicas a nivel energético por sus recursos.

Esto abre una ventana única de oportunidades a nuestro país, la cual sería muy bueno capitalizar.

Ricardo Rodríguez

Presidente de Shell Argentina, Chile y Uruguay

El 2022 ha sido un gran año. Alcanzamos cifras récord de fracturas y de producción de petróleo en nuestras operaciones en Vaca Muerta, lo que nos ha permitido posicionarnos como el segundo productor de petróleo no convencional en la cuenca. Recientemente, además, completamos la construcción de nuestro primer proyecto de midstream en Argentina – en conjunto con nuestros socios PAE y Pluspetrol – para contribuir al principal desafío de corto plazo de la cuenca, que es la limitación en la infraestructura de evacuación y transporte de crudo. Es un oleoducto de 120.000 barriles diarios de capacidad y 105km de extensión que conecta nuestras EPF y CPF en Sierras Blancas y la Estación de Bombeo de Oldelval en Allen para contribuir a la ampliación de la infraestructura de transporte de la cuenca. Pero sobre todo, nuestro orgullo más grande fue haber cumplido 108 años en Argentina y una década en Vaca Muerta que son un fiel reflejo de nuestro compromiso con el desarrollo energético y el crecimiento económico del país y de la cuenca neuquina, llevando los beneficios de la actividad a las comunidades vecinas a nuestras operaciones.

Proyectos

Año a año venimos creciendo en nuestros proyectos en Argentina y el próximo año queremos seguir haciéndolo. En este momento, estamos produciendo un promedio de 45.000 barriles diarios de crudo en el país y esperamos seguir incrementando nuestra producción y exportaciones a medida que se liberen las restricciones en el midstream. Al mismo tiempo, apuntamos a seguir reduciendo costos y ganando eficiencia para aumentar la competitividad frente a otros activos similares a Vaca Muerta en el mundo. Pero más en concreto, el año que viene continuaremos con la construcción de la primera planta de procesamiento EPF en Bajada de Añelo, de 12.000 barriles diarios de crudo y 2 millones de metros cúbicos de gas, ampliando nuestra capacidad instalada de procesamiento de 42.000 barriles actuales. 

Desafíos

Estoy convencido de que Vaca Muerta tiene el potencial de jugar un papel fundamental en la economía doméstica y el escenario energético global. Tenemos la oportunidad de desarrollar los recursos de petróleo y gas que ofrece la formación para apalancar el desarrollo de la industria y la economía locales, generando las divisas, la recaudación y los puestos de trabajo que necesita la economía, pero también para convertir al país en un exportador neto de energía al mercado internacional en el contexto de la transición energética. Pero para desarrollar ese potencial de escala global que tiene Vaca Muerta debemos solucionar otros desafíos. Principalmente y en el corto plazo, son dos. En primer lugar, solucionar el cuello de botella que tenemos en infraestructura en la cuenca para la evacuación de crudo en ductos y la exportación en terminales y puerto. Eso se irá encaminando en el mediano plazo. En segundo lugar, poder acceder a divisas, que son elementales para la importación de maquinaria, el pago a proveedores y empresas de servicio y giros de dividendos a nuestros accionistas y otros conceptos. Llevamos invertidos más de 2.000 millones de dólares en la cuenca y el año que viene vamos a empezar a generar ingresos por primera vez. Va a ser clave poder hacerlo para enviar una señal positiva a los inversores.

Contexto internacional

Lo que pasó en Ucrania ha creado condiciones de precio del petróleo en los mercados internacionales en zonas donde no era rentable producir y son parte del portafolio. No es el caso de Argentina donde tenemos un recurso muy bueno y rentable. Pero sí reforzó la noción de oportunidad que tiene Vaca Muerta para insertarse en el mercado internacional. Si logramos llevar confianza y previsibilidad en el marco regulatorio y el acceso a divisas podremos asegurar las inversiones necesarias para capitalizar esa oportunidad y generar a partir de ese desarrollo un aporte significativo a la economía argentina en términos de generación de divisas, mano de obra, cadena de valor y actividad económica.

Ricardo Markous

Ceo de Tecpetrol

Durante el 2022 mantuvimos nuestras operaciones según lo planificado, a pesar del contexto desafiante, y continuamos avanzando en mejoras productivas llegando a producir 20.6 millones de m3/d en nuestro principal yacimiento de gas, Fortín de Piedra. Incrementamos el nivel de inversiones y cumplimos nuestros exigentes compromisos de entrega de gas de Neuquén en los meses de invierno.

Proyectos

Los principales proyectos para el 2023 son continuar con el desarrollo del área Fortín de Piedra (el principal yacimiento gasífero de la cuenca neuquina), y de las áreas El Tordillo (Chubut) y Aguaragüe (Salta), y avanzar en la evaluación del potencial de petróleo de las áreas Los Toldos II Este y Puesto Parada en Vaca Muerta.

La concreción de proyectos de infraestructura tanto para gas como petróleo, la implementación de las políticas públicas que favorezcan las inversiones en el sector como el plan Gas.Ar 5 y la promulgación de leyes para promover las inversiones en hidrocarburos y proyectos de exportación como LNG serán fundamentales para el desarrollo del sector.

La inflación impacta de forma directa en los costos y genera incertidumbre en el sector, lo que no constituye un marco favorable para el desarrollo de nuevos proyectos.

Desafíos

Los recursos de Vaca Muerta dejaron de ser una posibilidad y son, hoy, una realidad. En los últimos años, las inversiones de todas las operadoras y varios proyectos que se encuentran en desarrollo hicieron que la infraestructura de Argentina se vea saturada.

El desafío ahora pasa por la ampliación de la capacidad de transporte y no tanto por la producción en sí. En este sentido, en el mercado de gas, es esencial que se complete el gasoducto de Neuquén a Saliqueló que está en construcción y que se lancen las ampliaciones del mismo con compresión y con el gasoducto Saliqueló – San Nicolás, así como la reversión del gasoducto Norte. Esto permitirá reemplazar importaciones de LNG, combustibles líquidos y gas de Bolivia y fomentar exportaciones de gas y electricidad a Chile y Brasil (con Brasil también pueden realizarse intercambios de energía eléctrica en distintas estaciones).

En este contexto, Tecpetrol se encuentra muy bien posicionado para el desarrollo del shale: contamos con el conocimiento, la experiencia, los recursos tecnológicos y un acreage interesante para aumentar la producción –siempre que haya mercado- no solo en Fortín de Piedra, sino también en otras áreas de la cuenca.

Además, las principales oportunidades que vemos para la Argentina son la posibilidad de exportar energía integrándose con los países limítrofes, los proyectos de LNG y la posibilidad de industrializar el gas. En el mercado de petróleo, donde también están saturados los oleoductos de evacuación, es muy importante que se concreten la ampliación del oleoducto de Oldelval para transportar mayor volumen de petróleo hacia el océano Atlántico, la ampliación de la terminal marítima de Puerto Rosales,  y que se ponga en marcha OTASA, el oleoducto a Chile.

Expectativas

Nuestra expectativa es que el año electoral no impida acordar y mantener reglas de largo plazo que permitan incrementar inversiones en una industria que necesita un panorama amplio para poder desarrollarse.

Contexto internacional

El escenario internacional actual está marcado por una alta volatilidad en el mercado de energía que impacta en el incremento de precios de LNG que Argentina importa en invierno. El gasoducto Presidente Néstor Kirchner reducirá la necesidad de continuar importando este recurso a partir del invierno de 2023; sin embargo, se requerirá de su ampliación (con compresión) y la construcción de la segunda etapa Saliqueló – San Nicolás para lograr mayores reducciones de las importaciones.

Daniel De Nigris

CEO ExxonMobil Argentina

El principal desafío fue mantener el proyecto argentino competitivo dentro del porfolio de nuestra compañía, a fin de continuar atrayendo las inversiones necesarias para el desarrollo. Esa competitividad y estabilidad a largo plazo son esenciales. Entendemos que para que el clima de negocios en Argentina pueda lograr escala, bajo un contexto donde las inversiones de capital compiten de manera permanente a nivel global, es necesario generar condiciones de previsibilidad y sostenibilidad en el tiempo que permitan que el desarrollo de nuestros recursos sean competitivos a nivel internacional. Durante 2022, ExxonMobil Exploration Argentina (EMEA) completó seis pozos del Pad 5A y se avanzaron las instalaciones asociadas como parte del testeo del diseño óptimo para el desarrollo del bloque. La producción comenzó en septiembre y nuevos pozos en la misma locación se irán conectando en el transcurso del 2022 y 2023. 

Proyectos

Nuestras expectativas están relacionadas a la eficiencia, reducción de costos y la evaluación de oportunidades para aumentar la productividad. Argentina posee un gran potencial para desarrollar el sector energético en general y los hidrocarburos no convencionales en particular. Esto nos permite seguir enfocados en aumentar la producción de petróleo de manera segura para los trabajadores y el medio ambiente, y a la vez, impactar positivamente sobre la sociedad en la que operamos a los fines de seguir contribuyendo al desarrollo energético del país.

En Vaca Muerta, EMEA tiene por objetivo continuar avanzando con los bloques en sus distintas etapas, especialmente nuestro principal bloque Bajo del Choique – La Invernada (BdC-LaI), que ha demostrado tener crudo de muy buena calidad y pozos con un alto nivel de productividad considerados entre los mejores de la cuenca.A su vez, junto con nuestro socio Pampa Energía estamos previendo el desarrollo del bloque de gas de Sierra Chata, el cual contribuirá a aumentar la producción de gas en la cuenca Neuquina y a abastecer al mercado argentino. Las reglas sostenidas, claras y predecibles en el tiempo son un requisito crucial para que la industria ejecute más inversiones en un entorno de certeza y sostenibilidad. La producción de petróleo y gas es clave para el éxito económico de Argentina, y su desarrollo está estrechamente ligado a un conjunto de principios que garantizarán un entorno empresarial adecuado para la comercialización de los recursos. Creemos que Vaca Muerta requiere de políticas de inversión favorables y de estabilidad económica, junto con precios basados en el mercado de exportación. 

Desafíos

Entendemos que debemos tener una mirada de largo plazo, en donde se desarrolle el sector para que además de satisfacer la demanda doméstica, el país se convierta en un exportador de energía a nivel internacional, con todos los beneficios que ello traería aparejado a la Argentina.

Hay muchos proyectos anunciados que están en marcha y ayudarán en materia de infraestructura a la producción incremental que viene, como por ejemplo, el proyecto “Duplicar” de Oldelval y el proyecto de OTE (que acompaña al proyecto Duplicar). A su vez, los proyectos anunciados por YPF, como Vaca Muerta Norte, para llegar a OTASA y poder exportar a Chile y el proyecto de Vaca Muerta Sur, para llegar a un puerto de aguas profundas y exportar crudo a nuevas regiones.

En la cuenca Neuquina es prioritario continuar aumentando el desarrollo de infraestructura de evacuación de la producción mediante la ampliación y/o construcciones adicionales de oleoductos y gasoductos que permitan evacuar a niveles de desarrollo masivo.  

Expectativas

Respecto a la coyuntura, Argentina está ante una enorme oportunidad en el sector energético. Es muy importante seguir avanzando entre todos los actores de la industria en el desarrollo de un marco regulatorio que genere un entorno competitivo para el desarrollo de los recursos; y políticas pro-inversión y estabilidad económica para garantizar el desarrollo de la industria energética en general y de Vaca Muerta en particular.

Contexto internacional

Consideramos que las medidas deben estar orientadas a generar condiciones de competitividad de nuestro sector a nivel internacional a los fines de que no haya un desacople con los mercados internacionales.

Por otra parte, creemos que nuestro país tiene una enorme oportunidad para desarrollar la exportación de crudo una vez satisfecha la demanda doméstica, para lo cual es sumamente importante que todos los actores del sector sigamos trabajando conjuntamente para generar las condiciones propicias que permitan el desarrollo de la industria del petróleo y el gas en toda su cadena de valor, incluida la industria local y los proveedores nacionales.

María Tettamanti

Directora General Camuzzi

Desde el plano operativo, económico y financiero, ha sido un año extremadamente complejo. Los atrasos en la tarifa de distribución se prolongaron en el tiempo sin que se hayan implementado subsidios o asistencias económicas que permitan compensarlos. Este contexto nos ha obligado a ser más eficientes que nunca en la administración de los recursos, extremar la creatividad y redoblar los esfuerzos para implementar políticas de gastos muy restrictivas que no impacten en la prestación del servicio. No obstante, el balance desde el punto de vista de nuestro equipo humano ha sido sobresaliente. Con enorme esfuerzo pudimos sostener una operación tan significativa como la nuestra – que representa casi el 50% del territorio nacional – cumpliendo con los estándares regulatorios de calidad de servicio establecidos.

Y ello ha sido posible gracias el esfuerzo y compromiso de nuestros 1700 colaboradores que, aún en contextos tan difíciles como el nuestro, siempre han priorizado la vocación de servicio que tanto nos caracteriza. 

Proyectos

Sin dudas el 2023 será un año difícil para todos, pero más aún para nuestra industria, ya que venimos sosteniendo una operación sumamente compleja, con costos crecientes y sin los ingresos suficientes para poder afrontarlos. 

Este contexto adverso nos obligará a extremar más que nunca los cuidados en la administración financiera de la compañía, para poder hacer frente a nuestras obligaciones como prestadores de un servicio público esencial para los más de 2 millones de usuarios que abastecemos en las 7 provincias del país donde operamos. En este sentido, nuestros proyectos estarán enfocados en operar y mantener nuestra propia infraestructura, para garantizar la continuidad del suministro a los usuarios actuales. 

Los crecientes niveles de inflación que hemos venido atravesando en Argentina en los últimos años afectan no solo la viabilidad de cualquier proyecto empresarial, sino que generan profundas consecuencias en todos los planos de la vida cotidiana, tanto en la esfera de lo social, lo político y naturalmente también lo económico. 

Argentina está atravesando profundos desequilibrios macro y microeconómicos generados por la distorsión de precios relativos, que requieren de enormes esfuerzos y consensos para poder resolverlos, y que en un año electoral como el que tendremos por delante pareciera más complejo aún de resolver. 

Desafíos

Particularmente en el ámbito de la distribución de gas natural, que es el sector en donde Camuzzi desarrolla sus operaciones, es prioritario que las autoridades de gobierno comprendan la urgencia de normalizar la tarifa de distribución y abandonar de una vez por todas y para siempre, las políticas de congelamientos tarifarios que lamentablemente han sido moneda corriente en estos 30 años de operación en el país. 

La historia nos ha mostrado en varias oportunidades que cuando se alteran de manera arbitraria las condiciones contractuales y regulatorias, el servicio comienza a deteriorarse progresivamente, afectando la posibilidad de hacer expansiones en los sistemas y, en consecuencia, imposibilitando que nuevos usuarios puedan conectarse al gas natural. 

Expectativas

Esperamos que en el corto plazo el sector retome el sendero de normalidad tarifaria establecida en el marco regulatorio, para contar con una tarifa definitiva que pueda sostenerse en el tiempo y que permita obtener los ingresos suficientes para satisfacer todos los costos operativos razonables aplicables al servicio, impuestos, amortizaciones y una rentabilidad razonable, tal como lo dispone la denominada “Ley del Gas”. En definitiva, esperamos que se cumpla la ley, para posibilitar un servicio de calidad que llegue a la mayor cantidad de usuarios posibles. 

Oscar Sardi

CEO Tgs

El balance es positivo. Los negocios no regulados de tgs tuvieron un cierre de año positivo en línea con nuestra Visión Estratégica: convertirnos en líderes en la prestación de servicios integrados dentro de la cadena de valor del gas natural en Argentina y la región. En el negocio regulado de transporte de gas, pese a la situación tarifaria que afecta a nuestro sector, cumplimos con la prestación del servicio con altos estándares de calidad, seguridad y confiabilidad operativa de nuestro sistema de gasoductos, de más de 9.300 k. de extensión y 780.000 hp de potencia instalada.  

Proyectos

Seguiremos invirtiendo en Vaca Muerta en la extensión de nuestro sistema de gasoductos de captación de gas, como también en la instalación de módulos de acondicionamiento de gas en Planta Tratayén, en Neu-quén, con el objetivo de continuar acompañando las necesidades de los productores con mayor infraestruc-tura y servicios asociados. 

En 2019, habilitamos una red de gasoductos de captación apta para transportar 60 MMm3/d de gas, y una planta de acondicionamiento que posibilita que el gas natural ingrese a los sistemas regulados de transporte en condiciones de calidad requeridas por el ENARGAS.

En los últimos años, hemos ampliado dicha planta de 5 MMm3/d. de capacidad, y continuamos invirtiendo en nuevos módulos para llegar a 28 MMm3/d. de capacidad de acondicionamiento de gas en el año 2024, contribuyendo de este modo a respaldar el llenado del nuevo Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, con la oferta incremental de Vaca Muerta. 

 En general, la inflación genera un contexto de incertidumbre para la definición de inversiones a mediano y largo plazo, como así también dificultades de acceso a la financiación. Desde tgs, continuamos desarrollando inversiones a largo plazo que potencien el desarrollo del sector energético, teniendo en cuenta siempre las variables macroeconómicas y esperanzados, como empresa argentina, en que puedan revertirse lo antes posible.

Desafíos

El gran desafío es revertir la dependencia de energéticos importados por energía producida en el país. En 2023, la concreción de la obra del nuevo gasoducto brindará oportunidades para que el gas de Vaca Muerta pueda llegar al mercado local e internacional, siendo un desafío que como país debemos aprovechar. 

En tal sentido, seguir acompañando el desarrollo del potencial de Vaca Muerta, con infraestructura que permita reducir los costos de abastecimiento del sistema, sustituir importaciones y desarrollar mercados de exportación tanto para la región como para el mundo. Es indispensable llegar al invierno del 2023 con la obra de la primera etapa “Tratayén-Salliqueló” finalizada y avanzar con el resto de las obras del Programa Transport.ar. 

Expectativas

Es indispensable definir bases estructurales para el desarrollo económico del país, acordar políticas energéti-cas y sostenerlas en el tiempo, acompañadas de seguridad jurídica y marcos regulatorios adecuados, que permitan delinear un rumbo sostenible para la concreción de grandes proyectos de infraestructura para el desarrollo energético nacional.

Contexto internacional

Argentina tiene una gran oportunidad a futuro, por contar con grandes reservas de petróleo y gas natural que pueden contribuir en la transición energética y, también, abastecer al mundo en el contexto actual de crisis de suministro.

Si bien para Argentina el contexto internacional implicó afrontar un fuerte incremento en los precios de importación de GNL para el abastecimiento interno, se abre una ventana de oportunidades para el desarrollo de proyectos de licuefacción del gas natural producido en Vaca Muerta, que contribuyan a abastecer el mercado internacional con precios competitivos.

Daniel Ridelener

Director General TGN

El balance es positivo. El 28 de diciembre cumplimos 30 años como compañía brindando la prestación de nuestro servicio con altos estándares de calidad y seguridad, asegurando el transporte del 40% del gas que se consume en el país. 

Sin embargo, la corrección de la incertidumbre tarifaria resulta imprescindible para dar previsibilidad a los planes de inversión en mantenimiento sostenido de los 11.000 km de gasoductos y 21 plantas compresoras que operamos en el país. Nos encontramos cumpliendo este 30 aniversario con un equipo profesional altamente comprometido, con un saber técnico que lo caracteriza; y el ingreso de una joven generación que, inspirada en formar parte de un proyecto sobre el que el mundo posa su mirada, Vaca Muerta, encuentra en el gas a una industria desafiante y protagonista en la transición energética. Por otro lado, como industria y como país, nos encontramos ante una oportunidad única. Nuestro reto para los próximos meses y años, será lograr un dinamismo que sirva de pilar del crecimiento de las exportaciones y de la creación de empleo.

Proyectos

Tenemos proyectos nuevos en desarrollo. Sin embargo, el proyecto en el que la compañía hace particular foco es en las expansiones del sistema de transporte iniciadas por el Gobierno Nacional. En particular la ejecución de las obras para revertir el flujo del Gasoducto Norte, que permitirá asegurar el suministro de gas natural para el norte del país, reducir el consumo de combustibles líquidos, potenciar a la industria minera, y al mismo tiempo la posibilidad de exportar al norte de Chile y a Brasil vía Bolivia. El área de San Pablo es uno de los principales mercados potenciales para el gas de Vaca Muerta. 

Desafíos

En este contexto macroeconómico en el que el tiempo apremia, resulta fundamental en primera instancia, evitar el desabastecimiento de gas en el centro y norte del país, además de sustituir la importación de GNL y combustibles líquidos. En segunda instancia, la oportunidad de desarrollar los mercados de exportación regionales y luego el mercado global de GNL. En este sentido, la ejecución de las expansiones mencionadas resulta central. Para ello, los desafíos principales pasan por el financiamiento internacional para acceder a la infraestructura necesaria; lograr estabilidad y seguridad jurídica para atraer inversores; y políticas de largo plazo.

Expectativas

Independientemente del signo político que ejerza el gobierno, lo importante es que podamos sostener políticas públicas que beneficien al país y a su gente, que impliquen crecimiento económico, desarrollo productivo y creación de empleo, para los argentinos.

Contexto internacional

En primer lugar, nadie quiere un contexto internacional con millones de personas afectadas en su día a día por una guerra, que genera nada más que pérdidas en situaciones de extrema dureza y conflictividad. Sin embargo, el conflicto bélico impacta en el abastecimiento energético en Europa y en el resto del mundo y eleva los precios del gas a nivel internacional.

Por eso, Vaca Muerta es una gran oportunidad y un gran desafío. Nos permitirá autonomía en el suministro interno, reducir las importaciones y la generación de divisas a través de la exportación.

Andrés Gismondi

Country Manager de Argentina y Sales Director LATAM South Cone en Vestas

Este año ha tenido aspectos positivos, en el sentido que hemos podido lograr una reactivación del sector de la energía eólica con algunos proyectos; pero también cerramos el año con preocupación por la cantidad de dificultades que estamos atravesando dentro del sector y el país. Esos problemas están tornando muy complejo poder construir y operar los proyectos que aseguren el suministro eléctrico comprometido.

A pesar de todas las dificultades identificadas, contamos con clientes que han desarrollado un expertise muy alto. Realmente estas empresas son muy buenas haciendo parques eólicos, y nos hemos perfeccionado mutuamente, lo cual demuestra con orgullo y satisfacción- la madurez del sector.

Proyectos

Durante el 2023, esperamos entrar en operación con los proyectos de Pampa Energía, PCR, Acindar, Aluar y Techint; que en todos los casos son adjudicaciones de MATER que demuestran el dinamismo del sector y el apetitito de los usuarios finales por contratar energía libre de emisiones.

El contexto inflacionario presenta un fuerte impacto en los proyectos, ya que los contratos de suministro requieren varios meses para construirse y en la operación son compromisos por varios años. A pesar de que podamos incluir ciertas paramétricas de ajuste, nunca nos permiten predecir completamente los escenarios futuros, particularmente por la distorsión de precios con los distintos tipos de cambio existentes.

Desafíos

El sector que conforma la industria de energía, y sobre todo las renovables, sabe exactamente lo que hay que hacer para que Argentina logre el autoabastecimiento energético. El ahorro económico que implicaría dejar de importar combustibles ha sido históricamente de los mayores déficits en el PBI que impacta directo en nuestra economía.

Estamos viendo un alto grado de consenso transversal dentro del sector energético respecto a un futuro más sustentable, en el cual hay acuerdo que son necesarias más renovables y también el gas de Vaca Muerta en la transición para asegurar nuestro abastecimiento energético; pero que -principalmente- nos permitirá ser nuevamente un país exportador de energía y de esta manera hacer crecer nuestra economía.

Argentina tiene una gran oportunidad, que podría ser aún mayor si se hicieran las inversiones necesarias para ampliar la capacidad del sistema de transporte eléctrico. El crecimiento de la industria debe ir acompañado con la estructura de transporte energético sostenido y con miras a ser ampliado a mediano y largo plazo.

Contexto internacional

La pandemia y la crisis logística posterior ha tenido un gran impacto, ya que ha limitado fuertemente la oferta de embarcaciones para proyectos; dando como resultado mayores costos de transporte. De igual manera, ha habido un el incremento global en los costos de materias primas que han impactado fuertemente en nuestros bienes y servicios. Por último, el conflicto entre Rusia y Ucrania provocó un salto del costo de energía muy grande que está presentando una oportunidad muy clara para la Argentina, y los países importadores de energía, permitiéndonos reforzar nuestro valor como sector de energía eólica que genera independencia y autonomía energética  para el país en momentos como el actual.

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Anuaario 2022

“La política energética necesita de la asociación estratégica de los sectores público y privado”

Flavia Royón

“Hoy no se discute el desarrollo de Vaca Muerta”

Alejandro Monteiro

El año 2022, de complejidad en el mercado energético mundial

Por Guillermo Nielsen

Los subsidios generan más inflación que el ajuste tarifario

Por Daniel Gustavo Montamat

Energía: Un año perdido en el laberinto de politicos desorientados

Por Jorge Lapeña

Ahorro fiscal, elevación del nivel de vida en los barrios populares y descarbonización: todo en uno

Por Raúl Bertero

Sobre el Hidrógeno y sus mitos

Por Griselda Lambertini

ANCAP apuesta a pasar de la importación de fósiles a la exportación de energía renovable

Por Alejandro Stipanicic

Página 38 La opinión de los CEOs

Pablo González (YPF), Ricardo Rodríguez (Shell), Javier Rielo (TotalEnergies), Ricardo Markous (Tecpetrol), María Tettamanti (Camuzzi), Oscar Sardi (TGS) Daniel De Nigris (Exxon), Andrés Gismondi (Vestas)

Página 58Un barquito sin timón. Por Gerardo Rabinovich

Página 62 La espera latente del sector energético. Por Julián Rojo

Página 64 Biojet: la próxima ola de innovación en biocombustibles. Por Agustín Torroba

Página 66 La transición de los entes reguladores o los entes reguladores para la transición. Por Mauricio E. Roitman

Página 70 Siete objetivos para una política de Estado. Por Asunción Arias y Gerardo Manhard 

Página 74 Año mundial . Por Carolina Sánchez

Página 78 Ahora sí, va en serio. Por Fernando Schaich

Página 82 El transporte eléctrico, un pilar para reforzar los recursos energéticos de Argentina. Por Oscar Dores

Página 84 Energías renovables: el camino hacia un perfil sustentable. Por Gustavo Castagnino

Página 88 Para crecer, Argentina necesita una política energética clara y consensuada. Por Gabriel Bornorini

Página 90 Vamos a seguir creciendo en 2023. Hacia las potencialidades de la matriz energética 2023. Por Mariano Humberto Bernardi

Página 102 Vamos a seguir creciendo en 2023. Por Cristian Marcelo Podesta

Página 106 Repasando el 2022

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La espera latente del sector energético

Por Julián Rojo *

El sector energético pasa por un momento que podemos llamar de espera latente. Esto es, con cierto optimismo, pero también con cautela ante los acontecimientos que se debe, fundamentalmente, a cuatro aspectos de la actualidad: un mundo en conflicto y cambiante, una macroeconomía doméstica deteriorada, una microeconomía que corre (casi) la misma suerte y la posibilidad cierta de un cambio de administración dentro de doce meses.

Desde el punto de vista económico, fuera de Argentina existen diversas realidades que van desde alta inflación, para estándares de países desarrollados, precios altos de la energía, temores de recesión generalizada, altas tasas de interés y ciertos cambios en los patrones de consumo energético observados principalmente en Europa que, en principio, podrían ser mayormente temporarios. En este sentido, es importante entender la diferencia entre nivel y variación en los precios energéticos. Mientras se ubican en niveles altos, principalmente el gas, lo cierto es que han dejado de crecer de manera violenta como sucedió desde finales de 2021.

El primer punto es, entonces, que el planeta se encuentra en un momento que puede definirse como “de incertidumbre, estancamiento en países desarrollados, inflación y precios altos de la energía”. Nótese la diferencia entre esta situación y un proceso de recesión con inflación.

Por el lado de la macroeconomía Argentina las pocas novedades no son del todo auspiciosas pero son novedades. Noticias consideradas buenas son, en realidad, acciones forzadas, y no del todo genuinas, por una situación de fragilidad que ya no puede sostenerse por demasiado tiempo. Además de ser, desde luego, políticas que el mundo ha adoptado desde hace décadas como deseables ante turbulencias económicas.

En particular, la referencia es hacia un aparente mayor control fiscal y al crecimiento moderado de la base monetaria, y de los agregados monetarios. Sin embargo, el gobierno se las arregla para emitir de manera no convencional (dólar soja, por ejemplo) y esconder algunas obligaciones fiscales bajo la alfombra (deuda de CAMMESA, por ejemplo). Quizás este último punto sea considerado auspicioso dado el pasado reciente. En este sentido, la macroeconomía del país podría pensarse como “lo suficientemente deteriorada para no tomar decisiones”, con un aporte importante del FMI en la dinámica.

Por el lado de la microeconomía hay algunas iniciativas que, aunque insuficientes, tienden a seguir el camino correcto. Podría decirse aquí que “la desconfianza reina pero no gobierna”. Si bien sigue el incumplimiento de contratos, que ya lleva 20 años, y la intervención injustificada e inconclusa de los entes reguladores, hay ciertas medidas que se asemejan al camino hacia una normalidad que quiebran solo un poco el modelo de congelamiento tarifario injustificado vigente entre 2003-2015 y 2019-2022. Entre ellas la celebración pronta de Revisiones Tarifarias Integrales, para la cual ya salieron las convocatorias a audiencias, y el comienzo de la aplicación de la segmentación tarifaria por niveles de ingreso que intenta acercar el precio que pagan los hogares por la energía al costo de generarla.

Es necesario un alto en el camino para concentrar el análisis en la política tarifaria actual que es ciertamente algo anárquica. Es cierto que la segmentación planteada es compleja de implementar y de entender, está plagada de inconsistencias, tiene errores de aplicación que ya han costado dichos, desdichos y contratiempos y no tiene en su diseño un mecanismo de coordinación federal para reducir asimetrías. Sin embargo, hay un punto importante que se debe resaltar: el esquema implica, aunque tímidamente, que los consumidores residenciales comiencen a tener noción del valor de la energía. Esto no sucederá en todos los segmentos, pero sí en aquellos donde pueden verse cambios en el patrón de consumo con mayor claridad.

Ante estos acontecimientos, que son muy escasos, es necesario responder una pregunta esencial ¿qué ritmo hay que seguir en materia de política tarifaria? Me aventuraré a asegurar que se debe descartar una política de shock tarifario, inmediata o no, por varios motivos. El primero es que el fallo CEPIS acota cualquier política de shock excesiva debido al establecimiento de jurisprudencia; el segundo es que se ha iniciado un aparente camino de normalización timorata que no es deseable detener aunque si corregir; el tercero es que no está tan claro que los precios internacionales de la energía, que determinan los costos, sigan escalando con la velocidad vista meses atrás, de manera que el “techo” dejaría de ser inalcanzable por los precios; y el cuarto es que una política de shock, además de aparentemente innecesaria, podría echar por la borda el frágil consenso de necesidad de continuar un proceso de normalización de tarifas.

En este sentido, dada las condiciones macro, es posible que el costo del capital no colapse en el corto ni en el mediano plazo con un eventual cambio de gobierno. Sí puede bajar, y eso es siempre deseable. Por otra parte, el crecimiento de los precios y tarifas domésticas de la energía medidos en dólares lograría achicar la cuenta de subsidios que, por otra parte, hoy son parcialmente convertidos en deuda. Con el costo de capital bajando, los precios que paga la demanda subiendo y un mejor marco regulatorio (aún en stand by) debería esperarse un proceso de inversión genuino.

Por el momento, todas estas iniciativas son insuficientes y contradictorias. Sin embargo, es un punto de partida que hay que corregir y profundizar con mayor precisión en todas sus dimensiones: mejorar el marco regulatorio, normalizar las instituciones intervinientes, cumplir con las Revisiones Tarifarias, gestionar la deuda oculta en gas y energía eléctrica y acercar el precio que paga la demanda al costo de la energía hasta tanto la situación socio-económica lo permita y con focalización en la demanda vulnerable.

Esta es la espera latente, un momento en el cual no es posible demorar decisiones en la política económica mientras a la vez asoman las atractivas propuestas de una posible próxima administración. Es también tiempo de iniciativas en la microeconomía que, aunque insuficientes y algo contradictorias, no dejan de ser interesantes.

Un cambio de gobierno por sí sólo puede mejorar expectativas, pero no serán de mucha utilidad si no existen decisiones concretas tomadas a la par. La espera latente, con cierto optimismo, solo puede capitalizarse positivamente si esas decisiones se efectivizan y mucho más positivamente si se logra un cierto consenso en la dirección que se debe tomar.

* Director del Depto. Técnico del IAE Mosconi

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Siete objetivos para una política de Estado

Por Asunción Arias * Por Gerardo Manhard **

El mundo está viviendo una nueva revolución, originada, entre otras causas, por el cambio climático como amenaza global. Son tantos los aspectos que componen y dan forma y contenido a esta revolución que nombrarla o caracterizarla implica una denominación tan extensa como sus componentes: revolución industrial, tecnológica, del conocimiento, energética, ecológica, ambiental, etc. Los actores públicos y privados mundiales tienen una gran responsabilidad en este momento histórico y es hacer de este proceso global, regional, nacional y local una oportunidad para el desarrollo integral de los estados y de todas las personas y comunidades. Los estados, en sus distintos niveles, impulsando y aplicando Políticas de Estado con altos grados de inclusión y desarrollo social y humano, y los particulares, en especial las empresas, haciendo las inversiones requeridas para dar concreción a este proceso. Toda revolución tiene que tener como centro y meta al ser humano y sus comunidades. 

Es un cambio de paradigma sin precedentes y uno de los ejes y componentes fundamentales es el energético, dada su correlación con el cambio climático y la desigualdad social. Nunca antes en la historia de estos procesos estuvieron tan interrelacionados los aspectos sociales, económicos, políticos, ambientales, ecológicos, tecnológicos, etc. con el eje energético. Tanto es así que desde el lado de la energía este proceso ha recibido el nombre de Transición Energética. 

La Transición Energética suele ser definida de un modo reduccionista como el conjunto de cambios en los modelos de producción, distribución y consumo de la energía para evitar las emisiones de gases de efecto invernadero. Por nuestra parte creemos que esa es solo la base y el punto de partida de un proceso que implica un cambio estructural en el eje energético y que tiene las condiciones propias para que la Transición Energética sea al mismo tiempo un proceso y un objetivo en sí mismo y, como dijimos, impulsando a los actores públicos y privados a participar con sus políticas y acciones públicas y privadas en el desarrollo de este proceso tan convocante. 

En este contexto, la Secretaría de Energía de Argentina ha picado en punta en relación a desarrollar y aplicar una Política de Estado en materia de Transición Energética a través de la Resolución 1036/2021 que aprobó el documento “Lineamientos para un Plan de Transición Energética al 2030”. 

Estos lineamientos son una verdadera Política de Estado y fijan seis objetivos de modo que el proceso redunde en una matriz energética inclusiva, dinámica, estable, federal, soberana y ambientalmente sostenible.

Transcurrido un tiempo de dicho documento, nos proponemos hacer una revisión de las líneas de acción propuestas señalando para cada una el objetivo de Política Energética y el compromiso de acción requerida a nivel de los estados y/o los particulares: 

• Eficiencia energética. Objetivo de Política Energética: reducción al 2030 a través del uso racional de la energía de hasta un 8,5% en el consumo de electricidad y gas y adoptar tecnologías para la reducción del gas metano, contribuyente al cambio climático. Compromiso de acción: por parte de los Estados Nacional y Provinciales, promover, desarrollar y aplicar los marcos regulatorios necesarios; y, por parte de los particulares, participación comprometida de los consumidores de todos y cada uno de los segmentos.

• Energía limpia en emisiones de gases de efecto invernadero. Objetivo de Política Energética: que la potencia instalada en generación eléctrica supere el 55% de generación de fuentes bajas en emisiones. Compromiso de acción: será clave el sector privado impulsando inversiones en fuentes bajas en emisiones, tanto renovables como  centrales a gas que desplacen la generación con líquidos.

• Gasificación. Objetivo de Política Energética: fomentar el consumo de gas que reemplace a los consumos con combustibles líquidos. Compromiso de acción: profundizar la política energética de desarrollo de Vaca Muerta por el lado de los Estados Nacional y Provincial, concluir en tiempo y forma el Gasoducto NK, y que el sector privado continue los procesos de inversión con los altos niveles de productividad que se van alcanzando.  Agregamos aquí como relevante el desarrollo del offshore con cumplimiento de los aspectos ambientales correspondientes. Gasificación para los mercados internos y externos, para que Argentina sea un actor clave en el nuevo contexto internacional. 

• Desarrollo de capacidades tecnológicas nacionales. Objetivo de Política Energética: promoción de los desarrollos científicos, tecnológicos y productivos. Compromiso de acción: por parte de los Estados Nacional y Provinciales, generar políticas apropiadas para el desarrollo y financiación; y, por parte de los particulares, participar activamente en este proceso y animarse a emprender.

• Resiliencia del sistema energético. Objetivo de Política Energética: garantizar una infraestructura capaz de enfrentar eventos climáticos extremos, tanto en las zonas urbanas como rurales. Compromiso de acción: ampliación de la red eléctrica y promoción de la generación distribuida. En este punto es clave avanzar con las obras del sistema de transmisión eléctrica prioritarias en extra alta tensión y las del denominado Plan Federal III. En este sentido, ha sido un paso muy importante el anuncio del avance de la obra denominada Alipiba II, ya que esta obra actuará como punta de lanza de la continuidad de las siguientes.

• Federalización del desarrollo energético. Objetivo de Política Energética: participación activa de las provincias en el desarrollo y concreción de los lineamientos para la transición, tanto en la fase de desarrollo como en la de concreción de los proyectos. Compromiso de acción: que los Estados Nacional y Provinciales generen las condiciones locales y provinciales para que el sector privado llegue con sus inversiones y desarrollos; y, asimismo, que las Provincias desarrollen y ofrezcan la infraestructura que propicie estas inversiones. Para dicha federalización del desarrollo energético resulta fundamental el planeamiento energético a nivel de cada Provincia e incluso por regiones, privilegiando y promoviendo el desarrollo federal y según las necesidades locales y regionales. 

• Estrategia nacional para el desarrollo del hidrógeno. Objetivo de Política Energética: el hidrógeno como nuevo vector energético usando principalmente el gas natural como materia prima y, en segundo lugar, otras fuentes renovables. Entonces aparece el gas como vector de esta Transición Energética. Compromiso de acción: inversión privada en estos desarrollos y acompañamiento de los Estados Nacional y Provinciales con los marcos regulatorios necesarios, con el desarrollo de la infraestructura, y con el diseño de políticas de fomento y promoción de la inversión en estos segmentos.

Respecto de la oferta de energía eléctrica, los Lineamientos establecen que la expansión del sistema eléctrico deberá realizarse sobre la base de tecnologías bajas en emisiones de carbono. Se plantean dos posibles escenarios para alcanzar en el 2030: el primero REN 20 que alcanza un 20% de generación renovable e implica mayores requerimientos de petróleo y gas natural (supone incorporar alrededor de 8.500 MW de nueva potencia instalada), el segundo REN 30 alcanzaría el 30% de participación de energía renovable teniendo mayor requerimiento de gas natural y menores requerimientos de petróleo (implica incorporar unos 11.800 MW).

Podemos observar que, dadas las inversiones necesarias para el cumplimiento de las metas planteadas, no solo el medio ambiente y el clima se beneficiarán de la Transición Energética, sino toda la economía. 

Especialmente se reducirá la dependencia de las importaciones de combustibles líquidos y gas natural, sustituyéndose paulatinamente por la creación de valor nacional en el área de las energías renovables. Además, se abrirán nuevas posibilidades de exportación y de creación de puestos de trabajo.

En este contexto, la Transición Energética en Argentina es la aliada principal del desarrollo de Vaca Muerta y de las energías renovables, y del avance de la energía eléctrica para satisfacer las necesidades de abastecimiento. De este modo, y tal como los Lineamientos intentan promover, la Transición Energética en Argentina es una nueva oportunidad para el desarrollo sustentable que nos convoca y nos impulsa a una respuesta activa y comprometida. 

* Consultora Senior de Dreicon y Presidenta de Enersus.
** Socio y Director de Dreicon.

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“Hoy no se discute el desarrollo de Vaca Muerta”

 

Por Alejandro Monteiro*

La formación Vaca Muerta es una estructura geológica con una superficie de cerca de 30 mil km², que abarca parte del subsuelo de Neuquén, Mendoza, La Pampa y Río Negro, y que es parte de la Cuenca Neuquina, una de las seis que se encuentran en producción en nuestro territorio. 

Hablar de Vaca Muerta, es hablar de la segunda reserva mundial de gas y la cuarta de petróleo no convencional. Y es uno de los pocos “proyectos” capaz de cambiar en gran parte, la realidad económica de nuestro país, garantizando el abastecimiento energético y consolidando un flujo de exportaciones y con esto, de divisas, que hoy nuestro país tanto necesita. 

Vaca Muerta tiene condiciones muy particulares: sus condiciones geológicas, sumado a una curva de aprendizaje muy acelerada, deviene en un recurso de calidad y altamente competitivo que se destaca a nivel internacional y es polo de atracción para las grandes compañías. Y esto se respalda, a nivel provincial, con acertadas decisiones políticas, leyes claras y precisas.  

Hoy, a nivel federal, no se discute el desarrollo de Vaca Muerta. Si bien puede haber matices en cómo hacerlo, todos entendemos la importancia de trabajar cada día para su consolidación y desarrollo y los resultados, están a la vista:  

Hoy, el petróleo no convencional representa el 89% de la producción petrolera neuquina. Y el petróleo neuquino a su vez, es el 48% del total del volumen de producción argentina. En el caso de la producción de gas no convencional, ya representa el 82% del total del gas que produce Neuquén, y el total de gas producido en Neuquén, alcanza el 64% a nivel nacional. 

Este nivel de producción nos permite pensar en un nuevo paso para Vaca muerta y Neuquén, y proyectarnos como una potencia exportadora, reemplazar las importaciones de Argentina, y garantizar que nuestros hidrocarburos lleguen a nuevos mercados. 

Vale destacar que en este 2022, se exportaron más de 17 millones de barriles de petróleo superando los 2000 millones de dólares. Y la exportación de gas explicó 5% de los volúmenes comercializados, valorizados en 298 millones de dólares.  Sin duda, nos encontramos ante un escenario prometedor por el cual debemos trabajar en cada uno de los eslabones de la cadena de valor; garantizar condiciones no solo de competitividad, sino favorables a la inversión y acelerar las obras de infraestructura: gasoductos, oleoductos, plantas de gas natural licuado (GNL) necesarias para desarrollar nuestros recursos.  

Hacer de Vaca Muerta una potencia energética de nivel mundial, es un objetivo y responsabilidad de todos.                                                               

* Ministro de Energía y Recursos Naturales del Gobierno de la Provincia del Neuquén

El Ministro de Energía y Recursos Naturales, Alejandro R. Monteiro, tiene 49 años. Nació en la ciudad de Cipolletti, en la provincia de Río Negro. Es licenciado en Economía. Se desempeñó como subsecretario de Fondos Públicos en el Ministerio de Economía bajo el actual gobierno de Omar Gutiérrez
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Para crecer, Argentina necesita una política energética clara y consensuada

Por Gabriel Bornorini *

Durante este año, a crisis internacional producto de la guerra entre Rusia y Ucrania, el desfasaje de los valores del petróleo a nivel internacional, regional y local, la incertidumbre económica, la inflación y una política energética errática, configuraron el escenario en el que desde Cecha (Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de La República Argentina), trabajamos por defender y fortalecer el sector.

El 2022 estuvo marcado por el desabastecimiento de gasoil que afectó a toda la economía argentina, poniendo incluso en peligro la cosecha de soja y maíz durante la primera mitad del año. Aunque desde Cecha habíamos advertido al Gobierno sobre la posibilidad de que esto ocurra, no nos escucharon y tomaron medidas a modo de parche.

En este sentido, cabe mencionar también que, aunque en distintas instancias pudimos mantener reuniones de trabajo con algunos funcionarios del gobierno -incluida la Secretaría de Energía, Flavia Royón- para tratar distintas dificultades del sector, nuestras propuestas y vías de acción aun no fueron son llevadas a la práctica, pero no perdemos las esperanzas.

La política de precios de los combustibles es otra de las problemáticas que nos perjudican y visibilizamos desde Cecha: actualmente existe un desfasaje entre los precios internacionales y su valor de venta en el mercado local. Los precios no están ajustados a la inflación y esto pone en peligro la subsistencia de las estaciones: casi la mitad, no llega a vender el mínimo de 300.000 litros mensuales que necesita para alcanzar el punto de equilibrio, según el último informe del sector.

Por otro lado, durante este año también remarcamos la necesidad de modificar las condiciones de las ventas con tarjetas de crédito, en particular los plazos de acreditación y comisiones fijados por las emisoras de tarjetas de crédito. Actualmente las empresas emisoras cobran por las ventas operadas en estaciones de servicio hasta un 1,8 %, mientras que en los países limítrofes es de 0,5 %. Además, es necesario que el plazo de pago sea dentro de las 48 horas, al igual que sucede en países como Brasil, Chile y Uruguay. Hoy contamos con un fallo judicial favorable en primera instancia para la provincia de Santa Fe, logrado por FAENI -una de las principales Federaciones integrantes de CECHA- que podría ser tomado como modelo por los legisladores para promover la modificación de la ley de tarjetas.

Puertas adentro, a nivel de nuestra organización, también pudimos llevar a cabo reuniones de la comisión directiva en ciudades del interior del país como Paraná y Jujuy, con la participación de representantes de la mayoría de las provincias. Además, seguimos fortaleciendo nuestro trabajo con las petroleras, con las cuales mantenemos espacios comunes que nos posibilitan el contacto diario.

Las negociaciones paritarias también fueron un momento crítico, en el que nos encontramos con estaciones de servicio al límite de la sostenibilidad, ya que el congelamiento de precios, los costos fijos y los cupos de abastecimiento limitan las posibilidades económicas de la mayoría de las Pymes. Mantener las fuentes de empleo y otorgar una retribución digna para los trabajadores es uno de nuestros principales objetivos, por eso es esencial recomponer la rentabilidad de nuestra actividad y de todas las estaciones de servicio.

A futuro, nos preocupa la necesidad de sentar las bases de un proyecto energético que incluya a los combustibles, la electricidad y el gas. Las crisis pueden servirnos para dejar la grieta de lado, sentarnos todos los actores en una misma mesa y trazar un plan estratégico. Argentina tiene el potencial suficiente para crecer de manera sostenida, con metas a mediano y largo plazo, dejando atrás las medidas aisladas.

* Presidente de CECHA (Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina) y Presidente de FECAC (Federación de Expendedores de Combustibles y Afines del Centro de la República), esta última con asiento en Córdoba Capital.

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Hacia las potencialidades de la matriz energética 2023

Por Mariano Humberto Bernardi *

La planificación de la matriz energética, dentro de la difícil situación macroeconómica de la República Argentina, se ha ido organizando en un escenario complejo, pero también con potencialidades muy auspiciosas.    

Durante el año 2022, la formación de Vaca Muerta ha producido volúmenes récord de producción de gas, para el mes de julio, y con un crecimiento de exportaciones hacia la República de Chile.

La formación de Vaca Muerta también ha producido volúmenes récord de exportaciones de petróleo para septiembre de 2022.  

En este escenario los principales sucesos ocurridos fueron:

Mercado de los hidrocarburos

Régimen de Acceso a Divisas

El Decreto 277/20221 , de fecha 25/05/2022, aclaró en sus considerandos que “…es necesario generar mecanismos que abastezcan al sector de las divisas necesarias para que desarrollen las inversiones en el segmento de exploración y de explotación, de manera de incrementar la producción y resolver así la necesidad de autoabastecimiento local con la mayor celeridad posible”. 

Asimismo, el Decreto creó el “Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Petróleo” (RADPIP) el “Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Gas Natural” (RADPIGN), cuya finalidad es permitir a las empresas productoras de hidrocarburos el acceso al Mercado Libre de Cambios (MLC)  para destinar al pago de capital e intereses de pasivos comerciales o financieros con el exterior, incluyendo pasivos con empresas vinculadas no residentes y/o utilidades y dividendos que correspondan a balances cerrados y auditados y/o a la repatriación de inversiones directas de no residentes.

El Decreto 484/20222 , de fecha 12/08/2022, reglamentó lo establecido por el Decreto 277/2022 y mencionó que las personas que resulten beneficiarias del “Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Petróleo” (RADPIP) o del “Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Gas Natural” (RADPIGN) y sus terceros asociados, podrán solicitar el reconocimiento de los beneficios correspondientes a partir del tercer trimestre de 2022, previo cumplimiento de los requisitos y dentro de los plazos que establezca la Secretaría de Energía, la cual validará, junto con las demás áreas competentes, el cumplimiento de dichos requisitos conforme el procedimiento que determine la Autoridad de Aplicación.

Zona Aduanera Especial / Nuevos Emprendimientos Hidrocarburíferos

La Resolución 625/20223, de fecha 11/08/2022, de la Secretaría de Energía, estableció los proyectos, que a los fines dispuestos por el Artículo 1° del Decreto N° 1.0494, de fecha 13/11/2018, serán considerados “nuevos emprendimientos hidrocarburíferos”. 

Dichos proyectos deberán cumplir con uno o más de los siguientes requisitos: a) comprometer una inversión mínima en proyectos costa afuera en áreas hidrocarburíferas de jurisdicción de la Provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas de Atlántico Sur y/o en las áreas adyacentes del Mar Territorial Argentino y el subsuelo de la plataforma continental de jurisdicción nacional conforme lo determinan las Leyes Nros. 26.197, 23.968 y 27.557, de dólares estadounidenses Doscientos Cincuenta Millones (USD 250.000.000) en un plazo máximo de cuarto (4) años, b) comprometer una inversión mínima en áreas hidrocarburíferas situadas costa adentro de jurisdicción de la Provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas de Atlántico Sur de dólares estadounidenses Diez Millones (USD 10.000.000) en un plazo máximo de cuatro (4) años, c) contemplar la incorporación y el desarrollo de reservas con la construcción de nueva infraestructura productiva, la ampliación de la capacidad de producción, compresión y tratamiento de plantas existentes o instalación de nuevas para el acondicionamiento necesario para el transporte y comercialización de la producción de petróleo y gas y d) involucrar el desarrollo de infraestructura de transporte de hidrocarburos líquidos y/o gaseosos, se involucren en proyectos de industrialización y/o la licuefacción o regasificación de estos últimos.   

El Decreto 1049/2018 -Nuevos emprendimientos hidrocarburíferos- repuso los beneficios impositivos y aduaneros previstos en el Régimen Especial Fiscal y Aduanero de la Ley N° 19.640/19725  y sus normas complementarias, para la Provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur, los cuales habían sido dejados sin efecto por el artículo 1° del Decreto 751/20126  -Régimen Especial Fiscal y Aduanero- para las actividades relacionadas con la extracción de petróleo crudo y gas natural, actividades de servicios relacionadas con la extracción de petróleo y gas, excepto las actividades de prospección y servicios geológicos y de prospección.

Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos

Fuente: https://www.facebook.com/YPFoficial/photos/710778232415580

La Resolución 655/20227 , de fecha 17/09/2022, de la Secretaría de Energía, estableció el otorgamiento a la firma Compañía de Hidrocarburo No Convencional Sociedad de Responsabilidad Limitada (CHNC S.R.L) los beneficios del Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos, establecidos en los artículos 6° y 7° del Decreto 9298 , de fecha 11/07/2013, para el proyecto del área Loma La LataNorte/Loma Campana “Área Loma Campana”, ubicada en la Provincia del Neuquén.

La Resolución 779/20229 , de fecha 24/11/2022, de la Secretaría de Energía, también estableció el otorgamiento a la firma Petronas E&P Argentina S.A. los beneficios del Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos, establecidos en los Artículos 6º y 7º del Decreto Nº 929 de fecha 11 de julio de 2013, para el proyecto del “área La Amarga Chica”, ubicada en la Provincia del Neuquén. Por su parte, cabe recordar que el Decreto 929/2013 había creado el Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos, tanto convencionales como no convencionales en el marco de las Leyes Nros. 17.319, 26.197 y 26.741.

El Decreto establecía que los sujetos incluidos en el  Régimen  Promocional gozarían, en los términos de la Ley Nº 17.319, a partir del quinto año contado desde la puesta en ejecución de sus respectivos “Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos”, del derecho a comercializar libremente en el mercado externo el veinte por ciento (20%) de la producción de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en dichos Proyectos, con una alícuota del cero por ciento (0%) de derechos de exportación, en caso de resultar éstos aplicables.

El volumen de hidrocarburos exportables se computará en forma periódica, por Proyecto y respecto de la persona física o jurídica que lo hubiera presentado, de acuerdo al procedimiento que establezca la reglamentación.

Los beneficiarios que comercializaren hidrocarburos en el mercado externo en los términos del primer párrafo del presente artículo, tendrán la libre disponibilidad del cien por ciento (100%) de las divisas provenientes de la exportación de tales hidrocarburos, en cuyo caso no estarán obligados a ingresar las divisas correspondientes a la exportación del veinte por ciento (20%) de hidrocarburos líquidos o gaseosos siempre que la ejecución del “Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” aprobado hubiera implicado el ingreso de divisas a la plaza financiera argentina por al menos el importe de dólares estadounidenses un mil millones (U$S 1.000.000.000). 

Mercado del Petróleo Producción

La producción de petróleo logró en el tercer trimestre del año 2022 un aumento de 13,8 por ciento respecto del mismo período del año 2021 y alcanzó los 8.565 Mm310 .

El Ministerio de Energía y Recursos Naturales de la Provincia de Neuquén informó que la producción de petróleo, en el mes de octubre de 2022, llegó a los fue de 303,04 miles de barriles por día, convirtiéndose en el mayor volumen registrado en los últimos 23 años. Éste representa un aumento del 3,9 por ciento respecto a septiembre; y un 32,16 por ciento más que octubre de 2021. Además, la diferencia en la producción acumulada respecto al año pasado es un 39,2 por ciento11.

Exportaciones

En el mes de septiembre de 2022, se registró el volumen récord de exportaciones de petróleo de Vaca Muerta ya que se comercializaron 2,6 millones de barriles de petróleo, equivalentes al 30 por ciento de la producción provincial, por cerca de 220 millones de dólares a un precio promedio que rondó los 85 dólares por barril12 .  

Asimismo, hubo un crecimiento de los envíos de gas a Chile, el cual, junto al crudo, generaron, durante los primeros nueve meses de 2022, exportaciones de hidrocarburos por u$s 1.500 millones, un 460 por ciento más que en el mismo periodo de 2021. 

Infraestructura

La Resolución 643/202213 , de fecha 13/09/2022, de la Secretaría de Energía, prorrogó a partir del 14 de noviembre de 2027, y por el plazo de diez años, la Concesión de Transporte de los Oleoductos troncales de acceso a Allen y el Oleoducto Allen-Estación Puerto Rosales de titularidad de Oleoductos del Valle Sociedad Anónima y su respectiva ampliación denominada Medanito-Puesto Hernández.

Mercado del Gas

Plan de Reaseguro y Potenciación de la Producción Federal de Hidrocarburos, la Sustitución de Importaciones y la Expansión del Sistema de Transporte para todas las Cuencas Hidrocarburíferas del País 2023-2028.

El Decreto 730/202214 , de fecha 03/11/2022, sustituyó el artículo 2° del Decreto 892/202015 , de fecha 13/11/2020, el cual aprobó el “Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino – Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024” y aprobó el “Plan de Reaseguro y Potenciación de la Producción Federal de Hidrocarburos, la Sustitución de Importaciones y la Expansión del Sistema de Transporte para todas las Cuencas Hidrocarburíferas del País 2023-2028”.

El Plan se asienta en la participación voluntaria por parte de las empresas productoras, prestadoras del servicio público de distribución y subdistribución que hagan adquisiciones en forma directa de las empresas productoras de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA). 

Asimismo, se faculta a la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía a instrumentar el esquema de abastecimiento de volúmenes, plazos y precios máximos de referencia de gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), aplicable a los contratos o acuerdos de abastecimiento que entre oferentes y demandantes se celebren en el marco del Plan, y que garanticen la libre formación y transparencia de los precios conforme a lo establecido en la Ley Nº 24.076.

El Esquema, entre sus principales pautas aclara: a) volumen: será establecido por la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, a efectos de garantizar el óptimo abastecimiento de la demanda y conforme la capacidad de transporte. Podrá ser ampliado para los sucesivos períodos y/o para los volúmenes a incluir en los plazos que eventualmente se extienda el plan, b) plazo: se extenderá hasta el año 2028 inclusive, el cual podrá ser ampliado por la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía en función de la evaluación de la situación en el mercado de gas, c) exportaciones: podrán ofrecerse a las empresas productoras participantes condiciones preferenciales de exportación en condición firme durante el período estacional de verano y/o de invierno, sobre la base de las estimaciones de oferta y demanda que efectúe la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía,  d) precio mínimo de exportación: la Autoridad de Aplicación establecerá en cada oportunidad un precio mínimo que deberán respetar las autorizaciones de exportación. Dicho precio constituirá el pecio comercial razonable conforme a lo dispuesto en el artículo 6° de la Ley N° 17.319 y e) procedimiento de oferta y demanda: los contratos particulares resultantes del esquema serán negociados mediante un mecanismo de concurso público, licitación y/o procedimiento similar, a ser diseñado por la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, que garantice los más altos estándares de concurrencia, igualdad, competencia y transparencia.      

La Resolución 770/202216 , de fecha 11/11/2022, de la Secretaría de Energía, en sus considerandos aclaró que “a efectos de lograr la máxima coordinación con los contratos aún vigentes celebrados en el marco del mencionado Plan Gas.Ar, resulta necesario incorporar disposiciones que permitan amalgamar los contratos, compromisos de producción e inyección asumidos en el marco de las instancias celebradas anteriormente, instrumentando un procedimiento de oferta y competencia de precios, a efectos de adjudicar volúmenes de gas natural provenientes de todas las cuencas productivas del país…”.

El Anexo I -Pliego de Bases y Condiciones- de la Resolución menciona la Ronda 4 -Cuenca Neuquina-: 

El Concurso Público Nacional tiene por objeto:

a) Ronda 4.1: la extensión de los compromisos asumidos por los adjudicatarios en la cuenca Neuquina en el marco de:

i. los procedimientos realizados para el Concurso Público Nacional “Ronda #1 – Concurso Público Nacional -Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino–Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024”

ii. los procedimientos realizados para el Concurso Público Nacional “Ronda #3 – Concurso Público Nacional – Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino–Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024”, 2024”

b) Ronda 4.2: la adjudicación de los siguientes volúmenes de gas natural en la cuenca Neuquina:

i. “Gas Plano Julio”: Volúmenes Base de acuerdo con lo dispuesto por el Punto 4.45 del Anexo del Decreto N° 892/2020, sustituido por el Decreto N° 730/2022, por hasta ONCE MILLONES DE METROS CÚBICOS (11.000.000 m3) por día para el período comprendido entre el 1° de julio de 2023 y el 31 de diciembre de 2028, ambos inclusive;

ii. “Gas Plano Enero”: Volúmenes Base de acuerdo con lo dispuesto por el Punto 4.45 del Anexo del Decreto N° 892/2020, sustituido por el Decreto N° 730/2022, por hasta TRES MILLONES DE METROS CÚBICOS (3.000.000 m3) por día para el período comprendido entre el 1° de enero de 2024 y el 31 de diciembre de 2028, ambos inclusive;

iii. “Gas de Pico 2024”: Volúmenes del Período Estacional de Invierno Adicional, según lo dispuesto por el Punto 4.47 del Anexo del Decreto N° 892/2020, sustituido por el Decreto N° 730/2022, por hasta SIETE MILLONES DE METROS CÚBICOS (7.000.000 m3) por día para los períodos comprendidos entre el 1° de mayo y el 30 de septiembre, ambos inclusive, de los años 2024 a 2028, ambos inclusive;

iv. “Gas de Pico 2025”: Volúmenes del Período Estacional de Invierno Adicional, según lo dispuesto por el Punto 4.47 del Anexo del Decreto N° 892/2020, sustituido por el Decreto N° 730/2022, por hasta SIETE MILLONES DE METROS CÚBICOS (7.000.000 m3) por día para los períodos comprendidos entre el 1° de mayo y el 30 de septiembre, ambos inclusive, de los años 2025 a 2028, ambos inclusive;

Todo ello conforme el Anexo VIII -Propuesta Económica- (Pliego).

El Anexo II -Pliego de Bases y Condiciones- menciona la Ronda 5 -Cuencas Austral y Noroeste-: 

El Concurso Público Nacional tiene por objeto:

a) Ronda 5.1: la extensión de los compromisos asumidos por los adjudicatarios que realizaron ofertas en Chubut (CHU) y Santa Cruz (SC) en el marco de los procedimientos realizados para el Concurso Público Nacional “Ronda 1 – Concurso Público Nacional – Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino–Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024”, todo ello conforme al Anexo VIII -Propuesta Económica- Ronda 5.1 (Pliego). 

b) Ronda 5.2: la convocatoria a productores a presentar proyectos de Gas Incremental en las cuencas Austral y Noroeste, en el marco de un Plan de Actividad Incremental, tal cual lo definido en los Puntos 4.15 y 4.26 del Anexo del Decreto N° 892/2020, sustituido por el Decreto N° 730/2022, todo ello conforme al Anexo IX -Plan de Actividad Incremental-, (Pliego).

Producción

La producción de gas natural se incrementó 5,2 por ciento en relación con el igual segmento del año 2021 y alcanzó 139,2 MMm³/día promedio17 .

La producción de gas de la Provincia de Neuquén, en el mes de octubre de 2022, fue de 83,84 millones de m³/d, un 3,26 por ciento menor que septiembre, aunque un 8,84 por ciento por encima de octubre de 202118 .

Exportaciones

Las exportaciones de gas de la Provincia de Neuquén alcanzaron los 188 MMm3, aproximadamente 6,08 millones de m3 (MMm3/d), los cuales representaron el 8 por ciento de las ventas de gas. El precio promedio es de 7,99 USD/MMBTU para estos envíos, alcanzando un valor cercano a los 53 millones de dólares19 . 

Por otra parte, la Resolución 774/202220 , de fecha 16/11/2022, de la Secretaría de Energía, sustituyó el Anexo aprobado por el artículo 1° la Resolución 360/202121 , de fecha 23/04/2021, de la Secretaría de Energía, por el Anexo que aprueba el “Procedimiento de Autorización de Exportaciones de Gas Natural”.

El Anexo aclara que “las autorizaciones de exportación serán otorgadas en la medida en que no se afecte la seguridad del abastecimiento del mercado interno…” y que “la Autoridad de Aplicación realizará, en forma previa al otorgamiento del permiso correspondiente, un análisis integral y sistémico de las condiciones de funcionamiento del mercado interno, a efectos de corroborar que la demanda interna sea suministrada de manera eficiente y velar por la seguridad de su abastecimiento en cada caso. Realizado dicho análisis, en el que se determinará el cumplimiento de los requisitos precitados en relación con las exportaciones firmes y/o interrumpibles, no podrán volver a revisarse, una vez otorgada su autorización, para el caso de las autorizaciones en firme. Sin perjuicio de ello, la Autoridad de Aplicación podrá atender puntualmente cuestiones excepcionales (caso fortuito o fuerza mayor) que signifiquen un impacto en el abastecimiento”.

Infraestructura

La Resolución 67/202222 , de fecha 07/02/2022, de la Secretaría de Energía, declaró  de Interés Público Nacional la construcción del “Gasoducto Presidente Néstor Kirchner” como proyecto estratégico para el desarrollo del gas natural en la República Argentina; que transportará gas natural con punto de partida desde las proximidades de Tratayén en la Provincia del Neuquén, atravesando las Provincias de Río Negro, La Pampa, pasando por Saliqueló en la Provincia de Buenos Aires, hasta las proximidades de la Ciudad de San Jerónimo, en la Provincia de Santa Fe, así como sus obras complementarias, y la construcción de las obras de ampliación y potenciación del Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural.

Además, creó el Programa Sistema de Gasoductos “Transport.Ar Producción Nacional” en la órbita de la Subsecretaría de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía.

Mercado Eléctrico

Descarbonización del sector eléctrico

El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) aprobó una línea de crédito condicional por US$1.140 millones para proyectos de inversión, a fin de promover la descarbonización del sector energético en Argentina23 . 

Como parte de la línea de crédito se aprobó una primera operación de US$ 200 millones del BID, la cual contará con un aporte adicional de 100 millones de euros de la Agencia Francesa de Desarrollo (AFD) y otros 100 millones de euros del Banco Europeo de Inversiones (BEI).

El objetivo es contribuir a la descarbonización del sector eléctrico a través de la disminución de los gases de efecto invernadero (GEI) y al desarrollo humano mediante la modernización y ampliación de los sistemas de transporte de energía eléctrica localizados en distintas provincias del país.

Comercialización de Energía Renovable

La Resolución 370/202224 , de fecha 13/05/2022, de la Secretaría de Energía, incorporó el “Mecanismo de Comercialización de Energía Eléctrica de Fuente Renovable para Distribuidoras” como Anexo II de la Resolución 281/201725, del ex Ministerio de Energía y Minería, la cual aprobó el Régimen del Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable.

El alcance del Mecanismo se limita a la comercialización de energía eléctrica de fuente renovable entre Agentes Distribuidores del MEM y/o Prestadores del Servicio Público de Distribución con Agentes Generadores, Autogeneradores y Cogeneradores en el marco de las Transacciones Económicas del MEM.

Los Agentes Distribuidores del MEM y/o Prestadores del Servicio Público de Distribución podrán suscribir Contratos de Abastecimiento de energía eléctrica de fuentes renovables con Generadores o Autogeneradores del MEM para abastecer a sus clientes declarados como Grandes Demandas -con consumos mayores o iguales a trescientos kilovatios (300 KW)- denominados GUDIs.

Las condiciones contractuales -duración, prioridades de asignación, precios y demás condiciones- podrán ser libremente pactadas entre partes (Generador/Comercializador y Distribuidor).

Infraestructura

El 21 de julio de 2022 se cumplió el plazo para la recepción de proyectos correspondiente a la Convocatoria a interesados a presentar Manifestaciones de Interés (MDI) para desarrollar integralmente proyectos de infraestructura que contribuyan a incorporar Generación Renovable y/o instalaciones de almacenamiento de energía en puntos de la red, para la cual se presentaron más de 480 proyectos para el desarrollo de los “Mercados Eléctricos Regionales” 26.

Dichos proyectos de infraestructura deben orientarse a disminuir y/o eliminar restricciones de abastecimiento y/o reducir el requerimiento de generación y/o importación forzada y/o diferir las necesidades de obras de infraestructura, en el marco de la implementación de la Resolución 330/202227, de fecha 06/05/2022, de la Secretaría de Energía.

La Resolución 330/2022, de fecha 06/05/2022, de la Secretaría de Energía,  convocó a los interesados a presentar Manifestaciones de Interés (MDI) para desarrollar integralmente proyectos de infraestructura que contribuyan a incorporar Generación Renovable y/o instalaciones de almacenamiento de energía en puntos de la red con cuyo aporte disminuya y/o elimine restricciones de abastecimiento y/o reduzca el requerimiento de generación y/o importación forzada y/o difiera las necesidades de obras de infraestructura, para contribuir a una mayor sustentabilidad ambiental, social y económica en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y al aumento de la confiabilidad en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), a la vez que promuevan una articulación productiva provincial y regional. 

El gobierno recibió 491 manifestaciones de interés por un total de 14418 MW en múltiples zonas del país, sólo se tendrán en cuenta aquéllos con capacidad inferior menores a 90 MW (453 MDI por 6117 MW)28.

Plan Nacional de Adaptación y Mitigaciónal Cambio Climático al 2030

El 1 de noviembre de 2022 se presentó el Plan Nacional de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático al 2030, el cual sintetiza las políticas del país para limitar las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) y generar respuestas coordinadas que se adapten a los territorios, ecosistemas, sectores y comunidades vulnerables frente a los impactos del cambio climático29.

Marco regulatorio para la promoción del Régimen Nacional de Producción de Hidrógeno

La Ley 26.123/200630 , declaró de interés nacional el desarrollo de la tecnología, la producción, el uso y aplicaciones del hidrógeno como combustible y vector de energía.

Asimismo, también declaró que el régimen dispuesto por la presente ley tendría una vigencia de quince años a contar desde el ejercicio siguiente al de su promulgación, por lo que llegó a su fin en el año 2021 y además nunca fue reglamentada.    

En la actualidad una versión del proyecto para la promoción del Régimen Nacional de Producción del Hidrógeno se encuentra ingresado en el Congreso de la Nación e incluye la producción de hidrógeno a partir fuentes renovables.

Por otra parte, el ministro de Economía Sergio Massa quiere que el proyecto de ley de hidrógeno verde ingrese por diputados, antes del mes de diciembre, ya que quedan pocos días de sesiones y si no permanecería postergado para el año próximo31.  

Conclusión

La matriz energética se modela a partir de distintas variables: la calidad y la eficiencia institucional alcanzada, la estructuración del mercado que imprimen las regulaciones y la estabilidad de los marcos regulatorios, los incentivos a la inversión y a la competencia, la cantidad y cualidad de los inversores, la infraestructura desarrollada y la interrelación con el marco macroeconómico. 

En este sentido, los próximos desafíos pondrán foco en: 

La creación de un marco regulatorio adecuado para la promoción del gas natural licuado y su cadena de valor asociada que permita consolidar a la República Argentina como un país exportador de GNL a gran escala.

El marco normativo debería contemplar un esquema de inversiones que también permita el desarrollo de proyectos para tratamiento, transporte y licuefacción y posterior comercialización de gas natural licuado y la posibilidad de otorgar permisos de exportación en firme y a largo plazo, a fin monetizar los recursos gasíferos de la formación de Vaca Muerta, con la consecuente sustitución de importaciones y el acceso de divisas hacia la República Argentina. 

Los campos maduros que conservan posibilidades de crecimiento relacionadas con la productividad y la eficiencia a partir de la implementación de la recuperación terciaria y el “Proyecto de Offshore en el Mar Argentino” como oportunidad de desarrollo para la producción de petróleo.   

La posibilidad de realizar los contratos de cuatro años del Plan Gas a contratos de largo plazo, circunstancia que permitiría la atracción de inversiones hacia el interior de la matriz, creando un escenario con nuevos desafíos y oportunidades. 

Los planes de inversión que permitan realizar las ampliaciones en infraestructura y solucionar “los cuellos de botella” en el transporte de petróleo, gas y electricidad y la construcción de terminales para exportación.  

Las inversiones en infraestructura demandan tiempos previos de negociación y acuerdo político-institucional, el desarrollo de procesos eficientes de ingeniería de mercado por parte del Estado y con altos niveles de consenso, que permitan trascender las administraciones de gobierno para transformarse en políticas de estado a largo plazo.   

* Abogado, Magister en Derecho y Economía, Especialista en Derecho del Petróleo y del Gas. Estudio Bernardi Y Asociados Abogados www.bernardi-asociados.com

1 Argentina. Hidrocarburos. Decreto 277/2022. Disposiciones. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina, 28 de mayo de 2022.
2 Argentina. Hidrocarburos. Decreto 484/2022. DCTO-2022-484-APN-PTE – Decreto N° 277/2022. Reglamentación. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina 16 de agosto de 2022.
3 Argentina Secretaría de Energía. Resolución 625/2022. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina 16 de agosto de 2022.
4 Argentina. Hidrocarburos. Decreto 1049/2018. DECTO-2018-1049-APN-PTE – Nuevos emprendimientos hidrocarburíferos. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina, 14 de noviembre de 2018.
5 Argentina. Poder Legislativo. Ley 19640/1972. Eximese del pago de todo impuesto nacional que pudiere corresponder por hechos, actividades u operaciones que se realizaren en el Territorio Nacional de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur. Dictando normas al efecto. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina, dos de junio de 1972.
6 Argentina. Régimen Especial Fiscal y Aduanero. Decreto 751/2012. Déjanse sin efectos los beneficios impositivos y aduaneros para las actividades relacionadas con la producción de gas y petróleo. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina, 16 de mayo de 2012.
7 Argentina. Secretaría de Energía. Resolución 655/2022. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina 20 de septiembre de 2022.
8 Argentina. Soberanía Hidrocarburífera. Decreto 929/2013. Créase el Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina 15de julio de 2013.
9 Argentina. Secretaría de Energía. Resolución 779/2022. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina 28 de noviembre de 2022.
10 La producción de petróleo creció más de 13% en el tercer trimestre y 5,2% la de gas, Telam, 17 de noviembre de 2022 disponible en https://www.telam.com.ar/notas/202211/611290-petroleo-produccion-energia.html (último acceso 01/12/2022).
11 Vaca Muerta sigue rompiendo récords de producción de petróleo, en Ministerio de Energía y Recursos Naturales – Gobierno de la Provincia del Neuquén, 18 de noviembre de 2022 disponible en https://www.energianeuquen.gob.ar/vaca-muerta-sigue-rompiendo-records-de-produccion-de-petroleo/ (último acceso 28/11/2022).
12 Navazo, Cristian: “Vaca Muerta genera dólares con un nuevo récord de exportaciones de petróleo”; en patagoniashale.com.ar, 06 de noviembre de 2022 disponible en https://patagoniashale.com.ar/vaca-muerta-genera-dolares-con-un-nuevo-record-de-exportaciones-de-petroleo/ (último acceso 28/11/2022).
13 Argentina. Secretaría de Energía. Resolución 643/2022. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina 14 de septiembre de 2022.
14 Argentina. Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino – Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024. Decreto 730/2022. DECNU-2022-730-APN-PTE – Decreto N° 892/2020. Modificación. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina 04 de noviembre de 2022.
15 Argentina. Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino – Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024. Decreto 892/2020. DECNU-2020-892-APN-PTE – Aprobación. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina 16 de noviembre de 2020.
16 Argentina. Secretaría de Energía. Resolución 770/2022. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina 14 de noviembre de 2022.
17 Ob. Cit., La producción de petróleo creció más de 13% en el tercer trimestre y 5,2% la de gas, Telam, 17 de noviembre de 2022 disponible en https://www.telam.com.ar/notas/202211/611290-petroleo-produccion-energia.html (último acceso 01/12/2022).
18 Ob. Cit., Vaca Muerta sigue rompiendo récords de producción de petróleo, en Ministerio de Energía y Recursos Naturales – Gobierno de la Provincia del Neuquén, 18 de noviembre de 2022 disponible en https://www.energianeuquen.gob.ar/vaca-muerta-sigue-rompiendo-records-de-produccion-de-petroleo/ (último acceso 28/11/2022).
19 Ob. Cit., Navazo, Christian: “Vaca Muerta genera dólares con un nuevo récord de exportaciones de petróleo”; en patagoniashale.com.ar, 06 de noviembre de 2022 / (último acceso 30/11/2022).
20 Argentina. Secretaría de Energía. Resolución 774/2022. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina 17 de noviembre de 2022.
21 Argentina. Secretaría de Energía. Resolución 360/2021. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina 27 de abril de 2021.
22 Argentina. Secretaría de Energía. Resolución 67/2022. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina 09 de febrero de 2022.
23 El BID aprobó un crédito de US$ 1.140 millones a la Argentina para avanzar con la descarbonización del sector energético, en EconoJournal, 27 de julio de 2022, disponible en https://econojournal.com.ar/2022/07/el-bid-aprobo-una-linea-de-credito-de-us1-140-millones-a-argentina-para-la-descarbonizacion-del-sector-energetico/ (último acceso 30/11/2022).
24 Argentina. Secretaria de Energía. Resolución 370/2022. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires Argentina 16 de mayo de 2022.
25 Argentina. Ministerio de Energía Y Minería. Resolución 281-E/2017. Régimen del Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable. Aprobación. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina 22 de agosto de 2017.
26 Se presentaron más de 480 proyectos de infraestructura para el desarrollo de los Mercados Eléctricos Regionales, 25 de julio de 2022, disponible en https://www.argentina.gob.ar/noticias/se-presentaron-mas-de-480-proyectos-de-infraestructura-para-el-desarrollo-de-los-mercados-0 (último acceso 30/11/2022).
27 Argentina. Secretaría de Energía. Resolución 330/2022. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina 09 de mayo de 2022.
28 Medinilla, Matías: “La Secretaría de Energía finalmente confirmó licitación de renovables en puerta” en EnergíaEstratégica, 11 de noviembre de 2022 disponible en https://www.energiaestrategica.com/la-secretaria-de-energia-finalmente-confirmo-licitacion-de-renovables-en-puerta/ (último acceso 02/12/2022).
29 Acción climática: Argentina avanza con su estrategia nacional 2030 a 2050 contra el cambio climático | Argentina.gob.ar (último acceso 30/11/2022).
30 Argentina. Poder Legislativo. Ley 26123/2006. Declárase de interés nacional el desarrollo de la tecnología, la producción, el uso y aplicaciones del hidrógeno como combustible y vector de energía. Política Nacional. Objetivos. Sujetos. Autoridad de Aplicación. Infracciones y Sanciones. Créase el Fondo Nacional de Fomento del Hidrógeno. Régimen Fiscal Promocional. Disposiciones complementarias. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aries, Argentina 25 de agosto de 2006.
31 Barragán, Florencia: “Demoras en un proyecto de ley para producir hidrógeno atrasan inversiones” en Ámbito, 23 de noviembre de 2022 disponible en https://www.ambito.com/economia/hidrogeno/demoras-un-proyecto-ley-producir-atrasan-inversiones-n5591060 (último acceso 01/12/2022).
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Ahorro fiscal, elevación del nivel de vida en los barrios populares y descarbonización: todo en uno

Por Raúl Bertero *

La necesidad de subsidiar la energía en los “barrios populares” y las consecuencias desde el punto de vista de las emisiones de CO2 y la calidad de vida

Esta propuesta está basada en las siguientes hipótesis: a) el acceso a la energía es casi tan necesario para la vida como la alimentación y la vivienda; b) las familias pueden destinar como máximo un cierto porcentaje de sus ingresos al pago de los servicios energéticos (por ejemplo, el 25 % del total). En base a estas dos premisas básicas hay 3 situaciones posibles en la mayoría de los países: 1) familias por debajo de la línea de pobreza que deberían tener casi todo su consumo energético subsidiado, 2) un porcentaje de la población podría necesitar cierto nivel parcial de subsidios y 3) el resto de los usuarios deberían pagar el costo total de la energía. Asimismo, debería ser un objetivo político, social y económico que progresivamente todos los habitantes del país alcancen la situación 3) donde sus ingresos sean suficientes para pagar en forma plena los costos de la energía que consumen. 

El objetivo de este trabajo es analizar las consecuencias del sistema actual de subsidios energéticos en “barrios populares” de Buenos Aires, caso 1) del listado anterior, desde el punto de vista de las emisiones de CO2 y el costo fiscal y proponer cursos de acción para la descarbonización y la mejora de la calidad de vida de sus habitantes.

Fig. 1 Fotografía de la ‘Villa 31’ (Buenos Aires) y distancia a edificios de Puerto Madero. Ref.: https://observatoriociudad.org/reglamentan-la-ley-nacional-de-barrios-populares/ and Google Earth.

Consumo de electricidad y subsidios en “Barrios Populares” de Buenos Aires

Alrededor de la década de 1930, los primeros asentamientos se desarrollaron en Buenos Aires como resultado de su proximidad al puerto y a las terminales ferroviarias (Fig. 1). Posteriormente se produjo la expansión de estos asentamientos con la llegada de inmigrantes provenientes de países vecinos y la migración interna. Los terrenos en los cuales se instalaron estas viviendas fueron motivo de controversia desde el inicio, generándose formas organizativas de resistencia de los vecinos contra los proyectos de traslado o erradicación a lo largo de su historia (“Censo de Hogares y Población Villas 31 y 31 bis, Ciudad de Buenos Aires, 2009”). La situación de los “barrios populares” es un problema complejo desde el punto de vista social y urbanístico. En este trabajo nos referiremos exclusivamente a la situación actual de los subsidios energéticos, su efecto sobre las emisiones de gases de efecto invernadero y el costo o ahorro fiscal asociado a la mejora del nivel de vida de sus habitantes.

La distribución de electricidad en Buenos Aires está licenciada a compañías privadas. En varios “barrios populares” de Buenos Aires las viviendas no tienen medidores individuales sino medidores comunitarios (Fig. 2) y todo el consumo es pagado por los presupuestos nacionales y provinciales (“Acuerdo Marco”)

Fig. 2 Medidores comunitarios en los “barrios populares” (izquierda) y consumo de electricidad por hogar promedio en Buenos Aires y en los “barrios populares” (derecha). Fuente: Elaboración propia en base a datos de EDESUR

Tal como se muestra en la Fig. 2, el consumo de electricidad promedio en los “barrios populares” es entre 2.5 y 3 veces el consumo medio por vivienda en la ciudad de Buenos Aires. Varias son las razones posibles para esta gran diferencia: a) las condiciones de aislación térmica de las viviendas son mucho peores, b) los artefactos eléctricos son más ineficientes, c) en el invierno la calefacción de las viviendas se hace en base a electricidad mientras que en la mayoría de las viviendas de Buenos aires está basada en gas natural y d) debido a que el costo de la electricidad no es pagado por los usuarios no existen incentivos a reducir su consumo. 

De acuerdo con la información suministrada por EDESUR, esta distribuidora tiene bajo este sistema 68,000 viviendas que consumieron 615.000 MWh en el año 2020 repartidas en diferentes asentamientos del área metropolitana de Buenos Aires. Considerando un costo de electricidad de 85 USD/MWh y un factor de emisión de gases de efecto de invernadero (GHG) del sistema eléctrico en Argentina de 0,407 tonCO2/MWh, esto significa para esa cantidad de viviendas 52 MMUSD/año en subsidios y 250.000 tonCO2/año de emisiones1. 

Reemplazo de los subsidios por inversiones en eficiencia energética y renovables

En este trabajo se resumen los resultados económicos resultantes de reemplazar los subsidios al consumo por inversiones en eficiencia energética, equipamiento solar térmico y solar fotovoltaico y “district heating” en la llamada “Villa 31” de la Ciudad de Buenos Aires. De acuerdo con el “Censo de Hogares y Población Villas 31 y 31 bis, Ciudad de Buenos Aires, 2009” la “Villa 31” tenía en ese momento 7.950 hogares con 26,400 habitantes. De acuerdo con dicho censo, el 83 % de sus viviendas tenían agua potable por cañería siendo el 47 % de las viviendas de una planta y el 36 % de dos niveles.

Los siguientes análisis fueron realizados usando un costo de electricidad promedio anual de 85 USD/MWh (70 USD/MWh de costo de la energía más 15 USD/MWh de costo de distribución), un factor de emisión de GHG de 0.407 tonCO2/MWh, una Tasa Interna de Retorno (TIR) en dólares de las inversiones del 8% y los precios de los electrodomésticos y equipos solar térmicos y fotovoltaicos en Buenos Aires. Se considera en este análisis un total de 8000 viviendas.

• Heladera eficiente. Considerando los ahorros en energía, el valor presente neto de los subsidios al consumo representa el 55% del costo de comprar una heladera nueva. El reemplazo de las heladeras evitaría 0,274 tonCO2/año de GHG por hogar y una mejora en la calidad de vida de los habitantes.

• Solar térmica para agua caliente. Considerando los ahorros en energía, el valor presente neto de los subsidios al consumo representa el 98 % del costo de comprar e instalar un equipo solar térmico y un tanque de agua caliente. Las nuevas instalaciones evitarían 0,821 tonCO2/ año de GHG por hogar y una mejora en la calidad de vida de los habitantes.

• Solar fotovoltaica. Considerando los ahorros en energía, el valor presente neto de los subsidios al consumo representa el 90 % del costo de comprar e instalar un equipamiento solar fotovoltaico. Las nuevas instalaciones evitarían 2,196 tonCO2/ año de GHG por hogar, considerando que parte del tiempo la instalación suministraría energía a la red.

• “District heating”. Entre otras centrales cerca del puerto de Buenos Aires, existe una Central Térmica de 589 MW produciendo electricidad a solo 1000 m de la “Villa 31” (Fig. 3). El calor generado por la Central puede ser capturado y distribuido a muy bajo costo mediante un sistema de cañerías de agua caliente aisladas. A su vez, el agua caliente de las cañerías puede ser utilizado en las viviendas cercanas para calefacción y agua caliente. Considerando los 2016 kWh/año requerido para el calentamiento del agua y aproximadamente 500 kWh/mes y por hogar requerido para calefacción como promedio durante 4 meses invernales, un total de 4016 kWh/año puede ser provisto por el sistema de “Distric Heating” (utilizado en ciudades como New York desde hace muchos años). Considerando 8000 viviendas de las Villa 31, el valor presente neto de los subsidios reemplazados alcanzaría a los 32 MMUSD anuales. Si bien el costo del proyecto no ha sido analizado todavía, se estima que sería considerablemente inferior debido a la corta distancia entre las viviendas y la Central. Además de mejorar la seguridad de los hogares expuestos a otros sistemas de calefacción, el sistema evitaría 1,635 tonCO2/año y por hogar.

Conclusiones

• Actualmente, los subsidios a la electricidad de los gobiernos nacionales y provinciales para unas 8000 viviendas de “barrios populares” con medidores comunitarios implican aproximadamente 6.1 MMUSD/año. De acuerdo con el factor de emisión de la electricidad en Argentina, las emisiones de GHG a partir del consumo de sus habitantes implican unos 29,300 tonCO2/año.

Fig. 3 Distancia entre la Central Térmica existente y la “Villa 31”. Fuente: Google Earth

• Los estudios demuestran que reemplazar los subsidios al consumo por una inversión por única vez en equipamiento residencial solar térmico y solar fotovoltaico es prácticamente neutro desde un punto de vista económico y reduciría los GHG en 24134 tonCO2/año (Tabla 1).

• Debido a la existencia de una Central Térmica de 589 MW produciendo electricidad a solamente 1000 m de las viviendas, una inversión en “District Heating” es la mejor opción para reemplazar los subsidios al consumo en el caso analizado en este trabajo. Una combinación de “District Heating” para calefacción y agua caliente y paneles solares para electricidad podría reducir los subsidios actuales y los GHG prácticamente a cero.

• Adicionalmente, sería conveniente la instalación de medidores domiciliarios para la pequeña cantidad de electricidad eventualmente no cubierta por las nuevas instalaciones para incentivar el uso eficiente de la energía y comenzar el proceso para que todos los habitantes cuenten con los ingresos suficientes para pagar lo que consumen, que debería ser el objetivo de largo plazo de desarrollo social y económico.

• Otras inversiones en la mejora de la aislación térmica de las viviendas si bien no fueron analizadas en este trabajo también podrían significar una mejora en la calidad de vida de los habitantes y un ahorro fiscal futuro.

• Las consecuencias del cambio climático son un problema fundamental para toda la humanidad, todos los países del mundo son afectados. Los países con problemas financieros no están en condiciones de afrontar la inversión inicial que permitirían reducir los subsidios al consumo con ventajas económicas y reducir prácticamente a cero los GHG generados en los “barrios populares”.

• Los países más desarrollados y los organismos multilaterales de crédito deberían apoyar fuertemente las inversiones en energía limpia, urbanismo y ciudades inteligentes, viviendas y, especialmente, una mejor educación en los vecindarios pobres alrededor del mundo.

* Vicedecano FIUBA – CEARE, Presidente Academia Nacional de Ingeniería

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Los subsidios generan más inflación que el ajuste tarifario

Por Daniel Gustavo Montamat *

El populismo energético tiene que ajustar las tarifas de gas y electricidad que tuvo congeladas en medio de un proceso de creciente inflación. El ajuste es inevitable porque los costos de la energía se pagan en las facturas o con subsidios que han aumentado exponencialmente y que se financian con emisión inflacionaria, además de beneficiar más a los ricos que a los pobres. El primer gran engaño de los populistas es hacerle creer a los argentinos que los subsidios son un regalo del cielo a través del ungido de turno. 

Bajo esa premisa, aumentar las tarifas castiga el bolsillo e incide en el  próximo índice de inflación. Se omite señalar que si no se aumentan las tarifas para que estas recuperen sus costos económicos, deben aumentarse los subsidios y emitir papel pintado (pesos) para financiarlos, lo que cronifica la inflación. Prueba al canto, con tarifas casi congeladas en estos dos años y medio de gobierno, la inflación  siguió aumentando.

¿No habrá tenido algo que ver en esa suba  la emisión para financiar subsidios energéticos que este año treparán a los 15.000 millones de dólares? Los subsidios acumulados desde el 2002 al 2022 van a alcanzar los 160.000 millones de dólares.

Un interesante estudio que la asociación de distribuidores eléctricos encargó a economistas especializados, publicado como “Tarifas e Inflación” da cuenta  que atrasar 10% las tarifas en el corto plazo reduce la  inflación en un 4%, siempre que esa baja, y los subsidios que genera, sea financiada con impuestos.  En cambio, si la baja  (congelamiento o retraso) tiene el correlato de un contexto inflacionario, y los consecuentes subsidios para cubrir los costos económicos del suministro, son financiados con emisión inflacionaria, la  inflación no se reduce con la baja o el congelamiento, sino que, por el contrario, aumenta. 

La baja inicial por impacto del congelamiento estimada en un 4% es superada por una suba posterior (en los próximos meses) del 5.7% por el impacto de la emisión de pesos para financiar subsidios en el alza generalizada del resto de los precios de la economía. Si el  deterioro se sostiene el problema se agrava.

El trabajo citado corrobora la afirmación con números concretos: desde marzo del 2019 a junio de 2022 las tarifas eléctricas promedio cayeron un 56%, mientras que la inflación acumulada fue del  300%. Si en cambio de financiar subsidios de 15.000 millones de dólares con papel pintado, una política realista hubiera aumentado las tarifas de gas y electricidad que a comienzos del año tenían un retraso de 110 y 142% respectivamente, el impacto inflacionario de esa suba hubiese sido de un 5% en el índice de precios (por cierto traumático, pero con impacto puntual que luego contribuye a bajar la inflación); pero al haberse optado por el camino de más subsidios con más impuesto inflacionario para financiarlos, terminamos duplicando y cronificando la inflación.  

Pasamos del 45% anual al 90% ¡Eureka!, la política tiene que entender, de una vez por todas, que los congelamientos tarifarios, además de destruir las señales de precios, distorsionar la asignación de recursos, deteriorar la calidad de los servicios e impactar sobre las cuentas públicas y externas, tampoco dan rédito político porque exacerban la inflación que destruye los salarios. 

Sin embargo, la anunciada y demorada segmentación tarifaria, con sus idas y vueltas, y con los nuevos límites a los volúmenes consumidos para quienes sigan recibiendo el subsidio, es otro eufemismo para evitar el  estigma del  “tarifazo”. Los populistas siguen sin terminar de entender el meollo del desbarajuste tarifario en el que reincidieron, y, disimulan el ajuste, porque tampoco quieren aceptar la relación causal entre el déficit público y la emisión inflacionaria para financiarlo.

Por eso,  como hay que “militar” el ajuste tarifario, nada mejor que instalar otro embuste, la consigna “no vamos a dejar que salarios en pesos tengan que enfrentar costos de tarifas energéticas en dólares”. Lo dijo el Presidente hace un tiempo y lo repiten los voceros oficialistas. 

Primero hay que aclararles que el dilema lo han generado ellos mismos con sus políticas macroeconómicas que destruyen la moneda nacional e institucionalizan la inflación como impuesto sobre los pasivos monetarios no remunerados (o mal remunerados). Impuesto que, a su vez, no es coparticipable. 

Si el peso fuera una moneda de curso legal y mantuviera sus propiedades de unidad de cuenta y de reserva de valor la disyuntiva salarios en pesos-tarifas en dólares devendría una cuestión abstracta. Se hablaría de tarifas en pesos y de salarios en pesos. Ahora bien, si queremos que las tarifas de gas y electricidad recuperen costos con pesos que se devalúan, pagados por  salarios en pesos que también se devalúan porque el gobierno evita un plan de estabilización, entonces  los servicios energéticos se van a seguir degradando; faltará gasoil en tiempos de siembra y cosecha, crecerán los cortes eléctricos y su duración en verano, el racionamiento de gas en invierno, importaremos más energía y crecerán los subsidios. Pero hay que indagar la microeconomía sectorial para terminar de desentrañar el dilema.

La canasta energética está compuesta por bienes y servicios. El petróleo y sus productos son bienes transables internacionalmente que cotizan en dólares. Tenemos precios internos divorciados de los internacionales (el petróleo y los principales derivados- nafta y gasoil- se alinean a un precio de barril doméstico promedio administrado en alrededor de 69 dólares, cuando el Brent de referencia  cotiza alrededor de los 90 dólares).

Las distorsiones se trasladan a los combustibles que también cotizan alrededor de un 30% por debajo de sus referencias de importación. Por eso, cuando falta gasoil, nadie quiere importar a perdida. Es decir, le cerramos la puerta a las referencias internacionales, pero estas se meten por la ventana vía crecientes importaciones. 

Como el negocio petrolero es un negocio de apropiación y distribución de renta (precios menos costos), cuando los precios internos se desalinean con los internacionales afectan los mecanismos de distribución de renta que decidieron la inversión, y, aunque siga habiendo renta a distribuir, cae la inversión afectando la producción y las reservas, como lo hemos demostrado basados en evidencia empírica en el libro La Renta del Petróleo en la Argentina (EUDEBA-2021). Para atenuar las variaciones de los precios internacionales está disponible el uso del componente impositivo (Biden y Bolsonaro lo utilizaron este año para bajar precios finales en el surtidor que subieron por las consecuencias de la guerra en Europa), y también se puede recurrir a la constitución de fondos de estabilización como lo hizo Chile tiempo atrás. 

El gas natural es menos transable que el petróleo, pero sus precios también están dolarizados. O se relacionan con el precio del petróleo o, en el caso del gas por barco, surgen de transacciones spot, o contractuales, también expresadas en dólares. Alguien debería explicarle al Gobierno que el Plan Gas AR que aseguró parte del suministro para la demanda prioritaria y usinas hasta el 2024 (y que buscan prorrogar por otros 4 años) se basó en subastas promovidas por su administración donde el gas de producción doméstica cotizó en dólares (promedio de 4 dólares el MMBTU). Precios  que resultaron mucho más convenientes que los de importar gas de Bolivia (12.28 dólares promedio abril- julio) o por barco (a un promedio de más de 30 dólares). 

Las tarifas de gas y electricidad tienes dos segmentos regulados (transporte y distribución)  que también deben recuperar costos y remunerar la base de inversión con una utilidad razonable. Estas tarifas deben regularse con criterios técnicos y están en pesos, pero cuidado si queremos atarlas a pesos que se deprecian por la inflación (se funden las licenciatarias de los servicios y dejan de invertir). 

Las facturas finales incluyen el precio mayorista del gas o de la electricidad (que en su mayor parte proviene de usinas térmicas que lo generan con gas o combustibles líquidos que también se transan en dólares). Pagamos las facturas finales en pesos y los componentes dolarizados se trasladan al tipo de cambio oficial que también regula el gobierno. El dilema no es salarios en pesos-tarifas en dólares, sino bajar los costos económicos a recuperar en las tarifas promoviendo el desarrollo y la inversión en energía, y mejorar la tarifa social focalizada en los que la necesitan.

* (Ex Presidente de YPF-Ex Secretario de Energía)

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“La política necesita de la asociación estratégica de los sectores público y privado

Flavia Royon

No hay política energética sustentable y de largo plazo posible, sin la asociación estratégica de los sectores público y privado. 

Tengo la convicción de que el camino del desarrollo sólo puede ser recorrido si aprovechamos al máximo el vínculo virtuoso que se genera cuando el Estado, las empresas y los trabajadores del sector dirigen sus esfuerzos de forma mancomunada.

Estamos trabajando en distintos espacios de integración energética regional para contribuir con la seguridad energética de nuestros pueblos y avanzar en las oportunidades que el mundo demanda en términos de la exportación de insumos energético en base a nuestro futuro superávit energético.

Tuvimos importantes récords en la producción de petróleo y gas. En agosto de este año, la producción de gas no convencional fue la más alta de nuestra historia, representando el 56 % del total. En tanto, en octubre, la producción de shale oil representó un incremento interanual del 40 %, mientras que la de petróleo fue la más alta desde 2009.

Libertad de exportación, porque la exportación tiene que ser nuestro Norte

Crear condiciones adecuadas para que las empresas del sector y no el Estado, sean las que generen la infraestructura necesaria, porque harán falta mayores inversiones para evacuar las producciones de gas y de petróleo, como plantas de tratamiento y ductos para el mercado local y para exportación a los países limítrofes, puertos y plantas de GNL.

Crear las condiciones para generar una infraestructura que nos permita producir hidrógeno en gran escala junto con CCS (captura y almacenamiento de carbono).

Si el siglo pasado fue el del petróleo; este nos enfrenta al desafío del cuidado del ambiente y de la transición hacia energías de menores emisiones de carbono. Junto al Ministro Massa estamos convencidos que la matriz energética de la Nación debe estar diseñada en función de sus propios intereses y objetivos, en base al desarrollo endógeno de tecnología para el aprovechamiento diversificado de las distintas fuentes disponibles.

Dimos comienzo a la construcción del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner en su primer tramo, una obra (a cargo del Estado Nacional) que permitirá incrementar la producción de Vaca Muerta y ampliar la capacidad de transporte de gas en un 30 % y con ello ahorrar 2 mil millones de dólares en importaciones.

Además, hemos conseguido el financiamiento por 689 millones de dólares del Banco Nacional de Desarrollo de Brasil (BNDES) y de otros 540 millones de la CAF para el segundo tramo» del ducto troncal.

El Plan Gas.Ar , cuyos planes 4 y 5 representan “una verrdadera política de Estado con la que buscamos dar certidumbres para que puedan avanzar las inversiones, con una mirada federal donde están contempladas todas las cuencas del país.

La extensión del Plan Gas.Ar “ermitirá un ahorro de divisas de alrededor de 27 mil millones de dólares, al tiempo que generará ahorros de subsidios por más de 18 mil millones para el periodo 2023-2028”.

El conjunto de las inversiones previstas en el sector energético permitirá pasar de una balanza negativa, a un saldo positivo de entre 4 mil y 8 mil millones de dólares en el 2026.

Flavia Royón es Secretaria de Energía de la Nación

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Energía: Un año perdido en el laberinto de políticos desorientados

Por Jorge Lapeña *

Termina un año y es época de balances. Intentaremos hacer un inventario de los problemas no resueltos del año 2022 para nuestro sector energético. 

El año de la guerra energética

Se trata de un año atípico porque transcurrió íntegramente en el contexto de una guerra europea de larga duración, y de gran impacto en la Energía mundial; cuyo final y consecuencias de mediano y largo plazo no están claras. La guerra entre Rusia y Ucrania -además de ser una tragedia en sí misma- se desarrolla en un teatro de operaciones de alta densidad de flujos energéticos, cuya perturbación tiene impacto geopolítico y económico universal y durará varios años. Rusia es el principal poseedor de reservas de gas natural del mundo, y el principal abastecedor del Gas natural a Europa. La primera consecuencia será la perturbación del proceso de “Transición Energética” mundial.

Pero además la guerra ha enviado una señal fortísima al mundo de la “globalización” y del “Estado mínimo” que Argentina no debería ignorar. Ha puesto en primer plano que la política energética de los países debería abandonar las premisas neoliberales a ultranza que nos llevaron a confundirla con una transable en mercados ideales. La Energía es nuevamente una cuestión de Estado y la seguridad el suministro es clave para el funcionamiento de cualquier nación.

De hecho, Argentina país del lejano sur del mundo comprobó en carne propia aquello de que la Guerra es en Europa y las balas son de allá, pero los precios de compra de sus importaciones gasíferas recibieron el impacto de incrementos extraordinarios de precios a causa de la guerra (y pusieron al descubierto nuestro talón de Aquiles energético).

El año en que el Presidente argentino visitó Europa y ofreció energía masiva.

El año 2022 signado por la guerra, afectó la cantidad de los suministros energéticos en Europa y los encareció hasta niveles insospechados pocos meses antes. Lección: nadie vio venir el fenómeno.

En ese contexto el Presidente de la Nación se reunió en su gira europea de mayo pp. con el Rey Felipe VI de España y con el Canciller alemán y afirmó ante ellos que Argentina “es un proveedor mundial confiable de alimentos y Energía”, en un intento por abrir mercados de exportación para nuestra producción energética futura. Sin duda se trató de una afirmación temeraria.

Si bien es cierto que a la producción de alimentos Argentina es un jugador mundial que nadie discute, debe quedar claro  que en Energía nuestro país es un productor sumamente modesto y decadente en el siglo 21 cuya producción total de Energía  se ubica en torno al 1% de la producción global;  que actualmente es importador neto de gas natural y gasoil; y que carece de la infraestructura de transporte, puertos y liquefacción de gas natural como para abastecer mercados europeos al menos en el corto y mediano plazo.

El año en que Argentina no pudo abastecer la demanda interna de gasoil ni con producción nacional ni con importaciones y provocó un caos.

Argentina tuvo en 2022 un año aciago en materia de suministro de combustibles. La producción nacional de gas oíl –el combustible más importante utilizado masivamente para el transporte de mercaderías y de personas, y para todas las labores agrarias-, fue insuficiente para abastecer nuestra demanda interna. Ello además de ser un error fenomenal de programación generó un caos en las rutas sin antecedentes que no fue explicado por ninguna autoridad del gobierno. 

La pregunta del momento: ¿Se repetirá este grave problema en 2023; o se habrá solucionado definitivamente? Está claro que si esto se repite podría tener consecuencias económicas y además de consecuencias electorales.  

El año en que Cammesa distribuyó en concepto de subsidios a la oferta y a la demanda eléctrica una cifra miles de millones de US$.

En el Seminario Anual del IAE Mosconi, realizado en octubre de 2022 se afirmó que en el periodo de 14 años comprendido entre 2008 y 2022, se distribuyeron 200.000 millones de US$ en concepto de subsidios a la oferta y a la demanda eléctrica financiados íntegramente por el Tesoro Nacional; siendo la partida más importante del déficit fiscal. Cammesa la administradora del Mercado Eléctrico Mayorista canalizar estos subsidios por cuenta del Estado y con la complicidad y anuencia del sector privado que integra junto al Estado nacional el Directorio de la misma. 

Lo paradójico es que semejante cifra de subsidios estatales no sirvió para mejorar la calidad de las prestaciones de los servicios públicos eléctricos ni para realizar inversiones en la ampliación de las instalaciones para asegurar los servicios prestados. Una vez más se comprueba que la Secretaria de Planificación Energética de la Nación es incapaz de elaborar el Plan Energético.

Un año más -y van varios en el presente siglo-  en que Argentina no ha elaborado un Plan Energético Estratégico para el sector energético. Elaborar un Plan, difundirlo y debatirlo en los sectores empresarios sindicales y académicos, y finalmente aprobarlo por ley del Congreso de la Nación mediante una ley al respecto constituiría un instrumento ordenador formidable para la toma de decisiones de inversión. 

Y a la vez que constituiría una hoja de ruta insoslayable para la implementación de la Transición Energética para el Control del Cambio Climático.  

El año en que los entes reguladores de gas y de electricidad continúan intervenidos desde 2019

Inexplicablemente continúan intervenidos desde 2019 los entes reguladores de la Electricidad y del gas natural: ENRE y ENARGAS sin que se conozcan los motivos de la intervención ni los resultados concretos de las anormalidades   detectadas y las acciones emprendidas para solucionarlas. Esto justificaría que la oposición parlamentaria en el Senado y en la HCDN presentara como mínimo un pedido de Informes. 

Es imperioso proponer fin a las intervenciones y previamente requerir de los interventores designados por el actual Poder Ejecutivo un informe de las irregularidades detectadas y la forma en que las mismas fueron solucionadas.

El gobierno actual; debe poner fin ya mismo a las intervenciones en ambos Entes Reguladores y los cargos ejecutivos de los mismos deben ser cubiertos por profesionales reconocidos elegidos mediante concurso público y acuerdo del Congreso Nacional.

El Estado nacional que debe retomar las concesiones hidroeléctricas que vencen en 2023 ha permanecido pasivo sin definir cómo va a resolver este problema.

Es inexplicable que el próximo vencimiento de las concesiones tenga un retraso enorme, lo que habla de la falta de claridad del gobierno nacional para resolver. La pasividad del oficialismo debería ser denunciada por la oposición.

Visto el tiempo trascurrido y que las primeras concesiones vencen en 2023 sugerimos acordar la prórroga de un año por ley del Congreso y luego vencido ese plazo transferir las mismas al Estado nacional tal cual está previsto en los contratos respectivos firmados a partir de 1993.

La política argentina todavía muy lejos del lugarde definir programas realistas para la energía

Argentina está trascurriendo el último año del gobierno del Alberto Fernández, el presidente tiene opción a un nuevo período, o bien puede ser reemplazado por un nuevo presidente ya sea de su propio espacio político o bien de la oposición. 

Llama la atención que exista -por lo menos en lo relativo al manejo del sector energético- una falta de debate sobre el qué hacer en el futuro. Eso incluye naturalmente definir en forma clara lo que se va a realizar en caso de acceder al gobierno tanto el actual oficialismo o eventualmente la oposición. En resumen, falta todavía debate y propuesta política. 

Hemos sido claros en la lista precedente que hay materias en que no se puede esperar a ganar la elección para empezar a pensar qué hacer. Eso sería claramente una estrategia peligrosa. Hay que hacer Plataformas Políticas; hacerlas aprobar por las convenciones partidarias y luego -si se gana la elección- aplicarlas con rigor técnico y político.

No es la práctica habitual en la Argentina donde una idea demagógica de la política consiste en ganar y luego tratar de imaginar qué hacer. Idea infantil que debería ser definitivamente desterrada.  

* Presidente de Instituto Argentino de la Energía Gral. Mosconi

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ANCAP apuesta a pasar de importación de fósiles a la exportación de energía renovable

Por Alejandro Stipanicic *

El 2022 fue un año clave para el futuro de ANCAP en el marco de una transición energética responsable.

Este año ANCAP definió 24 proyectos que fijan el rumbo en la transformación de la compañía en un contexto internacional desafiante, donde se impone, por un lado, el compromiso por la reducción de la huella de carbono y la disminución de los combustibles fósiles y, por otro, no perder de vista la necesidad de mantener las operaciones tradicionales para asegurar el suministro energético al país. Estos proyectos abarcan la sustentabilidad de las operaciones, los procesos de gestión, la alineación de todas las empresas y segmentos de negocio del Grupo y, por supuesto, la gestión del talento y capital humano.

En 2022 se consolidó el papel de ANCAP como referente en la transición energética del país. Con solo el 40% de las fuentes primarias de energía asociadas a petróleo y gas natural (no hay consumo de carbón para generación eléctrica en el país), Uruguay tiene la matriz energética más descarbonizada de América Latina que es la región del mundo con mayor participación de energías renovables.

En Uruguay la energía eléctrica atiende al 20% del consumo total energético y la generación es casi 100% renovable a partir de recursos hidráulicos, eólicos y solares; esa transformación da paso a una segunda transición energética que apunta a reducir aún más ese 40% de origen fósil y tiene como pilares a la electrificación de algunos consumos y la adopción progresiva de los combustibles renovables en otros como la industria y el transporte pesado.  Esto ha sido posible gracias a la reconocida estabilidad del país y a políticas de Estado en materia energética y ambiental.

Desde 1997 con el establecimiento del Marco Regulatorio Eléctrico hasta la creación del Ministerio de Ambiente en 2020, el país ha dado muestras de una evolución ejemplar que recientemente se manifiesta en la definición de la Estrategia Climática de Largo Plazo, la presentación de la Hoja de Ruta del Hidrógeno Verde y la exitosa e innovadora emisión bonos de deuda que penalizan el incumplimiento de metas ambientales y premian su sobrecumplimiento. La visión de Uruguay es pasar de ser importador de petróleo y derivados a ser exportador de energía renovable.

Tenemos el rol de liderar los esfuerzos enfocados en descarbonizar la matriz fósil y para ANCAP resulta esencial que ese proceso sea responsable. En efecto, el crecimiento económico del país está condicionado por el abastecimiento energético y en ese punto es crítico asegurar el suministro mientras ocurren las transformaciones. Todos los estudios prospectivos coinciden en la importante participación de los combustibles fósiles en la matriz energética del mundo más allá de 2050. Por lo tanto, para ANCAP, es primordial asumir la responsabilidad de mantener la provisión eficiente de combustibles derivados del petróleo y el gas natural hasta tanto puedan ser sustituidos por otros provenientes de fuentes renovables.

El grupo ANCAP tiene dentro de su agenda estratégica distintos proyectos orientados a enfrentar la nueva coyuntura. La agenda de proyectos estratégico lanzada en 2022, contiene cuatro líneas de acción en ese sentido: avanzar en la descarbonización de la refinería y las operaciones tradicionales, en un camino hacia su transformación en una bio refinería concretar la captura de carbono biogénico generado en la destilación de cereales para la producción de etanol, para que, junto con el aprovechamiento de la logística de combustibles y la potencia eléctrica renovable disponible, permitan la producción de metanol para la exportación aprovechar la capacidad de molienda y acceso a oleaginosas no competitivas con el alimento humano disponibles para la producción de biodiesel, para incorporar proyectos de hidrogenación de aceites vegetales promover la inversión privada para la producción a gran escala de hidrógeno verde en la plataforma marina, para la exportación

El desafío de la transición energética responsable está en reconocer la necesaria convivencia, complementariedad y competencia justa entre las energías fósiles y las energías de fuente renovable durante un proceso que se estima prolongado e incierto. 

Estamos viviendo una disrupción y en Uruguay, como en toda en América Latina, tenemos la potencialidad de ser protagonistas para ofrecer soluciones energéticas que el mundo precisa y no llega a encontrar de manera suficiente en otras regiones.

* Presidente de ANCAP

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Subió 7,2 % promedio país la demanda de energía en noviembre

Con temperaturas superiores en comparación con el mismo mes del año pasado, noviembre último registró un ascenso en la demanda de 7,2 % y alcanzó los 11.319,3 GWh. Las distribuidoras de Capital y GBA tuvieron una fuerte suba de 9,7 % indicó Fundelec.

Este crecimiento se produce tras dos meses consecutivos de caída, septiembre (-0,6%) y octubre (-2,2%). Asimismo, el consumo residencial, comercial e industrial presentaron subas a nivel nacional, mientras que en los once meses del año acumulan un crecimiento del 3,6 por ciento.

DATOS DE NOVIEMBRE 2022

En noviembre de 2022, la demanda neta total del MEM fue de 11.319,3 GWh; mientras que, en el mismo mes de 2021, había sido de 10.560,7 GWh. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un ascenso de 7,2 por ciento.

En este mes existió un crecimiento intermensual del 10,8 %, respecto de octubre de 2022, cuando se alcanzó los 10.217,09 GWh.

Además, se registró una potencia máxima de 26.610 MW, el 29 de noviembre de 2022 a las 14:12, cerca de los 28.231 MW de enero de 2022, record histórico.

En cuanto a la demanda residencial de noviembre, alcanzó el 44 % del total país con una suba de 12 % respecto al mismo mes del año anterior. En tanto, la demanda comercial subió 4,5%, siendo el 28 % del consumo total. Y la demanda industrial reflejó otro 28 %, con un ascenso en el mes del orden del 2,4 %, aproximadamente.

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO
La demanda eléctrica registra en los últimos doce meses (incluido noviembre de 2022) 3 meses de baja (marzo de 2022, -1,5 %; septiembre, -0,6 %; y octubre, -2,2 %) y 9 meses de suba (diciembre de 2021, 9,9 %; enero de 2022, 9,4 %; febrero, 4,7 %; abril, 3,4 %; mayo, 6,8 %; junio, 8,5 %; julio, 1,9 %; agosto, 1 %; y noviembre de 2022, 7,2 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una suba del 4,1 por ciento.

CONSUMO MENSUAL A NIVEL REGIONAL

En cuanto al consumo por provincia, en noviembre, 5 fueron las provincias y/o empresas que marcaron descensos: Misiones (-25 %), Formosa (-8 %), Corrientes (-5 %), Santa Cruz (-4 %) y Chaco (-1 %). Por su parte, 22 provincias y/o empresas presentaron ascensos en el consumo: Chubut (26 %), Santiago del Estero (21 %), Tucumán (15 %), San Juan (13 %), La Pampa (12 %), Catamarca, Córdoba, y Salta (11 %), San Luis, EDEN, y La Rioja (10 %), Santa Fe y EDELAP (9 %), Jujuy (8 %), Neuquén y Mendoza (6 %), Entre Ríos (5 %), EDES y EDEA (3 %), Río Negro (2 %), entre otros.

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron el 31 por ciento del consumo del país y totalizaron un ascenso conjunto de 9,7 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una suba de 10 %, mientras que en EDESUR la demanda ascendió 9,4 %. El resto del país subió en su consumo un 6,7 por ciento.

TEMPERATURA
Observando las temperaturas, el mes de noviembre de 2022 fue más caluroso comparado con noviembre de 2021. La temperatura media fue de 23 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 21.6 °C, y la histórica es de 20.4 °C.

DATOS DE GENERACIÓN
La generación térmica e hidráulica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la
demanda, aunque se destaca el crecimiento de las energías renovables. En noviembre, la
generación hidráulica se ubicó en el orden de los 3.700 GWh contra 2.070 GWh en el mismo período del año anterior, lo que representa una variación positiva del 78 por ciento.

Se observa un aumento de los caudales comparado con el mismo mes del año anterior en COMAHUE, y principalmente en el río Uruguay y Paraná, este último superando valores históricos para el periodo.

Con un despacho térmico menor, el consumo de combustible terminó siendo menor si comparamos mes a mes a nivel del total. En el conjunto de los combustibles alternativos no hubo grandes variaciones, mientras que en el gas natural para generar se observa un menor consumo.

En noviembre siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 52,38 % de los requerimientos. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas aportaron el 31,06 % , las nucleares proveyeron el 0,29 %, y las generadoras de fuentes alternativas el 13,99 % del total. Por otra parte, la importación representó el 2,27 % de la demanda.

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Sobre el Hidrógeno y sus mitos

Por Griselda Lambertini *

No importan los colores, sino las emisiones

Desde 2021, la proliferación en Argentina de estudios, conferencias, talleres, foros, consorcios, cooperaciones internacionales, incluso carreras universitarias de posgrado dedicadas específicamente al hidrógeno, en su diversas denominaciones y colores, nos obliga a recuperar el eje para cuestionar algunos mitos y darle un tratamiento adecuado a las oportunidades que el hidrógeno representa para nuestro país. 

¿Qué es el hidrógeno? ¿Cómo se produce? ¿Para qué sirve?… Los agentes del sector energético o industrial ya no se atreven a formular estas preguntas básicas, aunque algunos aún creen que se trata de una actividad extractiva, como la de los hidrocarburos o la minería. Digamos, al solo efecto de avanzar, que el hidrógeno es el elemento más ligero y más simple de la tabla periódica, la sustancia más abundante del universo y que, en la era de las descarbonización, cuenta con la enorme ventaja de no emitir ningún tipo de gases de efecto invernadero: su combustión solo libera agua. 

Fig. 1 – Planta de hidrógeno verde en Alemania. Fuente: fotografía tomada en Enertrag, 2022.

El hidrógeno puede obtenerse a partir de distintas materias primas y mediante diferentes procesos, que utilizan tanto combustibles fósiles como fuentes renovables. Los procesos más conocidos son el reformado de gas natural o la gasificación del carbón, con factores de emisión de 9,5 kilos de dióxido de carbono equivalente por kilo de hidrógeno (kgCO2eq/kgH2) para el gas natural y de 20 kgCO2eq/kgH2 para el carbón, llamados en la jerga “hidrógeno gris” e “hidrógeno negro” respectivamente. Cuando a estos procesos se les aplican técnicas de captura, almacenamiento (y tal vez uso) de carbono (CCSU, por sus siglas en inglés), los factores de emisión pueden oscilar entre 1 y 2 kgCO2eq/kgH2 (“hidrógeno azul” o “de bajas emisiones”). 

Otra tecnología ampliamente difundida y comercialmente disponible es la electrólisis, que utiliza energía eléctrica para separar el agua en oxígeno e hidrógeno. Cuando la electricidad aplicada es de fuentes renovables (eólica, solar), las emisiones son prácticamente nulas (“hidrógeno verde” o “renovable”). También se considera renovable al hidrógeno obtenido a partir de biomasa, siempre que su ciclo complete resulte carbono neutral. Definidos a grandes trazos los principales procesos de obtención, resulta oportuno cuestionar la relevancia de la clasificación por colores. Lo que importa -si el objetivo es contribuir a la mitigación de los efectos del cambio climático- son las bajas emisiones de toda la cadena de obtención y uso. El hidrógeno “renovable” o “verde” obtenido a partir de biomasa lo demuestra: si se utiliza biomasa boscosa, debe considerarse la pérdida de la función de almacenamiento de dióxido de carbono de los bosques; en el caso de la biomasa cultivada, suelen emitirse gases de efecto invernadero en ocasión del cultivo (por ejemplo, durante la fertilización), así como en el procesamiento y en el transporte. Cuando el balance de emisiones derivado del ciclo completo de la biomasa deja de ser carbono neutral, queda desdibujada su característica renovable o “verde”. 

Incluso, desde un punto de visto económico y regulatorio, tampoco tiene sentido la competencia por el mercado y por los incentivos entre “hidrógeno verde” e “hidrógeno azul”. Favorecer una tecnología respecto de otra resulta razonable en la medida en que se certifique el correspondiente impacto positivo en la disminución de la huella de carbono. Se trata de cuantificar las emisiones para promover su reducción. Y si tal reducción se efectiviza mediante la aplicación de técnicas de CCUS, bienvenida la difusión de esta tecnología que ayudará también a prolongar el uso del gas natural como combustible limpio para la transición energética. 

Por cierto, la discusión en torno a la admisión del hidrógeno azul en el marco de las estrategias nacionales y de las leyes de fomento se inserta en un debate más amplio relacionado con la aceptabilidad del gas natural como combustible de transición. Sin embargo, creemos que esa discusión ya ha sido resuelta. La amenaza a la seguridad energética europea en el contexto de la invasión rusa a Ucrania visibilizó el valor del gas natural, cuando las renovables no alcanzan, el recurso nuclear es cuestionado y sólo queda como alternativa el carbón. 

En nuestro continente, en ocasión de las ponencias y debates llevados a cabo durante la Semana de la Energía organizada recientemente por la OLADE y el BID en la ciudad de Panamá (12 al 16 de diciembre de 2022), quedó en claro que cada país o cada región seguirá un camino propio hacia la descarbonización. Encarar la transición energética para ir hacia sistemas más limpios y flexibles no implica abandonar de un día a otro las fuentes que hoy están presentes en la matriz. 

En muchos países de América Latina y el Caribe se seguirá utilizando gas natural para reemplazar otros combustibles fósiles más contaminantes en la generación eléctrica, en el transporte terrestre y fluvial, y para calefacción. Incluso, el gas natural se presenta como el combustible que permitirá dotar de estabilidad a los sistemas que se integren regionalmente para optimizar sus respectivas dotaciones de fuentes renovables. La integración energética cumplirá funciones de gran almacenamiento regional para las fuentes eólica, solar e hidráulica, con el respaldo del gas natural para resolver, no sólo la intermitencia de las renovables o una baja hidraulicidad, sino también para reemplazar carbón y derivados de petróleo.

Fig. 2 – Potencialidad solar y eólica del Cono Sur latinoamericano. Fuente: La red del futuro, BID 2017.

Sobre esta base, en un país con un sector de gas natural maduro y con enormes posibilidades de expansión, no parece coherente descartar la coexistencia del hidrógeno renovable con el de bajas emisiones o hipocarbónico, que puede obtenerse a partir de esta materia prima que en Argentina se presenta como abundante y a precios asequibles. Las proyecciones indican que, en un futuro no lejano, el precio del hidrógeno azul en Argentina resultaría competitivo con el precio del gas oil y podría, en tal caso, reemplazar a este combustible en la generación térmica con significativas ventajas ambientales.

Esto implica que, al menos en una primera etapa, los incentivos deberán dirigirse no sólo a la producción de hidrógeno mediante electrólisis, sino también a la promoción de la tecnología y de la infraestructura necesaria para la captura, almacenamiento y uso del carbono. El proceso de CCUS implica un costo adicional para la obtención del producto, que debería ser apoyado mediante la creación de un mercado voluntario de certificados verdes o mediante regulaciones que penalicen en forma efectiva las emisiones de carbono. La captura, el uso y el almacenaje del carbono, así como el control de las emisiones de metano, son dos tecnologías necesarias para que el gas natural pueda ser considerado internacionalmente como el combustible de la transición.

Fig. 3 – Derivados del hidrógeno. Fuente: SRU, Wasserstoff im Klimaschutz: Klasse statt Masse, 2021.

En tal sentido, a largo plazo cabe esperar una transición o reemplazo de gases: del gas natural a otros gases renovables, sintéticos, hipocarbónicos, de bajas emisiones. 

El hidrógeno de tales características (verde o azul) aparece como uno de los gases del futuro, junto con el biogás, el biometano y otros gases sintéticos. Mientras, nos toca planificar cómo optimizamos la puesta en valor de nuestras reservas de gas natural, y cómo nos preparamos tecnológica y regulatoriamente para la introducción de los gases nuevos, con mecanismos de certificación y trazabilidad que den sustento al esfuerzo de adaptación.   

Un complemento de la electrificación directa y una materia prima industrial

Desde mediados de 2020, a pesar de la pandemia y el aislamiento, los países de la Unión Europea dieron a conocer, prácticamente en serie, sus estrategias nacionales y hojas de ruta para el desarrollo del hidrógeno renovable. Habían sido precedidos por Japón en 2017 y por Corea del Sur y Australia en 2019. En América Latina, Chile fue el precursor en 2020, seguido por Colombia, Uruguay y Paraguay.

Sin embargo, de acuerdo con las metas que plantean las estrategias, hacia 2050 el hidrógeno podría representar entre el 14% y el 22% de la oferta mundial de energía. Todo indica que más que una matriz energética basada en hidrógeno, lo que se prevé es su utilización como complemento de la electrificación directa y como insumo para una industria en tránsito hacia la descarbonización. En el sector energético, el hidrógeno sólo aplicaría para aquellos usos en los que la electrificación directa no es técnicamente posible o es muy costosa, como en el caso de los combustibles para aviación o transporte marítimo. 

En el sector industrial, se espera un uso del hidrógeno como materia prima o reactivo para la producción descarbonizada de acero y productos químicos. 

En efecto, la Estrategia del Hidrógeno publicada en julio de 2020 por la Unión Europea estableció como meta pasar de la actual participación del 2% del hidrógeno en la matriz energética a un 13% en 2050. 

El hidrógeno tendría un tercer lugar entre las medidas de mitigación a adoptar, después de la electrificación directa y de la eficiencia energética. Como meta para 2030, Europa se propone contar con 40 GW de capacidad de electrólisis para producir 10 millones de toneladas de hidrógeno renovable. Además, espera importar 10 millones de toneladas adicionales de países asociados. Esto, porque los países europeos no cuentan con espacio suficiente para instalar la cantidad de aerogeneradores ni de paneles solares que se requieren para alcanzar sus objetivos de hidrógeno verde. 

La misma situación se da en países como Japón y Corea del Sur. El hidrógeno obtenido mediante electrólisis con fuentes renovables no sólo requiere recursos solares y eólicos con altos factores de capacidad, sino enormes espacios disponibles como los que tenemos en la Patagonia argentina. La disponibilidad de agua (puede utilizarse agua de mar, previa desalinización sin costos significativos) y la existencia de puertos completan las condiciones óptimas para un potencial despliegue del hidrógeno renovable en el país.

De tal modo, el requerimiento energético e industrial de los países desarrollados, pero con recursos renovables de bajo factor de capacidad o sin grandes espacios libres para la instalación de parques energéticos, representa una oportunidad para los países del sur.

De las moléculas a los derivados

Ni una actividad extractiva ni una fuente de energía primaria. El hidrógeno es un producto que se obtiene a partir de un aporte de energía (renovable o no) y que puede transportarse y almacenarse para su uso en forma comprimida, líquida o en otros productos como el amoníaco, el metanol o los combustibles sintéticos. 

Una vez obtenida la molécula de hidrógeno, mediante su combinación con nitrógeno se obtiene amoníaco (y a partir del amoníaco, fertilizantes); y mediante reacción química con carbono de fuentes sustentables se obtienen metanol, combustibles sintéticos y otros productos que amplían los campos de aplicación del hidrógeno de bajas emisiones, promoviendo el valor agregado, facilitando su logística y contribuyendo a la descarbonización de sectores clave en el ámbito de la energía, el transporte y la industria. El proceso por el cual se obtienen derivados del hidrógeno se denomina en la jerga internacional Power-to-X (PtX), representando la X cualquier producto con hidrógeno. Cuando se obtienen combustibles líquidos sintéticos, se los llama Power-to-Liquids (PtL); y cuando son otros gases sintéticos, es Power-to-Gas (PtG). 

De acuerdo con las proyecciones de estudios europeos, Argentina es uno de los países con mejores condiciones para la producción de hidrógeno renovable (que es el que requiere la Unión Europea). Las dificultades para transportar una molécula de tan baja densidad y los costos que implica su licuefacción (a temperaturas mucho más bajas que las que se requieren para convertir gas natural en GNL) hacen que para nuestro país la oportunidad de negocio no esté en la exportación de hidrógeno, sino en la exportación de derivados. 

En principio, la forma más económica de transportar la molécula es a través de ductos, condición que podrían cumplir respecto de Europa los países del norte de África. 

De acuerdo con estudios realizados por la Comisión Europea, el costo nivelado del transporte de hidrógeno por ductos se estima entre 0,09 a 0,17 euros/kg cada 1000 kilómetros. Sin embargo, nuestra posición transatlántica justifica que los países europeos estén proyectando importar desde el Cono Sur los productos derivados como el amoníaco, el metanol, la urea, los combustibles sintéticos. Para nosotros, la buena noticia es que esto garantizaría el desarrollo de toda la cadena industrial y logística en nuestro territorio. Y por eso decimos también que -más que un vector energético- el hidrógeno es para Argentina una oportunidad de desarrollo industrial.

Un vector energético, pero sobre todo una oportunidad de desarrollo

A partir de los elementos anteriores, podemos soslayar algunos mitos y esbozar la definición de un rol adecuado para el hidrógeno de bajas o nulas emisiones en nuestro país. La descarbonización del sector energético en Argentina se alcanzará mediante una progresiva electrificación y un mantenimiento (aunque decreciente) de la participación del gas natural, sector que deberá internalizar las tecnologías que permitan el control de las emisiones de carbono y las fugas de metano. 

Al mismo tiempo, la integración regional permitirá crear las condiciones materiales y comerciales para que los países del Cono Sur latinoamericano compartan sus variadas y poderosas fuentes de recursos hidráulico, eólico y solar, complementadas por el gas natural como respaldo de la intermitencia y reemplazo de otros fósiles. 

Por su parte, el hidrógeno de bajas emisiones tendría un lugar en la descarbonización de procesos industriales nacionales, como en la industria del acero, del cemento, de los fertilizantes. Incluso, cuando los precios del hidrógeno azul resulten competitivos con los del gas oil, podría operarse un reemplazo, muy favorable en términos ambientales, de combustibles para generación eléctrica. 

No está clara aún la eficiencia de la mezcla de hidrógeno en la corriente de gas natural, aunque la creación de un mercado voluntario de gases renovables o hipocarbónicos (incluyendo al biometano) podría dar inicio a la curva de aprendizaje para la transición a largo plazo del gas natural a gases renovables.

Finalmente, el hidrógeno verde -para el cual Argentina presenta condiciones geográficas y climatológicas óptimas tanto en Patagonia como en la Puna- más que un vector energético, se presenta como una oportunidad de desarrollo industrial mediante la producción y exportación de productos derivados a los países de la Unión Europa que carecen de recursos naturales y superficies para abastecer sus metas de consumo.   

*Abogada, Politóloga, Magister en Energía CEARE – UBA Directora Académica del Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética de la UBA

Bibliografía
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Comisión Europea (2020). Una estrategia del hidrógeno para una Europa climáticamente neutra. Bruselas, julio 2020. Disponible en: https://ec.europa.eu/growth/industry/strategy/industrial-alliances/european-clean-hydrogen-alliance_en
Erbach, G. y Jensen, L. EU hydrogen policy. Hydrogen as an energy carrier for a climate-neutral economy. EPRS | European Parliamentary Research Service. Abril 2021. Disponible en: https://www.europarl.europa.eu/RegData/etudes/BRIE/2021/689332/EPRS_BRI(2021)689332_EN.pdf
International Energy Agency – IEA. Hydrogen in Latin America, 2021.
Ministerio Federal para la Economía y la Energía de Alemania. Estrategia Nacional del Hidrógeno. Junio 2020. Disponible en:
https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Publikationen/Energie/die-nationale-wasserstoffstrategie.html.
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SRU. Wasserstoff im Klimaschutz: Klasse statt Masse (2021).
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Un barquito sin timón

Por Gerardo Rabinovich *

Este año que está terminando ha marcado un punto de inflexión muy importante en el sector energético internacional, con el consecuente impacto sobre la Argentina y las decisiones de políticas públicas que nuestro país debe adoptar.

La invasión de Rusia a Ucrania, y el inicio de una guerra cruel y devastadora entre estos países ha terminado de generar una nueva configuración geopolítica en las relaciones internacionales, que se estaba vislumbrando, y afectó particularmente al sector energético. Estados Unidos, la Unión Europea y sus aliados denunciaron la agresión unilateral de Rusia, y acudieron rápidamente en ayuda de Ucrania sosteniendo su resistencia con aporte de fondos, material y tecnología militar, tratando de equilibrar la balanza de una guerra desigual e injusta.

Sin embargo, esta posición de los países de la OCDE tiene fuertes consecuencias sobre Europa, que hasta entonces importaba el 25% del petróleo y el 40% del gas proveniente precisamente de Rusia, que sostenía su economía y confort. Este invierno que comienza en el Viejo Continente será distinto a los anteriores, y muchos países están adoptando medidas de previsión frente a una potencial penuria de energía.

Los principales países productores de petróleo han mantenido un estruendoso silencio sosteniendo la alianza OPEP+, liderada por Arabia Saudita y … Rusia, actitud similar a la adoptada por los principales países emergentes: China e India. Se van delineando nuevas condiciones a las que prevalecieron luego de la caída de la Unión Soviética, y el liderazgo que ejercía Estados Unidos se ve fuertemente contestado.

El impacto sobre el sector energético ha sido muy fuerte, y los precios del petróleo y sobre todo del gas natural se dispararon a valores pocas veces vistos en el pasado. A mediados de año el precio del barril de petróleo Brent alcanzó casi US$ 140, mientras que el gas natural en Europa y Oriente se disparo por encima de los 70 US$/Mbtu, impactando en el primer caso sobre los precios del mercado eléctrico europeo y en última instancia sobre el bolsillo de los consumidores. El Reino Unido tendrá este ano una inflación de dos dígitos (proyectan el 10,6%) valor que no se veía desde principios de la década de 1980.

Es cierto que hacia fines de año el precio internacional del petróleo Brent se ubica por debajo de los 80 US$/barril, y el gas natural ronda los 30/40 US$/Mbtu en el mercado Spot, en niveles muy superiores a los que registró en las dos primeras décadas de este siglo. La energía fósil se ha vuelto un bien escaso y caro.

A esta situación geopolítica hay que sumarle la amenaza que representa el calentamiento global, producto de las emisiones de CO2 como consecuencia principalmente de la quema de combustibles fósiles y del modo de vida de nuestra sociedad. Los países son conscientes que un aumento de la temperatura media global por encima de 1,5 º C hacia fines de este siglo, sobre la temperatura media global a fines del siglo XVIII (Revolución Industrial), produciría daños irreversibles sobre muchos sistemas biológicos, y que la trayectoria actual que lleva a un incremento de 3,5 º C, seria catastrófica para la vida humana como hoy la conocemos en nuestro planeta.

Lo que hasta hace unos años atrás estaba contenido en un pequeño grupo de científicos e ingenieros, hoy forma parte del lenguaje cotidiano de la sociedad: la transición energética es tratada en forma abundante en los medios masivos de comunicación, las rede sociales y las organizaciones civiles. Los eventos climáticos extremos se han multiplicado. Hay un fuerte consenso en que este proceso de transición esta en marcha y es irreversible, con una fuerte discusión sobre cuales son los tiempos de esta transición, producto de las enormes desigualdades entre países y al interior de ellos. ¿En qué consiste la transición energética? En dejar de quemar combustibles fósiles. Algunos dicen que hay que alcanzar el equilibrio de emisiones netas cero en 2050 (Estados Unidos, Unión Europea, OCDE, y entre ellos Argentina), otros en 2060 (China) o 2070 (India), pero no hay duda que se debe alcanzar ese objetivo.

Las herramientas están disponibles: energías renovables no convencionales (eólica, solar) para generación de electricidad, electrificación de todos los consumos posibles, eficiencia energética, nuevos vectores como el hidrogeno, los biocombustibles, la biomasa. Desarrollos tecnológicos como la electromovilidad, la inteligencia artificial, el internet de las cosas, la generación distribuida, la acumulación mediante baterías, etc. Algunas de estas herramientas ya están en paridad de mercado, o incluso tienen una gran productividad como la eficiencia energética, a otras les falta, pero la dirección es clara.

¿Y dónde está la Argentina en este mar embravecido? surfeando las olas en un barquito de papel, sin rumbo y sin timón

Los graves problemas económicos de cortísimo plazo que sufrimos relegaron a un segundo plano esta realidad energética, mirando el árbol y no el bosque que hay detrás. Pero la energía condiciona fuertemente a la economía: por un lado, la balanza del comercio internacional de energía es fuertemente negativa con un déficit estimado en el orden de los 5 mil millones de US$ para este año (Informe de Tendencias del Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi”, diciembre 2022); por el otro los subsidios energéticos según la misma fuente llegarán este año a los 13.500 millones de US$ es decir 2,4% del PIB. Este impacto del sector energético sobre la economía no es sostenible.

El dato positivo es que la industria del petróleo y del gas natural han reaccionado a las nuevas condiciones del mercado y en una hazaña tecnológica de nuestros profesionales han sacado de las profundidades de Vaca Muerta un 53% más de petróleo y un 8,5% mas gas que en 2021. Con esto mas que compensan la caída de la producción convencional, pero todavía estamos lejos de los niveles de producción de petróleo y gas natural de fines del siglo pasado. Tampoco se reflejan aun en las reservas del país.

La incorporación de energías renovables al sistema eléctrico nacional se ha frenado, y muy difícilmente alcancemos el objetivo de la ley 27.191 que establecía que el 20% de la electricidad consumida debía provenir de estas fuentes en 2025, nos quedan dos años o tres, este año la participación estuvo en el 13,2% en el promedio anual y no hay a la vista nuevos proyectos en construcción que permitan ser optimistas, a lo que hay que agregar una completa desorientación en como expandir el sistema de transmisión que permita transportar esa electricidad a los centros de consumo..

En este sentido, el Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi” plantea profundas transformaciones institucionales en el documento de propuestas energéticas a llevar adelante en el periodo 2023-2027 y a posteriori, publicado en agosto de este año, entre los que se destacan: a) en el corto plazo la coordinación entre política energética y económica para abordar los problemas urgentes de la coyuntura, tarifaria y social; b) la elaboración de un Plan Energético Nacional por parte del Estado Nacional y aprobado por el Congreso de la Nación, para fortalecer y dar una dirección a las políticas publicas de largo plazo; c) reevaluar los proyectos de inversión publica en el sector energético que no hayan cumplido con las exigencias de la ley de inversión pública vigente, Nº 24.354, es decir es mandatorio la factibilidad completa de estos proyectos; d) reorientar los subsidios energéticos: un instrumento mal utilizado que nuevamente actúa como un factor distorsionante de la economía nacional, perjudicando además al desarrollo sostenible del sector energético, hacia una herramienta enfocada en los sectores sociales que realmente los necesitan; e) establecer mecanismos de formación de precios racionales para el petróleo y sus derivados, alineados con los precios internacionales en condiciones FOB de exportación desde puertos argentinos, para el gas natural ídem anterior mediante mecanismos de subastas; f) reorganizar completamente el sector eléctrico, comenzando con las funciones que actualmente cumple CAMMESA, devolver a esta empresa su misión original que es la Organismo Encargado del Despacho (OED), a cargo de las transacciones comerciales del sistema; g) terminar con la intervención de los entes reguladores, unificar ambos organismos ENRE y ENARGAS en un único Ente Regulador Nacional de Servicios Públicos, eligiendo a sus autoridades por concurso público y oposición de antecedentes; h) implementar y financiar una política agresiva de eficiencia energética.

Esta larga lista de propuestas también forma parte de los elementos y documentos que las distintas Fundaciones de Juntos por el Cambio están discutiendo actualmente, para incorporar en los planes futuros de gobierno, si llegara el caso.

En síntesis, para el próximo año, en un mundo en ebullición y un país inmerso en su grave crisis económica, no permite soluciones simples y va a requerir un trabajo coordinado, arduo y complejo para poner al país a la altura de nuestras ambiciones. La herencia que deja la actual administración es muy pesada, en tres años han pasado tres secretarios de Energía, decenas de funcionarios, todos con ideas muy distintas, sin un mandato claro y con muy pobres resultados.

* Vicepresidente 2° Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi”

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Energías renovables: el camino hacia un perfil sustentable

Por Gustavo Castagnino *

El sector renovable se presenta como un eje fundamental para el cambio de matriz energético. Indudablemente la transición energética es una de las principales soluciones a la crisis que nos encontramos atravesando a nivel mundial y las energías limpias juegan un papel fundamental en este contexto para continuar avanzando en la mitigación del cambio climático. Es por esto que la energía eólica y solar se vuelven imprescindibles para lograr torcer el rumbo de la crisis ambiental que atravesamos. Sabemos que Argentina es un país con enormes territorios para potenciar los diferentes proyectos energéticos amigable con el medioambiente. En nuestro país, hay más de 5100 MWh de potencia instalada en energías limpias pero el sector renovable aún tiene un largo camino por delante para seguir avanzando con una mayor participación en la matriz energética. 

Por empezar, el gran cuello de botella que hoy atenta contra el crecimiento de las energías limpias tiene que ver con la capacidad de transporte. La red de transporte de energía eléctrica es aquella parte del sistema de suministro eléctrico que se encuentra formada por los elementos necesarios para llevar la energía eléctrica generada en las centrales, hacia los puntos de consumo. Los parques eólicos y solares, por ejemplo, se encuentran alejados de las ciudades por lo que obligatoriamente se requiere un sistema de transporte adecuado para poder conectar la oferta y la demanda. Hoy, esas líneas de transmisión carecen de una mayor tecnología y necesitan ser más confiables y accesibles para funcionar en todo su potencial. 

De acuerdo a nuestro marco regulatorio, la energía proveniente de recursos renovables tiene prioridad de despacho. La energía limpia, incluso, hoy es más competitiva que las convencionales por eso, si nuestra premisa es avanzar a pasos firmes hacia la transición energética y cumplir con las metas de descarbonización propuestas tanto por Argentina como por el Acuerdo de París, son necesarias muchas obras de infraestructura que permitan que la enorme demanda de energías renovables pueda ser alcanzada por la oferta. Por eso es importante que podamos continuar trabajando a nivel nacional en acceso a financiamiento y soluciones concretas para la expansión del sistema de transmisión. Poner el foco en este asunto es fundamental porque de nada sirve aumentar la capacidad de generación limpia si no existe una red eléctrica que pueda llevar la energía a donde esté la demanda en ese momento. 

Por otra parte, es importante que la promoción de energías renovables sea una política pública en las próximas décadas. Los cambios de gobierno no deben generar cambios de políticas bruscas que generen un clima de no inversión por eso es preciso contar con una estabilidad que garantice una mayor penetración de las energías renovables. Esto ha venido ocurriendo con las últimas tres administraciones, desde 2015 en adelante. Asimismo, es importante contar con una articulación entre el sector público y privado que permita incentivar las inversiones y la participación de energías limpias en la matriz energética porque hay muchos actores, como Genneia, que están decididos a seguir haciendo crecer la participación de las renovables y continuar invirtiendo en este importante camino hacia la carbono neutralidad. 

La Conferencia de Partes (COP27) que se llevó a cabo en Egipto en noviembre, no obtuvo los resultados que esperábamos y sabemos que no es un camino sencillo, pero estos últimos años fueron cruciales para la concientización sobre la crisis climática. La responsabilidad asumida por los distintos actores sociales es enorme y las iniciativas ecológicas que favorecen la adopción de un perfil más sustentable ya no parten solamente del compromiso de los consumidores, sino que las empresas están tomando conciencia en este asunto. La agenda de los inversores hoy está guiada por 3 letras: ESG. Los aspectos ambientales, sociales y de gobernanza son de extrema importancia a la hora de definir el perfil de una empresa por eso la demanda corporativa ha crecido exponencialmente y desde Genneia hemos podido observar como durante este año, el sector privado ha asumido el compromiso de cambiar su perfil energético. Es fundamental poder impulsar a las empresas que en materia de sustentabilidad estén comenzando a dar sus primeros pasos. La tendencia es crear entornos más verdes y nosotros, como industria debemos ser empáticos con el contexto que se presenta y ofrecer soluciones concretas que siga estimulando el crecimiento corporativo. 

Entendiendo, entonces, que las energías renovables juegan un papel fundamental en el medioambiente, también representan un pie de apoyo importante para la economía. Recientes estudios llevados a cabo por la Cámara Eólica Argentina (CEA) han demostrado que durante el 2021 la industria eólica generó un ahorro de divisas de USD 800 millones y en el año 2022 fue de USD 3250, lo que fue clave para sustituir importaciones de gas y desarrollar capacidades productivas. En definitiva, incluir las energías renovables durante los últimos años, ha permitido garantizar la seguridad energética incluso durante la peor sequía de la última década. 

El cambio está ocurriendo y las medidas que debemos adoptar deben ser cada vez más rápidas y por ello es preciso que aparezcan herramientas que permitan un proceso viable para poner en acción a los mercados. Desde Genneia, en 10 años generamos un cambio de matriz energética que pocas compañías han dado. Nuestro liderazgo indiscutible en el sector renovable es fruto de la audacia y la inversión de más de 1.100 millones de dólares en los últimos 5 años que nos han permitido posicionarnos como la empresa número 1 en Argentina en energías limpias, en un contexto cada vez más competitivo. Por supuesto que nuestro objetivo para el próximo año es seguir creciendo y ahora encaramos nuevos proyectos por otros 400 millones de dólares más.  Para el 2025 debemos lograr la meta de llegar al 20% de capacidad instalada eléctrica a partir de energía limpia y es necesario seguir trabajando para lograrlo. Es importante entonces, marcos regulatorios y búsqueda de objetivos que nos lleven a una inversión continua en las redes con el propósito de adaptar nuevas tecnologías para cubrir la demanda eléctrica. El futuro es hoy y las energías renovables son fundamentales para la reconversión de la matriz energética mundial y el eje hacia una generación más sustentable. La transición hacia una economía neutra en materia de contaminación ambiental es el único camino que tenemos para torcer el rumbo de la crisis ambiental que nos encontramos atravesando. 

* Director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad|ESG de Genneia

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El transporte eléctrico, un pilar para reforzar los recursos energéticos de Argentina

Por Oscar Dores *

El mundo cambia cada vez más vertiginosamente y no hay dudas de que la tecnología es uno de los pilares fundamentales de las transformaciones que vivimos cotidianamente. Además, la Pandemia de Covid-19 aceleró la implementación global de plataformas y de reformas laborales que, tal vez, se estaban pensando para más adelante.

Esas modificaciones, a veces tildadas de revoluciones, tienen un eje imprescindible sin el cual no podrían llevarse a cabo: la energía.

La energía es el cimiento de todo cambio tecnológico. Y por eso, los países cobijan tanto sus recursos energéticos.

Argentina es, y esto no es ninguna novedad, un país con muchos recursos energéticos. Esto no significa que le sobre: por ejemplo, no es un país petrolero, es un país con petróleo; y pese a que tenemos una gran reserva de gas en nuestro subsuelo, aún no ha podido explotarse en todo su caudal y atender debidamente a todas las regiones del país. 

Por otro lado, en cuanto a energía eléctrica, Argentina goza de una geografía que abre un gran abanico de posibilidades de cara al futuro, desde energía solar a eólica, geotérmica o hídrica. Algunas, ya están siendo explotadas desde hace años de manera muy positiva. No obstante, el país sigue teniendo una matriz energética concentrada en la energía térmica que depende del combustible derivado del petróleo, un combustible caro y no renovable. 

Hacia una nueva matriz

Un mundo que transmuta constante subido a una dinámica que demanda más energía, como por ejemplo la posibilidad de un parque automotor eléctrico, sumado a una matriz poco diversa no es un futuro deseable.

Sí lo es apostar a la diversidad energética, que da muchas más herramientas para satisfacer una demanda energética creciente. Se estima que, en los próximos diez años, la demanda eléctrica podría crecer entre un 30 y un 40 por ciento, lo cual es bueno. Esto implicaría un consumo de potencia de poco más de 10.000 MW al actual, redondeando 38.000 MW. 

Estas cifras deben ser los disparadores de acciones, en concreto de obras, para atender al crecimiento. El aumento de la demanda eléctrica es necesariamente un factor de desarrollo para el país, porque está basado en un consumo que incluye lo domiciliario, lo comercial y lo fabril. 

Para que el país pueda hacer frente a esta demanda sin inconvenientes, debemos actuar hoy. Y no solamente pensando en la infraestructura necesaria para la generación que, desde ya, es clave. Si no también reforzando las redes de transporte en alta tensión que lleva de un punto a otro la energía eléctrica con la calidad y la seguridad necesarias para un consumo satisfactorio.

Las redes de transporte eléctrico en alta tensión son como las autopistas de un país: conectan ciudades y permiten el intercambio de recursos, entre otras muchas cosas. Sin ellas, seríamos regiones aisladas.

Por tanto, con el transporte eléctrico, el Norte puede favorecerse con la energía eléctrica generada en con los parques eólicos del Sur (donde existe un potencial único en el Planeta) o la Patagonia puede beneficiarse de las represas de Cuyo o de la Mesopotamia. A su vez, en los grandes centros urbanos se puede atender a la alta demanda sin perjudicar a los centros económicos regionales y apuntalar la falta de gas natural en zonas donde la red no llega.

Inversiones eficientes

Reforzar el transporte eléctrico no solamente contribuye a tener una matriz energética más diversa y, por ello, más segura y sustentable, sino que, además, permitiría un ahorro económico en las necesarias inversiones y un desarrollo regional más acorde a un país federal, donde deben igualarse las posibilidades de crecimiento de las economías provinciales.

De acuerdo a estudios llevados adelante en el sector eléctrico, invertir para incrementar la red de transporte eléctrico en Alta Tensión permitiría afrontar el crecimiento de la demanda y, a su vez, la radicación de nuevas inversiones en sitios que hoy no están siendo considerados por no existir esta “autopista” que los conecta con el consumo. Pero, fundamentalmente, permitiría hacer despachos más económicos, con el ingreso de generación más eficiente, lo que implica una tarifa más baja en el costo de la energía. 

Con una inversión de 6.800 millones de dólares, se podrían sumar 9.000 km más de Líneas en Alta Tensión (un incremento del 28% en comparación con la red actual), y 16.000 MVA de potencia de transformación (una suba del 42% en relación a la actual). Esto implicaría, además de generar puestos de trabajo temporales y permanentes, una baja en las tarifas que, indirectamente y teniendo en cuenta la carga de subsidios afrontada por el Estado Nacional, finalmente financiarían esas obras. 

Si tenemos en cuenta el Plan Federal Regional III, que destinaría casi 800 mil a este tipo de obras, esa inversión se reduciría a unos 6.000 millones de dólares. 

Argentina puede. Argentina debe. Argentina sólo tiene que decidir.  Otros países no cuentan con recursos, Argentina, sí. Y no sólo recursos naturales sino también recursos humanos. Lograr un mayor desarrollo energético es indiscutidamente mejorar la calidad de vida. Ahora, fomentar inversiones para favorecer a las economías regionales es, sin dudas, apuntar a un país más federal y más justo socialmente.

 *Presidente de GASNEA

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Biojet: la próxima ola de innovación en biocombustibles

Por Agustín Torroba *

Los Combustibles Sostenibles de Aviación (SAF, por sus siglas en inglés), forman parte de la innovación más prometedora para descarbonizar al sector aéreo. En línea con las acciones adoptadas a nivel global, el sector de la aviación ha establecido medidas para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, logrando la neutralidad de carbono a partir del 2020 y apuntando alcanzar cero emisiones netas de CO2 para 2050. Para ello, se han planteado una canasta de medidas, donde SAF representaría el 65 % de la reducción de emisiones al 2050.

Existen nueve rutas tecnológicas aprobadas para producir SAF, siendo aquellas provenientes de materias primas biológicas las más desarrolladas. De allí que los biocombustibles de aviación serán en el corto y mediano plazo la mayor parte del SAF producido y consumido a nivel mundial. 

Las rutas tecnológicas aprobadas bajo norma ASTM, permiten que el mencionado biocombustible de aviación o biojet sea mezclado hasta en un 50 % con el combustible fósil convencional. Actualmente, se están desarrollando pruebas para elevar dicho porcentaje.

¿Por que los biocombustibles de aviación son importantes para Argentina? 

En primer lugar, porque es una tendencia mundial, encabezada por la Organización de Aviación Civil Internacional (OACI), la cual ya tiene muchos Estados nacionales y subnacionales con compromisos asumidos, y será muy difícil que nuestro país quede al margen.

Es especialmente relevante el timming de adopción: por la elevada escala de esta industria, si otros países vecinos se adelantan a forjar plantas de biojet, Argentina podría quedar relegada al haber una capacidad instalada suficiente a nivel regional. De allí la importancia de no “dormirse en los laureles”. 

Contribución al cumplimiento de emisiones cero netas

de carbono para 2050 en aviación

Fuente: IATA (2022)

Adicionalmente, y no menos importante, la única ruta tecnológica desarrollada a escala comercial, se denomina HEFA (Hydroprocessed Esters and Fatty Acids), y utiliza aceites vegetales y grasas como principal materia prima. Argentina, al ser el primer exportador mundial de aceite de soja, cuenta con una posición privilegiada para desarrollar esta industria. Además, otra de las rutas tecnológicas más desarrolladas (en vías de alcanzar la madurez comercial) utiliza al alcohol (la ruta se conoce como alcohol to jet) como principal materia prima. Cabe recordar que Argentina posee una industria desarrollada de bioetanol combustible a base de caña de azúcar y maíz. Industrializando solamente 1,5 millones de toneladas de maíz, de las 30 millones que exporta sin procesamiento, posee un potencial de materias primas destacables a nivel mundial para articular un polo de producción de biojet en base a estas dos materias primas.

Fuente: elaboración propia en base a IATA (2022) y Torroba (2022)

El desafío de descarbonizar el sector aéreo es mayúsculo: de acuerdo a la última resolución de la Asociación del Transporte Aéreo Internacional (IATA), para el 2050 se necesitarán producir 449 millones de metros cúbicos de SAF para cumplir los objetivos previstos. Para dar una dimensión, hoy el mundo produce 165 millones de metros cúbicos de biocombustibles, casi todos con destino al trasporte terrestre (biodiésel y bioetanol). Simplificando el problema: al mundo le llevó 20 años desarrollar una industria de biocombustibles terrestres de 165 millones de metros cúbicos. Ahora, en poco menos de 30 años, deberá construir una industria de casi 3 veces ese tamaño.

Algunos países de la región ya han avanzado en el dictado de marcos normativos y estrategias, mientras que otros han anunciado inversiones para construir plantas de biojet. 

Dado que el biojet será la próxima gran oleada de innovación e inversión en términos de biocombustibles, es importante para nuestro país empezar a trabajar el tema aprovechando las grandes ventajas comparativas en términos de materias primas disponibles y tradición en la producción y consumo de otros biocombustibles.

* Especialista Internacional en Biocombustibles Instituto Interamericano de Cooperación para la Agricultura

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Año mundial  

Por Carolina Sánchez *

Arrancamos un año con el alivio por la victoria de las vacunas sobre el virus pandémico y con expectativas de recuperación económica. No fue evidente que resultáramos muy distintos ni mejores, como algunos esperanzados pregonaban.

Hacia fines de febrero, el mundo era sacudido (no sorprendido) con una operación militar especial rusa para defender la seguridad y la integridad territorial de un territorio cartografiado en Ucrania y autoproclamado ruso. Un hecho que marcó el inicio de una catarata de respuestas diplomáticas y sanciones económicas de corto plazo, con más éxito gestual que práctico, que movió el tablero energético global. 

Cuando Alemania suspendió la certificación del gasoducto Nord Stream 2, reconociendo que la decisión tendría consecuencias en el abastecimiento energético del país, inauguraba una sucesión de decisiones en materia energética en todo el continente. Entre ellas, la reapertura de centrales nucleares, grandes obras para la desgasificación de GNL en puertos del norte, el impulso de las energías renovables y la decisión de construir un corredor de hidrógeno verde (obra que originalmente se había planificado como un gasoducto) entre Portugal, España y Francia.

La situación se propagaba por Europa con medidas tarifarias así como acuerdos comerciales frenéticos antes de la llegada del invierno que ya impuso su gélida presencia.

De la actual crisis energética global, que rememora algunos aspectos de la crisis de los 70s, pero con reverberaciones en temas de seguridad nacional, energética y alimentaria bajo una atmósfera con niveles CO2 que están cambiando el clima, sólo sabemos cómo empezó. Nadie se arriesga a establecer cuándo se logrará un nuevo equilibrio de fuerzas.

Los precios del petróleo alcanzaron niveles altos, pero el gas natural presentó subas récord y se produjeron enormes transferencias de consumidores a productores. Los costos medios de la generación de electricidad aumentaron en un 90% a nivel global explicado por el aumento del precio de los combustibles. 

La suba de los precios amenaza el acceso a la energía. Se estima que unos 75 millones de personas que alcanzaron el acceso reciente a la electricidad podrían perder capacidad de pagarla y mas de 100 millones de personas en el mundo podrían volver a utilizar leña u otra biomasa para cocinar.

Al mismo tiempo, las inversiones en eficiencia energética orientadas a edificios, transporte público e infraestructura para movilidad eléctrica, incrementaron un 16% respecto a 2021 alcanzando los 560 Billones de dólares, lo que la Agencia Internacional de Energía señala como un posible punto de inflexión a partir del cual se esperan mayores negocios.

Mientras tanto, en los 3 primeros trimestres de 2022, se debilitaron los anuncios de nuevos proyectos de inversión pero con diferencias entre países desarrollados y en desarrollo. A nivel global, los flujos de inversiones extranjeras directas hacia las economías desarrolladas fueron un 22% mas bajos en el segundo trimestre (en relación a 2021), con 137 mil millones de dólares estimados en un informe de la UNCTAD. En cambio, en economías emergentes las inversiones  mostraron cierta resiliencia, con un discreto aumento de un 6% respecto al año anterior, alcanzando 220 mil millones de dólares. 

La evolución de las energías renovables, presenta fuertes desafíos e implicancias geopolíticas, respecto a la volatilidad de los precios de la energía de origen fósil, la creciente demanda de minerales críticos y la seguridad energética. Por su parte sobre el seguimiento de casi 1600 medidas financieras gubernamentales de 67 países que hace la Agencia Internacional de Energía, se observa un apoyo financiero sin precedentes a la transición hacia energías limpias y medidas de amortiguamiento del impacto de los precios de los combustibles para los consumidores. Mientras tanto, crece la capacidad de generación renovable, aumenta el empleo en industrias relacionadas y tienden a converger los costos de generación para las fuentes solar fotovoltaica y eólica, siendo la eólica on shore, la de menor costo de generación por kWh.

El último reporte especial de la Agencia Internacional de Energía publicado en noviembre pasado, concluye en la necesidad de reducir las emisiones relacionadas con el uso de carbón como prioridad para cumplir los compromisos del Acuerdo de Paris; el 36% de la energía eléctrica global generada en 2021 provino de este recurso, la segunda fuente después del petróleo. Pero esta prioridad debe lidiar con algunos desafíos: un modesto incremento en el uso de carbón frente al alza de los precios del gas natural con, además, la concentración geográfica de las grandes minas de carbón que lo abastecen y sus efectos locales en el empleo. Hay en el mundo 9000 plantas energéticas basadas en carbón, con una capacidad de 2185 GW, de las cuales el 75% están ubicadas en mercados emergentes y países en desarrollo.

La última cumbre climática, la número 27, dejó más claro el diagnóstico, más explícita la complejidad geopolítica, más amplia la brecha entre lo que se logró en materia de “acción climática” y lo que la “ambición” pretendía y una sensación de “preocupación” y de “no alcanzar” los objetivos planeados. Como aplaudido resultado, un antifebril para los síntomas del problema: las compensaciones por pérdidas y daños a los países perjudicados por el cambio climático. Sabe a poco.

Hacia el final, cerramos con un mundial de futbol en tierras de abundancia y poco apego al recato del consumo energético, pero que por estas tierras gauchas está trayendo mucha alegría… y esperanza de campeón. Lo que viene son más desafíos en seguridad energética (¿una oportunidad para todas las fuentes de energías y el fortalecimiento de los sistemas integrados?  ¿Un impulso para la generación distribuida?), la asequibilidad, la resiliencia frente a la volatilidad de precios de las energías fósiles y la descarbonización. La energía como motor de un mundo cambiante.

* Profesora Titular, Maestría en Gestión Ambiental. Escuela de Negocios. Universidad Católica de Salta.

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Rusia podría disminuir 6% la extracción de crudo en 2023

Moscú podría reducir la extracción de petróleo entre 5 y 6 por ciento a comienzos de 2023 debido a la decisión de la Unión Europea, el G7 y Australia de imponerle a su crudo un tope de 60 dólares.

El objetivo de esta medida occidental es entorpecer los enormes ingresos que obtiene Moscú de vender sus hidrocarburos y disminuir así su capacidad para financiar la intervención militar en Ucrania. “Estamos dispuestos a reducir parcialmente las extracciones. A principios del próximo año nuestra reducción puede ser de entre 500.000 y 700.000 barriles diarios”, dijo el viceprimer ministro ruso, Alexandr Novak, en una entrevista con la cadena Rossia 24.

Las sanciones occidentales afectan al crudo de origen ruso transportado por vía marítima, e implica que solo el petróleo vendido por Moscú a un precio igual o inferior a los 60 dólares puede continuar siendo entregado a los países que impusieron la sanción. Más allá de ese precio, las empresas tendrán prohibido suministrar los servicios que permiten su transporte como el flete o el seguro.

Se espera para la semana que viene un decreto desde Moscú en respuesta a la medida implementada por la Unión Europea.“No perdemos nada por ese tope “, aseguró Vladimir Putin que advirtió que para la economía mundial esto puede tener consecuencias desastrosas y provocar una drástica subida de los precios del crudo.

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La transición de los entes reguladores o los entes reguladores para la transición[1]

Mauricio E. Roitman.

Han transcurrido más de 30 años desde que se crearon las primeras agencias reguladoras energéticas independientes en Latinoamérica. Argentina fue uno de los países líderes en la región en implementar aquel paradigma institucional. Ejemplo de ello fue la creación del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS). La creación de esos reguladores energéticos de jurisdicción nacional obedeció a un contexto particular donde se conjugaron programas de privatización de empresas públicas y de promoción de la iniciativa privada a través de concesiones, tratados internacionales de protección de la inversión extranjera, liberalización y desregulación de mercados, que implementaron varios de los países latinoamericanos en la década de los 90´s y que de alguna manera dio forma a un protocolo de gobernanza regulatoria resumida muy bien por Brown et al. (2006) al que hoy en día podemos llamar ya “paradigma clásico”[1].

Esos desafíos “clásicos” de los reguladores se resumen en diez principios: 1) Independencia; 2) Rendición de cuentas; 3) Transparencia y participación pública; 4) Previsibilidad; 5) Claridad de roles; 6) Integridad y claridad de reglas; 7) Proporcionalidad; 8) Atribuciones necesarias; 9) Características institucionales apropiadas; y 10) Integridad.

Tanto ENRE como ENARGAS alcanzaron maduración operativa y de gestión. Sin embargo, sus capacidades institucionales y la calidad y transparencia del proceso regulatorio se encuentran condicionadas por distintos desafíos, algunos de antigua data que persisten (vinculados al paradigma clásico) y otros nuevos.

La persistencia de problemas clásicos y los nuevos desafíos de la gobernanza regulatoria argentina

En América Latina, la transformación inicial de los sectores regulados fruto de las reformas dio paso, luego de recorridos diversos, a nuevos desafíos de distinto calibre y con dimensiones de complejidad diferentes a las de aquella primera época orientada principalmente a la búsqueda de ganancias de eficiencia (Durand & Pietikäinen, 2020)[3].

Sin embargo, en el caso de Argentina, los problemas macroeconómicos y políticos fueron condicionando de diversa manera la actuación y eficacia de los reguladores en un contexto de una alta injerencia e intervención del poder político en, al menos, los últimos quince años, con un breve periodo de dos años de normalidad institucional. Esas alteraciones macroeconómicas y políticas fueron la excusa por la cual de “batir el parche” por el peligro de la captura del regulador por las empresas reguladas se pasó, sin solución de continuidad, a una lisa y llana captura política del regulador, a la manera de un “botín”.  

Los entes reguladores de energía de Argentina enfrentan en la actualidad desafíos diversos, entre ellos algunos clásicos problemas de la práctica regulatoria post reforma de los años 90’s que habían comenzado a resolverse con la normalización institucional de 2017 y que nuevamente volvió a la transitoriedad irregular con las nuevas intervenciones del año 2020. Estas irregularidades pueden resumirse en las siguientes: a) el grado de autonomía funcional de los reguladores y el respeto de la institucionalidad[4]; b) lo poco “adecuados a su función” que resultan hoy estos organismos[5]; c) el sobredimensionamiento de personal (no idóneo mayormente)[6]; d) la falta de integralidad en la regulación respecto de nuevos ejes transversales y complejos como la transición energética y la revolución digital y de datos; e) el problema del federalismo regulatorio; y f) el grado de transparencia institucional y participación activa. 

Los nuevos de desafíos de los reguladores energéticos argentinos tienen que ver, entre otros con: i) la reducción y simplificación regulatoria; ii) la transformación digital; iii) la regulación basada en evidencia con foco en la innovación y centrada en los servicios al usuario; iv) los incentivos a una regulación sostenible, con foco en la adaptación y mitigación del cambio climático; y v) el acceso y asequibilidad de los servicios públicos.

La literatura de economía de la regulación vinculada a la reforma de los años 90’s en los sectores de servicios públicos, infraestructura y energía de América Latina y, principalmente, aquella que comenzó a analizar el impacto y los resultados de dichas reformas, generalmente ponía énfasis en el concepto de autonomía del regulador como sinónimo de buena gobernanza institucional[7].

La cuestión clave es si la autonomía de los reguladores sigue siendo per se un concepto tan relevante y si esa autonomía debe o no ser balanceada mediante una mayor coordinación entre la administración central del gobierno y los reguladores autónomos[8].

En este punto cabe sopesar, por un lado, la necesidad de pautas objetivas para la regulación que permanezcan más allá de los cambios de administración política (a lo que conduce tal independencia funcional) y, por otro lado, la responsabilidad política que asume el gobierno central por decisiones del regulador autónomo, muchas veces de alto impacto en la vida cotidiana de los ciudadanos, sobre las cuales no tendría mayor intervención. De allí que se imponga una solución que intente compatibilizar ambas circunstancias sin menoscabar la independencia del regulador[9].

En el derecho argentino, se ha sostenido que el artículo 42 de la Constitución Nacional da a los entes de regulación y control una existencia necesaria, de la que derivan sus facultades y su ámbito de autonomía[10]. Si bien esto se sostiene en la doctrina, en la práctica, la discusión sobre la autonomía funcional engloba temas diversos como, por ejemplo, la efectiva independencia del regulador a la hora de disponer de fondos propios o su condicionamiento por parte de algún organismo de la administración central. La realidad regulatoria de Argentina de los últimos años muestra que la autonomía “de jure” no necesariamente implica una autonomía “de facto”, y viceversa. 

Un primer desafío que suelen afrontar los reguladores es la interferencia política en la toma de decisiones técnicas. Algunos (malos) ejemplos en este sentido son las sucesivas intervenciones del gobierno central en los reguladores de electricidad y gas de Argentina para revisar las tarifas bajo un argumento de emergencia (en varias oportunidades) y nombramientos irregulares que no siguieron los procedimientos legales establecidos con muy poca trascendencia e impacto tanto en las asociaciones de usuarios y consumidores, asociaciones empresarias, partidos políticos, en el parlamento y en la prensa, casi naturalizando de esa manera esa práctica institucional anómala[11]. Otro inconveniente casi sistemático y extendido en la región y que afecta también a los reguladores argentinos es el referido a las limitaciones en materia financiera. Si bien a varios de los reguladores se les otorga autarquía financiera “de jure”, ello en la práctica encuentra diversas limitaciones.

Más allá de estos problemas clásicos de menoscabo de la independencia del regulador, un nuevo enfoque del problema apunta a considerar que la coordinación puede ayudar a mejorar su autonomía en la práctica, articulando la gobernanza del regulador a nivel externo, con terceras instituciones, e interno, con miembros de la propia organización.

Adicionalmente, las provincias y el poder legislativo deberían ser aliados importantes a la hora de la construcción y defensa de la autonomía de los reguladores de los posibles abusos de la Administración Central, sobremanera si el Congreso (principalmente el Senado) tiene mayor injerencia en los nombramientos de los directores de los organismos y establece una relación de trabajo e intercambio de información fructífera para ambos, cultivando en la práctica un verdadero federalismo regulatorio.

Por otra parte, una correspondencia entre los instrumentos regulatorios y los objetivos específicos de política ayuda a que los ministerios (o la administración central en general) perciban la contribución efectiva del regulador al logro de los objetivos de la política pública, lo cual desincentiva cualquier posibilidad de interferir en la autonomía del regulador al percibirse que el beneficio de una coordinación efectiva excede largamente cualquier costo de interferencia política.

En efecto, la coordinación genera confianza y, a la vez, crea sinergias que permiten mejorar la gobernanza regulatoria. Agendas regulatorias transversales como la de la transición energética o la transformación digital y de los datos pueden servir para estimular el diálogo, la coordinación y la innovación conjunta entre los reguladores y las autoridades de la administración central. La incorporación de los reguladores a marcos y estándares internacionales de gobernanza como los de OECD también permiten ganar reputación de excelencia y confianza por parte del Ejecutivo, utilizando este último esa opción como una forma de supervisión especializada sobre los Entes.     

Otra posibilidad concreta de coordinación y aprovechamiento de capacidades y conocimientos específicos de cada ente es que el regulador sea una especie de fiscal de la competencia frente al organismo responsable de esa política, Comisión o Tribunal Nacional de Defensa de la Competencia, para el mejor funcionamiento y monitoreo de los mercados potencialmente competitivos vinculados a la actividad regulada.

Una agenda para la mejora regulatoria en Argentina de cara a 2023

Las recomendaciones para la mejora de la gobernanza regulatoria en Argentina incluyen necesariamente medidas que apuntan a resolver los problemas clásicos y los nuevos desafíos de los reguladores, a saber: i) fusión del ENRE y el ENARGAS en un solo regulador de jurisdicción federal, teniendo en cuenta tendencias de la industria energética (Ej.: transición energética, digitalización, etc.) a la manera de OFGEM (GB) y FERC (EE.UU.) y aprovechando las iniciativas de las últimas dos administraciones de descentralizar la regulación de la distribución eléctrica de jurisdicción aun federal (AMBA); ii) reformas pendientes de primera generación, con desintegración vertical sin excepciones; iii) reformas de segunda generación, en la última milla de los servicios públicos con énfasis en la competencia y en la digitalización del servicio[12]; iv) adecuación de la planta óptima de personal y creación de la carrera administrativa del nuevo regulador energético federal; v) modificaciones legales de los marcos regulatorios para que el Congreso deba aprobar explícita y formalmente la designación y remoción del Presidente, Vicepresidente y demás directores de los reguladores, previo concurso, propuesta de terna y elevación por parte del Poder Ejecutivo Nacional con flexibilidad para que cada nueva administración política pueda reasignar las funciones de Presidente y Vicepresidente sin alterar la composición del directorio del nuevo organismo; vi) modificaciones legales para que el nuevo regulador federal tenga atribuciones como fiscal especializado con foco en los mercados potencialmente competitivos del área energética; vii) modificaciones al mecanismo de financiamiento del nuevo regulador para permitir que sus fondos no ingresen al Sistema de Cuenta Única del Tesoro, ni puedan ser objeto de limitaciones en su normal proceso de ejecución presupuestaria; viii) simplificación administrativa y digitalización completa del organismo; ix) establecimiento de protocolos para una adecuada coordinación con otros organismos; x) procesos más transparentes, datos abiertos y participación activa de los grupos de interés; xi) trabajo continuo de perfeccionamiento y simplificación de las regulaciones y de la productividad e innovación de la industria que regula; xii) uso de herramientas de analítica de datos, protegiendo la privacidad de los usuarios; xiii) regulaciones basadas en evidencia y centradas en el usuario, utilizando herramientas y modelos de gestión regulatoria ágiles e innovadores; y xiv) un manejo reputacional cuidadoso, acorde con una adecuada y moderna comunicación institucional.

El próximo año 2023, especialmente a partir del nuevo período de gobierno que comenzará en diciembre, puede ser una gran oportunidad para construir un nuevo y mejor regulador para la transición energética.  

* Ex presidente (por concurso) del ENARGAS (2018-2020). Director adjunto de la Maestría en Desarrollo Energético Sustentable del ITBA.  

[1] Un antecedente que detalla varios de los argumentos expuestos en este artículo derivan de los siguientes trabajos:

Roitman, Mauricio E., Calle, Jean P. & López Azumendi, S., (2021), “El derrotero de las agencias regulatorias en américa latina y el caribe: en busca de la gobernanza efectiva”, trabajo realizado para CAF, Mimeo, 16 de septiembre de 2021.

Roitman, Mauricio E. & Valdéz, Marcela P., (2022), Agencias regulatorias para la transición energética: la necesaria reforma de los reguladores energéticos argentinos, XVI Congreso Iberoamericano de Regulación, “Regulación en tiempos de cambio: desafíos y propuestas”, 2-3-4 de noviembre, Lima, Perú.

[2] Brown, A. C., Stern, J., & Tenenbaum, B. (2006), “Handbook for evaluating infrastructure regulatory systems”, (with Defne Gencer), The World Bank. 

[3] Durand, A. & A. Pietikäinen (2020), “The governance of regulators in Latin America: Evidence from the 2018 Indicators on the governance of sector regulators”, OECD Regulatory Policy Working Papers, No. 13, OECD Publishing, Paris, https://doi.org/10.1787/0e9705e3-en.

[4] El ENARGAS estuvo intervenido por el PEN 13 de los últimos 15 años.

[5] Según informe del JGM al Congreso, mientras el ENRE pasó de un crédito vigente de presupuesto de $ 788.360.454 en 2019 a $1.465.858.800 en 2022 (+85,9 %), el ENARGAS pasó de $1.379.682.252 en 2019 a $ 5.348.067.114 en 2022 (+287,6 %).

[6] Según informe del JGM al Congreso, mientras el ENRE pasó de 403 empleados en 2019 a 413 en 2022 (+2,5 %), el ENARGAS pasó de 413 en 2019 a 586 personas en 2022 (+41,9 %, a septiembre de 2021). Hoy en día, la página web del organismo directamente no informa cuantos empleados prestan servicio.

[7] Esta discusión regulatoria toma elementos teóricos de la discusión sobre autonomía de los Bancos Centrales según Trillas (2010).

[8] Al referirnos a autonomía en este documento se lo hace en el sentido de autonomía funcional, no constitucional.

[9] Respecto de este contrapunto resulta interesante analizar, respecto de la independencia: “El Estado Neutral. Contribución al Estudio de las Administraciones Independientes” de José Manuel Sala Arquer, Revista Española de Derecho Administrativo N°42 y sobre la responsabilidad política: “Las Agencias Independientes: un análisis desde la perspectiva jurídico constitucional” de Juan María Bilbao Ubillos, https://www.boe.es/biblioteca_juridica/anuarios_derecho/abrir_pdf.php?id=ANU-A-1999-10016300182.

[10] Reiriz, María Graciela “Autoridades Administrativas Independientes para la regulación y control de los servicios públicos” en libro colectivo en homenaje al Dr. Agustín Gordillo.

[11] https://www.ariae.org/file/3673/download; https://acij.org.ar/el-directorio-del-enargas-fue-designado-de-modo-irregular-infocivica-2/  

[12] López Azumendi, S., & Roitman, M. (2022 February 10). “Estados ágiles en América Latina: la transformación digital de los reguladores económicos”. Caracas: CAF. Retrieved from http://cafscioteca.azurewebsites.net/handle/123456789/1873

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El año 2022, de complejidaden el mercado energético mundial

Por Guillermo Nielsen *

El año 2022 ha estado pródigo en cuestiones que han afectado al mercado internacional de energía, que vale la pena reseñar aquí para tratar de identificar las fuerzas que pueden continuar influenciando las futuras formas del mercado afectando la capacidad exportadora de energía de nuestro país.

En una primer enumeración se destacan dos aspectos de importancia contradictoria. Por un lado la tendencia a la descarbonización de distintas actividades industriales e incluso agropecuarias, causal del deterioro global del downstream petrolero por la baja inversión en años anteriores.

Por otro lado, la invasión rusa a Ucrania y sus consecuencias comerciales, constituye el segundo lugar en esta enumeración por su impacto geopolítico que llevó a varios reagrupamientos cuyas consecuencias han sido una fragmentación sin precedentes del mercado energético mundial.

La prédica en favor de la descarbonización, que es sin duda necesaria por el cambio climático, tiene el problema de que está fundamentados en niveles de desconocimiento importantes sobre la relación entre la economía de la energía y la eliminación de la pobreza.

La descarbonización debería ser discutida con sensatez sin caer en posiciones extremas. Las conferencias internacionales sobre cambio climático conocidos como Cop 26 (Glasgow) y Cop 27 (Sharm el Sheik) son hitos en la discusión internacional sobre descarbonización.

Pero lo más preocupante para un país como la Argentina, que apenas ha desarrollado la infraestructura necesaria para la puesta en mercado del yacimiento de Vaca Muerta, es la Glasgow Financial Aliance for Net Zero (Gfanz), que apunta a limitar severamente los recursos del sector financiero al sector energético tradicional.

Gfanz es un paraguas de más de 550 instituciones financieras internacionales y de proveedores de servicios dispuestos a implementar el objetivo de financiación de proyectos con “emisión cero” para el año 2050, apartándose a la vez de la financiación de los proyectos energéticos tradicionales. Esta agrupación está coliderada por el Ex Presidente del Banco de Inglaterra Mark Carney, y el filantropista y empresario Michael Bloomberg.

La baja en las inversiones en la actualización del downstream petrolero en el mundo tiene que ver en buena medida con la decisión de la comunidad inversora de
alejarse de las inversiones en el sector energético, cuando en realidad estas inversiones con el marco regulatorio adecuado podrían ser un factor constructivo en un sendero de descarbonización global, que como muestran los desarrollos de este año debe ser gradual, y sobre todo racional.

No se debería descartar realizar inversiones en refinerías de última generación, que son menos contaminantes, ya que muchos países no se encuentran en condiciona técnicas de realizar un recambio abrupto en el corto plazo de su parque automotor. Este sería un modo pragmático y eficiente de avanzar en la disminución de emisiones, contribuyendo con la transición energética y teniendo en cuenta los plazos prolongados que toma la inversión en infraestructura energética.

Se estima que las ventas de vehículos eléctricos (VE) van a aumentar em forma significativa a medida que los costos de construcción de los VE bajen, y que más modelos de VE lleguen al mercado. Se pronostica que las ventas de los VE van a crecer de 6,6 millones en 2021, a 35,7 millones en el 2030. Se espera que reemplazaran 4mb/d de gasolina y diesel de la demanda de combustibles al final de la década.

La invasión a Ucrania: El boicot a los productos energéticos rusos llevó al aumento del precio del petróleo y del gas causando que los EEUU realizasen un viraje importante en su política hacia medio oriente, y también hacia Venezuela. Rusia era el mayor exportador de fuel-oil y de combustibles pesados, y las sanciones han desplazado casi 3 mb/d de productos para los que no es fácil la reasignación de demanda. Además, las exportaciones de productos petroleros chinos bajaron un 30 % respecto de los niveles en 2019, porque el gobierno tomó la decisión de darle prioridad a su mercado interno.

La posición estadounidense de los últimos meses se formó a partir de la creencia inicial que suponía que las condiciones de turbulencia en el mercado petrolero mundial podrían afectar los resultados de las elecciones de mitad de mandato en los EEUU, cosa que no ocurrió.

En efecto, el galón de gasolina a unos cinco dólares en el mercado americano, seguramente pudo tener algún impacto en los electores, pero antes que nada sirvió para reconsiderar dentro del gobierno americano la relación entre los EEUU y Arabia Saudita, y las gestiones presidenciales sirvieron para dejar en claro un nivel de independencia en la toma de decisiones de este último país que hubiese sido impensable años atrás.

Cuando Biden llegó a la reunión de los países del Golfo en la ciudad de Jeddah en junio de este año fue recibido por el Príncipe Regente Saudí Mohammed bin Salmán, a
quien había criticado duramente en su campaña electoral.

Su presencia allí tuvo como objetivo solicitar que los países productores de petróleo aumentasen su producción de crudo para bajar los precios de la gasolina en el mercado
estadounidense. Este pedido no tuvo el resultado esperado. Por el contrario, en la reunión de OPEP+ que se llevó a cabo después, el 3 de Agosto, se decidió una reducción de la producción. La posición saudí fue reflejada en la declaración del Príncipe Faisal bin Farhan, Ministro de Relaciones exteriores del Reino, quien señaló: “Nosotros no vemos falta de crudo en el mercado; hay una falta de capacidad de refinación“.

Efectivamente, el International Energy Forum estima que la capacidad de refinado mundial declinó por primera vez en veinte años en el 2020, volviendo a disminuir
en el 2021, por la disminución del margen de refino por la pandemia, y por la aceleración del cierre de refinerías motivadas por conversiones a biocombustibles. Un record de 3,8 millones de barriles diarios (mb/d) de capacidad de destilación cerraron entre el 2020 y mediados de este año.

Yendo a nuestros recursos, el contexto internacional antes descripto muestra que el plazo temporal con el que se miraba el desarrollo de Vaca Muerta hacia adelante unos quince años atrás, se ha acortado considerablemente.

La nueva situación de “alergia” al desarrollo de hidrocarburos en el mercado financiero internacional, ha de requerir una tarea de diplomacia financiera reforzada que permita conseguir los cuantiosos recursos que permitan la explotación plena de Vaca Muerta.

Ante todo, será necesario un nuevo marco regulatorio que tendrá que apuntar tanto a la atracción de una mayor inversión extranjera directa, como a la facilitación del endeudamiento internacional para los grupos nacionales que estén en condiciones de encarar actividades en Vaca Muerta. No es una tarea sencilla, pero es realizable aplicando inteligencia y conocimiento de los mercados, tanto financieros como de los energéticos.

* Economista, Embajador en Arabia Saudita. Ex presidente de YPF, ex Secretario de Finanzas 2002-2005

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Massa encabezó la adjudicación a 12 empresas de las ofertas del Plan Gas Ar Rondas 4 y 5

El Ministro de Economía, Sergio Massa, y la Secretaría de Energía de la Nación, Flavia Royon, encabezaron el acto de adjudicación de las ofertas del Plan Gas Ar correspondientes a las Rondas 4 y 5, que extienden hasta 2028 los compromisos de suministro del volumen diario de gas natural adjudicados a las productoras en las rondas previas, y aquellas que garantizan el llenado del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner a partir de mediados de 2023. Un total de 12 empresas resultaron adjudicatarias.

Durante el acto realizado en el Centro Cultural Kirchner, el ministro Massa destacó que “la decisión de inversión de cada una de las compañías (para incrementar producción y abasto) pone a la Argentina frente a la oportunidad más grande de construir orden fiscal sobre la base de haber alineado un recurso estratégico, inversión privada, e incentivos del sector público”.

El funcionario destacó además la importancia del Plan Gas Ar en materia de reducción de importaciones y luego en incremento de exportaciones: “Lo más importante que producirá este programa es el cambio en la matriz del Producto Bruto Interno de la Argentina. En el 2026, si seguimos adelante con este programa, las exportaciones del sector hidrocarburos van a llegar a pesar en nuestras reservas y en nuestra balanza comercial lo mismo que pesa todo el complejo soja”, afirmó.

En el mismo sentido, la Secretaria de Energía expresó: “el Plan Gas nos permite asegurar el autoabastecimiento interno a precios competitivos para todos los argentinos y para la producción industrial, fomentando el desarrollo federal con agregado de valor nacional”.

De esta forma, se prevé que para el próximo año el Plan Gas posibilitará un ahorro de subsidios de 2.200 millones de dólares, así como también un ahorro de divisas de 3.500 millones de dólares. Por consiguiente, teniendo en cuenta todo el periodo del 2023 al 2028, el ahorro total alcanzará los 46.500 millones de dólares, describió Royón.

La Secretaria de Energía destacó además que: “estamos en condiciones de reforzar los compromisos de exportación de hidrocarburos a la región profundizando la integración energética con los países limítrofes”.

Las empresas que resultaron adjudicatarias de las Rondas 4 y 5 del Plan Gas Ar fueron: YPF, Shell, Pampa Energía, PAE, CGC, Pluspetrol, Tecpetrol, Total, Exxon Mobil, Petrobras, Vista y Wintershall Dea.

Del encuentro que se llevó a cabo en el CCK también participaron gobernadores y funcionarios de las provincias productoras de hidrocarburos, empresarios y dirigentes sindicales del sector.

En el transcurso del acto también expusieron el Gobernador de Chubut, Mariano Arcioni; en forma virtual el Gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez; y el CEO de PAE, Marcos Bulgheroni.

Gutierrez expresó que “así como hemos logrado el autoabastecimiento en materia de petróleo, se están plantando con la debida anticipación las obras de infraestructura que permiten ir en busca del autoabastecimiento en materia de gas hacia los años 2024-2025. Ello, nos permite además consolidar nuestra salida al mundo generando divisas por exportación”, agregó.

Mariano Arcioni, celebró “que con nuestro gas podamos llenar el gasoducto (GPNK) y que la industria hidrocarburífera tenga los incentivos que permitan construir la Argentina del futuro”.

Por su parte, el CEO de PAE, Marcos Bulgheroni, refirió que “la decisión de encauzar la licitación de volúmenes entre los productores de gas fue un éxito tanto para el país como para la industria”, y agregó que los resultados “reflejan una forma virtuosa de trabajar entre el sector público y el privado. Desde la Secretaría trabajaron mucho para entender cuáles eran las necesidades de la industria para poder invertir, y después competimos, y esa es para mí la mejor forma para poder tener los resultados que obtuvimos”.

El empresario destacó que: “el Plan Gas 4 y 5 representó casi 100 millones de metros cúbicos día, y resultó en un precio promedio de 3,50 dólares el millón de BTU que es casi 10 veces menos que lo que hoy podemos comprar en el mercado internacional de GNL, lo cual considero es una buena señal para Argentina”.

Estuvieron también presentes en el encuentro: el Presidente de Enarsa, Agustin Gerez; el ex Secretario de Energía, Dario Martínez; el Subsecretario de Hidrocarburos, Federico Bernal; el Secretario de Industria y Desarrollo Productivo, Jose Ignacio de Mendiguren y la Ministra de Producción de la provincia de Santa Cruz, Silvina Córdoba.

El sector empresario estuvo integrado por el Presidente de YPF, Pablo Gonzalez; el Presidente de Compañía General de Combustibles (CGC), Hugo Eurnekian; el Presidente de Pampa Energía, Marcelo Mindlin; el Director General de Total Energies, Javier Rielo; el CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous; el Gerente Comercial de Vista Oil Gas, Francisco Villamil; el Gerente de Desarrollo Comercial de Pluspetrol, Sergio Cavallin; el Gerente de Asuntos Públicos de ExxonMoobil, Matias Szapiro; el Director General de Wintershall Dea, Manfred Boeckmann; y el Director Comercial de Shell, Julio Ledesma Padilla.

Con respecto a los resultados del concurso, la semana pasada en la Secretaría de Energía se recibieron ofertas que casi duplicaron el total solicitado, con precios muy por debajo de los máximos previstos. También se recibieron ofertas por más de 45 MMm3/día para el llenado del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, más del doble de la capacidad que se prevé habilitar a principios de 2024.

En materia de precios se logró mantener el precio del Plan Gas.Ar 20/24 hasta el 2028 para el gas de base. Respecto del gas de invierno (picos de consumo), el precio de los primeros 14 MMm3/día registró ofertas por 3,9 USD/MMBTU, lo que resulta 43 % menor al tope licitado y 8 % ligeramente superior a los actuales picos invernales. De esta manera, los primeros 14 MMm3/día incrementales se abaratan 17 por ciento respecto del tope licitado, y 20 centavos (6 % menos) respecto a Plan Gas.Ar 20/24.

En cuanto a la extensión de los volúmenes, se recibieron ofertas por el 98 % de lo ya adjudicado, y con menos de un centavo de dólar de diferencia (3,54 USD/MMBTU). Se logró mantener el precio de adjudicación de fines de 2020 hasta el 2028, en el marco de un complejo escenario internacional.

Con respecto al llenado del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner se recibieron ofertas por casi 18 MMm3/día a un precio promedio de 3,3 USD/MMBTU para los primeros 14 MMm3/d, esto es un valor 17 % inferior respecto del precio tope del concurso y 20 centavos de dólar menos que los volúmenes planos ya adjudicados en las primeras Rondas del Plan, se destacó.

Para el período del pico invernal el Concurso demandaba 14 MMm3/día y las ofertas recibidas alcanzaron casi los 28 MMm3/día con un precio promedio de 3,9 USD/MMBTU para los primeros 14 MMm3/d, con un descuento del 43 % respecto del precio tope.

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Royon en el CFE: Hacia una “transición energética justa y sostenible”

La Secretaria de Energía, Flavia Royón, sostuvo que “a la par que avanzamos en el cumplimiento de nuestros compromisos ambientales, asumidos en ámbitos internacionales, debemos pensar una transición justa y sostenible mediante un sendero de descarbonización de nuestra actual matriz energética que sea acorde a nuestras posibilidades macroeconómicas, y que tome en cuenta nuestro contexto social”.

Con la presencia de las máximas autoridades provinciales del sector energético se realizó en el Centro Cultural Kirchner un nuevo encuentro del Consejo Federal de Energía (CFE), un órgano consultivo que permite articular políticas de Estado en materia de eficiencia y transición energética en el ámbito federal.

La secretaria Royon abrió la jornada de trabajo del Consejo Federal de Energía y en ese marco anunció el lanzamiento del Programa de Gobernanza para el desarrollo del Plan Nacional de Transición Energética Justa y Sostenible.

La secretaria propuso a los representantes del CFE una hoja de ruta con ejes precisos: el desarrollo integral del sector eléctrico a mediano plazo, que incorpore el rol de la eficiencia energética, la sostenibilidad financiera y la sustitución de generación forzada por fuentes renovables.

Cabe destacar que, de acuerdo con las estadísticas elaboradas por la Secretaría de Energía, la presencia de la generación renovable muestra una tendencia creciente, ya que el sector en su conjunto logró un abastecimiento promedio acumulado de la demanda eléctrica de 17,8%.

“El desarrollo de las energías renovables implica una doble dimensión estratégica: la incorporación de las fuentes limpias a la matriz nacional y la significación federal que contiene, ya que posibilita a las distintas regiones del país insertarse en la producción de energía a partir de sus características geográficas particulares” destacó Royon.

En relación con el proceso de descarbonización, afirmó: “Debemos federalizar el desarrollo energético y consensuar un plan sostenible que tenga en cuanta al gas como vector para la transición energética”.

Royon insistió en que esta situación “hace que podamos y debamos transformar los desafíos en oportunidades que nos permitan impulsar un crecimiento sostenible con inclusión social, al mismo tiempo que alcanzar el autoabastecimiento energético y saldos exportables para los países de la región y del mundo”.

Como parte de las iniciativas destinadas a la planificación integral del sector energético en el conjunto del territorio nacional, la secretaria adelantó que “La semana entrante la Secretaría de Energía publicará los lineamientos para el desarrollo integral del sector eléctrico a mediano plazo, que proponen enfocarse en cinco ejes temáticos: la eficiencia energética, la generación y transmisión, el fortalecimiento de las redes de distribución, la segmentación tarifaria y la sostenibilidad financiera del sector”.

En su presentación ante el CFE, además de anunciar que en el año próximo la Secretaría presentará ante el Congreso Nacional un Proyecto de Ley de Eficiencia Energética, Royon hizo hincapié en que la sostenibilidad del sistema energético en su conjunto requiere afianzar el sendero de segmentación de los subsidios a las tarifas de luz y gas.

Al respecto, explicó: “nuestro gobierno tiene bien en claro que la energía es un derecho humano, y como tal debe ser garantizado a todas las familias. Por ello dispusimos una segmentación que apunta a revisar la incidencia distributiva de los subsidios y diferenciar entre los usuarios de ingresos altos, medios y bajos. Entendemos que este mecanismo le permite al Estado cuidar a la población vulnerable”.

La secretaria adelantó que “en 2023 mantendremos los criterios para la actualización del PEST y PIST, buscando obtener tarifas justas y responsables” y convocó a los integrantes del Consejo a “continuar profundizando la colaboración entre la Nación y las distintas jurisdicciones provinciales para avanzar en el plan de segmentación”.

Al cierre de su exposición, la secretaria recordó que, mientras se avanza a paso firme hacia la inauguración del primer tramo del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner para junio de 2023, el Estado Nacional consiguió la asistencia financiera del Banco Nacional de Desarrollo de Brasil (BNDES) y de la CAF, quienes aportaran respectivamente U$S 689 y U$S 540 millones, respectivamente.

En el encuentro, el subsecretario de Energía Eléctrica, Santiago Yanotti, presentó los lineamientos del Plan Nacional de Expansión del Transporte Eléctrico 2035, donde se propone sumar 11.800 km de líneas y 16. 000 MVA de potencia de transformación. Estas cifras se proyectan como un incremento del 36 % sobre la actual capacidad del sistema de transporte hacia el año 2035.

Yanotti valoró la existencia del CFE como “un espacio importante que nos permite definir el camino a seguir en materia de planificación de nuestra matriz energética”.

A su vez, definió al Plan como “una serie de obras prioritarias que se distribuyen a lo largo de todo el país y que apuntan a mejorar el alcance y la calidad de la energía eléctrica a nivel federal”. Y agregó: “Con este Plan cumpliremos el objetivo de reducir el volumen de interrupciones de servicio y permitiremos el ingreso de un 42 % más de generación eficiente al sistema”.

Asimismo, las autoridades y representantes de cada provincia en el CFE realizaron una exposición acerca del estado de su matriz energética y de los objetivos trazados para hacer de la energía un vector de desarrollo del entramado económico y social de cada distrito.

Entre los expositores se contó con la presencia de los representantes provinciales: Gastón Ghioni (Buenos Aires); Alberto Kozicki, Lucas Zampieri y Máximo Ramírez (Catamarca); Walter Ramírez (Chaco); Martín Cerda y Gustavo Aguilera (Chubut); Fabián López y Luis Giovine (Córdoba); Arturo Busso, Hugo Lescano y Pablo Cuenca (Corrientes); Silvina Guerra (Entre Ríos); Victor Hugo Matwiejuk y Guillermo Capadoro (Formosa); María de los Angeles Roveda (La Pampa); Alfredo Pedrali y Ariel Parmigiani (La Rioja); Pablo Magistocchi (Mendoza); Paolo Quintana y Ricardo Welbatch (Misiones); Alejandro Monteiro y Francisco Zambón (Neuquén); Andrea Confini (Río Negro); Jorge Giubergia, Martín de los Ríos y Romina Sassarini (Salta); Agostina Brezzo (San Luis); Nicolás Michudis y Matías Kalmus (Santa Cruz); Erika Gonnet, Carlos Maina (Santa Fe), Ivan Piascik (Santa Fe); Luis Hernández (Santiago del Estero); Alejandro Aguirre (Tierra del Fuego); Marcelo Caponio y Edgardo Bertini (Tucumán).

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YPF-Universidad John Hopkins y la transición energética

El presidente de YPF, Pablo González, y el director ejecutivo del SSEI (Student Services Excellence Initiative) de la John Hopkins University, James Aumiller, firmaron un convenio marco de cooperación para avanzar en la investigación conjunta en temas vinculados con la transición energética.

YPF y la Universidad trabajarán en cuatro grandes temáticas clave: nuevos materiales para baterías de litio, transporte de hidrógeno en redes de gas, almacenamiento de dióxido de carbono y extracción directa de litio.

La compañía de energía instrumentará los proyectos de investigación a través de YTEC, la empresa de base tecnológica que lidera en conjunto con CONICET.

“Este convenio para nosotros es muy importante. Por los desafíos globales para la transición energética que afrontaremos juntos y por el modelo asociativo para los proyectos de investigación que instrumentaremos a través de Y-TEC”, señaló González durante la firma.

Este convenio es resultado de una jornada de trabajo que González tuvo en septiembre
pasado con profesores de diversas áreas de ciencias relacionadas con la industria energética en la Universidad. En esa oportunidad, el presidente de YPF presentó la compañía, sus empresas participadas y sus proyectos con foco en la sustentabilidad y las inversiones realizadas en energías renovables.

La John Hopkins University fue fundada en 1876 en Baltimore, Estados Unidos, y está considerada una de las instituciones académicas y de investigación más importantes del mundo.

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Chile inicia primer envío de energía renovable a Argentina a través de la línea de transmisión de AES Andes

Tras superar las pruebas de energización, el país comenzó durante el fin de semana con la exportación mediante InterAndes, que une las subestaciones Andes en territorio
nacional con Cobos en el país trasandino.

Durante el fin de semana, Chile concretó las primeras exportaciones de energía renovable hacia Argentina, a través de la línea de interconexión eléctrica Interandes
que es propiedad de AES Andes. El hecho se enmarca en el anuncio realizado en noviembre pasado por los titulares de Energía de Chile y Argentina, Diego Pardow, y Flavia Royón, respectivamente, junto a altos ejecutivos de AES.

El primer envío de energía renovable en la historia de nuestro país desde Chile a Argentina se produjo el sábado (17/12/22) y alcanzó los 75 MW, mientras el domingo la exportación llegó a 70 MW.

En los días previos se realizaron exitosas pruebas de energización en vacío y de inyección de energía desde la subestación Andes en Chile hasta la subestación Puna en Argentina, las que fueron aprobadas por el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN).
Javier Dib, CEO de AES Andes, explicó que “comienza una nueva historia en nuestra relación energética con Argentina. El hito que hemos logrado nos llena de orgullo y da cuenta que las interconexiones internacionales son posibles y efectivas”.
Dib agregó que gracias a esta exportación se evitó que aproximadamente 75 MW por día se vertieran desde el sistema eléctrico.

SOBRE EL ACUERDO

El acuerdo establece que los sistemas eléctricos no operarán sincronizados, sino que se
destinarán componentes de generación en forma aislada eléctricamente.
Serán intercambios de oportunidad económica, los que serán interrumpibles en caso de que los operadores de red de los respectivos países lo consideren necesario.

Chile podrá enviar durante el día energía a Argentina, este país de acuerdos a sus condiciones, podría hacerlo durante la noche. Los envíos de energía se realizan través de la línea de transmisión de 345 kV de AES Andes, que se extiende por 409 kilómetros entre la subestación Andes en Chile (Región de Antofagasta) y la subestación Cobos en Argentina (Salta). Este enlace servirá también de respaldo en caso de presentarse contingencias eléctricas, mejorando la resiliencia en ambos sistemas.

ACERCA DE AES ANDES

AES Andes genera y vende energía en Chile, Colombia y Argentina con la misión de acelerar el futuro de la energía, juntos. La Compañía opera 5.101 MW en la región junto con una amplia cartera de proyectos de energía renovable en desarrollo. La compañía es una de las principalesempresas generadoras de la región, con un portafolio diversificado que incluye centrales hidroeléctricas, eólicas, solares, de almacenamiento de energía, biomasa, gas y carbón.

En Chile, AES Andes posee y opera 3.356 MW, compuesto por 2.129 MW termoeléctricos, 771 MW hidroeléctricos, 277 MW eólicos, 104 MW solares fotovoltaicos y 13 MW de biomasa, además de 62 MW de baterías de almacenamiento de energía, plantas desalinizadoras de agua de mar, líneas de transmisión y gasoductos en Chile. La compañía también posee plantas hidroeléctricas y solares en Colombia con una capacidad total de 1.102 MW y una planta de ciclo combinado de gas natural en Argentina, con una capacidad instalada de 643 MW. AES Andes es propiedad en un 99% de The AES Corporation.

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Siemens Energy comenzó a producir combustibles sintéticos neutro en CO2

Junto con HIF Global, Porsche y otros socios, Siemens Energy producirá a escala industrial combustible neutro en CO2 a partir de energía eólica y agua. Una certificación demostrará la sostenibilidad del combustible producido.

La producción de los primeros litros de combustibles sintéticos ocurrió el 20 de diciembre en Haru Oni, la primera planta totalmente integrada del mundo. Ubicada cerca de Punta Arenas -al sur de Chile-, producirá hidrógeno verde a partir de energía eólica y agua, luego metanol a partir de CO2  capturado, y finalmente gasolina neutra en carbono.

Siemens Energy diseñó esta planta piloto de HIF Global, y es responsable de la integración del sistema a lo largo de toda la cadena de valor.

La producción de eFuels será un componente decisivo en la descarbonización del sector del transporte, especialmente para aquellas áreas que son difíciles o no se pueden electrificar, como el transporte marítimo, el tráfico aéreo o los automóviles con motores de combustión interna.

Anne-Laure de Chammard, miembro de la Junta Directiva Global de Siemens Energy destacó: “El proyecto Haru Oni tiene como objetivo demostrar que los eFuels pueden comercializarse en grandes cantidades y a precios competitivos. Sienta las bases para llevar energía verde a áreas que aún dependen en gran medida de los combustibles fósiles. Esta es la clave para alcanzar los objetivos climáticos del sector del transporte”.

La planta en la región de Magallanes estará totalmente terminada en marzo de 2023, en menos de dos años de construcción.

El hidrógeno, que es la base de la síntesis del combustible, se produce con un electrolizador de Siemens Energy y un aerogenerador proveniente de Siemens Gamesa.

El gran desafío del proyecto fue combinar los pasos del proceso para fabricar combustibles sintéticos que anteriormente solo se habían probado individualmente, y coordinarlos en una cadena de producción por primera vez de una manera eficiente y sin problemas.

Se espera producir 130.000 litros de e-Fuel al año para el 2023. Después de la fase inicial, el proyecto se ampliará aún más: a mediados de la década, se espera que la capacidad de producción aumente a 55 millones de litros por año. Un par de años después, se prevé que la capacidad anual sea de 550 millones.

El proyecto impulsará el potencial de las energías renovables en la Patagonia austral para la economía del hidrógeno y colaborará con la transición energética en Europa y en todo el mundo.

La región ofrece hasta 6.000 horas de funcionamiento a plena carga para generar electricidad verde, alrededor de tres veces la cantidad disponible en Europa. Haru Oni está haciendo un trabajo que puede ser un modelo a seguir para muchas otras regiones. La iniciativa cuenta además con el apoyo del Ministerio Federal de Asuntos Económicos y Protección del Clima de Alemania.

En 2020, Haru Oni fue el primer proyecto de hidrógeno financiado como parte de la Estrategia Nacional de Hidrógeno en ese país. Este proyecto utilizará por primera vez la solución Clean Energy Certification; desarrollada por TÜV Süd y la Agencia Alemana de Energía DENA, junto con Siemens Energy.

Este certificado digital demuestra de forma fehaciente si un producto merece ser considerado verde. Para este propósito, la huella de CO 2 se documentará a lo largo de toda la cadena de producción, en este caso desde la turbina eólica hasta la carga del combustible en el tanque.

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Avanza la maquinización de la Central Aña Cuá

Con la presencia del Director Ejecutivo de la EBY, Fernando De Vido y el Gerente de Aña Cuá, Darío Jara, se colocaron las últimas 2 narices de pila en la futura Casa de Máquinas de la central hidroeléctrica. La tarea contó además con la presencia del Jefe de Obras, Julio Mendoza y demás autoridades de ambas márgenes.

Las 6 narices de pila que van en las 3 unidades generadoras, ya se encuentran en la Casa de Máquinas. Las mismas son piezas electromecánicas que van empotrada en el hormigón y tienen como objetivo resistir a la acción erosiva del agua una vez que es turbinada.

Además, se avanza con la construcción de los muros de Aproximación y Soporte, encargados de encausar el agua hacia la Casa de Máquinas donde se encuentran emplazadas las 3 turbinas, y de soportar el empuje de los cierres de presas de ambas márgenes.

Por otra parte, ingresó en la etapa final la construcción de la Nave de Montaje que se encuentra en Margen Izquierda. Actualmente se están armando los andamios puntales para soportar la plataforma del entablado para el fondo del encofrado de la losa a cota 70,30 m.s.n.m., se indicó.

La maquinización de Aña Cuá significará un aumento del 10 % en la generación de energía del Complejo Hidroeléctrico de Yacyretá, de energía limpia, renovable y sin impactar en el medio ambiente.

La nueva central aprovechará el “caudal ecológico” de alrededor de mil quinientos metros cúbicos por segundo, que actualmente pasa por los vertederos de Aña Cuá para transformarlo en energía hidroeléctrica. Para esto contará con una potencia instalada de 270 megavatios, con tres turbinas tipo Kaplan de 90,20 MW de potencia cada una.

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CECHA podría dejar de aceptar tarjetas de crédito

Los empresarios de Estaciones de servicio amenazan nucleados en la CECHA consideran dejar de vender combustibles contra cobro con tarjetas de crédito.

CECHA reclama por los plazos de acreditación y comisiones fijados por las emisoras de tarjetas de crédito. “Esta situación podría dejar a las estaciones de todo el país en la urgente decisión de operar solo con efectivo y tarjetas de débito” aseguraron.

Tras sucesivos reclamos y con un fallo judicial de por medio a favor, las estaciones de servicio de todo el país están evaluando tomar una medida drástica ante la falta de respuesta: no aceptar pagos con tarjeta de crédito. Desde CECHA vienen reclamando por los perjuicios provocados diariamente debido a los plazos de acreditación y las comisiones fijadas por las compañías emisoras de los plásticos.

Exigen que las empresas resuelvan que el plazo de pago sea dentro de las 48 horas, al igual que sucede en países como Brasil, Chile y Uruguay, donde operan emisoras de tarjetas de crédito similares a las utilizadas en nuestro país.

Además, piden revisar la comisión que hoy cobran por las ventas operadas en estaciones de servicio, donde junto con los impuestos alcanzan el 1,5 a 1,8 %, mientras que en los países limítrofes es de 0,5 %.

Hoy el sector cuenta con un fallo judicial favorable en primera instancia para la provincia de Santa Fe, logrado por FAENI, una de las principales Federaciones integrantes de CECHA, el cual reduce sustancialmente tanto el arancel a 0,5% y el reintegro a tres días.

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Gobierno y empresas impulsan en Audiencia la exploración sísmica en la CAN 102

La Secretaria de Energía, Flavia Royón, ratificó que “los lineamientos para la transición energética trazados por el Gobierno Nacional sitúan al gas natural como vector de desarrollo y eje de la transición energética”. Lo hizo en el marco de la Audiencia Pública 2/22, iniciada el lunes 19 por el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible.

Esta cartera ministerial organiza esta vez la Audiencia para debatir sobre el impacto de la prospección sísmica en el Bloque CAN-102 (Cuenca Argentina Norte 102), a más de 300 kilómetros de la costa argentina, donde operarán de forma conjunta las empresas YPF y Equinor.

La prospección sísmica es un estudio en el cual un barco emite ondas acústicas a través del agua hacia el fondo marino y el subsuelo; esas ondas se reflejan en las capas de roca y son capturadas por sensores cercanos a la superficie del mar, alineados en cables que arrastrados por el buque.

La consulta se extenderá por varios días en la que expondrán más de 1.500 oradores, y si bien el resultado de este tipo de audiencias no es legalmente vinculante, suele despertar alto interés en la opinión general.

De esta manera, y con otras muestras de apoyo de autoridades nacionales y provinciales, se dio inicio -de modo virtual- a la nueva consulta sobre la exploración hidrocarburífera offshore en el país. Durante la jornada fueron varias las ponencias por parte de autoridades de aplicación, entre ellas la Secretaria de Cambio Climático, Cecilia Nicolini, y el Subsecretario de Hidrocarburos, Federico Bernal.

Búsqueda del desarrollo energético

Cecilia Nicolini llamó a una transición energética equilibrada, “consciente de las capacidades y urgencias que tenemos y con la voluntad política de todas las áreas de Gobierno”.  Asimismo, prometió que “todo proyecto que se encare en nuestro territorio, deberá generar un desarrollo armónico entre las partes económicas, sociales y ambientales”.

En tanto, la secretaria Royón afirmó que “para nuestro país, la energía es un eje central para el desarrollo económico y social integrado”, y a sus declaraciones iniciales sobre el gas natural como vector de desarrollo y eje de la transición energética, sumó: “Es indispensable incrementar nuestros desarrollos exploratorios y productivos para aprovechar al máximo la ventana de oportunidad que se plantea” en el contexto internacional.

Por su parte, Federico Bernal calificó de “política de Estado” a la exploración offshore en el marco de la actividad sísmica en el bloque CAN 102. Agregó que “el 30 % del petróleo que se consume en el mundo proviene del offshore; son más de 50 los países que producen hidrocarburos offshore”, y avizoró que “esta iniciativa nos posicionará, sin lugar a dudas, entre las grandes potencias productoras de hidrocarburos”.

Bernal recordó que “la Argentina cuenta con una experiencia extraordinaria en esta materia, estamos cumpliendo con los estándares internacionales y nacionales que requiere este tipo de actividad, requiere realizarlos de manera segura y sustentable”.

Por otra parte, la Subsecretaria de Política Ambiental del Ministerio de Ambiente de la Provincia de Buenos Aires, Tamara Basteiro, sostuvo que “valoramos que las contribuciones de los diversos organismos hayan sido volcadas por la empresa en el estudio de impacto ambiental. Ha habido una mejora sustancial en los procesos de evaluación de impacto ambiental; se elevó el estándar ambiental”, agregó.

Basteiro consideró que “tenemos que garantizar desde el Estado que se lleven adelante proyectos de esta envergadura y que se cumpla con los estándares más elevados” ya que “Nos paramos desde una perspectiva de ambientalismo popular, de justicia socio ambiental”, lo cual lleva al desafío de “explorar nuevos mecanismos para que la riqueza de estos proyectos llegue a los habitantes de todo el país”, y se espera que esto “nos permitirá avanzar hacia un modelo de transición ecológica que cierre con la gente adentro”.

También participó el Subsecretario de Energía bonaerense, Gastón Ghioni, quien recordó que la Provincia de Buenos Aires cuenta con “una enorme cantidad de empresas y pymes que son proveedoras de servicios a la industria petrolera”. Asimismo, destacó que “la Provincia de Buenos Aires tiene una matriz energética muy rica, y es una provincia petrolera porque tiene en desarrollo una infinita cantidad de bienes y servicios relacionados con la cadena de producción”.

A su turno, la Presidenta del Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas (CONICET), Anba Franchi, puntualizó que “con el offshore, Argentina puede generar más de 32.000 millones de dólares y unos 22.000 empleos directos e indirectos. Si es exitoso, puede generar ingresos por 98.000 millones de dólares y 65.000 empleos para seguir adelante con un país más soberano e inclusivo”.

Haciendo un poco de historia, aseguró que “en la Argentina, la exploración offshore data de hace 90 años. Desde los años ‘70 se han realizado en la provincia de Buenos Aires con técnicas similares, sin incidentes ambientales ni afección a la fauna marina”, refirió.

Para esta Audiencia se han registrado 1.535 expositores provenientes de diversos sectores: además de autoridades y funcionarios, se incluyen instituciones como el IAPG, la SPE, Cámaras y representantes de la comunidad científica, organismos de trabajadores, sindicales, académicos, ONGs y miembros de la sociedad civil.

Las empresas protagonistas

En el marco de la Audiencia Pública las empresas YPF, Equinor, Shell Argentina y Tullow presentaron a la ciudadanía los detalles del proyecto de prospección en el bloque CAN102, en la Cuenca Argentina Norte.

Expusieron el CEO de YPF, Pablo luliano; la country manager de Equinor, Nidia Álvarez Crogh, y su par de Tullow Argentina y Perú, Jorge Arraya. En representación de Shell Argentina se pronunció su Gerenta de Relaciones Corporativas, Verónica Staniscia.

“El desarrollo del offshore argentino es un proyecto estratégico para nuestro país. Desarrollado con responsabilidad, aporta al desarrollo económico y contribuye a la descarbonización de la matriz energética argentina y de otros países”, aseguró Iuliano, desde la dirección ejecutiva de la empresa YPF. “Además de los hidrocarburos estamos pensando en las energías para el futuro que necesitamos para crecer y producir”, dijo.

Y advirtió: “Sin este magnífico potencial perderíamos la oportunidad de abastecer a los países del mundo y ayudarlos a reemplazar el carbón por el gas natural con mucho menor impacto en la emisión de dióxido de carbono.” 

Nidia Álvarez Crogh, al mando de Equinor, señaló que “YPF cuenta con experiencia en realizar estos proyectos en mar argentino con los más altos estándares de la industria; estos proyectos le permitirán a la Argentina no solo lograr su soberanía energética sino también ser proveedor de hidrocarburos en todo el mundo”.

El representante de Tullow para Argentina y Perú, Jorge Arraya, se mostró esperanzado: “Creemos firmemente en el potencial energético del offshore argentino y es por eso que al igual que YPF y muchas otras empresas, estamos invirtiendo en lo que vemos”, dijo. Y agregó: “Estamos convencidos del enorme potencial que este proyecto tiene de ayudar a mejorar la calidad de vida de toda la población argentina.”

Arraya recordó que “existen hoy en día muy pocos lugares en el mundo con el potencial que tiene el offshore argentino; ese potencial de contribuir al crecimiento y autosuficiencia energética de una manera tan significativa es algo que todos los países necesitan”. ”Comparó con el caso de Guyana que en 2008 también realizó una exploración sísmica que la transformó en uno de los campos petroleros más grandes y productivos del mundo”.

En tanto, Verónica Staniscia, de Shell Argentina, describió que la actividad petrolera offshore “es una gran oportunidad económica y productiva para la Argentina; experiencias como las de Brasil y Noruega lo demuestran”, refirió.

Apuntó a que esta actividad está teniendo actualmente “una gran relevancia en la economía argentina, pero todavía puede crecer mucho más y en eso estamos trabajando”. Staniscia se refirió al “círculo virtuoso que generará la actividad ya que va a brindar la oportunidad de mejorar la calidad de vida de los ciudadanos, con mejoras indirectas en otras actividades”.

Soberanía energética

También por el lado de YPF habló su vicepresidente de Upstream Convencional, Gustavo Astie, quien sostuvo que “la exploración y producción de hidrocarburos offshore se realiza en nuestro país desde hace más de 50 años sin ningún impacto ambiental significativo”, aseguró: “Es una oportunidad que no podemos perder como nación; parte de lo que denominamos soberanía energética se logra a través de la exploración de todas las oportunidades que tenemos en nuestro subsuelo”.

La geóloga Fernanda Raggio, Gerenta de Exploración de YPF, aportó información científica: “Es una área de interés público nacional, declarada en 2012, con el objetivo prioritario del autoabastecimiento energético; con la sísmica no solamente estamos prospectando hidrocarburos; a partir de esta herramienta hemos extendido la soberanía argentina en los derechos del lecho marino y subsuelo”.

La gerenta de Sustentabilidad y Transiciones Energéticas de YPF, Silvina Oberti, sostuvo que “la producción de estos hidrocarburos tiene que tener foco en la eficiencia energética, en el abatimiento de emisiones y en la necesaria compensación de emisiones para reducir la huella de carbono para llevarla a una huella de carbono neutro en los años a los cuales nos hayamos comprometido”.

Requerimientos ambientales

Desde el ámbito de las consultoras que analizan esta actividad, Mariano Misculicich, Director de Ambiente de Serman, aseguró que para esta actividad “se ha cumplido con todos los requerimientos exhaustivos del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible en un proceso que venimos trabajando desde el 2020 hasta la actualidad.”

Aseguró que hubo una evaluación muy exhaustiva del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible y de las diferentes dependencias asociadas como la Secretaría de Energía, el INIDEP y la Armada, entre otras”. “Se trata de un proyecto viable ambientalmente”,afirmó.

Desde la consultora Dataseismic, su responsable, Raúl Stolarza, aseveró que “No hay registro de accidentes, ni siquiera afectación de la fauna marina, la cual muchas veces es afectada por muchas razones como por ejemplo la pesca furtiva”.

Criticó los argumentos “sin sustento” de quienes se oponen y avanzó: “La producción de hidrocarburos en nuestra plataforma es importante en el actual contexto energético, y podría contribuir como una fuente de recursos económicos que tanto necesita nuestro país en este momento; YPF tiene toda la experiencia y capacidad para que esta adquisición de datos sísmicos se realice bajo todas las normas de seguridad necesarias”, señaló.

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La UE fijó en 180 euros (MWh) el tope del gas

Finalmente la Unión Europea llegó a un acuerdo para fijar el tope del precio del gas, poniendo fin a las diputas políticas entre los ministros de la eurozona.
Se establece en 180 euros el megavatio hora temporalmente para aliviar la crisis energética.

El mecanismo de corrección del mercado gasífero, diseñado para evitar oscilaciones extremas de precios, se aplicará a partir del 15 de febrero. El límite adoptado es significativamente más bajo que la propuesta inicial de la Comisión Europea que preveía su activación cuando los precios de futuros en el mercado de Amsterdam TTF excedan los 275 euros por megavatio hora (MWh) y la brecha con los precios globales sea más de 58 euros.

El nuevo tope entrará en vigor únicamente si la diferencia de precio con los precios mundiales del gas natural licuado es superior a 35 euros. Los precios tendrán que permanecer por encima de ambos techos durante tres días para activar el mecanismo.

La propuesta inicial de la Comisión Europea chocó con la oposición de varios países comunitarios. En concreto, la vicepresidenta tercera de España y ministra de Transición Ecológica y Reto Demográfico, Teresa Ribera, tachó la idea de “tomadura de pelo”. 

Asimismo, Bloomberg reportó, citando a diplomáticos europeos al tanto del asunto, que Bélgica, Grecia, Italia, Polonia, Rumanía, Bulgaria, Eslovaquia, Eslovenia, Letonia, Lituania, Croacia y Malta exigen una rebaja significativa del tope al precio de los suministros de gas.

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La reserva estratégica de petróleo de EE.UU. en su mínimo

EE.UU comenzará a recomprar crudo para rellenar sus reservas estratégicas, que se encuentran su nivel más bajo desde hace 40 años, después de la estrategia de ventas masivas de barriles para tratar de bajar el precio de los combustibles

El nivel más bajo de reservas, según la Administración de Información Energética del país, fue en diciembre de 1983, cuando la cantidad de barriles disminuyó hasta unos 379 millones.

El Departamento de Energía de EE.UU da plazo hasta el 28 de diciembre a las empresas que deseen participar en la recompra para presentar sus ofertas. En total, Energía necesita unos 3 millones de barriles que sean entregados en febrero.

En octubre, la administración del presidente estadounidense, Joe Biden, anunció su intención de recomprar el petróleo que empezó a vender como estrategia para paliar los efectos en el precio de la gasolina de la invasión rusa de Ucrania, una vez que los precios volvieran a situarse entre US$ 67 y 72 por barril.

Con esta estrategia, el Departamento de Energía podrá comprar los barriles para reforzar su reserva estratégica por debajo de los US$ 96 de media por los que se vendieron.

Los barriles se comprarán a precio fijo, de forma que la cantidad que sea acordada ahora no cambiará si las condiciones del mercado cambian de cara a febrero.

En marzo, el gobierno estadounidense anunció que vendería 180 millones de barriles de crudo procedentes de sus reservas estratégicas para tratar de bajar el precio medio del combustible, que alcanzó un récord de más de US$ 5 por galón en junio.

En octubre, Biden decidió vender 15 millones de barriles de las reservas estratégicas (los últimos de los 180 millones prometidos), después de que la alianza OPEP+, liderada por Arabia Saudí y Rusia, decidiera reducir su bombeo en 2 millones de barriles diarios (mbd), su mayor recorte de la oferta petrolera desde mayo de 2020.

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Olade exhorta a no detener el avance del sector energético de Latinoamérica

En el marco de la séptima edición de la Semana de la Energía se realizó la LII Reunión de Ministros de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade), espacio en donde participaron 24 delegaciones de Países Miembros del Organismo. Los expertos aplaudieron el avance del sector energético en la región, haciendo hincapié en la transición energética y las facilidades que para ello tiene.

En el acto inaugural el secretario ejecutivo de Olade, Alfonso Blanco destacó: ¨En estos seis años los resultados de la evolución del sector energético de América latina y el Caribe son notorios, en términos de acceso, renovabilidad, compromiso climático, desarrollo de infraestructura y modernización. Todos son logros de nuestros países miembros, de la gente y capacidades de nuestra región, que hemos tenido el orgullo y la satisfacción de acompañar. Quedan muchas cosas aún por hacer y construir, quedan muchas cosas por mejorar, pero mi mensaje es que nuestra región avanza y no debemos detener ese avance¨ ¨Expreso mi profundo agradecimiento a todos quienes acompañaron este tiempo la evolución de OLADE, a todas las autoridades y equipos técnicos de nuestros países miembros, a todos los colaboradores internos de OLADE, que son un equipo comprometido, unido e incondicionalmente dedicado a la integración regional¨.

Presidencia LII Reunión de Ministros

La presidencia de la LII Reunión de Ministros de Olade, en esta edición le correspondió a Tareck El Aissami, Vicepresidente sectorial de Economía y Ministro del Poder Popular de Petróleo de la República Bolivariana de Venezuela, quien participó en el evento de manera virtual. «Venezuela anima e invita al secretario ejecutivo a orientar sus esfuerzos para posicionar a la Olade como una organización que defiende la importancia de las fuentes de energías renovables y no renovables para garantizar la seguridad y estabilidad energética de nuestros pueblos», dijo.

Reconocimiento a OLADE

Panamá, como país anfitrión, a través de su secretario de Energía, Jorge Rivera, dio un reconocimiento a la Olade e IRENA por su contribución a la agenda nacional de transición energética. «Solidificamos y fortalecemos esos principios de integración Latinoamericana conjuntas para seguir avanzando ante tiempos de tanta incertidumbre a nivel global», declaró el secretario de Energía de Panamá, Jorge Rivera. Diálogo Ministerial Durante el Diálogo Ministerial Político y estratégico, a cargo de Ariel Yépez, mencionó: «Orgullosamente podemos destacar que Latinoamérica y el caribe es la región, en términos de generación eléctrica, más verde a nivel global». «En el Banco Interamericano de Desarrollo estaremos trabajando junto con ustedes en apoyarles con cooperación técnica, diálogo y financiamiento para poder avanzar en la agenda de transformación del sector energía».

Decisiones Ministeriales Se aprobaron:

Género y Energía; Minerales críticos para las transiciones energéticas; Creación del Observatorio Latinoamericano de Emisiones de Metano (OEMLAC); Día Mundial de Energía Sostenible; Integración Energética en América Latina y el Caribe; Vulnerabilidad de América Latina y el caribe por los impactos de la crisis energética global.

Delegaciones Países Miembros

A la LII Reunión de Ministros asistieron 24 delegaciones de Países Miembros de Olade: Argentina, Barbados, Belice, Bolivia, Brasil, Chile, Colombia, Costa Rica, Cuba, Ecuador, El Salvador, Grenada, Guatemala, Guyana, Honduras, Jamaica, México, Panamá, Paraguay, Perú, República Dominicana, Trinidad y Tobago, Uruguay, Venezuela.

Conferencias Magistrales

La sesión inaugural de la LII Reunión de Ministros de Olade contó con las ponencias magistrales de: Joseph McMonigle, Secretario General del Foro Internacional de Energía – IEF; Francesco La Camera; Director General de la Agencia Internacional de Energías
Renovables (IRENA); Mary Burce Warlick, Directora Ejecutiva Adjunta, Agencia Internacional de Energía (AIE) y Paul Simons, Embajador, Senior Fellow, Jackson School of Global Affairs, Yale University. «Se vio desde esta Semana de la Energía un balance fundamentalmente positivo y optimista sobre las posibilidades de esta transición» en América Latina y el Caribe, declaró el, Paul Simons. Los expertos apuntaron que Latinoamérica «puede descarbonizar sus sistemas de electricidad y transporte con algo más de facilidad y menor costo que muchas otras regiones».

Elección Secretario Ejecutivo

La Reunión de Ministros de Olade eligió como secretario ejecutivo para el periodo 2023-2025 a Andrés Rebolledo representante de Chile.

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Shell lanza su nuevo programa de beneficios,“Una Caja de Sorpresas”

Raízen Argentina, licenciataria de la marca Shell, lanza en el país su nuevo programa de beneficios, bajo la marca Shell BOX, de alcance nacional y transversal a todas las generaciones, con una propuesta de valor simple y atractiva que les permitirá a los socios que realicen compras en las estaciones de servicio y en tiendas Shell Select, acumular puntos que podrán canjear en futuros consumos por descuentos en combustibles, lubricantes o productos de las tiendas Shell Select.

Este nuevo programa, también les brindará a los socios la posibilidad de convertir sus millas Shell LATAM Pass en puntos Shell BOX, desde la App y también desde la web. De esta manera, todos los socios del programa anterior Shell LATAM Pass, podrán disfrutar de la nueva propuesta que brinda Shell BOX.

La propuesta de valor está diseñada tanto para los clientes que abonen con la App Shell BOX como para aquellos que aún no estén dispuestos a utilizar medios de pagos digitales, quienes con solo presentar el DNI en las estaciones de servicio Shell, ya estarán accediendo a todos los beneficios.

La iniciativa se complementa con el desarrollo de un nuevo sitio web, www.shellbox.ar, en el que los usuarios de Shell BOX podrán encontrar una gran cantidad de descuentos con múltiples marcas, solo por ser parte del programa. Y en las próximas semanas, a esta propuesta se le sumarán el MARKETSHELL, un e-commerce que ofrecerá una amplia gama de productos y servicios y el TRAVELSHELL, una plataforma pensada y diseñada para que los usuarios del programa puedan hacer reservas de vuelos, paquetes y hospedajes turísticos, tanto a nivel local como internacional.

“Decidimos desarrollar un programa propio, compuesto por un ecosistema de fidelización que ofrezca una experiencia de valor superadora para nuestros clientes y que trascienda nuestras estaciones de servicio. Se trata de un programa simple, conveniente e innovador, que genera ganas de usarlo y de formar parte. Esas características se complementan con una experiencia 100% digital, a través de la App Shell BOX, que además de ser unos de los principales medios de pago en nuestras estaciones, se convertirá en la principal herramienta de fidelización de nuestra marca.”, comentó Daniel Pasetto, gerente de Loyalty y Growth Marketing de Raízen Argentina.

Carolina Wood, directora de Marketing de Raízen Argentina, en tanto, destacó que “el nuevo programa de beneficios fue pensado, diseñado y desarrollado en respuesta a lo que el consumidor espera de nosotros, con el propósito de ofrecerle a nuestros clientes una propuesta simple, conveniente y atractiva, que nos permita acercar aún más nuestra marca hacia ellos y también impactar a nuevas generaciones, a nuestros clientes del futuro”.

Acerca de Raízen Argentina
Raízen Argentina opera en el país desde octubre de 2018, luego de la compra, por parte de Raízen, del negocio de Downstream de Shell Argentina. Sus accionistas mayoritarios son Shell plc y el grupo Cosan de Brasil. Entre sus activos se encuentran la Refinería de Buenos Aires, ubicada en Dock Sud, la planta de Lubricantes localizada en Barracas, la red más de 840 estaciones de servicio, los negocios de combustibles marítimos, combustibles de aviación, asfaltos, químicos, así como las actividades de suministro y distribución.  Mediante un acuerdo de licencia de marca, Raízen utiliza la marca Shell, lo que permite a los clientes continuar teniendo acceso a productos y servicios de altísima calidad, que han caracterizado a la marca en sus más de 108 años de historia en el país.

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Massa y la energía como segundo generador de divisas para superar restricciones al desarrollo

El ministro de Economía, Sergio Massa, sostuvo que “Argentina debe tener en la energía la segunda turbina (sumada a la del sector agroexportador) para generar los dólares que el país requiere para eliminar las restricciones de divisas que (cíclicamente) limitan el desarrollo”.

“Exportamos a razón de 400 dólares la tonelada e importamos a 1.100 dólares la tonelada y esto se revierte agregando valor a nuestros productos”, refirió el Ministro ante un auditorio de empresarios Pymes convocados a un seminario anual (Propymes) organizado por Techint, en La Rural (CABA).

Massa, explicó y defendió ante su anfitrión Paolo Rocca, la actual política gubernamental de administración de divisas para la importación de insumos, lo cual implica priorizar su uso procuando sostener niveles de producción local, y revisar operaciones de importación de artículos no prioritarios. Ello, mientras se intenta una recomposición de reservas del BCRA.

El presidente del Grupo Techint insistió en defender un sistema que posibilite la libre importación; Massa remarcó que ello hoy no es posible, y que el gobierno trabaja en procura de la estabilidad macroeconómica. “Sin estabilidad macroeconómica no hay paz social, y sin paz social no habrá estabilidad macroeconómica”, puntualizó.

Y señaló que “vamos a cerrar el año con 2,5 % de déficit fiscal, de acuerdo a lo pautado, vamos a seguir incentivando (con tasas subsidiadas) el desempeño de sectores de la industria local que necesitan del apoyo del Estado para producir, exportar y generar empleos”, y vamos a estar a fin de año con un mejor nivel de reservas para encarar el 2023″, describió el Ministro, quien refirió que el 2022 cerrará con un crecimiento de más de 5 % del PBI.

Massa y Rocca coincidieron en destacar el desempeño que puede tener la Argentina con relación a la cuestión energética en la actual situación internacional derivada del conflicto Rusia-Ucrania que afecta a toda Europa en materia de suministro de gas, petróleo, fertilizantes y proteínas.

En el plano interno, Rocca sostuvo que “sobre los grandes proyectos como el gasoducto (Presidente Néstor Kirchner), se pueden construir consensos”, también apuntando a la oposición política al actual gobierno.

Massa destacó la construcción e marcha del GPNK en su Etapa I (Tratayén-Salliqueló) a manos de Techint-Sacde-BTU, y remarcó que en 2023 se licitará y encarará el Tramo II (Salliqueló-San Jerónimo). El proyecto también contempla la reversión del Gasoducto del Noroeste para exportar gas a Brasil vía Bolivia).

“Mientras estemos terminando el Tramo I (previsto para junio de 2023) estaremos empezando el tramo II” (con financiamiento parcial del BNDS de Brasil y de la CAF) describió Massa, remarcando la tarea conjunta del Estado nacional y el sector privado para concretar la obra “no sólo para ahorrar divisas por importaciones, sino para pasar a ser exportadores netos” de este insumo.

Además, el Ministro remarcó lo que calificó como “exitosa licitación” en precios y volúmenes, realizada por la secretaría de Energía entre productores de gas natural para el abasto de gas de base hasta 2028, y de gas incremental para inyectar en el GPNK.

También ratificó que el gobierno tiene previsto enviar a sesiones extraordinarias del Congreso de la Nación los proyectos de ley para la producción de Hidrógeno y de GNL.
A su vez, Rocca sostuvo que “el cambio del escenario geopolítico nos está abriendo caminos. Argentina puede transformarse en un país exportador de petróleo y gas, si se completa la infraestructura necesaria”.

“También existen grandes oportunidades para el sector alimentario, y el vinculado a la transición energética, con el litio. América Latina tiene una oportunidad de rediseñar las cadenas de valor industriales”, remarcó.

Y destacó que “el gasoducto es un proyecto extraordinario, que une. Vamos a llegar a cumplirlo para 2023 gracias a las empresas y pymes que forman parte de toda la cadena”.

“No es momento de irse de la Argentina, existen grandes oportunidades en el país. El Grupo Techint está respondiendo a este desafío con un flujo de inversión creciente. El año pasado invertimos U$s 600 millones, este año serán U$S 1.100 millones, y el próximo serán U$S 1.400 millones. Creemos en el proyecto del gasoducto, que va a transformar al país y a su esquema de inserción internacional”, se entusiasmó Rocca.

EN LA PREVIA

Antes del cierre de Massa-Rocca, el siminario contó con los expositores Ricardo Markous (CEO de Tecpetrol), Javier Martínez Alvarez (Presidente de Tenaris) y del presidente de la estatal Enarsa, Agustín Gerez.

Markous sostuvo que “El país está produciendo en Vaca Muerta alrededor de 260 mil bbl/día, lo que implica un 42 % de la producción total en petróleo; y 54 MMm3/día de gas natural, un 40 % del total”.

“Para crecer, necesitamos oleoductos y gasoductos, ambos temas se están tratando en este momento. El gasoducto está en construcción, y mediante Oldelval se está duplicando la capacidad de transporte de petróleo. Estimamos que para el 2030, Vaca Muerta podría estar produciendo 750 mil barriles de petróleo y 140 millones de metros cúbicos díarios de gas”.

“En 2022, la balanza comercial de energía fue negativa en -5 mil millones de dólares. Con las proyecciones que tenemos en 2030, esperamos un resultado positivo de +17 mil millones de dólares. Significa una balanza comercial con un diferencial de +22 mil millones de dólares, en un período de siete u ocho años.

Para eso, hay que hacer estas obras de infraestructura, somos muy optimistas. La roca de Vaca Muerta es excelente, tenemos productividades similares o incluso mejores inclusive que Estados Unidos”, enfatizó Markous.

Con relación al GPNK, Martínez Alvarez describió aspectos operativos de la construcción del ducto (supervisado por Enarsa), dijo que Tenaris ya lleva despachados el equivalente a 120 kilómetros de caños, y se manifestó convencido de que “Argentina puede ser parte de la solución como proveedor de alimentos y de energía en el actual contexto internacional sacudido por el impacto de la guerra”.

Gerez, en tanto, destacó la decisión del gobierno de financiar el Tramo I del Gasoducto y de alentar el desarrollo de los recursos energéticos que dispone el país “para satisfacer la demanda interna y también para exportar”.

Consideró que “la mayoría de los dirigentes está a favor del proyecto del nuevo gasoducto, y destacó los resultados del Plan Gas 4 y 5 pensado para garantizar gas base hasta 2028” con precios similares al plan preexistente, y también gas incremental para el GPNK destinado al consumo interno, a su exportación regional, y a terceros mercados cuando sea procesado como GNL.

Martínez Alvarez consideró al gas “como socio ideal para el desarrollo de energías renovables”, concepto que comparte el gobierno en el contexto de la transición energética hacia fuentes de energía no contaminantes.

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La transformación del mercado automotriz

El mercado automotriz se encuentra sometido a una disrupción tecnológica acelerada y sin precedentes.

Abordamos la evolución del mercado automotriz tradicional, su transformación por la irrupción de los EVs (Vehículos Eléctricos), la trayectoria tecnológica de las baterías como dispositivo clave para el desarrollo de la electromovilidad y, asomando en el futuro, la tecnología emergente del hidrógeno.

Por Jorge Bernardi *

Evolución reciente del escenario automotriz.

Hasta hace aproximadamente una década el ecosistema automotriz tradicional, caracterizado por la oferta de vehículos traccionados por motores a combustión interna o motores térmicos, contaba predominantemente con alrededor de quince empresas automotrices, un sistema cuya dinámica funciona aun hoy en día -en términos de reglas de juego- como un mercado oligopólico de alta competencia con un alto nivel de beneficios para sus actores.

Los objetivos estratégicos de estos jugadores consisten en conservar y aumentar sus posiciones en los mercados, manteniendo sus modelos de negocio en base a un plan de amortización de entre 8 a 25 años.

Las reglas de juego, en especial de carácter regulatorio y global, direccionan el mercado a través del complejo normativo ambiental internacional Global Standard Emissions, la cual debe ser observada para poder comerciar motores, constituyendo, de esa forma, una barrera regulatoria y a la vez tecnológica de acceso al mercado para cualquier nuevo jugador (a la sazón, en lo comercial, uno de los factores que mantiene la estructura oligopólica del mercado). Vale destacar que los marcos normativos -aun cuando se negocian internacionalmente- son dictados y aplicados por actores políticos: los estados, a través de sus gobiernos, interesados en conservar y beneficiar en los respectivos mercados a estos pilares de sus economías.

Este (sub)sistema se vio sacudido por un evento disruptivo, la entrada de un nuevo actor, la fábrica automotriz Tesla, propiedad del emprendedor sudafricano Elon Musk, quien ha logrado propulsar vehículos con motores eléctricos con una nueva tecnología aplicada, de sencilla fabricación, ecológicos, livianos, silenciosos, con considerable autonomía, inteligentes y, además, lujosos.

El objetivo estratégico de Elon Musk no solamente consiste en acelerar la transición al transporte sustentable (aún más que rentabilizar en el corto plazo su empresa), objetivo evidentemente contrario al de los jugadores tradicionales, sino que además, entre otros eventos disruptivos, Musk remueve la patente de propiedad transformándola en patente libre para el desarrollo de la denominada electrónica de control.

Razonablemente, el objetivo estratégico recalibrado de las automotrices tradicionales, se centrará en ralentizar, retrasar y/o moderar la transición de la adopción de EVs (Vehículos Eléctricos). Un cambio abrupto en la oferta de EVs en el mercado, combinado con la alta proclividad y favoritismo del consumidor y sus costos a la baja podría resultar ruinoso para un modelo de negocio maduro, estable y con muy bajo margen de mejora tecnológica potencial.

Es decir, Elon Musk y Tesla han impulsado e impuesto un cambio en la dinámica del ecosistema automotriz, a través de los eventos disruptivos señalados, modificando el contexto y las reglas de juego, obligando a los jugadores a reconsiderar sus estrategias.

Como evento impulsor adicional -aunque de menor gravitación- para la transición hacia los EV, no deberíamos olvidar el Diesel-Gate o Escándalo Diesel en 20151, cuando tomó estado público que una automotriz alemana líder instaló software para adulterar los resultados de emisiones contaminantes en millones de vehículos con este tipo de motores y que han sido vendidos en los mercados durante casi una década.

El factor ambiental, por supuesto, pesa con fuerza como otro factor impulsor adicional hacia la electromovilidad y se han comenzado a establecer globalmente metas de transición verde.

El prolongado ingreso de un jugador emergente

La presencia y el desembarco de marcas automotrices asiáticas a nivel global no es una novedad.

En las pasadas cinco décadas, los mercados occidentales del automóvil han visto consolidar las marcas asiáticas, inicialmente japonesas, luego coreanas2 . 

Para completar el escenario global, predominantemente europeo, americano y japonés-coreano, resta mencionar el ingreso de un importante jugador emergente: China.

El (sub)sistema chino implementa una dinámica económica mayormente planificada, con toma de decisiones descentralizada y ciertas dinámicas de mercado (a la manera de capitalistas sin capitalismo), cuyo actor principal, el gobierno, dicta las políticas industriales.

La estrategia del Dragón hacia la economía de escala

A diferencia de la industria privada de Occidente, entre la década de 1950 y 1980 todas las automotrices chinas pertenecían al estado central o a los estados regionales.

Los primeros vehículos en China datan de la década de los ‘50, fueron producidos en las fábricas estatales3 , con prioridad en la fabricación de tractores, camiones, autobuses y vehículos militares para el ejército y los servicios de inteligencia, todos basados en tecnología soviética, que en los ‘70 se tornó ya totalmente obsoleta. Los automóviles genuinamente chinos surgen a principios de los ‘60, sin alcanzar el nivel de escala y para inicios de los ‘80, mientras China alcanzaba ya los 1.000 millones de habitantes, se fabricaban apenas algunos miles de unidades, destinadas exclusivamente al transporte de dirigentes del partido comunista4 .

Es por entonces cuando el gobierno chino decide abandonar el maoísmo, emprender las reformas y apertura económicas generales y desarrollar su propio oligopolio automotriz. En tal sentido, el gobierno también emprendió un lento y aún incompleto camino hacia la propiedad privada, por la que liberalizó la posesión de vehículos privados, medida que necesariamente debía acompañar el desarrollo de un mercado automotriz a nivel local.

Como parte de las reformas, China abre el incipiente sector automotriz a las inversiones extranjeras5 . El gobierno seleccionó y privilegió el desarrollo de ocho empresas locales6, luego devenidas grupos automotrices, sea por Joint Ventures externos o bien a través de M&A locales (Holweg et al., 2005).

Sólo podían radicarse automotrices extranjeras en la forma de Joint Ventures con esas empresas estatales locales, alcanzando -a lo sumo- una participación de 49% del Joint, conservando el gobierno el control político de las compañías, sumado a la obligación de transferir tecnología a su parte estatal (Resiale Viano, 2019). Y, por supuesto, anclando su porcentual de beneficios localmente.

Las marcas extranjeras, debían ceñirse a la regla de abandonar sus marcas y fusionar sus plantas; el aporte chino en las plantas estaría dedicado a producir suministros para los Joint.

El objetivo centralmente planificado de estas fábricas se resumía a cubrir estrictamente la cuota local de vehículos, es decir, cumplir con una producción limitada, determinada por las autoridades, en vistas a vender de forma completa el stock fabricado7.

Las regulaciones beneficiaban a los Joint con exenciones de impuestos, pero en cambio imponían un cobro por el uso del terreno fabril, límites al ingreso de capitales para inversión de los Joint, acatar altísimas tarifas aduaneras, restricciones en las licencias y cuotas de importación (Resiale Viano, 2019). Sin olvidar las concesiones de hecho en los derechos de propiedad intelectual.

Con tal dispositivo regulatorio, el sector automotriz chino, garantizaba poder contar con nuevas tecnologías, con know how transferido por ingenieros y técnicos calificados, absorbido en el día a día de la fábrica por el trabajador local de todos los niveles8 y, no menos fundamental, disponer del diseño automotriz (diseño conceptual, estructural, industrial, estético) de larga tradición en Occidente, para desarrollar una economía de escala desde el mismo take-off del sector local. Al mismo tiempo, e igualmente indispensable, garantizaba poder contar en los mercados con un prestigio heredado y aprender cómo funciona el negocio.

Estas severas regulaciones impuestas a las automotrices extranjeras fueron toleradas con beneplácito en vistas a las proyecciones efectuadas respecto al cautivante e inexplotado mercado local en desarrollo: China ofrecía abundantes terrenos donde instalar fábricas, infraestructuras de nueva creación, una arquitectura regulatoria que paulatinamente comenzaría a distenderse y una descomunal población bien dispuesta a trabajar duro y generar ingresos para comprar los vehículos que fabricaba y, finalmente, motorizarse.

Durante toda la década de los ’80 se lanzan los Joint Ventures9. Hacia finales de los ‘90, cuando las empresas locales se consolidaron, el gobierno reforma la política industrial automotriz: se eliminó la prohibición de inversión privada local en el sector, se redujo la cuota de importación de automóviles, se redujo la tasa arancelaria para los automóviles completamente importados, el gobierno comenzó a alentar el consumo de automóviles privados y cede así parte del control sobre la industria intentando influenciarla mediante las fuerzas de mercado más que por prescripciones políticas (Luo, 2005).

Aunque por lo visto, para las marcas occidentales Pekín bien vale una misa, el mercado local de vehículos despegó y se expandió vertiginosamente a partir de 2001, comenzando luego a madurar, a estabilizarse y a tornarse un ecosistema más competitivo y experimentado.

Un eslabón sólido en la globalización

Ya siendo un antiguo miembro de ONU, China adhiere e ingresa en 2001 a WTO (World Trade Organization). En 2002, casi todas las restantes automotrices globales ingresaron a China y, a pesar de que ya no constituía un requisito, la mayoría de las empresas optó por asociarse con un partner local para formar un Joint, los que terminaron en conjunto controlando 90% del mercado local. Y con la progresiva liberalización, luego de 2002, ya rige la libre elección de socios10  (Holweg et al., 2005).

China se transformó, desde los ’80 y en algunos años, en la gran fábrica del mundo, con exorbitantes crecimientos anuales de su PBI de alrededor de 10%, las renombradas tasas chinas, que perduraron hasta bien iniciado el actual siglo, gracias al boom de productividad, el cual por supuesto impactó en el sector automotriz.

En concreto, la producción automotriz se fue incrementando, en forma prácticamente exponencial, como un ostensible efecto de esa productividad: 1 millón de vehículos en 1990, 2 millones en 2000 y 9 millones en 2008, hito en el que supera a USA como productor automotriz (Resiale Viano, 2019). Para 2010 sobrepasó los 18 millones de vehículos y para 2020, los 25 millones (Datosmacro.com, 2022).

En el contexto interno, el afianzamiento de una clase media china de 500 millones de habitantes (1/3 de su población actual) con ingresos de entre USD 35.000.- a USD 45.000.- anuales y con una proyección de crecimiento por inclusión a 1.000 millones de habitantes para 2030 (Castro, 2022) identifica otro factor impulsor decisivo del consumo de automóviles.

Con proyección al contexto global, hace casi dos décadas surgieron los ‘Young Tigers’, jóvenes y pequeñas automotrices locales independientes11 , que florecieron por la flamante libertad de inversión otorgada a los privados. Operan en forma intrépida y ambiciosa, con mirada global y focalizados en exportar, conminadas a sobrevivir en la feroz competencia de la industria local contra los poderosos Joints; así aprovechan su independencia buscando mercados potenciales en el ámbito global (Luo, 2005).

En la actualidad, China no sólo rankea como número ‘1’ imbatible de la industria global con 26 millones de vehículos fabricados en 2021 (21,3 millones de automóviles y 4,7 millones de vehículos comerciales), casi el triple que USA y más que el triple que Japón (OICA, 2022), sino que además es principal socio comercial de 144 países de los 192 representados en ONU.

Este lento proceso atestigua cómo se fue plasmando un capítulo central de la globalización económica y tecnológica, fenómeno por momentos espasmódico pero palpitante y en progreso, como una serie de señales que anunciaban que China se preparaba, en el largo plazo, para competir en los mercados occidentales y en los términos de Occidente, desde una industria automotriz china que refleja incuestionablemente la impresión de los cambios globales y que a futuro generará también cambios muy significativos en la geoeconomía, la producción y el consumo globales, el comercio, la inversión y el empleo.

No obstante, a lo largo del tiempo, y más enérgicamente durante la era Trump, iba a ser preciso exigir con firmeza a China que se adecuase a las reglas de juego, debido a la manipulación prolongada y a gran escala del tipo de cambio (devaluación del yuan), utilización de ingeniería inversa (principalmente por parte de los “Young Tigers”), infracción a derechos de autor, infracción a derechos de patente, prácticas anticompetitivas y competencia desleal, algunos de los factores detonantes de la Guerra Comercial China-USA en 2018.

La estrategia china de electrificación

El objetivo estratégico de China se orienta claramente al desarrollo de la industria de EV, tanto en el mercado local como global, porque las fábricas automotrices chinas entienden la tecnología eléctrica como una gran oportunidad estratégica.

En primer lugar, evalúan que por tratarse de una nueva tecnología todos los competidores inician desde el mismo punto de partida, es decir, no existen desventajas competitivas de índole tecnológica. Mientras que China comienza casi ‘desde cero’ el camino de esa rama de la industria automotriz, con la consecuente eficiencia en las inversiones, las industrias automotrices tradicionales deben transitar el duro camino del abandono de una tecnología centenaria, que significó una industria vertebral en cada una de sus respectivas economías y el duro esfuerzo de la reconversión productiva.

En segundo lugar, evalúan que la tecnología en cuestión resulta sensiblemente menos compleja, por lo que EVs permitirán grandes avances en un lapso breve de tiempo, mientras que el motor térmico utilizado hace cien años sólo promete mínimas mejoras pendientes.

Hoy en día, un somero panorama de China, nos muestra que su conglomerado fabril de EVs cuenta ya con 500 automotrices con licencias de producción (The Manufacturer, 2022) y 300 de ellas son empresas locales (Bloomberg BNN, 2021). Entre las locales destacan prestigiosas marcas de automotores de distintos segmentos, vehículos de Alta Gama y SUV’s, en un mercado local donde permiten competir -ya libremente- a automotrices extranjeras.

En 2018, China ya había suprimido los límites de propiedad extranjera para vehículos utilitarios y NEV (New Energy Vehicles) y a partir de enero de 2022, habría eliminado los límites de propiedad extranjera en la fabricación de vehículos de pasajeros, permitiéndola en forma total. También se habría eliminado la restricción de establecer más de dos empresas conjuntas que produzcan vehículos similares localmente (Tianyu, 2021).

Actualmente, 1 de cada 3 automóviles alemanes se vende en China, bajo una alta presión competitiva y un posicionamiento marginal, en un mercado que no sustituye flota como Occidente, sino que la crea y absorbe.

El gobierno, por su parte, impulsa las ventas al subvencionar y otorgar primas a la compra de EVs (descuentos de hasta el 40%) e importantes reducciones en el tiempo de espera de adjudicación de la matrícula o patente, desarrolla infraestructura masivamente a través de estaciones de carga eléctrica e invita a emprendedores extranjeros, nuevos pero importantes actores (ex CEO’s de las dos gigantes alemanas emprendieron en el mercado chino), a desarrollar esta industria en su país.

¿Tsunami automotriz chino a nivel global?

Inicialmente, China no representaba un peligro en los mercados globales. La demanda del mercado local se tornó tan intensa y perduraba tan insatisfecha que toda la producción se volcaba localmente12.

Los grandes grupos automotrices chinos, habiendo ya absorbido y desarrollado capacidades tecnológicas, sin abandonar los Joints al 50% celebrados con automotrices occidentales, se abocaron a aumentar la producción desarrollando modelos propios, aumentando la capacidad instalada y construyendo nuevas fábricas para satisfacer, en especial, esa demanda local y comercializando vehículos bajo numerosas marcas propias13 completamente desconocidas fuera del país.

Los 9 grandes y sus marcas

Y si la mayor parte de los automóviles fabricados en China los absorbe su mercado, en un futuro cercano, también deberán renovarlo y electrificarlo, tarea prioritaria que le insumiría a China y a su sector automotriz al menos la próxima década.

En cuanto al potencial exportador chino, por un principio básico de mercado, queda además limitado por el poder de compra del consumidor y, en ese sentido, los EVs se valoran en importes que la mayoría de los consumidores europeos (y un amplio espectro de americanos) no puede costear y sería conveniente, además, evaluar si ese público tendría preferencia en adquirir vehículos de origen chino de bajo precio. Disponemos de esta explicación factible sobre el fallido vaticinio de desembarco masivo de marcas chinas, válido tanto para Europa como para USA.

Y es por ese motivo que -sólo hoy día- la industria automotriz china sólo libera un volumen marginal para la exportación.

Si bien en la última década, la exportación ha reportado aumentos en general, en 2021 China exportó 1,6 millones de vehículos, lo que representa una participación de 7,54% de las exportaciones de automóviles de pasajeros sobre la producción de vehículos para transporte de personas (Statista, 2022).

Y se reportó 8,6 % para el mismo período respecto de su producción total de vehículos comerciales, aunque con tendencia contraria y recuperación hacia 2021 (Statista, 2022).

Bajo este panorama, hasta el momento resultó mucho más operativo para las automotrices chinas colocar sus exportaciones de marcas locales con bajos volúmenes en Europa14  y en plazas como América Latina, el Sudeste Asiático, Oriente Medio y África, en vista a las bajas barreras de ingreso en mercados sin una industria local o sin una industria consolidada, con una demanda con poder adquisitivo muy inferior o con normativas de seguridad y medioambientales muy laxas respecto a los mercados europeos o americanos.

En un futuro próximo, de implementar el upgrade de calidad en materia de seguridad y medioambiente (que exigiría invertir una ingente masa de capital adicional), es de público conocimiento que los consumidores europeos y americanos admiten su preferencia por marcas eléctricas a pesar de la falta de tradición automotriz, ya que implementan un know-how globalmente estándar, el capital estratégico de las marcas chinas.

Analistas internacionales avizoran la posibilidad de un desembarco significativo de automóviles eléctricos en los mercados occidentales, toda vez que la barrera de la regulación medioambiental quedaría, en diverso grado, allanada con los motores EV, nuevamente, la apuesta estratégica china. También coinciden en el mismo efecto, alrededor de la implementación de los ADAS (Advanced Driver Assistance Systems), ingeniería integral que estandariza las ayudas para conducción de automotores y reduciría, en diverso grado, la barrera de las regulaciones de seguridad. El factor regulador, en este caso, sigue siendo la posibilidad de una oferta a precio competitivo de EVs homólogos en calidad a los de los mercados receptores, de forma que puedan competir de igual a igual con los pares locales y con los térmicos.

China intenta, de todas formas, comenzar a competir en Europa y USA, en Joints con algunos de los más destacados exponentes italianos del diseño automotriz15 . Los automóviles chinos comienzan a lograr rápidamente una mejor relación calidad / precio en los mercados externos, mejoran su performance de seguridad y -a veces- ofrecen un equipamiento superior (Ruiz, 2022). A nivel de marketing, se comienzan a establecer, en el seno de la opinión pública, competencias de preferencia dentro de duplas de automóviles, entre un modelo europeo y su par chino, lo que evidencia el poder de posicionamiento de las marcas chinas.

En 2022, el Fortune Global 500, ya exhibe mayor cantidad de empresas chinas (136) que americanas (124), en una tendencia francamente inversa en los últimos veinte años, aunque con enorme diferencia porcentual en rentabilidad y retorno sobre los activos en favor de las empresas de USA (CSIS, 2022).

Entre las automotrices de la última lista rankean siete empresas16  (Fortune, 2022).

Otro hito de consideración es la progresiva limitación china de la venta de automóviles con motores de combustión desde 2018 (y sería totalmente eliminada en 2030) y el aumento de la fabricación de EVs (algunos grupos automotrices principales los fabrican exclusivamente), ranking en el que alcanzaron el liderazgo global de producción.

En 2020 se vendieron localmente 2 millones de EV, se espera para 2030 que 30% de las ventas de automóviles en el mercado chino sean modelos EV mientras que el gigante asiático produce actualmente 2/3 de todas las baterías de automóvil fabricadas en el mundo.

A pesar de impresionante número, un estudio de Pew Research Center sobre EV, describe cómo el mercado americano crece lentamente, mientras que China lo hace rápidamente pero Europa mantiene aún la tasa de crecimiento más alta e importante (Desilver, 2021).

La información provista por Pew Research Center culmina en 2020, pero si tomamos en cuenta un pronóstico procedente de un estudio de PwC en conjunto con Strategy& y expertos de PwC Autofacts, se prevé el cambio del continente europeo a la posición de importador neto de automóviles para 2025, a partir del superávit de importación que comenzaría en 202417.

En el terreno de las expectativas y más allá de las estadísticas y de las opiniones expertas, una honda preocupación embarga a las automotrices, sus CEO’s y hasta a ministros de finanzas europeos, quienes proponen modelos comerciales proteccionistas contra el potencial aluvión chino (Ruiz, 2022); para comenzar, aranceles de importación.

Stellantis, un grupo multinacional poderoso, nacido en 2019 de la fusión de -a su vez- otros dos poderosos grupos automotrices como PSA (Peugeot, Citroën, DS, Opel y Vauxhall) y FCA (Fiat Chrysler Automobiles) alega la ingenuidad de Europa18 .

A corto plazo, la electrificación no rendirá, inmediatamente, los frutos proyectados. Covid-19, la inflación global, la interrupción de las cadenas de suministros, la guerra de Ucrania (que provocó una fuga de capitales, por parte de inversionistas con desasosiego por el apoyo chino a Rusia, como una gran lección de geopolítica capitalista para China) y la crisis energética europea derivada de considerable impacto y la crisis energética china que obliga a las fábricas a frenar la producción (lo que puede retroalimentarse globalmente en las CGV), explican mayormente la situación. 

Ante este escenario, los consumidores se llaman a prudencia y postergan sus motivaciones de compra o bien optan por automóviles de marcas más accesibles.

A largo plazo, de todas formas, continua corriendo el plazo hacia 2035 como fecha límite impuesto por la Unión Europea a sus fabricantes, para producir y vender automóviles con motores a combustión o térmicos. La movilidad a baterías, se ha convertido a mediano plazo directamente en una obligación regulatoria que en una opción comercial para las automotrices.

Un peligro más presente que las exportaciones masivas, advertido y con reacciones de política económica americana -también era Trump-, apunta al consumo de automóviles occidentales en los mercados occidentales, producidos en China por automotrices occidentales. Recordemos que por el sólo hecho de tratarse de marcas occidentales cumplen con todos los estándares normativos y de calidad impuestos en los mercados consumidores.

Este efecto se originó, en parte, por el cambio en los patrones de localización de las inversiones debido a los costos diferenciales de producción, proceso iniciado hace 20 años y, en parte, por la reciente toma de control societario de los fabricantes occidentales en algunos Joints con empresas chinas, con origen en la liberación de los límites a la propiedad extranjera, que los habilita con soberanía para decidir sobre el direccionamiento de las exportaciones desde China (Coches.net, 2022).

Relocalización global de la producción automotriz 2000-202019

El mismo estudio de PwC adjudica, como una de las causas del inminente balance comercial automotriz deficitario de Europa, la continuidad del mismo proceso de reubicación de la producción, en este caso de BEV (Battery Electric Vehicle o Vehículos a Batería Eléctrica) por parte de las automotrices europeas y americanas hacia China (PwC & Strategy&, 2022).

A 2019, el mercado global automotriz, con un dinamismo inquietante y que experimenta cambios constantes, queda configurado de la siguiente forma: 

Trayendo a primer plano por un momento a India, si bien ha lanzado el camino de la globalización, por medio de TATA Motors, que ha avanzado sobre prestigiosas marcas occidentales de alta gama20 , lanzaría hasta 10 modelos EV (infobae, 2022), logró presencia en varios segmentos, exporta a países como Nepal, Bután, Bangladesh y Sri Lanka, opera centros de R&D en Reino Unido, Italia, India y Corea del Sur, plantas de montaje en Bangladesh, Sri Lanka, Vietnam, Malasia, Sudáfrica, Túnez, Nigeria, Etiopía y explota puntos de venta en 125 países (Tata Motors, 2018), tiene aún casi todo su potencial por delante.

Se destacan algunos escasos Joint-Ventures21  con un modelo similar al de los inicios chinos: propiedad india estatal y fuertes subvenciones estatales a la compra. La industria automotriz india fabricó 22,9 millones de vehículos en 2021, de los cuales exportó 5,6 millones; si bien con altibajos, produce y exporta esas cifras en forma relativamente estable (IBEF, 2022).

Con respecto al sistema global, el ritmo acelerado de la competencia empuja a las automotrices a asociarse en Joints o M&A, en la búsqueda de la economía de costos, compartiendo todo tipo de autopartes, plataformas y diseños, a veces directamente a costa de la marcas mismas. Todo sinergiza en la tendencia a la concentración de la industria global alrededor de 13 automotrices que controlan 62 marcas.

En el camino de la globalización y su subproceso, la electrificación, no perder competitividad es vital. Las empresas se ven atraídas, en extremo, por el know-how tecnológico de las gigantes que les puedan brindar continuidad en el mercado y estabilidad microeconómica.

En paralelo, otros dos actores del sistema permanecen atentos a todos los cambios, con incertidumbres en cuanto a su comportamiento futuro: inversores y consumidores, dueños soberanos del dinero que mueve las ruedas de toda la industria automotriz. Los inversores, en la libertad del mercado, no apostarán por tecnologías que, probablemente, puedan tornarse rápidamente obsoletas y los consumidores, por su parte, pueden permanecer expectantes a una abrupta baja en los precios de las baterías y, en consecuencia, de los EV.

Innovación acelerada en el mundo de las baterías para EV’s. 

El escenario automotriz se dinamiza, por otro factor de peso, la alta tasa de cambio tecnológico en el sector de las baterías para EVs, superando los límites del estado de la técnica constantemente y desatando una competencia aún mayor entre las automotrices.

Este escenario está atravesado por una aceleración inimaginable, hasta para los mismos expertos, con un potencial de innovación y un riesgo de disrupción tecnológica elevados.

La rápida transición hacia el universo eléctrico, con el paso marcado por un nivel de inversiones en R&D impactante (decenas de miles de millones de dólares), auguran una aceleración continuada en la tasa de cambio con su potencial impacto, con distintas intensidades, en la tasa de sustitución de tecnologías en el contexto de las baterías.

A nivel de las marcas y del mercado automotriz, como primer efecto, el desarrollo tecnológico en el mundo de las baterías ha tomado una centralidad tan manifiesta que las empresas tradicionales, con un modelo de negocio basado en motores a combustión, se resignaron a tener que debatir un posicionamiento en las arenas eléctricas22.

Así se valen, por una parte, de las alianzas ya estrechadas entre las automotrices del mundo occidental y China y, por la otra, de las asociaciones y distintos modelos de colaboración con otro tipo de actores del ecosistema, fabricantes de baterías23 y centros de investigación a lo largo del globo. Bien al inicio de la cadena de valor también figuran los propietarios y extractores de metales, de diverso calibre.

Pero advirtamos que la agresiva competitividad entre las automotrices, no excluye la formación de un entramado asociativo muy complejo a) entre automotrices (hemos visto que también a través de M&A) y b) entre automotrices y fabricantes de baterías, con asociaciones cruzadas donde encontramos a fuertes competidores en el campo automotriz, que son proveedores oligopólicos (o cuasi monopólicos) de materias primas esenciales en el campo de las baterías. De allí, que el ecosistema automotriz siga ganando en complejidad.

Como segundo efecto, esa misma centralidad, ha desatado una guerra ‘intra-sector EV’ mucho más intensa que la inter-sector, es decir, ‘EVs vs térmicos’.

En el corto y mediano plazo, confrontarán sus distintos jugadores EVs, en general sobre las base de variaciones tecnológicas de baterías de litio de estado sólido, propias o licenciadas por terceras compañías, algunas aún con investigación en laboratorio, otras con prototipos en desarrollo, otras pendientes de escalado (un factor esencial) o con la resolución de costos pendiente (otro factor esencial) y otras ya en producción.

En ese contexto, el juego de la competencia en el mercado eléctrico y la colisión entre marcas eléctricas comienzan a quedar abiertamente declarados e inicia su despegue, quedando lejana aún su consolidación.

Baterías, un componente clave de EVs

En el desarrollo de baterías, un componente central de EVs, inciden una serie de factores extremadamente complejos y difíciles de amalgamar.

Una fuerte implicación causal interviene entre los elementos químicos utilizados y sus combinaciones, su disponibilidad, sus costos y su logística, las tecnologías implementadas, el tamaño de la batería, su densidad energética, la velocidad de carga, su performance térmica, la autonomía, la potencia del motor, las prestaciones del vehículo, su diseño, el precio, etc.

Por supuesto, inciden otros factores inhibidores e impulsores, como la intensidad en I+D+i+e de los jugadores (muy relacionada con el liderazgo y los niveles de apetito de riesgo de las compañías), sus apuestas tecnológicas, las cooperaciones tecnológicas, joint-ventures comerciales, la voluntad por posicionarse en los mercados y por ampliar las cuotas, la voluntad de liderazgo en el sector, entre otras.

Las baterías, de no contar con una tecnología adecuada, reducen su autonomía, aumentan los tiempos de carga, el tamaño del EV se ve afectado y limitado en su diseño y los precios -aspecto fundamental del problema- no descienden (por lo que EVs no resultan aún competitivos frente a los térmicos).

La era del Litio.  La competencia en curso

Los primeros esfuerzos tecnológicos relativos a baterías de Ion-Litio (Lithium-ion o Li-ion) se orientaron a obtener mayor densidad, mayor velocidad de carga, menor tamaño y un menor precio sólo alcanzable a través de una economía de escala.

Efectivamente, se ha logrado construir un componente que, a lo largo de los últimos diez años, ha reducido su precio significativamente. Se calculaba que alrededor de 2020 finalmente se llegaría a esa frontera en la que se equipararían los precios de EVs con sus homólogos térmicos, con la expectativa de poder competir en los mercados de cada segmento.

Para que ello ocurriera, el costo de fabricación de las baterías debería ser menor a USD 100 / kW/h y a pesar del raudo descenso durante la década pasada, esa meta no fue alcanzada y, además, el descenso comenzó a amesetarse.

Algunas compañías fabricantes de baterías, abrazaron la contienda con firmeza para alcanzar la meta de costo tanto como la meta de escala, muchas sin éxito en alcanzar el umbral de competitividad24.

En el contexto de ese mercado EV ralentizado, Elon Musk, una vez más, toma la iniciativa desde Tesla con el proyecto Roadrunner, para bajar la mencionada meta de costos, fabricando su propias baterías de litio: el modelo Tesla 468025 .

Otras de las mejoras, que contribuyeron a bajar los costos arrojaron a) un nuevo ánodo de silicio (en 2020 en prueba piloto), b) el rediseño del proceso de producción del cátodo, c) el carácter estructural de las baterías, que no conforman un agregado al EV, sino que forman parte del vehículo, al decir de Musk  “…así como los tanques de combustible de un avión tienen forma de alas…” (Tesla, 2020)26. 

Finalmente, Musk, sin parangón en el mercado solucionó el problema de la sobrecarga de temperatura y, por ende, el tiempo de carga (Arcos, 2021) con un incremento revolucionario de energía27, de eficientización y ecologización del proceso productivo y alcanzando la meta de pasaje del laboratorio a la fabricación a gran escala. La reducción efectiva total del costo de fabricación fue 56%.

En conclusión, Tesla solucionó el problema tecnológico, completó el camino de la disrupción por costos y por autonomía, logrando la tan ansiada Super Charge y cumplió con la meta de escala, esencial para satisfacer el crecimiento exponencial de la demanda -proyectada- para los próximos 10 años. 

Desde el punto de vista del mercado, este hito significaría que, de ahora en más, aquel jugador que no pueda escalar velozmente su producción no podrá competir.

Estado sólido. Nuevos elementos y un escenario más veloz

El gran salto generacional en el campo de las baterías llega con el desarrollo de las baterías de estado sólido, como evolución tecnológica de sus antecesoras líquidas. Y si bien las baterías de estado líquido, que van madurando en sus resultados y rindiendo frutos económicos, el ‘estado sólido’ promete superar las expectativas de performance de su antecesora.

La diferencia esencial es que las baterías de estado sólido, funcionan sobre el mismo principio que las de Ion-Litio, sólo que utilizan un electrolito sólido en lugar de uno líquido o en forma de gel, quedando claro que solamente son competitivas en densidad de energía las baterías con ánodo metálico (Fuentes, 2019). 

Es notable que, así como el motor a combustión permite un bajísimo margen de innovación tecnológica, en el mundo de las baterías eléctricas, las de Litio utilizan una tecnología que también deja poco margen para el desarrollo adicional de prestaciones, sólo superable por las de estado sólido.

En contexto global, numerosas compañías y startups dedicadas al desarrollo de baterías trabajan con las grandes automotrices e inversores privados para lograr el estado sólido. La mayoría se encuentra en las etapas precompetitivas, mientras Tesla es uno de los escasos jugadores con presencia de mercado.

A pesar de la multiplicidad de asociaciones, aún persiste un patrón en el que se pueden identificar tres grupos: 1) fabricantes de EVs americanos manteniendo vínculos afianzados con fabricantes de baterías japoneses y surcoreanos, 2) Los fabricantes de automóviles europeos, quienes planean desarrollar sistemas locales de suministro de baterías y 3) los fabricantes de automóviles chinos, japoneses y surcoreanos cooperan estrechamente con sus fabricantes locales de baterías.

Esquematizando aún más, la mayoría de los fabricantes automotrices globales son proclives a asociarse con proveedores de baterías chinas para construir plantas, mientras que los fabricantes automotrices de EVs chinos compran baterías únicamente a proveedores chinos.

Por ejemplo, CATL (Contemporary Amperex Technology Ltd.) se encumbró como el principal fabricante de baterías para EVs de China, del mundo y principal proveedor de baterías del mercado local, mientras provee o proveerá a las grandes automotrices europeas con su segunda gigafactory en el viejo continente (Diario de Sevilla, 2022).

Los propios jugadores japoneses, a pesar de su voluntad competitiva, se quedan atrás a medida que desarrollan sus propias redes de suministro eléctrico. Toyota Motor que planea construir una planta de baterías en USA, todavía adquiere la mayoría de sus baterías de un importante fabricante chino (Kawakami et al., 2022).

Todos los Joints de baterías, intentan acelerar la I+D también en vistas a lograr el estado sólido, algunos en base a sulfuro, otros continuando con la elaboración de celdas con electrolito sólido de iones de litio de última generación, nuevos materiales, nuevas tecnologías de revestimiento de materiales, sustitución de un electrolito líquido por un material sólido en base a polímeros plásticos. 

Otra combinación en vistas a un futuro cercano se basa en la utilización de Silicio (Si) en la batería, reuniendo dos de las tecnologías más prometedoras: el electrolito sólido y ánodos de silicio, versus las convencionales de litio, con electrolito líquido y ánodos de grafito (GARCÍA, 2021). 

Y recordemos que Tesla se encontraba realizando pruebas piloto con este tipo de ánodos en 2020, con SilLion Inc., una pequeña startup con desarrollos tecnológicos interesantes, tomando nuevamente la delantera con el estado sólido.

Algunas cifras del mercado EV hoy

La previsión de la aparición de EVs en base a tecnología de estado sólido en los mercados fue prevista para 2028 (López, 2018), lo que da cuenta de la aceleración de los cambios tecnológicos y sus impactos de mercado.

La producción mundial de EVs en 2021 fue de casi 4 millones de unidades. China representó el 57,4 % del total, Europa 22 %, USA 12 %, mientras que Japón alcanzó solo 0,9 % (Kawakami et al., 2022).

De hecho, Tesla produce hoy día en su Gigafactory de Shanghai (China), 1 millón de vehículos al año, con márgenes brutos y costos líderes en la industria, siendo la fábrica de EVs más productiva del mundo (ELECTREK, 2022). Y deberíamos sumar la producción de Fremont (USA) y la producción futura de las plantas de Austin (Texas) y Berlín (Alemania).

Mientras tanto, las automotrices chinas han exportado ½ millón de autos eléctricos durante 2021, impulsado por el aumento de las ventas en Europa (50% de estas exportaciones) y el sudeste asiático, donde compite agresivamente por costos con Japón. De esta forma, China representa casi 60% de la producción global de vehículos eléctricos y emerge como la fábrica mundial de vehículos eléctricos. Vale comentar que del ½ millón exportado, 100.000 unidades corresponden a la planta Tesla de Shanghái (Kawakami et al., 2022).

China se está quedando sin dinero para subvenciones, por lo que los fabricantes chinos deberán salir al exterior y pelear cuotas de mercado, lo que los analistas europeos creen aún muy dificultoso (Ulrich, 2022).

Volkswagen comercializó ½ millón de EVs puramente eléctricos, un año antes de lo previsto, 2023, (González, 2022) en el marco de una agresiva campaña para la próxima década, cuando espera producir 22 millones de unidades entre todas las marcas del grupo para 2028 (GARCÍA, 2019).

Por su parte, StoreDot, un desarrollador israelí de baterías de iones de litio para EVs, pronostica que las baterías de estado sólido para EVs de carga rápida , llegarán no antes de 10 años. Pero, pero la recarga de 160 km en 5 minutos llegará en 2024 (Vargas, 2022).

El Hidrógeno entra en escena

Finalmente, a partir de la exploración del espectro global de jugadores resonantes de fabricación de baterías y EVs, podemos mencionar la tecnología en base a hidrógeno (H), la cual además de ser 100% libre de emisiones, otorga a las baterías una autonomía sensiblemente mayor y permite una recarga similar a los vehículos de combustión interna o térmicos (Rodríguez et al., 2021).

En este punto vale establecer una diferenciación entre los EV’s que funcionan con baterías (battery-powered electric cars, BPEC) y los vehículos con pilas de combustible de hidrógeno (hydrogen fuel cell vehicles, HFCV) (Lewis, 2015).

Sencillamente, ambos utilizan motores eléctricos alimentados por dispositivos electroquímicos, pero los EVs a batería (BPEC) utilizan energía almacenada en ese mismo dispositivo, mientras que los vehículos de celda crean electricidad en una pila a bordo, a través de combustible (hidrógeno) almacenado que reacciona para producir energía (generalmente utilizando oxígeno del aire). De esa forma, se desacopla la conversión de energía de su almacenamiento, según Shawn Litster, ingeniero de la Universidad Carnegie Mellon, Pittsburgh, quien trabaja en el diseño de celdas de combustible.

Estos vehículos con pilas de combustible logran un mejor desempeño en alcance que los vehículos a batería, porque pueden almacenar más combustible (hidrógeno).

Las principales desventajas de estos vehículos de pila de combustible de hidrógeno se resumen en: 1) la falta de infraestructura suficiente para reabastecimiento, 2) el costo de los catalizadores (platino, por ejemplo), según Litster, 3) durabilidad y confiabilidad de las celdas, 4) el costo del vehículo y 5) el Talón de Aquiles de las tecnologías, el paso del laboratorio a la producción en masa.

Cerrar la brecha entre los EVs de batería y los de pila de combustible será una tarea enorme, debido a los desafíos mencionados, según Global EV Outlook 2021 de IEA (International Energy Agency).

Entonces, de acuerdo al estado de desarrollo de la tecnología de pilas de combustible de hidrógeno para vehículos (hydrogen fuel cell vehicles, HFCV:

Por una parte, se encuentra aún a pequeña escala, con problemas de disipación del calor en la reacción de la aleación así como de reciclado y de impacto medioambiental, siendo en comparación un proceso significativamente más costoso que otros, con mayores costos y menor eficiencia.

Por otra parte, en algunos experimentos el proceso de producción presenta una alta productividad de hidrógeno. A demanda y en tiempo real, otorga a las baterías una autonomía sensiblemente mayor y permite una recarga similar a los vehículos de combustión interna o térmicos 100% libre de emisiones (teniendo en cuenta las presiones normativas a mediano plazo), las promesa de largo alcance, reabastecimiento rápido, capacidad de escalado a plataformas más grandes sin agregar peso restrictivo y tamaño, sumando la oportunidad significativa de incorporar los dispositivos con esta tecnología a transporte de carga liviana y pesada, camiones, autobuses, trenes y aviones e industrias como la construcción.

La tecnología HFCV, goza del beneplácito y el impulso por parte de instituciones de diversa índole, gobiernos, ministerios, institutos, T&E (Transport and Environment) con sede en Bruselas, FCHEA (Fuel Cell and Hydrogen Energy Association), AFDC (Alternative Fuels Data Center, USA),  IEA (International Energy Agency), EPA (Environmental Protection Agency, USA) junto con NEDC (China y Japón) y WLTP (UE), los 3 entes mundiales de homologación y estandarización de medidas de autonomía de EV.

Aunque, por el momento, los EV que funcionan con baterías tienen ventaja sobre los vehículos de celda de combustible, ambas tecnologías están avanzando rápidamente, sin certezas sobre sendas evoluciones, a criterio de Litster (Lewis, 2015).

Las patentes del Hidrógeno

Con respecto a las patentes solicitadas referidas a la tecnología HFCV recogidos de la base de datos Espacenet, la búsqueda arrojó alrededor de 6.300 resultados. En base a ello, se destaca la siguiente información.

Las organizaciones solicitantes de patentes listadas, son 100 compañías que han solicitado en el período de referencia dichas patentes.

La distribución presenta un fuerte liderazgo japonés en particular y asiático en general (por la participación de empresas surcoreanas) y con presencia de empresas europeas y chinas. A partir de información resumida sobre las patentes solicitadas, es posible consignar que la primera empresa concentra 20% (Toyota), las primeras 5 empresas concentran 50% (Toyota Corp y Toyota Co. Ltd., Honda, Hyundai y Nissan), las primeras 25 empresas concentran 80%, mientras que las restantes 75 empresas que concentran 20% restante completan el total del panel.

El automóvil de Hidrógeno en el mercado

En cuanto a la información de mercado relativa a HFCV, la consultora de investigación de mercados Polaris Market Research, informa que el mercado mundial de vehículos de celda de combustible de hidrógeno (HFCV) en 2019 se valoró en USD 2.560 millones y se espera que aumente en forma anual 41,2% hasta 2026 (Polaris Market Research, 2020). Para el período de referencia, la consultora graficó la tendencia.

Los factores que explican el crecimiento del mercado HFCV, para la consultora, radican en 1) el creciente desarrollo de tecnologías en el sector automotriz, 2) el progresivo desarrollo de infraestructura de carga e hidrogeneras, 3) la aplicación de desgravaciones fiscales para el fomento del consumo de HFCV, todo lo que impactaría en un crecimiento de la industria mundial y sus mercados.

Como factores que obstaculizan el crecimiento, si bien los consumidores del mercado global muestran una reacción favorable hacia los HFCV, la aún marcada escasez de infraestructura, impulsa a los potenciales consumidores a trasladar su opción a un segundo lugar. Sin olvidar mencionar, como resulta vox populi, que los HFCV muestran un muy alto costo, recordando que deben ser competitivos frente a los térmicos y ahora ante los EVs afines.

También debería considerarse que una alta inversión en infraestructura, seguramente encontrará restricciones presupuestarias, además de las desgravaciones fiscales, lo que probablemente agregaría limitaciones al crecimiento del mercado.

A partir de 2019, tres modelos de FCEV se ofrecen en el mercado, de las marcas Honda, Hyundai y Toyota y progresiva y lentamente van apareciendo nuevos.

Luego, la mayoría de las compañías aun trabajan para lograr lanzar su modelo, experimentando problemas en la electrólisis, el preocupante problema de la compresión para el almacenamiento y las fugas, como la seguridad en la recarga de hidrógeno.

El panorama competitivo, también cuenta con jugadores destacados del mercado global de HFCV como Daimler AG (Mercedes-Benz), BMW, General Motors Company, Groupe Renault, Mazda Motor Corporation, Hydrogenics, Kia Motor Corporation y Tata Motors Limited

Martin Daum, Presidente de Daimler Truck AG, sobre el debate entre pilas de combustible de hidrógeno y baterías eléctricas opina que el equilibrio resulta clave, por lo que optaron por ambas tecnologías, explicando que 1) diferentes tecnologías serían apropiadas en diferentes escenarios y 2) que resulta demasiado arriesgado para una empresa de su envergadura optar por una sóla tecnología, donde podemos apreciar otro interesante abordaje del riesgo y su incidencia en la definición de actividades de I+D+i+e. Inclusive, propone hibridar el uso de estas alternativas.

Herbert Diess, exdirector ejecutivo de Volkswagen Group, sostuvo que el hidrógeno además de la automoción, resulta productivo para el acero, los productos químicos, la aeronáutica, aunque aún es demasiado caro, ineficiente, lento y difícil de desplegar y transportar; agrega además que ‘no hay autos de hidrógeno a la vista’. Pero sí los hay…

China, por su parte, a través de investigaciones de la Academia de Ciencias de China y la Universidad de Tsinghua, se encontraría en condiciones de crear hidrógeno in-situ, es decir, en el lugar en el que se lo precisa, a partir de una aleación de metales y eliminando la peligrosidad de la manipulación y transporte propia este elemento (Rodríguez et al., 2021). El proceso presenta una productividad de hidrógeno de 92% y podría aplicarse a cualquier tipo de transporte. Resta resolver el problema de la disipación del calor en la reacción de la aleación (que debe ser optimizada) así como el reciclado y el impacto medioambiental.

Para nuestro punto de interés, han descubierto un mecanismo de activación programable para producir hidrógeno a demanda y en tiempo real, pero aún a pequeña escala y con un proceso significativamente más costoso que los demás.

Y es muy interesante la postura de Tesla, que emprende y se actualiza sin importar los costos, adoptando una posición renuente frente al hidrógeno. Elon Musk, como director ejecutivo, en 2020, como siempre antes, ha opinado que las celdas de combustible de hidrógeno son ‘extremadamente tontas’. Aduce la dificultad de fabricar hidrógeno, almacenarlo y utilizarlo en un automóvil y que la celda de combustible de hidrógeno en el mejor de los casos no genera mejores prestaciones que las baterías actuales, siendo así un sinsentido y que quedará en evidencia en los próximos años. No hay razón, expresa Musk, para siquiera sostener un debate al respecto (Frangoul, 2021). Sus puntos de vista no son compartidos por el sector automotriz.

Los vehículos eléctricos que funcionan con baterías tienen una ventaja sobre los vehículos de celda de combustible, pero ambas tecnologías están avanzando rápidamente, sin seguridad sobre sendas evoluciones, a criterio de Litster (Lewis, 2015). Competitivamente, los EVs a batería se posicionan sólidamente con firmas como Tesla al frente, pero el camino competitivo nunca se encuentra asegurado.

Nuevamente, el enorme esfuerzo financiero para la comercialización y el desarrollo de la infraestructura de reabastecimiento de combustible, funcionarán como variables moderadoras del desarrollo del mercado y el crecimiento de estos jugadores en el corto plazo. Otra variable a tener en cuenta, serán los avances tecnológicos de los laboratorios de HFC (por ej., sobre refrigeración de las pilas de hidrógeno).

La oferta se orienta al segmento de vehículos de pasajeros, que dominaría hasta al menos 2026, con mayor foco en la alta calidad de los EV, énfasis en la innovación general de producto, paralelamente a una tendencia general entre las automotrices a aumentar las actividades de R&D para incrementar la eficiencia del combustible.

Desde un punto de vista regional, América del Norte presentó la mayor participación en el mercado mundial de HFCV y se espera que continúe su dominio en el mercado hacia 2026.

En USA, los incentivos HFCV y la infraestructura de hidrógeno continúan experimentando un impulso incomparable. Japón, Reino Unido, Alemania y California han anunciado planes de ayuda financiera para desplegar hidrogeneras en USA. Se espera por parte de Asia Pacífico un fuerte impulso acompañando la más rápida tasa de crecimiento del mercado global, gracias a la alta demanda y a sus capacidades de fabricación automotriz altamente desarrolladas en la región, particularmente en China.

Japón y Corea del Sur, continuaría promoviendo fuertemente la tecnología de pilas de combustible.

IEA (International Energy Agency) en su panorama anual, en esta ocasión el Global EV Outlook 2021, publica información estadística muy precisa sobre BEVs (Battery Electric Vehicles), PHEVs (Plug-In Hybrid Electric Vehicles), FCEVs (Fuel Cell Electric Vehicles). 

La tendencia de las ventas globales de EV en el período 2010-2020 muestra un franco crecimiento, también para los FCEV, inclusive a pesar de COVID-19.

Escenarios publicados por IEA brindan proyecciones de las ventas globales para el período 2020-2030:tanto para BEVs, PHEVs y FCEVs.

Detrás de estas proyecciones se encuentra el propósito, enmarcado en las políticas gubernamentales y el escenario de desarrollo sostenible compatible con los objetivos climáticos del Acuerdo de París, de alcanzar una venta global total de 30% de EV para 2030.

Expertos del Bank of America, entienden que la economía del hidrógeno está por despegar con la próxima convergencia de la caída de los costos de producción, las mejoras tecnológicas y un impulso global hacia la sostenibilidad, proyectando USD 2,5 billones de ingresos directos, USD 4 billones contabilizando ingresos de productos asociados como los vehículos de celdas de combustible (FCV), con un potencial de mercado total de USD 11 billones para 2050 (Stevens, 2020).

Algunas reflexiones

Sobre fines de 2020 circulaban a nivel global 10 millones de EV, cerrando una década de rápido crecimiento, a pesar de la recesión mundial a causa de COVID-19; se comercializaron globalmente 3 millones de EV y también se expandieron las ventas de autobuses y camiones eléctricos (IEA, 2021).

En cambio, el uso de hidrógeno para transporte no alcanzaba 0,01% de la energía consumida y para 2020 los FCEV representaron una parte marginal del stock total global de vehículos (<0,01%) y de EV (0,3%). Pero el mercado FCEV ha comenzado a despegar, catapultado por los desarrollos en Asia y los Estados Unidos (IEA, 2021).

Promediando 2021, 40.000 FCEV circulaban globalmente. Los stocks crecieron 70% anual entre 2017 y 2020, cuando se acusó el golpe de la recesión. En 2021 las ventas registradas fueron récord (Corea y California, principalmente).

Scott Samuelsen, Director fundador del National Fuel Cell Research Center, UC Irvine, recuerda que el desarrollo de la tecnología del hidrógeno para EV comenzó en los años ’90s (justamente en California, donde hoy disponen de 45 hidrogeneras), es decir, tiene una trayectoria de 30 años. Ello implica que los problemas de abastecimiento de la recarga como los técnicos, mecánicos, tecnológicos, especialmente la pérdida severa de energía28 son problemas evolutivos (Physics Girl, 2021).

Samuelsen observa que los BEVs también transitaron esa fase, aunque se encuentran mucho más avanzados en su ascenso a la mainstream que los FCEV; a su criterio, el crecimiento de mercado, suele dibujar una línea creciente suave y con altibajos hasta el despegue final (Physics Girl, 2021).

La empresa Ballard, que brinda soluciones y productos tecnológicos de HFC (entre otros) asegura que las condiciones están dadas para la implementación definitiva del HFCV a mediano-largo plazo, debido a: 1) la existencia de mercados masivos, 2) la necesidad de la descarbonización, 3) la disrupción sin precedentes en el mercado automotriz, que cambian hasta la naturaleza misma de la movilidad a nivel global, 4) el liderazgo chino, con producción masiva políticamente impulsada, que superaría a los demás productores globales y 5) el inicio de la comercialización, por parte de Japón (MacEwen, 2018), con planes de crecimiento que involucran hasta la idea de una ‘sociedad impulsada por hidrógeno’ propuesta por Toyota.

Asistimos a la inauguración de un juego de mercado altamente competitivo, que confrontará a jugadores EV con sus distintas tecnologías, con una alta tasa de aceleración de cambio tecnológico.

En el ámbito de I+D+i, las compañías recorren el camino de la disrupción por costos, por autonomía y escalabilidad, lo que marcaría el ritmo del mercado en los próximos cinco a diez años. Y existe un consenso general entre los expertos, quienes enfatizan que la clave de la competencia es la tecnología de baterías, que ha tomado una centralidad tan manifiesta que se ha desatado una guerra intra-sector EV mucho más intensa que la inter-sector, es decir ‘EV vs térmicos’, los cuales -por su parte- tomaron iniciativa para debatir un posicionamiento en las arenas eléctricas.

Las baterías de Ion-Litio (LIBs) son actualmente la tecnología dominante para EVs, pero son mejoradas con sucesivas combinaciones y sustituciones de elementos en toda su estructura y aunque el escenario más probable es que continúe la tendencia de su uso generalizado, la tecnología del hidrógeno ha tomado la suficiente relevancia como para convertirse en objeto de vigilancia tecnológica.

La transición del actual paradigma de movilidad hacia un futuro electromóvil nos ofrece una imagen borrosa, incierta y volátil, donde los futuros escenarios podrían presentar sustituciones abruptas, convivencias largas, transiciones híbridas o combinaciones inimaginadas que incluyan vehículos térmicos, híbridos y eléctricos, opciones donde jugarán un papel definitorio las ( r ) evoluciones internas en el mundo de las baterías, ya sean las mencionadas o nuevas emergentes. 

Inciden además megatendencias que dan forma al mercado automotriz, como la conectividad, automatización, car-sharing, Vehículos Autónomos (AV) privados y públicos (o platoons de camiones interconectados), actualización anual de los EVs, sumado a las disrupciones que no provienen del mismo entorno automotriz sino de jugadores externos (como por ej. Alphabet y Sony Group Corp).

Ante estos posibles escenarios, la vigilancia tecnológica construye un basamento sólido y confiable de insumos de información, invaluables a la hora de entender e ingresar en los mercados.

* Esp. Lic. Jorge Bernardi.

ARISTOT. Intelligence Consulting Firm. Director of Research, nowadays. 

Former Member of G&IS ● Think Tank’s Executive Committee, University of Salamanca Graduate School, Spain.

Jorge holds a degree in Political Science (major) and Public Opinion and Political Analysis (minor), and later he obtained a postgraduate degree as Specialist in Research of Public Opinion and Markets, both at Buenos Aires University. He also holds postgraduate degree as Specialist in Technology and Innovation Management at GTEC Buenos Aires Consortium. Now is finishing Master Technology and Innovation International Management at EULA-GTEC (Erasmus Program).

Trained in Futures Studies methodologies at Copenhagen Institute for Futures Studies, Denmark,

He was teacher and member of the academic coordination for Argentina node of Turku School of Economics and Business at Turku University, Finland; also, is seminar speaker about Human Resources Training Trends and Corporate eLearning, as well as technological entrepreneur.

Head and Professor of Strategic Foresight at Maestría en Inteligencia Estratégica Nacional, UNLP, Argentina.

Head and Professor of Innovation Strategic Management at MBA Gestión de la Tecnología y la Innovación, UK, Argentina.

Academic consultant and South Cone Head of the ‘Global and International Studies’ Program MA degrees, University of Salamanca Graduate School.

Jorge was Special Consultant in Innovation & Technology at the Copenhagen Institute for Futures Studies Argentina since 2014. His scope is related with creativity, innovation, technology, strategy, organizational development, work and societal trends.

As a member of CIFS in Argentina, he took part in research for Ministries, and for private sector businesses.

Previously, Jorge served in national consulting firms, international companies and in National Government.

LinkedIn: ar.linkedin.com/in/jorgebernardi

1 Además de equipamiento motor, como combustible, Diesel fue el contendiente histórico de las naftas en cuanto a costo económico como ecológico.

2 Con una estrategia de penetración de mercados basada en la confiabilidad y un precio competitivo como puntas de lanza para ganar cuotas de mercado y, paulatinamente, homologando su calidad y tecnología con las firmas europeas y americanas, han logrado en distintos países posicionarse entre las marcas más vendidas, algo impensado hace no demasiados años.

3 Como First Auto Works (FAW) creada en 1956 y Second Auto Works (luego DongFeng Motors).

4 Por ejemplo, los fabricados por la empresa Shanghai (luego evolucionada SAIC, Shanghai Automotive Industry Corporation).

5 Los flujos de Inversión Extranjera Directa hacia China ascendieron a USD 47.000 millones en el año 2000, USD 124.000 millones en el año 2010 y USD180.000 millones en el año 2020 (UNCTAD, 2022).

6 Las conocidas como las ‘Big Three’, FAW (First Automotive Works), SAIC (Shanghai Automotive Industrial Corporation) y Dongfeng Motor Company, las ‘Small Three’, Beijing Automotive Industrial Corporation, Tianjin Automotive Industrial Corporation y Guangzhou Automotive Industrial Corporation y, las ‘Mini Two’ Changan y Ghizou Aviación (Holweg et al., 2005).

7 Bajo este esquema, los aportes extranjeros, en forma simultánea a la reducción de la inversión en capital fijo -en especial en activos tangibles- también veían reducido casi por completo el riesgo de venta.

8 China quedaba, además, en condiciones de formalizar el conocimiento en forma explícita y desarrollar un sistema educativo de alta calidad, desde donde formar a sus profesionales, cuadros técnicos, ingenieros y managers de toda gama.

9 En 1983 se crea el primer Joint Venture, Beijing Jeep Co., participada por Beijing Automotive Industry Corporation (BAIC) y American Motors Company (luego absorbida por Chrysler) y secundada en 1985 por Shanghai-VW, establecida entre Shanghai Automotive Industry Corporation (SAIC) y Volkswagen. A finales de los ‘80, First Auto Works, de propiedad estatal, y Dongfeng también se embarcaron en una serie de empresas conjuntas. La primera empresa conjunta de FAW fue FAW-Volkswagen en 1992, que había comenzado previamente una alianza tecnológica con Audi. Además de Volkswagen, FAW inició empresas conjuntas con Toyota y acuerdos de licencia de Mazda para varios modelos. Dongfeng estableció su primera empresa conjunta con Peugeot en 1992. Durante mucho tiempo, tres modelos de automóviles de estos tres grupos dominaron el mercado automotriz chino: Santana de Shanghai-Volkswagen, Jetta de FAW-Volkswagen y Fukang de Dongfeng-Peugeot;  recordemos, en ese entonces aun fuertemente regulados.

El mismo proceso es evidente en el segmento de autos pequeños (Holweg et al., 2005).

10 BMW, por ejemplo, no eligió la empresa estatal sugerida por el gobierno, sino que se asoció con Brilliance, que aún no tenía un socio extranjero. En este caso, el temor de BMW ya no recaía en la política china, sino en que su tecnología pudiera filtrarse a sus competidores occidentales a través de un socio del Joint (Holweg et al., 2005).

11 Brilliance, Chery, Geely, GreatWall, Hafei, Jianghuai, SouthEast y Zhongxin (Luo, 2005). También figuran Lifan, BYD, Bird y Aux (Resiale Viano, 2019).

12 Si en 2003 China contaba con una población de 1.300 millones y 22 millones de vehículos censados (17,3 por cada 1000 habitantes), en 2019 el parque automotor ascendió a 250 millones de vehículos (52 vehículos por cada 1000 habitantes), en un crecimiento exponencial pero aún insuficiente.

13 De esa forma, el grupo GAC Group (Guangzhou Automobile Group) comercializa marcas propias como GAC, Trumpchi y Aion.

BYD (Build Your Dreams) comercializa las marcas Qinchuan Automobile y Tang en algunos mercados europeos, Medio Oriente y Sudamérica.

Dongfeng, es un coloso en cuanto a marcas: Venucia, Fengdu, Aeolus, Forthing, Voyah y Dongfeng.

FAW Group (First Automobile Works) con fuertes vínculos con los funcionarios del estado chino, opera con 10 marcas propias: camiones Jiefang, los automóviles convencionales Bestune y modelos de lujo Hongqi.

Chery Automobile, comercializa las marcas Chery, Exeed, Karry y Jetour.

SAIC Motor (Shanghai Automotive Industry Corporation), comercializa las marcas MG Morris Garages, Roewe, Maxus y Feifan,

Great Wall Motors, principal fabricante chino de SUV’s, comercializa SUV Haval, Wey, Tank, ORA y Great Wall.

Geely Group (Zhejiang Geely Holding Group), el grupo más global, gracias a su participación de control en Volvo Cars, con fuerte impulso de algunas de sus marcas fuera de China. Lanzaron nuevas firmas como Lynk & Co presente en Europa con gran éxito en Holanda, Polestar (gemelo chino de Volvo), Zeekr y Geometry.

Changan Automobile, con marcas Changan Oshan y Kaicene. (Motor 1, 2022).

BAIC se encuentra aliada con Hyundai y Mercedes Benz.

14 GAC Group comercializa marcas propias aunque en su proyección global no ha llegado a Europa ni USA aún.

BYD comercializa sus marcas en algunos mercados europeos, Medio Oriente y Sudamérica.

Dongfeng, comercializa algunas de sus marcas en Europa), con el mejor posicionamiento en los mercados globales en los segmentos de vehículos comerciales ligeros. FAW Group comercializa Hongqi en Europa, con un SUV de lujo en Noruega. 

Chery Automobile, comercializa sus marcas con presencia muy limitada en mercados desarrollados y con plantas de producción en Brasil y Egipto.

SAIC Motor comercializa sus marcas en todo el mundo. En 2021, vendió 1,11 millones de autos, excluyendo las ventas de vehículos fabricados bajo Joints con GM-Wuling (Wuling Hongguang Mini EV, el EV más vendido de China), Volkswagen, General Motors e Iveco. La marca MG, fue la segunda marca china en ventas en Europa 2021.

Great Wall Motors, ppal fabricante chino de SUV’s, comercializa SUV Haval, Wey, Tank, ORA y Great Wall. Aunque su mercado principal es China, comenzó a explorar el mercado europeo con su marca ORA y sus vehículos pequeños de diseño retro. Haval tiene presencia en Sudamérica y Oriente Medio.

Geely Group, el grupo más global gracias a su participación de control en Volvo Cars, con fuerte impulso de algunas de sus marcas chinas fuera de China. Comercializan su marca Geely y adquirieron marcas extranjeras como Volvo, Proton y Lotus. Lanzaron nuevas empresas como Lynk & Co con presencia en Europa, Polestar, Zeekr y Geometry con gran éxito en Holanda,

Changan Automobile, marca Changan Oshan y Kaicene. Mantiene Joint-Ventures con Ford y Mazda. En 2020, Changan vendió más automóviles que otras empresas como Mazda y Tata Group (Motor 1, 2022).

15  Con calma, las marcas chinas interesadas por los mercados externos de EV, ensayan los primeros estudios de campo en mercados europeos a través de importadores privados, en mercados no comunitarios más receptivos como Noruega y los del este de Europa, más sensibles al precio de venta.

16 SAIC MOTOR (#68), FAW GROUP (#79), DONGFENG MOTOR (#122), BEIJING AUTOMOTIVE GROUP  (#162), GUANGZHOU AUTOMOBILE INDUSTRY GROUP (#186), ZHEJIANG GEELY HOLDING GROUP (#229) y BYD (436) que ingresó este año (CSIS, 2022).

17 Para 2025 podrían venderse en Europa 800.000 automóviles de producción china.

18 Stellantis, en 2019 cuarto mayor fabricante del mundo, con 8,5 millones de automóviles (4,65 millones aportados por FCA y 3,87 millones por PSA) concentrados en Europa y USA, se posiciona marginalmente en China, el mercado de 28 millones de automóviles vendidos al año, con una cuota conjunta que llega al 1,5%, aún lejos de otros competidores extranjeros como General Motors o Volkswagen. Analistas consultados por Reuters entienden que la fusión no hará más competitiva a la firma fusionada y evalúan que ambas compañías, bien preparadas para sus principales mercados, han fallado al adaptar sus modelos a las preferencias del mercado chino (Días, 2019).

19 En 2000 cinco países USA., Japón, Alemania, España y Francia producían casi 60% de la producción mundial de automóviles. Veinte años después, esta cuota de mercado mundial se redujo a 31,2%, casi la mitad. Igualmente, en 2000, apenas 8% de la producción mundial de automóviles provenía de tres países: Brasil, China e India. Casi veinte años después, esta participación se quintuplicó con creces hasta 39,5% (Quest Trend Magazine, 2021).

20 Jaguar y Land Rover.

21 Maruti-Suzuki (automóviles), Hero-Honda (motocicletas) y Exide-Leclanche (baterías).

22 Por dar un solo ejemplo, Chrysler, ahora integrada en el grupo Stellantis, sólo fabricará EVs a partir de 2028 y entiende que su principal rival es Tesla. Chrysler quiere poner en el mercado en 2025 su primer vehículo totalmente eléctrico y para 2028 toda su gama de automóviles será completamente eléctrica (DW, 2022).

Hernández, E. (2022). A partir de 2028, Chrysler sólo venderá vehículos eléctricos. Retrieved 4 December 2022, from https://www.forbes.com.mx/a-partir-de-2028-chrysler-solo-vendera-vehiculos-electricos/

23 Panasonic, CATL (ambos socios de Tesla), ByD, Blade, entre otras

24  No solamente bajar su costo, sino que alcanzaran al menos 150kW/h para 800 km de autonomía cuando varios jugadores sólo habían alcanzado apenas la mitad e, inclusive, solucionar problemas técnicos básicos como la disposición de las baterías.

25 Musk se propuso investigar y fabricar sus propias baterías, imponiendo la meta finalmente cumplida de reducir al menos 50% el costo por kW/h de fabricación de baterías de litio, con el modelo Tesla 4680, denominada así por el tamaño de la celda (pila), de diámetro 46mm x altura 80mm, lanzadas oficialmente este año.

26  Esta innovación, además de hacer más liviano al EV, genera un aumento en su seguridad debido a la densidad de la batería y a su emplazamiento en la base del EV, reduciendo su masa 10%, insumiendo menor consumo, otorgando mayor autonomía y una reducción total de 370 piezas, simplificando la infraestructura de ensamblaje, la velocidad del proceso de ensamblaje mismo, reduciendo los costos, reduciendo la necesidad de espacio 35% y 55% la necesidad de inversión por GW/h.

27 Obtuvo un incremento de 500% de energía, un aumento de 16% en autonomía y 700% en potencia y redujo 14% su costo de fabricación en el camino hacia el objetivo de reducción del 50%.

28 La eficiencia general del hidrógeno es 25% a 35%, mientras que para las baterías es 70% a 90% (Physics Girl, 2021).

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Subsidios e impuestos en el tablero geopolítico

El conflicto entre Rusia y Ucrania profundizó una crisis generalizada que va hastiando a la opinión pública. El bloqueo de la exportación de gas a Europa desató una estampida de los precios y expuso una crisis de liquidez en las transacciones financieras con derivados energéticos. Esto disparó una fuerte discusión en el seno de la UE. Si bien los europeos son los reyes del subsidio encubierto, el conflicto impulsó la intervención directa de los mercados reorganizando cadenas de abastecimientos, secuestrando activos corporativos, reescribiendo contratos comerciales con clientes y proveedores, ordenando a las compañías stockear reservas estratégicas y dar prioridad a las órdenes de la Comisión Europea por encima de posibles exportaciones. Mientras tanto, la Argentina con la pesada mochila de la deuda, sigue al tranco y con números bajos, pero positivos.

El estallido del conflicto entre ucranianos y rusos, convirtió a Europa en un enorme escenario de conflictos que está provocando el caos político y económico, afectando seriamente la seguridad energética de Europa y la de muchos países periférificos.

Podría decirse que hay unanimidad en la opinión experta de que la invasión rusa a Ucrania tendrá como consecuencia un cambio de paradigma para los mercados energéticos globales. En este sentido se conjetura que no habrá un regreso al orden anterior a la crisis y que los mercados energéticos buscarán una “nueva normalidad” por un camino que será largo e incierto.

Uno de los temas más relevantes y polémicos que está instalando la crisis son los roles del estado y el mercado en materia energética, porque los subsidios imponen precios máximos y diluyen el impacto de las señales de precios y demandan aumento de impuestos o nuevos gravámenes.

Otra de las consecuencias del conflicto y de los que poco se habla en los medios, es el impacto en la denominada “transición energética”. Las renovables están desaparecidas en su rol de proveedoras de energía limpia mientras el carbón recupera un lugar de privilegio. Además la COP 27, realizada en Egipto, demostró que pese a la multitudinaria asistencia, la agenda política climática despierta cada vez menos expectativas.

Energoestrategia 

Montados en la rusofobia europea, la estrategia norteamericana de sumar a la OTAN países limítrofes ex integrantes del Pacto de Varsovia para cercar a Rusia, por ahora solo profundizó los conflictos. Pero toda batalla siempre tiene riesgos y a pesar de que EE.UU. viene luchando para evitar la debilidad del dólar frente a otras monedas, podría tornarse consistente el impulso de China y Rusia al uso de divisas alternativas.  

Europa se debilita: UK salió de la Unión, el euro se devaluó y la crisis de precios y abastecimiento de los energéticos está tensando las cuerdas de las internas políticas. Los conflictos sociales en Francia y Alemania –por nombrar dos estados grandes– auguran cambios radicales en las conducciones políticas para los próximos años. En medio de la puja, las sanciones contra Moscú no estarían dando el resultado esperado, afectando más a los países pobres que a la propia Federación de Rusia.

Inflación, reducción de la demanda de alimentos, bienes y servicios y aumento en las tasas de interés están generando un malestar sin presidentes en el continente que, según los expertos, los problemas se agravan porque “los bancos centrales están encarando mal el problema de la inflación”.

Una ola de protestas contra las sanciones antirrusas en muchas ciudades europeas –que poco se muestra en los medios occidentales–, encendió las luces de alarma para los líderes europeos.  La opinión pública en Europa tiene peso y está exigiendo cambios en las conducciones y si se profundiza la crisis humanitaria y migratoria podrían cambiar las tendencias políticas.

Fuego amigo

Otra de las consecuencias directas del conflicto, es el proceso de desindustrialización que sufren varios de los países europeos, en particular Alemania, provocado por el aumento de los precios de la energía. El gas y la electricidad constituyen insumos relevantes para las industrias europeas, pero muchas de ellas debieron reducir su producción e incluso suspenderla.

“Nueve meses después de invadir Ucrania, Vladimir Putin está comenzando a fracturar Occidente”, admiten los funcionarios de Bruselas, indicando que podría  iniciarse un camino diferente al transitado hasta ahora en las relaciones de la UE con Rusia.

Los altos funcionarios europeos están furiosos con la administración de Joe Biden y ahora acusan a los estadounidenses de hacer una fortuna con la guerra, mientras que los países de la UE sufren las consecuencias del conflicto. La negativa de Washington a empujar al gobierno de Zelensky a la mesa de negociaciones se contrapone con la llegada de ayuda de defensa y armamento por montos siderales, lo que profundiza el el malestar en la dirigencia europea.

En medio de ese escenario los negocios no paran: los EE.UU. acaban de acordar con Polonia la venta de la primera central nuclear. Según declaraciones del primer ministro polaco Mateusz Morawiecki, con el objetivo de reducir el uso del abundante carbón doméstico, Polonia erigirá la primera central nuclear que será construida por Westinghouse Electric y costará alrededor de US$ 20.000 millones. 

Se trata de una planta AP1000, un reactor de agua a presión (PWR) de dos circuitos que utiliza un sistema de seguridad “simplificado, innovador y eficaz” según Westinghouse y tendría una potencia neta nominal de 1.110 megavatios. El acuerdo está anunciado y no firmado, por lo que el gobierno polaco puso a competir a Westinghouse con Korea Hydro Nuclear Power (KHNP), y también con la francesa Areva. Sin dudas tal decisión debió ser meditada por los altos estrategas de ambos países, por lo que podría concluirse que no se espera un conflicto armado en territorio polaco.

En Europa también se consigue

Para paliar los desequilibrios económicos y financieros, los países de la Unión Europea comenzaron a aplicar impuestos a las ganancias extraordinarias en el sector energético. Los impuestos sobre las petroleras, gasíferas y eléctricas, como el que lanzó el gobierno español con el que espera recaudar 10.000 millones de euros en dos años, dista mucho de ser algo extraordinario en el viejo continente: el Reino Unido, Italia, Grecia y Bélgica han anunciado figuras específicas para gravar las rentas extraordinarias.

Por su parte, Joe Biden anunció la sanción de una “Ley para la Reducción de la Inflación” que introduce subsidios a diferentes rubros de servicios y consumos: medicamentos recetados, costos de atención de la salud y a los costos de la energía.  Según informó la Casa Blanca la medida “Reducirá el déficit, pero tiene la dura tarea de pedir a los multimillonarios y a las grandes corporaciones que paguen lo que les corresponde”. Pero según Biden “nadie que gane menos de US$ 400.000 por año pagará un centavo más en impuestos”.

La ley otorga incentivos por más de 360.000 millones de dólares para empresas que usen energías limpias, principalmente en la industria automotriz. El objetivo principal es aumentar los saldos exportables de hidrocarburos y derivados, desplazando a Rusia como abastecedor.

El anuncio echó sal en la herida europea. El comisionado de Mercado Interno de la UE, Thierry Breton, consideró el plan de Joe Biden como una “amenaza existencial” para la economía europea, porque entienden que con la entrada en vigor de la norma anti-inflación, las empresas europeas podrían migrar sus operaciones al continente americano.

Países como Francia, incluso,  comenzaron a tener reuniones con los CEO de varias industrias con el fin de evitar que lleven sus inversiones a territorio estadounidense, como ocurrió el pasado 21 de noviembre cuando Emmanuel Macron tuvo una junta con los dirigentes de algunas empresas: Volvo, BMW, Ericsson y hasta AstraZeneca.

Aún cuando la ley no entró en vigor, varias empresas europeas estudian a EE.UU. como una opción y ya mostraron voluntad de aumentar sus inversiones en dicho país. Algunas de ellas son la española Iberdrola, la empresa sueca creadora de baterías Northvolt, y la alemana BASF, la cual ya anunció sus planes para reducir “permanentemente” algunas de sus operaciones en Europa.

Por su parte, el ministro de Economía de Alemania, Robert Habeck, impulsó junto a su homólogo francés, Bruno Le Maire, respuestas a este plan con un paquete industrial que contrarreste las medidas de EE.UU. y permita a Europa competir en igualdad de condiciones.

“Estamos realmente en una coyuntura histórica”, dijo Habeck, argumentando que el doble golpe de la interrupción del comercio de hidrocarburos con Rusia que provoca la disparada de los precios de la energía y el aumento de los subsidios estadounidenses podrían poner a la opinión pública en contra de todos los esfuerzos realizados y también en contra de la alianza transatlántica. 

“Estados Unidos debe darse cuenta que la opinión pública está cambiando en muchos países de la UE”. Pero el Consejo de Seguridad Nacional de EE.UU.  reiteró últimamente su posición de que la crisis recae únicamente sobre los hombros de Putin, mientras que Washington simplemente presenta el aumento de la entrega de gas natural licuado de EE.UU. a Europa como una satisfacción de la necesidad de “diversificarse lejos de Rusia”.

Backyard

La necesidad tiene cara de hereje dice el dicho, por lo que la Administración Biden piensa que el crudo venezolano  podría llegar rápidamente a las refinerías de EE.UU.

A pesar de que las intenciones de Biden son una buena noticia para Nicolás Maduro, hay un par de escollos que resolver: el control de los activos venezolanos en EE.UU. –la empresa CITGO que posee varias refinerías, una red de depósitos y una extensísima cadena de estaciones de servicio– que el gobierno de EE.UU. puso en en manos de la oposición política comandada por Juan Guaidó. Para avanzar en las conversaciones, Washington envió un mensaje disciplinador a la oposición liderada por el “presidente a cargo” de gobierno con el objetivo de distender las relaciones con el gobierno chavista y así reducir gradualmente las sanciones impuestas a Maduro. Como primer paso, el Departamento del Tesoro de EE.UU anunció que su Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC)  otorgó una licencia que autoriza a la petrolera Chevron Corporation a reanudar operaciones limitadas de extracción de petróleo en Venezuela. “Esta acción refleja la política de larga data de los Estados Unidos de proporcionar un alivio de sanciones específicas basado en medidas concretas que alivien el sufrimiento del pueblo venezolano y apoyen la restauración de la democracia”, señaló el Tesoro en un comunicado. La producción petrolera venezolana cayó en pocos años de casi tres millones de barriles a un poco menos de setecientos mil.

El otro fondo

La deuda externa Argentina con el FMI le impide llevar a adelante políticas que permitan el avance y desarrollo social. Neutralizar el peso de un programa de pagos externos inconsistente y exorbitante será el verdadero desafío político, para este gobierno y para cualquiera que venga. La alta inflación, la falta de crédito internacional y la injerencia del organismo, impiden definiciones políticas destinadas a mejorar la situación general, en particular a direccionar créditos a sectores productivos. 

Se impone, claro está, un nuevo acuerdo de refinanciación con el Fondo que contenga plazos, montos y tasas compatibles con un proyecto en el que la restricción de divisas causada por el endeudamiento permita aflojar la soga.

Cabe recordar que, para alcanzar un entendimiento con el FMI, el Gobierno se comprometió con una reducción de los subsidios energéticos durante 2022. La misma significaba una baja porcentual equivalente al 0,6% del PBI (unos US$ 3.000 millones), cifra importante teniendo en cuenta que los subsidios totales implican 2,8% del PBI. La condición fue duramente criticada en la interna del Frente de Todos, que incluso provocó algunas renuncias.

En 2021, el Poder Ejecutivo había destinado más de US$ 11.000 millones  para subsidios en gas y la electricidad. Pero el conflicto entre ucranianos y rusos dislocó los presupuestos y desbarató los planes de la mitad de los países del orbe. No obstante y a pesar de los pronósticos agoreros lanzados al comienzo del conflicto, las erogaciones por subsidios a la energía eléctrica y al gas natural reflejaron una fuerte disminución en términos reales en octubre. 

Los planes de segmentación tarifaria lanzado en agosto, una iniciativa que comenzó a reflejarse en el mes de octubre, dejarían fuera de los beneficios tarifarios a más de cuatro millones de hogares. La quita de subsidios en el costo de la electricidad fue planteada en tres tramos: ya se aplicó un 20% en octubre, se recortará otro 40% en diciembre y el último 40% correrá desde febrero. 

En su oportunidad, el anuncio fue acompañado por otros: Un crédito de la Corporación Andina de Fomento (CAF) por US$750 millones, desembolsos por US$1.200 millones por parte de organismos internacionales a partir de programas vigentes y el anticipo de liquidaciones por exportaciones por productores agropecuarios por hasta US$ 5.000 millones y un swap con China que trajo un poco de alivio a las gabelas federales. Las tarifas de luz fueron ajustadas en marzo y tras su asunción en Economía, Massa, avanzó con el programa de quita de subsidios, mucho más amplia de lo que se había planeado originalmente lo que fue motivo de rispideces internas en el FdT. Sin embargo y a pesar de que el ministro le puso un freno a la emisión monetaria la inflación sigue firme, aunque con leves señales de desaceleración.

Además la Secretaría de Energía hará una audiencia pública el 6 de diciembre con el objetivo de evaluar el traslado del precio del gas a las tarifas (pass trough). El anuncio se realizó a través de la resolución 771/22 y se suma a la convocatoria a audiencia para el 23 de enero que realizó el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) previo a los ajustes de los márgenes de las distribuidoras Edenor y Edesur.

Subsidios

Según el 4CE, Instituto de la Economía por el Clima –una asociación parisina de expertos en economía y finanzas cuya misión es avanzar en la acción contra el cambio climático–, todos los países del G20 reciben subsidios a la explotación hidrocarburífera.

Según el FMI a nivel mundial, los subsidios a los combustibles fósiles fueron de US$ 5,9 billones o el 6,8 % del PIB en 2020 y se espera que aumenten al 7,4 % del PIB hacia 2025 a medida que la proporción del consumo de combustible en los mercados emergentes (donde las diferencias de precios son generalmente mayores) continúa aumentando. Solo el 8 % del subsidio de 2020 refleja el cobro por debajo de los costos de suministro (subsidios explícitos) y el 92 por ciento por el cobro por debajo de los costos ambientales y los impuestos al consumo no percibidos (subsidios implícitos). Cabe señalar que estos datos fueron elaborados antes del comienzo del conflicto.

Rusia gasta US$ 22.812, Estados Unidos US$ 20.491, Australia US$ 5.032, Brasil US$ 4.949, China US$ 3.375 (el caso de china es singular), Países Bajos (Holanda) US$ 2.791, Canadá US$ 2.738, la Argentina US$ 2.192, México US$ 1.350, Italia US$ 1.205, Reino Unido US$ 1.144, Japón US$ 736, Turquía US$ 625, Corea US$ 217, Francia (125), India (103)  y Sudáfrica (20).

Por su parte, los datos del inventario de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE, 2021) muestran un aumento del 20% en los subsidios a los combustibles fósiles en las economías del G20 que llega hasta los US$ 190 mil millones para 2021 en comparación con USD 147 mil millones en 2020.  La OCDE también estimó los subsidios en US$ 246 mil millones en 42 países de la organización, para el período comprendido entre octubre de 2021 y diciembre de 2022. Todo indicaría que a raíz del conflicto, esa cifra podría aumentar hasta niveles siderales, aunque será muy difícil conocerla en profundidad.

Obviando las reglas del mercado, la Agencia Internacional de Energía (AIE) instó a los gobiernos a usar precios bajos de combustible para eliminar los combustibles fósiles subsidios al consumo.

Exportaciones

Según informaron desde la Secretaría de Energía que dirige Flavia Royón, en breve el Poder Ejecutivo enviará al Congreso dos proyectos relevantes: una ley de GNL y otro proyecto sobre hidrógeno, que contemplaría sus diferentes orígenes (verde, gris y azul) para ser debatidos por el Poder Legislativo, ambos con perspectiva exportadora.

Las iniciativas apuntan a dar “seguridad y previsibilidad jurídica” para las inversiones, accesibilidad al mercado de divisas para sostenimiento del flujo de la actividad, y un esquema tributario y fiscal siempre que se garantice un piso mínimo de inversiones.  El proyecto de ley tiene como objetivo estimular las inversiones multimillonarias necesarias para explotar las enormes reservas de GNL de Argentina, ya que las sanciones a Rusia vienen impulsando la demanda mundial. YPF ha mostrado interés en construir plantas para licuar gas de Vaca Muerta. Según el Ministro Sergio Massa, espera que el Congreso trate el proyecto de ley de GNL en las próximas sesiones ampliadas o extraordinarias. 

Hay en ciernes también una decisión en ciernes y es la de aumentar el corte de diésel con 20% de origen bío.

Massa señaló también que su ministerio calcula que el año próximo, las cuentas tendrán un impacto positivo de alrededor de US$ 25.000 millones, por el ahorro total de unos US$ 12.000 millones (2022) y exportaciones que sumaríasn US$ 13.000 millones. En esa ecuación se incluyen las cargas de metano licuefaccionado que se reducirán de  descenderán de 41 a 10 o 12 en 2023, dependiendo del clima.

Producción

En materia hidrocarburífera, la Argentina viene creciendo a paso firme. 

El aumento de la producción de gas y petróleo conjugando la construcción del Gasoducto Nestor Kirchner (tramos I y II) auguran un panorama alentador con una potencial reducción de las importaciones de GNL en 2024. Cabe aclarar que el invierno próximo aun deberá importarse una buena cantidad. La producción de petróleo no convencional logró un nuevo récord de 258.2560 bb/d, lo que representa el 43% de la producción total que alcanzó los 602.500 bb/d

La cifra marca un aumento del 12,9%, continuando en el sendero creciente que verifica desde fines de 2020. La variación mensual se explica por el aumento de la producción de shale, que registró un récord de 41.060 m3/d, ubicándose 5,6% por encima del registro de agosto’22 y aumentando 48,4% en la comparación interanual.  De esta manera, el shale oil pasó a representar el 43% de la producción total de crudo local superando en 10 puntos porcentuales el guarismo verificado en septiembre’21. La producción de tight oil verificó una leve variación mensual producción total. Frente a septiembre’21 se contrajo 1,3%. Por su parte, el crudo convencional, redujo un 1,1% su producción respecto a agosto de este año y continua en leve declive con 338.203 bb/d. Adicionalmente es preciso señalar que el gobierno trabaja en la transformación de la matriz energética incorporando planes sectoriales, como el transporte carretero y ferroviario impulsando la sustitución del gasoil importado, sucio y caro por gas natural, con el objetivo de reducir aún más la cuenta de subsidios.

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Tecpetrol desarrolló una planta piloto de extracción directa de litio de última generación en colaboración con Techint E&C

Ubicada en Salta, Argentina, a 4100 metros sobre el nivel del mar, allí se prueba la tecnología seleccionada de extracción directa de litio con salmueras de distintos salares. Los resultados hasta ahora son prometedores y han permitido la realización de optimizaciones, que a su vez proporcionan datos esenciales para poder escalar el proceso.
En colaboración con Techint Ingeniería y Construcción, Tecpetrol realizó el proyecto desde el diseño de detalle de la planta piloto de Extracción Directa de Litio (DLE, por sus siglas en inglés) hasta las fases de ejecución, comisionado y su puesta en marcha.
El proyecto representó un gran desafío dada su ubicación remota y el entorno hostil, pero se logró ejecutar en un tiempo récord de siete meses. Además, significa un hito tecnológico ya que es la primera planta de este tipo que opera en América Latina; y podría definir el nuevo concepto predominante de diseño para el desarrollo de la DLE en la región. “Esta tecnología permite la recuperación y concentración selectiva de litio, con tiempos de ciclo cortos, bajo consumo de agua y efluentes listos para ser reinyectados en los salares”, explica Nicolás Fiandrino, Technology Expert de la Unidad de Transición Energética de Tecpetrol. “El proceso mejora la eficiencia de la producción al acortar significativamente los tiempos de procesamiento, y extrae alrededor del 90% del litio en comparación con el 30-50% que se obtiene con el uso de métodos evaporíticos en las plantas tradicionales”. 

El litio obtenido en ‘El Triángulo’, es decir, la zona compartida por Argentina, Chile y Bolivia, proviene de salmuera, una solución acuosa bombeada desde el subsuelo. En el proceso tradicional, esta se vierte en grandes piletas, que pueden tener una superficie de hasta 60 km2 o más. Luego, la salmuera se concentra por evaporación, después de lo cual se trata para eliminar otros metales, como el sodio y el magnesio, y finalmente, el litio se precipita como carbonato de litio. Todo esto lleva mucho tiempo, generalmente alrededor de dos o tres años.
Por este motivo se está apostando a la DLE, un proceso químico de múltiples etapas que reemplaza la evaporación natural, y se cree será un avance disruptivo en la extracción de litio de las salmueras provenientes de salares. Este fue el motor que impulsó la construcción de la nueva planta piloto en Salta.
El futuro de la energía
El litio es una pieza clave en el proceso de almacenamiento de energía. Una de sus principales aplicaciones es en las baterías utilizadas por los teléfonos móviles, computadoras y vehículos eléctricos (VE). La mejor alternativa para descarbonizar el sector del transporte de pasajeros, es a través de vehículos eléctricos impulsados por energía renovable. Una consecuencia probable de esta tendencia es que siga creciendo tanto la demanda como el precio del litio.
El objetivo final de la planta piloto es escalar la tecnología DLE a nivel industrial. Actualmente, la planta tiene una capacidad de 25 t/año de LCE (carbonato de litio equivalente) y puede procesar alrededor de 1000 litros de salmuera por hora.
“Para el Grupo Techint, es la punta de lanza que nos permite ingresar al mundo del litio por un camino productivo, eficiente y más amigable con el medio ambiente”, explicó Fiandrino.
Condiciones desafiantes en un entorno hostil
La planta está ubicada a 4100 metros sobre el nivel del mar. Entre los muchos desafíos, se encuentra la falta de rutas asfaltadas y la poca infraestructura general. Además, hay importantes amplitudes térmicas y de humedad. Sin embargo, estas condiciones fueron parte del diseño del proyecto: la tecnología debe demostrar su rendimiento en un sitio representativo y ser viable aún en el peor de los escenarios.
Patricio Prandi, Gerente Comercial de Techint Ingeniería y Construcción, destacó que “trabajar en estas alturas fue un verdadero desafío, pero precisamente, ese es el diferencial de la empresa con respecto a sus pares. Lo logramos gracias a la planificación detallada de cada actividad, y es un proyecto que nos permitirá desarrollar nuevas capacidades en el segmento de litio donde buscamos posicionarnos”.

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Plan Gas 4 y 5: Ofertas por más de 45 MMm3/día y gas de base a U$S 3,54

La Subsecretaría de Hidrocarburos, a cargo de Federico Bernal, recibió las ofertas que presentaron las empresas productoras para las Rondas 4 y 5.1 del Plan Gas. Se formularon ofertas por más de 45 MMm3/día para el llenado del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, volúmen que equivale a más del doble de la capacidad que se prevé habilitar a principios de 2024.

En lo que respecta a los precios para el gas de base, se logró mantener el precio del Plan Gas.Ar 20/24 al 2028, del orden de los 3,54 dólares el Millón de BTU.

Al respecto, Bernal afirmó estar “muy satisfechos con los resultados. Si bien aún falta la etapa de adjudicación, logramos cumplir con la instrucción y el pedido del Ministro de Economía, Sergio Massa, de alcanzar precios competitivos para el país, su mercado interno, su industria y los millones de hogares que cuentan con el servicio público de gas por redes”.

El primer objetivo de estas Rondas es extender los compromisos de volumen adjudicados en las rondas previas (equivalente a 70 MMm3/día planos).

En este marco, la Secretaría de Energía de la Nación recibió ofertas de extensión por prácticamente la totalidad de ese volumen (alrededor del 98 %), y casi al mismo precio o sea U$S 3,54 MMBTU, menos de 1 centavo de dólar de diferencia, se destacó. “De esta manera, en este contexto complejo de crisis internacional y precios al alza, se logró mantener el precio adjudicado a fines de 2020 – principios de 2021, hasta 2028”.

El segundo objetivo, se indicó, es el llenado del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, que entrará en servicio el próximo invierno. “Por este motivo, se solicitaron en el concurso volúmenes planos por 14 MMm3/día, siendo que recibimos ofertas por casi 18 MMm3/día a un precio promedio de 3,41 U$S/MMBTU, con un descuento del 15 % respecto del precio tope de 4 U$S/MMBTU planteado en el concurso. Esto equivale a 12 centavos de dólar menos que los volúmenes planos ya adjudicados en las primeras Rondas del Plan”.

A su vez, el precio promedio de los primeros 14 MMm3/día de menor valor ofertado es de 3,3 U$S/MMBTU, es decir, el 17 % menos que el precio tope del concurso y 20 centavos de dólar menos que los volúmenes planos ya adjudicados en las primeras Rondas del Plan, se decribió.

Acerca del llenado del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK), se demandaron volúmenes de pico invernal por 14 MMm3/día y se recibieron ofertas por casi 28 MMm3/día, o sea casi el doble. El precio promedio de 4,7 U$S/MMBTU representa un descuento de 32 % respecto del precio tope previsto en el concurso.

A su vez, el precio promedio de los primeros 14 MMm3/día de menor valor ofertado es de 3,9 U$S/MMBTU, con un descuento del 43 % respecto del precio tope del concurso. Cabe considerar que estos volúmenes reemplazan principalmente GNL y combustibles alternativos en usinas termoeléctricas. Y a modo de referencia, se considera que los precios futuros del GNL para el próximo invierno superan los 40 U$S/MMBTU.

Energía puntualizó entonces a manera de resumen que:

Se recibieron ofertas por más de 45 MMm3/día para el llenado del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, más del doble de la capacidad que prevé habilitar a principios de 2024.

En materia de precios, se logró, siempre tomando las ofertas recibidas, mantener el precio del Plan Gas.Ar 20/24 al 2028 para el gas de base.

Abaratar los primeros 14 MMm3/día incrementales en un 17 % respecto del tope licitado y 20 centavos (6 % menos) respecto a Plan Gas.Ar 20/24.

Respecto del gas de invierno (picos de invierno), el precio de los primeros 14 MMm3/día registraron ofertas por 3,9 U$S/MMBTU promedio ponderado, o un 44 % menor al tope licitado y un 8 % superior a los picos invernales actuales.
El Plan Gas.Ar, es un programa de estímulo a la producción de gas natural creado mediante el Decreto 892/2020 cuyo objetivo es asegurar el abastecimiento del mercado interno.
En el marco de este plan, se realizan Concursos Públicos Nacionales, denominados Rondas, donde los productores realizan ofertas para cubrir los volúmenes requeridos por la demanda prioritaria del servicio completo de gas natural, siendo seleccionadas aquellas ofertas más económicas.

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Naturgy BAN designó presidente a José García Sanleandro

La Asamblea General Ordinaria de Naturgy BAN S.A. nombró como Presidente de la compañía a José García Sanleandro.

En fecha reciente García Sanleandro, fue designado responsable de los negocios de redes para Latinoamérica, estando a su cargo la operación de Naturgy Energy Group en México, Panamá, Chile, Brasil y Argentina; nueva posición desde la que contribuirá a lograr los objetivos globales del grupo en Latinoamérica, se describió.

Sanleandro es Ingeniero industrial, nacido en España, inició su carrera en Naturgy hace más de 30 años y desempeñó diversos cargos y posiciones en España y en Latinoamérica, donde desarrolló una trayectoria en los distintos mercados en los que Naturgy Energy Group está presente.

Antes, ejerció posiciones en las áreas de Expansión, Comercial y Servicio al Cliente. Asimismo, ocupó el cargo de Country Manager en Guatemala, el de Gerente General de Naturgy BAN de Argentina, Presidente de Naturgy en México, y tuvo a su cargo el negocio eléctrico en Colombia y el negocio gas en Perú.

Su experiencia en diversos sectores de la compañía lo llevó a consolidar conocimientos sobre los diferentes mercados donde está presente el Grupo.

Desde el año 1992 la licenciataria hoy denominada Naturgy BAN S.A. brinda servicio de distribución de gas natural por redes en el país. Es la segunda distribuidora de gas de la Argentina por volumen de ventas, con cerca de 1.630.000 clientes residenciales, 48.200 comerciales y 1.300 industrias, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. La extensión de las redes de gas natural asciende a 27.000 kilómetros.

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MEGSA-ANCAP: Provisión de 350 mil M3/día a U$S 4,70 el MBTU

El Mercado Electrónico del Gas realizó una subasta entre productores para ENARSA con vistas al aprovisionamiento firme de gas natural a ANCAP (Uruguay) para el período enero – abril 2023.

Resultó asignada la oferta de una comercializadora por un volumen diario de 350.000 m3 para los meses de enero, febrero, marzo y abril de 2023. Y el precio fue de 4,70 dólares el Millón de BTU puesto en el GBA, informó el MEGSA.

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Naturgy BAN S.A. designó Presidente a José García Sanleandro

José García Sanleandro

En la última Asamblea General Ordinaria celebrada el día 13 de diciembre de 2022, Naturgy BAN S.A. nombró como Presidente al Ing. José García Sanleandro.

Asimismo, recientemente el Ing. García Sanleandro, fue designado responsable de los negocios de redes para Latinoamérica, estando hoy a su cargo la operación de Naturgy Energy Group en los siguientes países: México, Panamá, Chile, Brasil y Argentina; nueva posición desde la que contribuirá a lograr los objetivos globales del grupo en Latinoamérica.

Es Ingeniero industrial, nacido en España, inició su carrera en Naturgy hace más de 30 años y a lo largo de ésta, ha desempeñado numerosos cargos y posiciones en España y en Latinoamérica, donde desarrolló una extensa trayectoria en los distintos mercados en los que Naturgy Energy Group está presente. Anteriormente, ejerció posiciones en las áreas de Expansión, Comercial y Servicio al Cliente. Asimismo, ocupó el cargo de Country Manager en Guatemala, el de Gerente General de Naturgy BAN de Argentina, Presidente de Naturgy en México, y tuvo a su cargo el negocio eléctrico en Colombia y el negocio gas en Perú.

Su amplia experiencia en diversos sectores de la compañía lo ha llevado a consolidar un profundo conocimiento sobre los diferentes mercados donde está presente el Grupo.

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Descubren un gran yacimiento de petróleo de 150 millones de barriles en Turquía

El presidente de Turquía, Recep Tayyip Erdogan, ha anunciado el descubrimiento de un nuevo yacimiento petrolero en la región del Monte Gaba, en la provincia de Sirnak. Se calcula que el volumen neto de las reservas recién descubiertas asciende a cerca de 150 millones de barriles, con un valor estimado que ronda los 12.000 millones de dólares.

“Este es uno de los 10 campos más grandes descubiertos en tierra en 2022”, aseguró el líder turco, quien reveló durante la entrega de los premios a la innovación InovaLIG que el país planea aumentar la producción nacional de petróleo a 100 mil barriles por día en 2023.

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Lanzamiento de la Consultora Paspartú

¡Atención! Con satisfacción y entusiasmo les comunicamos el lanzamiento de Paspartú, la consultora de asesoramiento y capacitación con la cual llevaremos adelante nuestros oficios profesionales y académicos en la esfera pública.

¿Qué?

Como ideas fuerza, nuestro eje está dedicado a los siguientes temas:
Energía, gas natural, hidrocarburos, minería, litio, recursos naturales. ⎯ Universidad, educación, docencia, difusión.
Derecho, regulación, contratos, legislación.
Estado, políticas públicas.
Sostenibilidad, ambiente, transición energética, hidrógeno.

¿Por qué?

Según el diccionario Larousse, Passe-partout quiere decir “la llave que abre muchas cerraduras”, aquello que puede ser usado en todas las circunstancias. En su obra maestra “La vuelta al mundo en ochenta días”, Julio Verne presenta a Phileas Fogg, su personaje principal, como un gentleman inglés sobrio y puntual que es asistido por Passepartout, un fiel servidor cuyo apodo responde a “su aptitud natural para resolver todos los problemas” (“se tirer d’affaire”), para enfrentar y sobreponerse a todas las situaciones riesgosas, embarazosas, conflictivas… Tomamos de allí el concepto, castellanizado, para reflejar nuestro propósito principal: servir de abre-puertas a nuestros clientes, de abre-mente a nuestros alumnos, de abre-espíritu a nuestro público.

¿Quiénes?

Somos profesionales con vasta experiencia en el área energética, tanto desde la función pública como en el gerenciamiento de empresas, y contamos con una fuerte impronta académica orientada a la capacitación y difusión de asuntos relativos a la intersección entre el derecho, la energía, la ciencia política y el ambiente.

¿Cómo?

Nuestro primer producto será un análisis de las ofertas de gas natural presentadas en las Rondas #4 y #5 del “Plan Gas.Ar 2020-2024”, las cuales serán adjudicadas en breve por el Gobierno.

Los invitamos a ponernos en contacto y abrir, juntos, nuevos pórticos.

JJ CARBAJALES

12/12/2022

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ENARGAS: Audiencia el 4 de enero por Tarifas de Transición

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) convocó a una Audiencia Pública (N° 103) para poner a consideración:

1) Adecuación transitoria de las tarifas del servicio público de transporte de gas natural (conforme los decretos 1020/20 y 815/22).

2) Adecuación transitoria de las tarifas del servicio público de distribución de gas por redes (conforme los mismos decretos).

3) Traslado a tarifas del precio de gas comprado por las distribuidoras y 71/22), y consideración de las Diferencias Diarias Acumuladas (DDA) correspondientes.

4) Tratamiento sobre Subzonas Tarifarias Únicas por Provincia en la Novena Región – Régimen de Transición Decreto 1020/20 (Formosa, Chaco, Corrientes, Entre Ríos, Misiones).

La Resolución 523/2022 estableció que la Audiencia Pública se realizará el 4 de enero de 2023 virtualmente, desde la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Se iniciará a las 9:00 horas, y la participación de los interesados será exclusivamente de manera virtual.

La inscripción en el “Registro de Oradores” (Resolución ENARGAS N° I-4089/16), comenzará el 20 de diciembre de 2022. Dicho Registro estará habilitado hasta las 23.59 horas del día 30 de diciembre de 2022. No se considerarán las inscripciones que ingresaren fuera del plazo establecido.

Las Licenciatarias de los servicios de transporte y distribución de gas natural y REDENGAS S.A., deberán, a efectos de su publicidad, presentar ante la Autoridad Regulatoria, y hasta el 16 de diciembre de 2022 inclusive, los cuadros tarifarios de transición por ellas propuestos, así como la información que permita poner a conocimiento de usuarios y usuarias, el contenido propuesto para la adecuación transitoria de las tarifas bajo el Régimen Tarifario de Transición.

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YPF: Inversiones 2023 superarán los U$S 5 mil millones

Durante su participación en la celebración del “Día del Petróleo y el Gas” organizada por el IAPG en la Ciudad de Buenos Aires, el presidente de YPF, Pablo Gonzalez, formuló algunas precisiones ante el periodismo referidas a la gestión de la Compañía:

. El directorio de YPF buscará aprobar esta semana el presupuesto de 2023 con un plan de inversiones que superará los U$S 5.000 millones, uno de los dos más altos de su historia.

. En materia financiera, se logró acumular un flujo de fondos positivo que permitió disminuir la deuda neta de la compañía a un nivel de U$S 5.655 millones.

. La producción se estima que podría cerrar el 2022 con un alza del 9 % interanual que permitirá a YPF alcanzar el autoabastecimiento de sus refinerías hacia abril o mayo próximos.

. Entre los principales proyectos para el año que viene, se encuentran la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur, un plan netamente exportador desde las costas de Río Negro. También, la puesta en marcha del oleoducto a Chile (reactivación del Oleoducto Trasandino), y del gasoducto troncal Presidente Nestor Kirchner (Etapa I), previsto para fines de junio.

. Asimismo, se prevé dar continuidad a la negociación con Petronas para la planta de producción de Gas Natural Licuado (GNL) en la zona portuaria de Bahía Blanca.

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Royon ratificó asociación estratégica Estado-Empresas-Trabajadores en la política energética

La Secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royon, enfatizó que “no hay política energética sustentable y con mirada de largo plazo posible, sin la necesaria asociación estratégica de los sectores público y privado”. “Tengo la convicción de que el camino del desarrollo sólo puede ser recorrido si aprovechamos al máximo el vínculo virtuoso que se genera cuando el Estado, las empresas y los trabajadores del sector dirigen sus esfuerzos de forma mancomunada”, agregó.

La funcionaria sostuvo que “la transición energética implica la necesidad de diversificar las fuentes de abastecimiento en un horizonte de descarbonización que se presenta para la Argentina como una oportunidad para mejorar la competitividad de la industria nacional y garantizar nuestra inserción internacional como proveedor de energía”.

Al respecto, la Secretaria explicó “estamos trabajando en distintos espacios de integración energética regional para contribuir con la seguridad energética de nuestros pueblos, y avanzar en las oportunidades que el mundo demanda en términos de la exportación de insumos energéticos y en base a nuestro futuro superávit energético”.

Con motivo del Aniversario 115 del descubrimiento de petróleo en el país (en Comodoro Rivadavia) se conmemoró el “Día del Petróleo y el Gas”, y la secretaria de Energía disertó en el almuerzo anual convocado por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), en el Hotel Sheraton de la ciudad de Buenos Aires.

Participaron del encuentro alrededor de mil directivos de empresas y cámaras de la industria de los hidrocarburos, técnicos, funcionarios nacionales y provinciales con desempeño en el sector energético.

“Quiero expresarles mi sincera gratitud por acompañar a esta Secretaría en el desafío de proveer a nuestro país de energía asequible, segura, sostenible y moderna” manifestó Royon.

La mesa central del almuerzo estuvo encabezada por el presidente del IAPG, Ernesto López Anadón, e integrada también por los principales directivos de YPF, PAE, Tecpetrol, Shell, Pluspetrol, TGS, TGN, Pampa Energía y Total.

La Secretaria Royón, que ejerce este cargo hace cuatro meses, desde que Sergio Massa es Ministro de Economía, rescató la tarea de sus antecesores en dicha cartera y celebró el trabajo conjunto entre el sector público, nacional y provincial, y la iniciativa privada.

Destacó que esta sinergia permitió “alcanzar importantes récords en la producción de petróleo y gas. En agosto de este año, la producción de gas no convencional fue la más alta de nuestra historia, representando el 56 % del total. En tanto, en octubre, la producción de shale oil representó un incremento interanual del 40 %, mientras que la de petróleo fue la más alta desde 2009”.

La antecedió en su alocución, López Anadón para destacar que “el petróleo y el gas natural son hoy muy abundantes en el planeta, pero eso solo no garantiza que en el futuro se sigan utilizando masivamente como en la actualidad”.

“Las Conferencias de las Partes celebradas en los últimos años, la última en Egipto, han mostrado que la ventana de oportunidades que tenemos es muy estrecha. Hoy, y no mañana, es el momento de generar las condiciones adecuadas para que la industria (hidrocarburífera), una vez más, desarrolle todo su potencial”, enfatizó.

Y agregó, “estamos en competencia con otros activos en el mundo. Solo los más eficientes, los de menores emisiones y los que mejores condiciones tengan para su desarrollo serán los que subsistan”.

“No se necesita mucho”, arriesgó, y pasó a describir: “Libertad de exportación, porque la exportación tiene que ser nuestro Norte”; “Condiciones adecuadas para que las empresas del sector y no el Estado, sean las que generen la infraestructura necesaria”; “Porque harán falta mayores inversiones para evacuar las producciones de gas y de petróleo, como plantas de tratamiento y ductos para el mercado local y para exportación a los países limítrofes, puertos y plantas de GNL”.

Añadió: “Y por qué no, dar las condiciones para generar una infraestructura que nos permita producir hidrógeno en gran escala junto con CCS (captura y almacenamiento de carbono) .

“Y, por supuesto, agregó, libre disponibilidad de divisas, porque los proyectos son de larga maduración, no salen de la noche a la mañana. Primero se deberán hacer las inversiones, mucho antes de que la producción aumente y se exporte. Esto garantizará un flujo positivo de divisas para el país”, remarcó Anadón.

A su turno, Royón prefirió plantear al auditorio los desafíos y oportunidades que representa para el sector la agenda de la transición energética, un eje en la gestión de la Secretaría.

Sobre este aspecto, destacó que “si el siglo pasado fue el del petróleo; este nos enfrenta al desafío del cuidado del ambiente y de la transición hacia energías de menores emisiones de carbono”. Y agregó que “junto al Ministro Massa estamos convencidos que la matriz energética de la Nación debe estar diseñada en función de sus propios intereses y objetivos, en base al desarrollo endógeno de tecnología para el aprovechamiento diversificado de las distintas fuentes disponibles”.

La Secretaria repasó algunos hitos de gestión desde Energía y describió: “Dimos comienzo a la construcción del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner en su primer tramo, una obra (a cargo del Estado Nacional) que permitirá incrementar la producción de Vaca Muerta y ampliar la capacidad de transporte de gas en un 30 % y con ello ahorrar 2 mil millones de dólares en importaciones”.

“Además, hemos conseguido el financiamiento por 689 millones de dólares del Banco Nacional de Desarrollo de Brasil (BNDES) y de otros 540 millones de la CAF para el segundo tramo” del ducto troncal, puntualizó la funcionaria ante los empresarios.

Asimismo, Royón hizo referencia al lanzamiento de las nuevas etapas del Plan Gas.Ar , cuyos planes 4 y 5 representan “una verdadera política de Estado con la que buscamos dar certidumbres para que puedan avanzar las inversiones, con una mirada federal donde están contempladas todas las cuencas del país”.

Detalló que la extensión del Plan Gas.Ar “permitirá un ahorro de divisas de alrededor de 27 mil millones de dólares, al tiempo que generará ahorros de subsidios por más de 18 mil millones para el periodo 2023-2028”.

Royon estimó que el conjunto de las inversiones previstas en el sector energético permitirá “pasar de una balanza negativa, a un saldo positivo de entre 4 mil y 8 mil millones de dólares en el 2026”.

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Pampa Energía adquiere por U$S 171 millones el Parque Eólico Arauco II

Pampa Energía anunció la firma de un contrato para la adquisición del 100 % del capital social y votos de “Vientos de Arauco Renovables S.A.U.”, sociedad que opera uno de los proyectos renovables desarrollados de Parque Eólico Arauco S.A.P.E.M., denominado Parque Eólico Arauco II, con una potencia nominal de 100 MW, ubicado en la provincia de La Rioja, por un precio de 171 millones de dólares.

La operación, además de la adquisición del parque eólico de 100 MW, marca el inicio de una asociación estratégica para el desarrollo de nuevos proyectos de generación renovable en La Rioja, inversiones centrales para el crecimiento energético de la provincia
y del país. El cierre de la operación está sujeta a condiciones precedentes usuales para este tipo de transacciones, se informó.

Esta adquisición forma parte del plan de Pampa, de focalizar sus inversiones en el desarrollo de los negocios centrales de la compañía. De esta manera, incorpora 100
MW de energía eólica a su segmento de generación eléctrica, que, sumados a los 81 MW
en construcción, alcanzará un total de 387 MW de energía renovable.

Por su parte, a fines de este año, Pampa incrementará su capacidad de generación con el cierre del ciclo combinado de la Central Térmica Ensenada Barragán, que tiene junto a
YPF, y que demandó una inversión de más de 250 millones de dólares.

Al finalizar la operación de compra del parque eólico Arauco II, Pampa tendrá una capacidad instalada proyectada de generación de 5.431 MW, que corresponde al 14 % de
la capacidad instalada en la Argentina.

Acerca de los parques eólicos de Pampa Energía se describió que los parques que posee Pampa hoy son: El Parque Eólico Mario Cebreiro, que aporta 100 MW de energía renovable al sistema interconectado nacional, los Parques Eólicos Pampa Energía II y III ambos de 53 MW, ubicados en Bahía Blanca y Coronel Rosales, y un cuarto parque en construcción de 81 MW. A estos activos se suma la incorporación recien anunciada por la compañía.

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China sugiere a los países árabes pagar el petróleo y el gas en yuanes

Para involucrar la moneda china en el comercio de los hidrocarburos, China pidió a los países que conforman el CCG — Arabia Saudita, Kuwait, Emiratos Árabes Unidos, Baréin, Catar y Omán— a utilizar plenamente la Bolsa de Petróleo y Gas Natural de Shanghái.

Paralelamente, se comprometió a seguir importando grandes cantidades de crudo de los países del CCG (Consejo de Cooperación del Golfo) así como a ampliar las importaciones de gas natural licuado y a reforzar la cooperación del petróleo y el gas , los servicios de ingeniería, el almacenamiento, el transporte y la refinación.

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El PBI de Arabia Saudita creció 8,8% en el tercer trimestre por el crudo

El PBI de Arabia Saudita creció un 8,8% en el tercer trimestre de 2022 en comparación con el mismo período del año pasado impulsado por un aumento en las actividades petroleras, según un informe publicado por la Autoridad General de Estadísticas (GASTAT). GASTAT señaló que el crecimiento del PIB real en el tercer trimestre aumentó un 2,1% en comparación con el segundo trimestre de este año.

Según un informe publicado porArab News , las actividades petroleras en el tercer trimestre aumentaron un 14,2% interanual y un 4,5% intertrimestral. El informe señaló además que las actividades no petroleras en el reino también crecieron un 6% interanual, mientras que disminuyó un 0,5% intertrimestral.

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Nuevas sanciones del ENRE a Edenor y Edesur por reiterados cortes del suministro

El Interventor del ENRE, Walter Martello, sancionará y embargará a las distribuidoras de electricidad en el Area Metropolitana de Buenos Aires, Edesur y Edenor, por los cortes a
más de 570 mil usuarios y la demora en la reposición del servicio durante el último fin de semana.

Estas multas se sumaran al total de sanciones por $ 687 Millones a Edesur y $ 293
Millones a Edenor aplicadas desde el nombramiento de Martello como interventor
en el mes de septiembre.

Martello, determinó el inicio del proceso para la aplicación de sanciones a las empresas Edenor y Edesur por las más de 570 mil personas usuarias, 409.000 de EDESUR y 170.000 de EDENOR que sufrieron cortes de suministro eléctrico en los últimos días. Las
personas usuarias afectadas por día fueron 184.857 el jueves, 274.407 el viernes y 121.850 el sábado, y en muchos casos aún continúan sin suministro de electricidad.

Teniendo en cuenta que los tiempos de reposición del servicio exigidos por el contrato de concesión se han excedido considerablemente, es que el ENRE intimó a que en el plazo máximo de 24 horas distribuidoras Edenor y Edesur deberán garantizar la normal prestación del servicio a todas las personas usuarias afectadas, se de.

Al respecto, intimará a las distribuidoras a acreditar en tiempo y forma lo ordenado por el Ente, caso contrario también se aplicarán sanciones por este incumplimiento.

De la misma forma el Ente ordenará a las empresas que para los casos de afectaciones en el servicio eléctrico que hayan superado las 36 horas se aplique de manera automática la bonificación por corte prolongado, debiendo acreditar al organismo la nómina de personas usuarias alcanzadas por esta medida.

Durante el fin de semana Martello compartió el seguimiento y monitoreo de la situación con el Ministro de Economía, Sergio Massa, a través de gráficos, donde se ve la demora en la resolución de los casos en los días viernes y sábado por parte de las distribuidoras en CABA y Gran Buenos Aires.

“Que Edesur haya tomado la decisión empresarial de vender su posición en Argentina, no implica que debemos aceptar que esa “retirada” sea a costa de los usuarios donde adultos mayores, personas con discapacidad y usuarios en general tengan que sufrir esta situación” aseguró Martello.

Los datos con los que cuenta el ENRE, muestran la falta de previsión de las distribuidoras, cuando con antelación fueron advertidas no solo por el ENRE, sino por consultoras meteorológicas privadas de la situación climática, por lo cual la misma no puede manifestarse como un elemento desconocido, señalo .

En este mismo sentido ambas distribuidoras habían presentado recientemente el “Plan verano” con las acciones a llevar a cabo ante eventos climáticos, situación que deja de manifiesto un nuevo incumplimiento de las prestatarias, sostuvo el Ente Regulador.

En relación al régimen de multas, Martello señaló que “la sanción no es el único camino, pero es el marco legal que debemos aplicar para los incumplimientos en las inversiones que determinan la calidad del servicio y así lo haremos, con la utilización de todas las herramientas necesarias para que las empresas entiendan que deben cumplir sus contratos respetando lo comprometido”.

El Interventor también ha decidido llevar adelante un proceso de reforma de la normativa para aplicar embargos de modo que las empresas no puedan eludir los pagos, puntualizó un comunicado.

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Ecopetrol invertirá US$ 6.000 millones para acelerar la transición y la soberanía energética,

El 23 % de los recursos del plan están dirigidos a fortalecer la diversificación en nuevos negocios de bajas emisiones, lo que incluye producción de hidrógeno, energías renovables, captura de carbono y transmisión eléctrica.

El plan busca reducir cerca de 400.000 toneladas de emisiones de CO2 e incorporar cerca de 900 MW de energías renovables y más de 50.000 toneladas de hidrógeno verde al 2025.
Según Ecopetrol, la mayor empresa del país, “el compromiso con la transición energética” se refleja en inversiones de entre US$ 1.225 y 1.412 millones en autogeneración renovable, hidrógeno, transmisión y vías y eficiencia energética.

En autosuficiencia en gas se invertirán entre US$ 747 y 851 millones para “mantener la oferta actual buscando incrementarla con los proyectos exploratorios de gas, de los cuales se tienen previstos 12 pozos en el 2023″.

Además, destinará US$ entre 3.281 y 3.925 millones “para asegurar la seguridad energética, la sostenibilidad financiera y favorecer la balanza comercial del país”.

OTRAS INVERSIONES

Por otro lado, la eléctrica ISA invertirá un monto aproximado de US$ 1.309 millones ,consolidando a ISA como líder latinoamericano en transmisión de energía.Parte de esos recursos será para habilitar más de 6.000 kilómetros de nuevas líneas de transporte para energías renovables no convencionales al 2025. Del total de las inversiones previstas, cerca del 66 % se hará en Colombia y el 34 % en las operaciones de la compañía en el exterior: Estados Unidos, Brasil, Perú y Chile.

Según Ecopetrol, las inversiones anunciadas permitirán alcanzar en 2023 niveles de producción orgánica de entre 720.000 y 725.000 barriles de petróleo equivalentes por día.En los próximos tres años planean perforar 1.600 pozos de desarrollo, 574 de ellos en el 2023. Además, se prevé la perforación de 25 pozos exploratorios en 2023, ubicados en las cuencas de Llanos Orientales, Valle Medio del Magdalena, Piedemonte y Caribe costa afuera.

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Arabia Saudí y China firman acuerdos de inversión por valor de US$ 30.000 M

Incluyen eldesarrollo de energía verde y una planta de aluminio

Atrás presidente Xi Jinping con el Principe de Arabia

Arabia Saudita y China firmaron 35 acuerdos de inversión por un valor aproximado de US$30 mil millones durante la visita del presidente chino, Xi Jinping, al Reino.
 
Los vínculos comerciales de China con Arabia Saudita se han fortalecido significativamente gracias a los acuerdos que involucran a organizaciones de los dos países, dijo un informe de Arab News .
 
Los acuerdos cubren una variedad de sectores, que incluyen energía verde, tecnología, servicios en la nube, transporte, logística, industrias médicas, construcción y manufactura. También incluye un proyecto de petroquímica, desarrollos habitacionales y la enseñanza del idioma chino.
 
La firma de los acuerdos fue supervisada por el príncipe heredero saudí Mohammed bin Salman y el presidente Xi, según el informe.
 
El Príncipe Abdulaziz bin Salman, Ministro de Energía de Arabia Saudita, y He Lifeng, Presidente de la Comisión Nacional de Desarrollo y Reforma de China, firmaron un memorando de entendimiento en el campo de la energía del hidrógeno.
 
Se fomentará la inversión directa mediante un memorando de entendimiento firmado por Khalid bin Abdulaziz Al-Falih, ministro de Inversiones del Reino, y Wang Wentao, ministro de Comercio de China.
 
El ministro de inversiones saudí, Khalid Al-Falih, dijo que la visita del presidente Xi “contribuirá a aumentar el ritmo de la cooperación económica y de inversión entre los dos países”, ofreciendo a las empresas e inversores chinos “rentabilidades gratificantes”.
 
Uno de los acuerdos involucró un memorando de entendimiento con Huawei Technologies de China sobre computación en la nube y la construcción de complejos de alta tecnología en ciudades saudíes, dijo la oficina de comunicación del gobierno en un comunicado.
 
Otro acuerdo, firmado entre el Ministerio de Inversiones de Arabia Saudita y Shandong Innovation Group, implica la construcción de una planta de aluminio.
 

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Arribó a Santa Cruz la primera turbina para la hidroeléctrica Jorge Cepernic

La primera turbina para la Central Hidroeléctrica Gobernador Jorge Cepernic arribó por barco al puerto santacruceño de Punta Quilla. Asimismo, se inició el proceso de descarga para el posterior traslado en camiones y carretones de este equipamiento hasta la obra.

La llegada de esta turbina constituye un hito en la construcción del complejo hidroeléctrico ubicado sobre el río Santa Cruz. Estuvo presente Mario Metaza, miembro del directorio de Energía Argentina, además de otras autoridades de la empresas estatal y de la UTE constructora.

La gobernadora de Santa Cruz, Alicia Kirchner, señaló que “la llegada de esta turbina es un paso muy importante para la futura generación de energía santacruceña para todo el país, a partir de nuestras represas Jorge Cepernic y Néstor Kirchner”. Recordó que “en el gobierno del Pro tuvimos muchos tropiezos, pero con voluntad y decisión del actual gobierno nacional el proyecto no se detuvo. Este es el camino del desarrollo y de la soberanía energética para todo un país”.

“Agradezco a Enarsa, a la UTE y a todos los trabajadores que participan de esta construcción que nos permitirá crecer”, concluyó la gobernadora.

La turbina de tipo Kaplan, construida especialmente para la central Jorge Cepernic según normas internacionales, partió el 2 de octubre desde el puerto de Shanghai.

Dadas sus características, la carga fue dividida para su traslado. Es la primera de las tres con que contará la central, cada una de una potencia de 120 MW.

El complejo hidroeléctrico, ubicado en la provincia de Santa Cruz, tendrá una potencia instalada de 1.310 MW, de los cuales corresponden 360 MW a la central Cepernic y 950 MW a la Presidente Néstor Kichner. Permitirán un ahorro anual de 1.500 millones de dólares por sustitución de importación de combustibles líquidos.

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Royon recorrió obras del reactor CAREM

La secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royon, corroboró los avances de obra del proyecto CAREM, la primera central nuclear diseñada y construida íntegramente en Argentina por la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA).

“La obra del proyecto CAREM se encuentra en un 77 por ciento y confiamos que este modelo de reactor será una ventana hacia el mundo que ya observa a nuestro país en materia nuclear”, dijo Royon.

La Secretaria estuvo acompañada por Santiago Yanotti, Subsecretario de Energía Eléctrica, Adriana Serquis, presidente CNEA, Sol Pedre, Gerente de Área CAREM y miembros de distintas áreas del CAREM, quienes recorrieron la obra en construcción del prototipo del reactor nuclear modular de potencia de 32 MWe, ubicado en la localidad de Lima, Zárate, provincia de Buenos Aires.

El 70% de los insumos, componentes y servicios utilizados en la obra son provistos por empresas argentinas, certificados bajo altos estándares de seguridad y calidad, supervisados por Comisión Nacional de Energía Atómica.

Hoy, en el mundo, más de ochenta países se encuentran en pleno diseño de reactores, y solo tres países (China, Rusia, y Argentina) están en plena obra.

Luego de la recorrida por las instalaciones, Royon puso de relieve la importancia estratégica que tiene “la energía nuclear como parte del plan de transición energética de Argentina”.

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Tres compañías árabes adquirirán Masdar para generar 100 GW

La Compañía Nacional de Energía de Abu Dhabi (TAQA), la Compañía de Inversión Mubadala (Mubadala) y la Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dhabi (ADNOC) han completado la transacción de Masdar, luego de lo cual todos se convertirán en accionistas de la compañía de energía limpia con sede en Abu Dhabi.
La transacción, anunciada por primera vez en diciembre de 2021, ve a las tres entidades asociándose para hacer crecer a Masdar bajo un mandato ampliado, que cubre energía renovable, hidrógeno verde y otras tecnologías de energía limpia, según un comunicado.

Masdar es una de las empresas de energía renovable de más rápido crecimiento en el mundo y apunta a un mínimo de 100 GW en capacidad de energía renovable y la producción de hasta un millón de toneladas de hidrógeno verde para 2030

TAQA está tomando una participación del 43 % en el negocio renovable de Masdar, mientras que Mubadala retiene el 33 % y ADNOC posee el 24% . TAQA pagó US$ 1.020 millones en efectivo por su participación.

Mubadala estableció Masdar en 2006 para ayudar a impulsar la diversificación económica y la agenda de acción climática de la nación. Masdar actualmente está activo en más de 40 países en seis continentes y ha desarrollado e invertido en proyectos en todo el mundo con un valor combinado de más de US$ 20 mil millones, agrega el comunicado.
Masdar también inauguró recientemente su nueva oficina en Riyadh, para fortalecer su apoyo a los objetivos de energía limpia de Arabia Saudita.

Bajo la nueva asociación, Masdar tiene como objetivo un mínimo de 100 GW en capacidad de energía renovable y la producción de hasta un millón de toneladas de hidrógeno verde para 2030, con el objetivo de aumentar su cartera de energía renovable a más de 200 GW.
El nuevo Masdar apuntará a oportunidades de crecimiento en todo el mundo, incluidos EE. UU., MENA, CIS, APAC y países europeos clave, además de ser fundamental para proporcionar la energía limpia necesaria para que el país logre su propio objetivo de cero emisiones netas para 2050. Se espera que el crecimiento provenga de proyectos nuevos y existentes, así como de adquisiciones.

Como parte del acuerdo, TAQA ofrecerá aportar sus intereses de propiedad en futuros proyectos de energía renovable de Abu Dhabi a Masdar. Mientras tanto, Masdar City, el desarrollo urbano sostenible de Abu Dhabi, seguirá siendo propiedad de Mubadala como único accionista.

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El gobierno prorrogó un año el plazo de intervención en el ENRE y el ENARGAS. También para concluir la RTI

. El gobierno nacional prorrogó por UN (1) año, a partir del 1 de enero de 2023, el plazo de intervención del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), y su similar del Gas (ENARGAS), que fuera establecido por el Decreto 1020, de diciembre del 2020.

La prórroga de la intervención a estos organismos descentralizados en el ámbito de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, es también “hasta tanto entren en vigencia los nuevos cuadros tarifarios resultantes de los Acuerdos Definitivos de la Revisión Tarifaria Integral (RTI), lo que ocurra primero, con los alcances que en cada caso corresponda”.

La decisión fue dispuesta a través del Decreto de Necesidad y Urgencia 815/2022, que además instruye al ENRE y al ENARGAS a “realizar las medidas necesarias con el objeto de propender a una adecuación tarifaria de transición, de conformidad con las prescripciones del Decreto 1020/20”, ahora prorrogado.

El artículo 4 del DNU 815, ya oficializado, establece también que la estatal Energía Argentna S.A. (conforme los términos del Decreto 76/2022), tendrá a su cargo realizar las gestiones necesarias para constituir las servidumbres que correspondan sobre los fundos atravesados por el “GASODUCTO PRESIDENTE NÉSTOR KIRCHNER” (en construcción) y/o afectados por sus instalaciones complementarias, con ajustes a las disposiciones legales y reglamentarias aplicables en la materia”.

El ENARGAS autorizará las servidumbres administrativas de acuerdo con la Ley 24.076 (Marco Regulatorio), y demás normas reglamentarias, y estará facultado para disponer, en caso de requerimiento por parte de ENARSA, el otorgamiento de una servidumbre administrativa general sobre toda la traza del proyecto, de carácter provisorio, a los fines de facilitar el inicio de las obras, sin perjuicio de la posterior constitución de las servidumbres particulares sobre los fundos que resulten afectados”.

Ello, sin perjuicio de la obligación de ENARSA de constituir fianza suficiente para garantizar los eventuales daños y perjuicios a los propietarios superficiarios, según defina la Secretaría de Energía.

ANTECEDENTES

A manera de antecedentes, en los considerandos del nuevo decreto se hace referencia a que “las intervenciones (originales) en el ENRE y el ENARGAS remitieron al Poder Ejecutivo los resultados de las auditorías y revisiones llevadas adelante y ambos Entes Reguladores sugirieron optar por la alternativa de iniciar el proceso de renegociación de la RTI vigente (desde el gobierno anterior) , lo que motivó el dictado del Decreto 1020/20, habiéndose demostrado que las tarifas de ambos servicios no resultaron justas, ni razonables ni transparentes”.

Asimismo, se indicó que en el marco de la renegociación “resultaba conveniente establecer un Régimen Tarifario de Transición (RTT) como una solución de coyuntura en beneficio de los usuarios, así como para las licenciatarias y concesionarias, con la premisa de la necesaria prestación de los servicios públicos en condiciones de seguridad, y garantizando el abastecimiento respectivo, así como la continuidad y accesibilidad de dichos servicios esenciales”.

También se hace referencia a que se había dispuesto un plazo de dos años para concretar la nueva RTI, con vencimiento en diciembre de 2022.

Al respecto ahora se explicó que “para concluir el proceso de renegociación según lo establecido en el Decreto 1020/20, además de los Acuerdos Definitivos de Renegociación, resulta necesario determinar las pautas para el establecimiento del régimen tarifario integral que deberá regir en adelante según los marcos regulatorios”.

También se indica en el DNU que “el mecanismo de renegociación seleccionado respecto de la RTI requiere la proyección de indicadores propios de la industria de la energía eléctrica y del gas, como así también macroeconómicos, los que se encuentran vinculados entre sí”.

Se describe además que “corresponde poner de relieve el incremento significativo de los precios internacionales de los commodities energéticos, generado por la demanda internacional, determinado por el crecimiento de la actividad económica post pandemia, y asociado a velocidades incongruentes con las reales posibilidades de los países centrales en sus políticas y planes de transición energética, que generaron un primer salto muy fuerte de los costos energéticos mundiales hacia el tercer cuatrimestre del año 2021”.

Sumado a ello se destaca en el nuevo DNU que “el conflicto desatado entre la FEDERACIÓN DE RUSIA y UCRANIA determinó una nueva suba de los precios internacionales de los referidos productos, especialmente del Gas Natural Licuado (GNL) y del gas oil, commodities a los que debe acceder nuestro país anualmente en el invierno para complementar la producción nacional de gas natural, y abastecer la demanda interna invernal tanto de gas por redes como de generación eléctrica por centrales térmicas”.

“Los servicios públicos de electricidad y gas desempeñan un papel esencial en el desarrollo económico y social, por lo cual su accesibilidad resulta indispensable para los hogares”, puntualiza el DNU.

En consecuencia, se destaca, mediante el Decreto 332/22 “se orientó la política de subsidios sociales protegiendo fundamentalmente a los sectores con menores ingresos, con el objeto de lograr valores de la energía razonables aplicados con criterios de justicia y equidad distributiva, contemplando las distintas realidades de los usuarios procediéndose, a partir de junio de 2022, con un régimen de segmentación de subsidios a usuarios residenciales de estos servicios por red”.

“Resulta oportuno y conveniente mantener la razonabilidad tarifaria en el actual contexto de recuperación económica y evitar una desarticulación del esquema tarifario que repercuta negativamente en el ingreso disponible de los hogares e implique aumentos considerables en los costos de producción de la industria”, argumenta el DNU.

También se señala que “para realizar la renegociación definitiva de las RTI se requiere contemplar distintas variables macroeconómicas del país y financieras de cada prestadora de los servicios públicos concesionados y licenciados, según los marcos regulatorios de la electricidad y el gas”.

El Decreto 815 hace hincapié en que “tanto las concesionarias como las licenciatarias de los servicios de energía eléctrica y gas natural solicitaron a los Entes Reguladores el mantenimiento del régimen transitorio en pos de la protección de la prestación de los servicios y de lograr en la renegociación una tarifa final que resulte justa y razonable; peticionando en tal sentido una prórroga del plazo (original) establecido y consintiendo nuevas negociaciones para una adecuación transitoria, mientras se arriba a un acuerdo definitivo”.

“Lo expuesto demuestra que resulta necesaria una prórroga del Decreto 1020/20 sobre la renegociación definitiva de las RTI de las concesionarias y licenciatarias dentro de un escenario que permita una reducción de la carga tarifaria real sobre los hogares, comercios e industrias en los términos de la Ley (de Emergencia) 27.541”, se indicó.

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Bertotto Boglione amplía sus objetivos de producción y suma una nueva planta

La empresa cordobesa apuesta fuerte por el crecimiento en el sector y por eso adquirió una nueva planta industrial con el objetivo de aumentar la capacidad instalada y elevar los niveles productivos.

Bertotto Boglione provee, desde hace más de 74 años, soluciones para el almacenaje de líquidos y sólidos a nivel nacional e internacional. Esta vez, la empresa redobla la apuesta: adquirió una planta para ampliar los metros cuadrados de producción.

El nuevo espacio de la firma cordobesa es de 8.000 metros cuadrados cubiertos. Allí se llevará a cabo el armado final de conexión eléctrica e hidráulica de los equipos que lo requieran, con especial foco en bombas, surtidores y cañerías.

Pablo Capuano, Gerente Comercial de Bertotto Boglione, indicó: “Para nosotros es un paso muy importante abrir una nueva planta en la situación en la que se encuentra el país. Queremos potenciar el empleo y la producción nacional para llegar a nuestro cliente en tiempos estimados. Así podemos crecer, dar más puestos de trabajo y seguir apostando”.

Es que la empresa pisa fuerte en la industria nacional y, esta vez, no es la excepción. Cuenta con más de 200 empleados entre la planta y los administrativos, en una nueva muestra de que apostar a la mano de obra argentina es fundamental para proyectar un crecimiento productivo.

El motivo principal de la adquisición de esta nueva planta es aumentar la producción en vista a los objetivos 2023 y, claro, afianzarse en el mercado internacional, donde ya tiene un protagonismo más que importante con exportaciones a Chile, Uruguay, Perú, Bermudas, Panamá, Emiratos Árabes, Nigeria y Jamaica. Y claro que esto cobra un valor aún mayor por el contexto a nivel país y las restricciones para importar y realizar envíos al extranjero.

Hay que recordar que la empresa de Marcos Juárez cuenta con la mejor tecnología y cumple con los más altos estándares internacionales, utilizando materia prima de calidad desde 1948. Contiene valor y acompaña a sus clientes desde el origen de sus proyectos.

Para más información entrá a https://bertotto-boglione.com/ o llama telefónicamente al (+54)

3472 582179. Por dudas e inquietudes comunícate vía mail a ventas@bertottoar.com o visítanos en nuestras redes sociales:

@bertottoboglioneok @bboglione bboglione1

Prensa: Martín Nicolás Mena

Desde 1948, Bertotto Boglione provee soluciones para resolver necesidades de almacenaje de líquidos y sólidos a escala internacional.

Está orientada a diversos mercados entre los principales se encuentran: estaciones de servicio, petróleo y gas, minería, agro y generación de energía. Cuenta con un sólido equipo de técnicos e ingenieros especializados en dar soluciones para el almacenamiento de líquidos y sólidos a granel, de acuerdo a la necesidad de cada cliente, garantizando la calidad a través de certificaciones internacionales como ASME, UL y API.

Bertotto Boglione es una empresa con una marcada visión de internacionalización, desde 1990 llega a países limítrofes, Centroamérica, África, Medio Oriente, entre otros. En 2001 se abre la filial comercial y centro de distribución en Chile, manteniendo un fluido volumen de negocios con este país.

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Holcim en Argentina abastecerá sus plantas con Energía Renovable de Pampa Energía

A partir de un acuerdo entre ambas compañías, Pampa Energía suministrará energía eólica para las operaciones de las cuatro plantas de cemento de Holcim en Buenos Aires, Córdoba, Mendoza y Jujuy, alcanzando a cubrir un 65% del consumo de energía eléctrica de todas sus operaciones.

Holcim en Argentina, líder mundial en soluciones innovadoras y sostenibles para la construcción y Pampa Energía firmaron hoy un importante acuerdo destinado a la provisión de energía de fuente renovable para las plantas productivas. El evento se llevó a cabo en la sede de Pampa Energía en Buenos Aires con la presencia de Christian Dedeu, CEO de Holcim en Argentina y Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía.
Con el acuerdo de suministros de energía con Pampa, Holcim sumará un 25% más de energía renovable, alcanzando así a cubrir el 65% del consumo de energía eléctrica en sus operaciones, logrando así un volumen total de energía de 220.000MWh.

“Esta iniciativa es el reflejo del compromiso de Holcim con la reducción de la huella de carbono en la construcción para un futuro de cero emisiones netas. Esto está impulsado por el uso de materiales alternativos y la innovación en nuestros productos, desde los combustibles alternos hasta la eficiencia operativa. Mediante estas acciones, damos pasos firmes en nuestra estrategia 2025, acelerando de forma contundente el crecimiento sostenible” aseguró Christian Dedeu, CEO de Holcim en Argentina.

A través de este contrato se evitará la emisión de 24.000 t de CO2 por año al reemplazarse energía térmica por energía eólica, el equivalente al consumo energético de más de 1400 casas en un año. El suministro de energía provendrá de la ampliación del Parque Eólico Pampa Energía III ubicado en el partido de Coronel Rosales, que, una vez finalizadas las obras tendrá una capacidad instalada de 134,2 MW.

“Estamos orgullosos de que Holcim nos haya elegido por los próximos 10 años como su proveedor de energía renovable en Argentina. La firma de este acuerdo es una clara demostración del compromiso que ambas compañías tenemos con el medio ambiente y la apuesta a un futuro cada vez más sostenible”, afirmó Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía.

Con el 65% de consumo eléctrico proveniente de fuentes renovables, Holcim en Argentina producirá aproximadamente 2.470.000 millones de tn de cemento por año.
Con esta cantidad de cemento se podrá construir 206.000 viviendas (la construcción de una vivienda familiar tipo -100 m2- consume un aproximado de 12 t de cemento) y 3300 km de ruta de dos carriles.

Esta acción se enmarca en el pilar Clima y Energía del Plan de Desarrollo Sostenible de Holcim, cuyo objetivo es ser Net Zero al 2050. Las metas de dicho pilar fueron validadas por la Iniciativa Science Based Targets (SBTi), mostrando su compromiso hacia la carbono neutralidad.

Con la sostenibilidad al centro de su estrategia, Holcim se está convirtiendo en una empresa carbono neutral, con el lanzamiento de productos sustentables como el hormigón verde ECOPact, que hoy ya está siendo colocado en la gran obra de Aña Cuá en Yacyretá y que implica menos del 30% de emisiones de CO2 a la atmósfera. Recientemente presentó ECOPlanet, la nueva línea, la gama más amplia de cementos sustentables del mundo con una reducción del al menos el 30% en las emisiones de carbono durante su proceso de producción con un rendimiento igual o superior a un cemento tradicional.

Acerca de Holcim en Argentina
Perteneciente al Grupo Holcim, construye progreso para las personas y el planeta. Como líder mundial en soluciones innovadoras y sostenibles para la construcción, Holcim está construyendo ciudades más verdes, con una infraestructura más inteligente y que funcionen para todas las personas. Con la sostenibilidad en el centro de su estrategia, Holcim se está convirtiendo en una empresa Net Zero, con su gente y comunidades en el foco de su crecimiento. Cuenta con cuatro plantas de cemento ubicadas en las provincias de Córdoba, Mendoza, Jujuy y Buenos Aires. Asimismo, cuenta con plantas fijas y móviles de hormigón elaborado. Con más de 90 años de trayectoria en Argentina, Holcim son 1.000 personas apasionadas por construir progreso para las personas y el planeta a través de cuatro segmentos comerciales: cemento, hormigón, agregados y soluciones y productos

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Yacyretá realizó el cierre de interconexión entre el SADI y el SINP

La Entidad Binacional Yacyretá destacó que en la mañana del 6 de diciembre “se realizó con éxito el cierre de la Interconexión entre el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y el Sistema Interconectado Nacional Paraguayo (SINP)”.

La interconexión se realizó a través de la Central Hidroeléctrica Yacyretá, implicando la
vinculación de la Central Hidroeléctrica ITAIPÚ, el Sistema Interconectado Nacional Paraguayo, la Central Hidroeléctrica Yacyretá, el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y El Sistema Interconectado Nacional Uruguayo (SIN-UTE).

Esta unificación impacta en el nodo CHY (punto de conexión entre el SADI y el SINP) teniendo una importancia superlativa, tanto desde el punto de vista técnico como en un sentido más amplio, vinculado con la integración regional, se indicó.

Cabe destacar que el objetivo final que se prevé es que queden vinculados los Sistemas Eléctricos argentino, paraguayo, uruguayo y brasileño. De esta forma, estos Sistemas trabajarán de manera interconectada y brindarán una mejor calidad del servicio con una mayor confiabilidad y flexibilidad en las maniobras, logrando integración regional entre los 4 países en esta materia, puntualizó la EBY.

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Energía denunció sabotaje contra línea de Extra Alta Tensión en la Patagonia

El subsecretario de Energía Eléctrica, Santiago Yanotti, expresó el repudio del Gobierno Nacional al sabotaje que afectó a una línea de Extra Alta Tensión ubicada en la provincia de Chubut.

El subsecretario de Energía Eléctrica, Santiago Yanotti, explicó las características del incidente ocurrido en una línea de Alta Tensión de la región patagónica, que se vio afectada por un atentado que provocó la caída de una de sus torres en la noche del último domingo.

“Primero se detectó la falla en la línea, luego se la recorrió y se encontró una torre caída con los tensores que la sujetaban en el suelo, cortados por una amoladora. Es decir, que no fueron cables arrancados por un evento climático, sino que fueron cortados, ese corte en combinación con el viento provocó la caída de la torre” detalló la autoridad nacional.

Como consecuencia de esta situación, la Patagonia quedó momentáneamente aislada respecto del Sistema Argentino de Interconexión Eléctrico (SADI), lo que impide contar con el aporte de energía generado desde allí, pero también limita la posibilidad de transferirle a la región MW ante un eventual exceso de su demanda.

Al respecto, Yanotti precisó: “Esa línea es el único vínculo que tiene buena parte de la Patagonia con el sistema nacional, tanto para Comodoro Rivadavia como para otras importantes ciudades del sur de nuestro país. Se abastecen con la energía que producen y, si consumen de más, hay cortes”.

Y agregó: “Al resto del sistema eléctrico también se lo perjudica con esta situación. Este atentado nos encarece el sistema en un contexto de elevada demanda, perdemos unos 1.000 MW que hoy podríamos estar tomando barata de Futaleufú”.

El subsecretario explicó en declaraciones radiales que las necesidades de la demanda quedaron garantizadas al suplir la electricidad que no se sumó al sistema a causa del sabotaje con la importación desde Uruguay.

El atentado provocó la caída de una torre integrante de una Línea Aérea de Alta Tensión ubicada a 40 kilómetros de la Estación Transformadora de Puerto Madryn, como consecuencia del incidente se produjeron cortes de energía que afectaron a las ciudades de Puerto MAdryn, Trelew y Comodoro Rivadavia, entre otras.

Respecto a la gravedad de lo ocurrido, expresó: “Lo que pasó ha sido muy grave, solicitamos que se investigue para llegar al fondo de la cuestión. Hemos hablado este tema con la secretaria Flavia Royon y con el equipo del ministro Massa, por eso solicitamos a Transener y a las autoridades que se investigue, para que esto no vuelva a ocurrir, vamos a bregar porque los responsables paguen hasta las últimas consecuencias que correspondan”.

Yanotti se puso en contacto con la empresa TRANSENER, operadora del servicio de Alta Tensión, quien le confirmó que se encuentra trabajando para restituir la estructura derribada y así dotar nuevamente de energía a la línea.

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