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El gobierno de Catamarca de Raúl Jalil aprobó el estudio de impacto ambiental para la construcción y operación del megaproyecto de litio Tres Quebradas (3Q), un desarrollo de 35.000 hectáreas ubicado en un gigantesco yacimiento de este mineral en la localidad de Fiambalá (departamento de Tinogasta), que tiene un potencial para producir más de 20.000 toneladas anuales de litio equivalente (LCE) para baterías.

El proyecto 3Q se desarrolla en tres lagos de salmuera y tres salares de la Cordillera catamarqueña. Lo lleva adelante la minera Liex, que pertenece a Neo Lithium. Esta compañía canadiense firmó en octubre la venta del 100% de las acciones al grupo chino Zijin Mining por US$ 770 millones. Así, la minera asiática, que es uno de los mayores productores de minería metalífera de China, absorbió el proyecto Tres Quebradas en la Argentina. La aprobación del estudio de impacto ambiental estaba dentro del acuerdo entre ambas compañías como condición para concretar la compra por parte del grupo asiático.

La inversión para el primer año de construcción es de alrededor de US$ 60 millones, pero en total el proyecto demandará desembolsos por más de US$ 320 millones. Si entra en fase productiva, podría convertirse en el tercer desarrollo de litio en operación comercial del país después de Fénix (operada por FMC de EE.UU.) y Sales de Jujuy (a cargo de la australiana Orocobre).

De la exploración a la construcción

En octubre, el gobernador Jalil ya había recibido en su despacho a una delegación de Zijin Mining Group. En esa oportunidad también participó Fernanda Ávila, entonces ministra de Minería provincial que hoy ocupa el cargo a nivel nacional.  

Según explicaron los ejecutivos del grupo, la construcción de 3Q demandará 1.000 empleos directos e indirectos y podría tener una vida útil de 30 años. El grupo chino le puso el ojo al proyecto cuando incrementó en un 227% sus recursos de litio como resultado de la segunda campaña de exploración que llevó adelante la empresa Liex entre 2017 y 2018, en ese entonces en manos canadienses.

El estudio

El comunicado de Neo Lithium afirma que la gobernación de Catamarca aprobó “la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) de la Autoridad Ambiental y Minera” de la provincia, que “representa la aprobación del Estudio de Impacto Ambiental de Liex para la construcción y operación de la mina como se establece en el estudio de factibilidad”. Y agrega que “la DIA es el principal documento de aprobación ambiental requerido para la construcción y operación de proyectos mineros en la provincia de Catamarca”.

El estudio de impacto ambiental estuvo a cargo de GT Ingeniería, una consultora especializada en minería e industria, y contó además con la participación de profesionales de la Universidad de Catamarca. También participó de la elaboración del documento el Instituto de Hidrología de Llanuras «Dr. Eduardo Jorge Usunoff» (IHLLA), dependiente del CONICET. “El estudio presentado ante las autoridades incluye un modelo hidrológico que permite comprender el impacto de la explotación de salmuera en el nivel freático del salar y las lagunas de salmuera de litio circundantes al proyecto”, resaltó Liex.

3Q

Tres Quebradas es un proyecto de extracción de salmuera y producción de carbonato de litio. Está ubicado a 30 kilómetros de la fronte con Chile, dentro del Triángulo del Litio, donde se encuentra casi el 60% de las reservas mundiales de este mineral. En la fase exploratoria, Liex ya había producido carbonato de litio grado batería de máxima pureza (99,8%) en su planta piloto.

La compañía Liex obtuvo el permiso ambiental inicial en 2016 y lo renovó en 2018. En 2019 se aprobó y la minera obtuvo la autorización de la provincia para la iniciar la exploración, estudios geofísicos, realizar perforaciones y construir los primeros campamentos. Ahora obtuvo la aprobación ambiental para la construcción y operación del proyecto.

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MetroGas, la empresa líder en la distribución de gas natural en la Argentina, inició un proceso de transformación digital junto a Salesforce, la reconocida proveedora de soluciones en la nube. Con esta asociación, la distribuidora pretende agilizar las respuestas ante los reclamos y demandas de los más de 2,4 millones de clientes que abastece en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

«Al trabajar con una gran cantidad de edificios, casas, establecimientos comerciales e industriales a lo largo y ancho de su área de distribución, la compañía necesitaba iniciar un proceso de transformación digital que le permitiera brindar una mejor experiencia a la hora de resolver situaciones de emergencia. Un sistema que ofreciera una mayor trazabilidad, que optimizara las interfaces web y mobile, que respondiera rápidamente ante la demanda puntual del cliente y que consiguiera una mayor capacidad de integración», expresaron desde MetroGas.

Soluciones en tiempo real

Para amalgamar todos esos factores, la distribuidora optó por la incorporación de metodologías Agile y de tecnologías que ofrecen continua actualización. En este sentido, la contratación de Service Cloud, -la solución de atención al cliente de Salesforce- acompañada de Field Service, resultó ideal para entregar información en tiempo real a los clientes, mejorar la efectividad de la respuesta ante las demandas y agilizar los procesos en campo desde que se inician hasta que finalizan.

“Elegimos a Salesforce porque es uno de los vendores de productos más destacados en soluciones Cloud y, además, el equipo de MetroGas ya había tenido una experiencia satisfactoria con la plataforma”, explicó Silvina Larrecharte, directora de Servicios de MetroGas.

“La adopción exitosa de una cultura de relacionamiento con el cliente por parte de MetroGas es un nuevo indicio de que la transformación digital está alcanzando a todas las industrias y de que se aproxima una revolución en los procesos de producción y acercamiento al ciudadano y aprovechamos el suceso para incentivar a otras empresas que brindan servicios de alcance nacional a que fortalezcan la relación con sus clientes”, comentó el director general de Salesforce Argentina, Guido Ipszman.

La incorporación de Salesforce Service Cloud con el recurso de Field Service aportó un cambio sustancial en cuanto a los resultados. A dos meses de su aplicación, el equipo de MetroGas ya pudo gestionar 200 solicitudes diarias optimizando la gestión integral de la emergencia desde el ingreso hasta su atención. Además, la digitalización de las tareas que realizan las cuadrillas operativas brinda herramientas digitales al personal en calle que ahorra tiempo y beneficia al cliente porque accede al estado de su solicitud.

“La digitalización de las tareas y la geolocalización de los recursos en campo nos permitió mejorar la efectividad del proceso en cuanto a la asignación y tiempo de respuesta, algo fundamental debido a la criticidad de la actividad. Asimismo, la trazabilidad de la documentación nos permitió ganar eficiencia en el proceso y mejorar la atención al cliente, que puede seguir su trámite en tiempo real”, concluyó Patricia Carcagno, directora de Operaciones de MetroGas.

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La producción total de petróleo batió un nuevo récord de 559.000 barriles diarios en diciembre del 2021, la cifra más alta desde octubre del 2012. El aporte del no convencional fue significativo: representa el 38% del desarrollo y creció un 64% interanual.

Al respecto, el secretario de Energía, Darío Martínez expresó que “le dimos reglas claras y previsibilidad a la actividad y mes a mes aumentó la producción. Esto nos permite generar más energía para acompañar el proceso de crecimiento que está viviendo Argentina. Cuando un país produce más, genera más trabajo, más pymes abren sus puertas y se suman al sector, desarrollamos más valor agregado y más tecnología nacional. Todos aspectos claves para la reactivación económica que atravesamos”.

La producción total de petróleo en diciembre superó en un 14% al mismo mes del 2020. El gran aporte vino desde Vaca Muerta: se produjeron 212.000 barriles diarios de petróleo no convencional (shale y tight), un 4% más que en noviembre y casi un 64% más en comparación con el mismo mes del año pasado.

En base al crecimiento del segmento no convencional, Darío Martínez afirmó que “desde que asumimos pusimos toda nuestra energía en desarrollar este sector clave para la reconstrucción argentina y eso está dando grandes resultados. Gracias a las políticas llevadas adelante por el gobierno nacional encabezado por Alberto y Cristina, la industria y la producción crecen todos los meses”.

En sintonía con los números nacionales, la provincia de Neuquén también mostró un crecimiento del 3% en la producción de petróleo con respecto al mes pasado y un 49% interanual. La no convencional, por su parte, lo hizo en un 4% y 66% respectivamente.

Según datos de la Secretaría de Energía, la actividad en todo el territorio se encuentra en alza y ya superó los números pre-pandemia. La producción total de petróleo de diciembre superó los valores de febrero de 2020, en casi un 6%, mientras que la producción de petróleo no convencional superó esos valores en un 69%.

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La producción de hidrocarburos en el mar es una actividad indispensable en la economía mundial. La industria offshore produce cerca del 30% del crudo y más del 20% del gas a nivel mundial. Más de 12.000 plataformas operan día y noche en las costas de Estados Unidos, Canadá, Noruega, Australia, Brasil, Argentina y demás países. Sin embargo, una vez que la actividad petrolera concluye en estas plataformas, una pregunta sale a flote: ¿cuál es el destino de esas estructuras gigantes de acero erigidas sobre el lecho marino?

En países como Estados Unidos el cierre definitivo de una plataforma offshore conlleva para las empresas operadoras la obligación de proceder con el desmantelamiento de esa infraestructura. Pero en estados como Texas o Luisiana es bastante común que la estructura de acero subacuática permanezca en su lugar. Ocurre que el gobierno federal promueve desde hace décadas la reconversión de las plataformas offshore en arrecifes artificiales. Aguas abajo, las plataformas crean hábitats propicios para la conservación y reproducción de la biodiversidad marina.

Cientos de plataformas offshore en Estados Unidos han sido convertidas en arrecifes artificiales a través de programas “rigs-to-reefs”. Los especialistas en conservación marina han ido encontrando evidencias de la interacción positiva entre estas estructuras y la vida marina. Su conversión también supone un ahorro de costos para las empresas y generan fondos para los programas estatales de conservación marina.

Beneficios para la conservación marina

La conversión de las plataformas offshore supone la remoción de los equipos e infraestructura sobre el nivel del mar. Pero bajo el agua, las vigas incrustadas que se erigen sobre las estructuras tubulares en el fondo marino son dejadas en sus lugares. En conjunto, crean hábitats artificiales propicios para la conservación y reproducción de las especies.

Las estructuras offshore imitan con el paso del tiempo a los entornos naturales y atraen la vida marina hacia las vigas incrustadas, como si se tratara de un arrecife natural. “Estas estructuras imitarán a los entornos naturales”, dice Amber Sparks, oceanógrafa y cientista ambiental. La formación inicial de vieras y corales en las estructuras es un plafón para la atracción y establecimiento de especies de peces. “Muchas especies comienzan a reproducirse durante su madurez en la estructura tubular. Ahí es donde la vida marina realmente prospera y es lo que vemos bajo el mar”, señala.

También ofrecen un refugio ideal, especialmente para los peces. “Debido a estas estructuras, los barcos pesqueros no pueden arrastrar en el fondo o cruzarlas. Son excelentes para la pesca recreativa, pero no se puede arrastrar en el fondo alrededor de estas plataformas. Eso crea estos refugios marinos únicos”, explica Emily Hazelwood, bióloga en conservación marina y consultora en energía offshore. Por su ubicación lejos de las costas también evitan problemas como la erosión provocada por la contaminación y las escorrentías.

Hazelwood y Sparks trabajan en conjunto en Blue Latitudes, una pequeña empresa de consultoría sobre ambientes marinos radicada en California. En diálogo en exclusiva con EconoJournal, las especialistas coinciden en que las plataformas offshore ofrecen condiciones únicas para la vida marina lejos de las costas. “Debido a que sus hábitats naturales se ven afectados por las influencias antropogénicas es que muchas de estas especies están buscando hogares en alta mar donde pueden tener abundancia de alimentos y refugio seguro”, dice Sparks.

Distintos trabajos de campo destacan los aspectos positivos para la conservación marina y el crecimiento de las poblaciones de distintas especies. “En el golfo de México se cree ampliamente que estas plataformas han devuelto las poblaciones de pargos rojos a números más robustos. En California se entiende que estas plataformas contribuyeron a la mayoría, si no a todas, las especies adultas de peces rockfish”, dice Hazelwood.

La experiencia en EE.UU.

La legislación estadounidense promueve desde 1984 la conversión de las plataformas en arrecifes artificiales e incentiva a los estados a adoptar programas “rigs-to-reefs”.

Al 2020 existen sobre la plataforma continental exterior estadounidense al menos 558 plataformas petroleras convertidas en arrecifes artificiales. Por ley, las empresas operadoras de plataformas offshore de petróleo y gas deben cerrar los pozos y desmantelar completamente las instalaciones si deciden terminar con la extracción de hidrocarburos. O pueden aplicar para la conversión parcial de esas estructuras en arrecifes artificiales a través de la Oficina de Seguridad y Cumplimiento Ambiental (BSEE).

La aprobación de la aplicación implica que el operador transfiere la titularidad y responsabilidad sobre la estructura (aunque retiene la responsabilidad última sobre los pozos sellados). Pero si bien las plataformas se encuentran en aguas federales, en los hechos, la transferencia de la titularidad es realizada a los estados costeros con programas “rigs-to-reefs” aprobados. Hazelwood explica que “el gobierno federal de los Estados Unidos no acepta la titularidad ni responsabilidad por la estructura de la plataforma”. Los cinco estados sobre la costa del golfo de México tienen aprobados planes para arrecifes artificiales: Alabama, Florida, Luisiana, Misisipi y Texas. California también aprobó un plan pero no esta en ejecución.

La conversión redunda en beneficios económicos para las empresas operadoras y los estados costeros. Las empresas ahorran costos al tener que desmantelar solo los equipos e infraestructura sobre el nivel del mar. Pero deben donar a los estados costeros una cifra en concepto de apoyo a sus programas de conservación marina y arrecifes artificiales.

“En California tenemos algunas de las estructuras más profundas y antiguas y eliminarlas por completo del fondo del mar sería muy costoso. Si 203 de nuestras 207 plataformas fueran transformadas en arrecifes, es decir, parcialmente dejadas en la columna de agua, habría un ahorro de costos de alrededor de mil millones de dólares para las compañías petroleras. De acuerdo con la ley, entre 650 y 850 millones de dólares de esos ahorros volverán al estado, a un fondo para la preservación y conservación marina”, dice Sparks.

Cambiar la perspectiva

La exploración y producción de hidrocarburos es un tema de discusión política en algunos estados y a nivel nacional en Estados Unidos. La actividad representa el 15% de la producción nacional de petróleo y es fuertemente respaldada en algunos estados pero encuentra resistencias en otros.

La discusión tampoco es sencilla en materia de conservación marina. California aprobó un programa de conversión en 2010 pero ninguna de las 207 plataformas en aguas federales y estatales fue convertida desde entonces. La ley no dice específicamente que la responsabilidad sobre los eventuales arrecifes recae sobre el estado californiano, por lo que el cumplimiento del programa resulta imposible. Pero reformar la ley no es el único desafío. “Que el programa haya sido exitoso en el Golfo de México no significa que será exitoso también en California. Tenemos que considerar a las principales partes interesadas en California, sus opiniones sobre el gas y petróleo offshore y qué puede significar para la población que un programa como este sea implementado. Tenemos una población con una mentalidad muy diferente a la del Golfo de México”, explica Sparks.

En cualquier caso, las especialistas consideran que es necesario cambiar la perspectiva del público en materia de conservación marina y llevar a puntos de encuentro y trabajo entre la industria y las partes interesadas en cuestiones ambientales y de conservación. “La realidad es que estas plataformas se han convertido en algunos de los ecosistemas más productivos del planeta y perder esos ecosistemas sería perjudicial para el medio ambiente marino. Tener estas conversaciones y compartir información y ciencia es un excelente lugar para comenzar”, sintetiza Sparks.

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Edenor, la mayor distribuidora de electricidad del país, desmintió haber sido sancionado por el ENRE a raíz de los cortes registrados durante la ola de calor de la semana pasado. Concretamente, la empresa eléctrica desmitió que el ente regulador le haya aplicado una sanción de 20 millones de pesos, tal como había anunciado el organismo mediante un comunicado de prensa. El ente había informado que la penalidad económica se explicaba por no dar a conocer información sobre la falla ocasionada en la línea de alta tensión ubicada en el partido de San Martín y los consecuentes cortes que dejaron sin suministro eléctrico a 700.000 usuarios en plena ola de calor.

“Edenor no fue sancionada con ninguna multa porque cualquier sanción requiere de un procedimiento administrativo previo y la posibilidad de ejercer el derecho a defensa”, indicó la distribuidora en un comunicado.

Respecto de los cortes masivos, Edenor declaró que el servicio eléctrico se restableció con normalidad y que “las causas que los originaron han sido ajenas a la compañía, como la usurpación de tierras debajo de las líneas de alta tensión en donde está terminantemente prohibido edificar, ya que rige por ley lo que se denomina servidumbre de electroducto”.

“El barrio Costa Esperanza se asienta en terrenos usurpados desde hace años. Allí, una antena de WIFI instalada en una vivienda ubicada irregularmente en un espacio restringido al electroducto, produjo una descarga en una línea de alta tensión que puso fuera de servicio el sistema eléctrico de manera masiva”, justificaron desde la distribuidora y agregaron que “no hay ningún tipo de control de las edificaciones por parte de la Municipalidad de San Martín”.

Denuncias

“Múltiples denuncias administrativas, judiciales y penales por construcciones sobre las líneas de alta tensión han sido comunicadas en cada ocasión al ENRE sin que dicho organismo de “control” haya tomado medida alguna para proteger la vida de los ciudadanos y el servicio a los usuarios. Así, la inacción del ENRE frente a estas denuncias implica la eventual reiteración de cortes masivos del servicio como el ocurrido el martes 11 de enero”, afirmaron desde Edenor.

En la misma línea, la distribuidora resaltó que “en septiembre del 2016 se le reiteró al ENRE los riesgos que suponen las invasiones de servidumbres de líneas de alta tensión que ponen en peligro a las personas y al servicio. No obstante, las denuncias tienen como límite el poder de policía que es de exclusiva potestad de cada Municipio y que hasta ahora ha sido nulo”.

“El evento del 11 de enero se encuentra en la órbita de la responsabilidad del Municipio de San Martín, de los fueros judiciales ante los que la compañía ha realizado denuncias y fundamentalmente del Ente de Control (ENRE) a quien durante estos diez años Edenor mantuvo siempre informado y fue quien no desarrolló ninguna acción concreta para cesar el riesgo dentro de su esfera de competencia”, concluyó Edenor.

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En la desesperación por asegurar la generación de energía necesaria para cubrir el récord de demanda eléctrica que se registró la semana pasada por la ola de calor, Cammesa, la empresa que se encarga del despacho del parque termoeléctrico, tomó más gas del sistema de gasoductos del que le correspondía por contrato. Es decir, consumió gas que en realidad pertenecía a otra empresa del mercado de gas. Eso provocó un desbalance en la red troncal de gas que obligó a las transportistas TGN y TGS a extremar los criterios de seguridad para evitar que la caída de presión (line pack) comprometa el funcionamiento de todo el sistema, según pudo reconstruir EconoJournal en base a testimonios de fuentes privadas y gubernamentales.

Cammesa, que políticamente es controlada por el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, tiene adjudicado un volumen de gas bajo el paraguas del Plan Gas.Ar, el programa de estímulo a la producción que lanzó el gobierno en enero de 2021. Con el consumo cerca de los 28.000 megawatt (MW) durante varios días de la semana pasada, el gobierno debió activar todas las centrales térmicas que tenía disponibles. Por eso, Cammesa requirió más gas del que tenía previsto y confirmado por contrato.

Hasta ahí, no deja de ser una escena propia del despacho eléctrico en un día de crisis extrema como la que se vivió la semana pasada, con el sistema operando sobre el límite de su capacidad.

Impensado

Lo curioso, sin embargo, fueron las reacciones que se motivaron en el área energética del gobierno, en especial hacia adentro del cristinismo. Cuando a mediados del año pasado, Basualdo promovió la designación de Sebastián Bonetto como gerente general de Cammesa lo hizo con el argumento de que era necesario alinear políticamente la gestión de energía. Por eso, impulsó el corrimiento de Ariel Kogan, mano derecha del secretario de Energía Darío Martínez, que por entonces se desempeñaba como vicepresidente de la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

Con Basualdo en la Subsecretaría de Energía Eléctrica, Martínez cercado y Pablo González y varios referentes de La Cámpora en la conducción de YPF, el cristinismo pareció apoderarse de la estratégica botonera del sector.

Lo llamativo es que aún dentro del espacio referenciado en la vicepresidenta de la Nación existen desencuentros.

Pablo González, tuvo un arranque de año complicado: aún no pudo aumentar el precio de los combustibles.

Corte a las exportaciones

Prueba de eso es que, frente a la necesidad de tomar más gas del que tenía asignado de la red de gasoductos, Bonetto y Basualdo solicitaron a la Secretaría de Energía que corte las exportaciones en firme de gas desde la Cuenca Austral. De aplicarse, el principal perjudicado de esa decisión hubiese sido YPF, que vende a Methanex a razón de 1,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) desde el sur de Santa Cruz. También se verían afectados, subsidiariamente, Pan American Energy (PAE), CGC y la francesa Total Energies.

En caso de interrumpir la exportación de YPF, que fue autorizada por la Secretaría de Energía a partir de la resolución 360/2021, una norma a su vez fue cuestionada por el resto de las petroleras que interpretaron que el Ejecutivo le dio un trato diferencial a YPF habilitándola a exportar desde Austral pese a haber desinvertido en la cuenca, la compañía presidida por González debería pagar costosas penalidades. De ahí que llamara la atención de varios directivos de sector gasífero que Basualdo pidiera atentar contra un negocio de YPF, cuya conducción reporta en última instancia, al igual que él, a la vicepresidenta Cristina Kirchner.

La Secretaría de Energía explicó por nota a Cammesa que sería inconveniente cortar las exportaciones con transporte hacia Chile, dado que una de las grandes apuestas del Plan Gas.Ar consistió en rehabilitar los envíos de gas hacia el otro lado de la Cordillera con la intención de aplanar, aunque sea un poco, el mercado de gas, que se enpunta estacionalmente en el invierno por la mayor demanda residencial. Finalmente el desbalance que afectó a las transportistas se recuperó mediante la regasificación de una reserva remanente de gas en la terminal regasificadora de LNG de Escobar.

Recuperar confianza

“Hubiese sido una muy mala señal porque atenta contra derechos adquiridos en el marco del Plan Gas. Si Cammesa tiene un verano atípico por la sequía (de la cuenca Paraná), la señal no debe ser cortar la exportación en firme de gas hacia Chile, sea de la empresa que sea. Hay que analizar el tema a largo plazo y no hacer macanas por las circunstancias del corto”, interpretó un experto en el despacho del sistema gasífero argentino.

El contrato de exportación de gas a Methanex es un entendimiento comercial que YPF arrastra desde fines de los ’90. Una fuente del sector privado señaló que para la petrolera controlada por el gobierno no sería tan grave restringir momentáneamente el envío de gas hacia Methanex. Sin embargo, en una petrolera desestimaron esa lectura. “Estamos tratando de recuperar confianza con los tomadores de gas del lado chile. Si incumplimos la exportaciones en firma desde Santa Cruz (el compromiso es mantenerlas activas hasta el 30 de abril), lo más probable es que también afecte la confianza de los clientes que compran gas desde Neuquén. Eso sería muy negativo para las petroleras que están exportando gas en verano desde Vaca Muerta, entre las que figuran YPF, PAE, Tecpetrol, Pampa y Total”, explicó el gerente comercial de una productora.

“(Basualdo y Bonetto) acusaron a YPF y la Secretaría de ir en contra del interés general al permitir la exportación de gas. Pero no ven que el interés general puede tener que ver con no romper de nuevo compromisos con Chile y apostar a desarrollar ese mercado”, concluyó.-

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En todo el año 2021, el 13% en promedio de la demanda total de energía eléctrica fue abastecida a partir de fuentes renovables y marcó un incremento respecto al 10% que había alcanzado en 2020 sobre la demanda del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). En total, la Argentina sumó el año pasado casi 1.000 MW renovables al sistema, según datos oficiales de la Secretaría de Energía. La Ley 27.191 establece que para el año 2025 el país debería llegar al objetivo del 20% con abastecimiento de energía a partir de fuentes renovables.

Nuevos MW

El año pasado se habilitaron 26 nuevos proyectos de gran escala que incorporaron un total de 1.004,57 MW al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Del total de potencia instalada incorporada en 2021, el 97% correspondió a fuentes de energías renovables.

En la actualidad, la Argentina cuenta con 187 proyectos de energías renovables operativos que suman más de 5 GW de potencia (5.181,74 MW) a la matriz energética nacional, que permite abastecer de demanda eléctrica a alrededor de 5,3 millones de hogares.

La tecnología que contribuyó con mayor generación renovable en 2021 fue la eólica con el 74%, seguida por la solar fotovoltaica con 13%, los pequeños aprovechamientos hidráulicos (PAH) con un 7% y, por último, las bioenergías (biomasa y biogas), que sumaron 6%, según datos de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (Cammesa).

De los proyectos inaugurados en año pasado, el 42,3% correspondió a la tecnología eólica, el 30,8% a bioenergías, 15,4% a solar fotovoltaica y 11,5% a pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PAH). En cuanto a la distribución geográfica, siete se construyeron en la provincia de Chubut (todos son parques eólicos), cuatro en Buenos Aires (3 de bioenergías y 1 eólico), tres en la Córdoba (2 PAH y 1 de bioenergías), tres en Santa Cruz (todos eólicos), dos en Chaco (bioenergías), dos en Salta (ambos solares), dos en San Juan (solares), uno de bioenergía en La Pampa, un PAH en Mendoza y uno de bioenergía en Misiones.

El secretario de Energía, Darío Martínez, expresó en un comunicado que “Argentina está en un proceso de crecimiento en el que demandamos cada vez más energía y donde las energías renovables vienen cumpliendo un papel fundamental, logrando cubrir un porcentaje considerable de la demanda total en este último año. Por eso desde el gobierno nacional vamos a seguir trabajando para priorizar su crecimiento y que además sea con producción e industria nacional, generando trabajo y desarrollando nuestra ciencia y tecnología”.

“Desde el Estado Nacional tomamos medidas importantes para impulsar el crecimiento del sector de las energías renovables, apoyando a los proyectos que demuestran avances, liberando la capacidad de transporte, que es fundamental para sumar nuevos proyectos e inversiones, y mediante el fomento a los contratos entre privados y a la generación distribuida«, destacó el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo.

Resoluciones

En junio pasado, la resolución 551/2021 de la Secretaría de Energía “efectuó una reestructuración necesaria en el ordenamiento y la administración de las prioridades de despacho asignadas y asignables del régimen Mater (el cual permite a grandes usuarios privados cubrir sus consumos de energía eléctrica por contratación individual, cogeneración o autogeneración por fuentes renovables), lo que liberó capacidad de despacho y propició inversiones, con un gran incremento en la presentación de proyectos el último trimestre”.

El comunicado del área a cargo de Martínez también remarcó que “en diciembre, la resolución 1260/2021 permitió desbloquear la capacidad de transporte eléctrico afectada a proyectos de energías renovables que no se concretaron por la crisis económica de 2018, mediante la recisión voluntaria, y para apoyar a aquellos que sí demuestran avances, por medio de la reconducción de contratos. La capacidad liberada podrá ponerse a disposición de nuevas inversiones genuinas para dar un nuevo impulso al crecimiento del sector”.

Pico histórico

Según informó la Secretaría de Energía, el récord histórico de cubrimiento de la demanda eléctrica a través de energías renovables se alcanzó el 26 de septiembre de 2021 a las 9.30 horas cuando la generación de energía limpia alcanzó el 28,84% del total nacional. En ese momento, el 67,65% fue abastecido por tecnología eólica, el 21,75% por solar, 5,55% por PAH y 5,05% por bioenergías.

El récord anterior se había registrado el 12 de septiembre de 2021 a las 14:55 horas cuando el sistema llegó a 26,47% de abastecimiento renovable, mientras que en 2020 el pico máximo se había dado el 8 de diciembre a las 8.55 horas, con un 23,3%.

En generación distribuida (usuarios generadores) de energías renovables, por su parte, se registró un crecimiento del 111% en la cantidad de usuarios-generadores (UG) inscriptos y del 190% en la potencia instalada. El aumento se dio por la incorporación de más de 5.961 kW, que equivalen al 65% del total de potencia en el régimen establecido por la Ley 27.424, destacó la cartera energética.

Los Certificados de Crédito Fiscal (CCF), beneficios promocionales que brinda la Subsecretaría de Energía Eléctrica para la instalación de equipos de generación distribuida, fueron actualizados en julio. En el año se asignaron 15 CCF, correspondientes a 288 kW, por más de 11 millones de pesos, y fueron aprobadas más de 100 reservas por un monto total superior a los 100 millones de pesos.

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Ejecutivos de las principales transportistas y distribuidoras de gas natural del país presentaron este miércoles sus propuestas de adecuación de los cuadros tarifarios tras más de dos años de casi congelamiento, durante la Audiencia Pública que convocó el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS). Las solicitudes de aumento de las empresas para cubrir los costos operativos, ampliar el monto de inversiones y reducir la deuda con los productores de hidrocarburos oscilaron entre el 76% y el 120%. Ante la ausencia del interventor del Ente, Federico Bernal, -aislado por contacto estrecho con un caso de Covid positivo- el gerente general del ENARGAS, Osvaldo Pitró, presidió la jornada de renegociación de tarifas.

Transporte

La prestación del servicio público de transporte de gas se mantiene sin variaciones tarifarias desde abril de 2019, en un contexto de incremento significativo de costos, producto de la devaluación del peso y los altos niveles de inflación que alcanzaron el 205% desde el último ajuste hasta noviembre del 2021, según datos oficiales del INDEC.

El director Comercial de TGN, Guillermo Cánovas, describió la situación actual de la compañía responsable de transportar el 40% de gas inyectado en los gasoductos troncales Norte y Centro Oeste. “A causa del congelamiento tarifario, los ingresos reales se redujeron a un tercio y la transportista acumuló pérdidas operativas por $2.022 millones durante los primeros nueves meses de 2021”, señaló Cánovas.

Así, TGN solicitó un aumento transitorio en la tarifa de transporte del 87,4% para satisfacer los costos operativos que demanda la prestación del servicio. El porcentaje incremental propuesto por la firma implicaría que un consumidor residencial promedio en Tucumán pague un aumento mensual de $46 por el componente del transporte, mientras que, en Buenos Aires, la suba en la factura rondaría los $145.

Por su parte, el director de Asuntos Regulatorios y Relaciones Institucionales de TGS, Rubén de Muria, anunció la propuesta de la empresa encargada de transportar el 60% del gas que se consume en Argentina: “Requerimos una actualización tarifaria aplicada en dos etapas, la primera con un incremento de transición del 80% con vigencia desde el 1° de marzo de 2022, y una segunda etapa del 25% con vigencia desde el 1° de septiembre del mismo año”.  

“En el caso de Metrogas que tiene un 50% de usuarios residenciales, el segmento R1 abonaría una suba mensual de $38 en la primera instancia del ajuste transitorio, y un aumento de $22 en la segunda partida”, indicó el directivo de TGS.

Distribución

“Si en 2022 no aumentan las tarifas, los ingresos generados no serán suficientes para cubrir los costos e inversiones que requiere el sistema”, advirtió Sebastián Mazzucchelli, director Comercial de Metrogas.

Asimismo, el ejecutivo de la distribuidora más grande del país que presta servicios a más de 2.3 millones de clientes, señaló: “Sometemos a consideración un incremento en las tarifas de distribución del 76,23% para su aplicación transitoria desde marzo hasta diciembre del 2022. Para el usuario residencial el incremento mensual en la factura será de $389, mientras que para el usuario comercial será de $984”.

Además, Mazzucchelli explicó que los usuarios residenciales son los que tienen mayor participación en el componente de distribución de la factura final, versus los usuarios comerciales e industriales. “Por eso, consideramos razonable diferenciar los aumentos entre los tres segmentos para morigerar el impacto de la factura en los clientes de bajo consumo”, apuntó el representante de Metrogas.  

En la misma línea, el director de Regulación de Naturgy, José Luis Fernández, manifestó que “el incremento del margen de distribución desde junio del 2021 fue del 26%, lo que evidencia la gran pérdida del poder de compra y el deterioro de todos los indicadores económicos y financieros de la compañía. Si no se percibe el incremento tarifario solicitado, el aumento de deuda con los productores va a ser significativo y va a afectar a toda la cadena de pagos”.

La alternativa que propuso Naturgy supone un incremento del cuadro tarifario del 82,9%, lo que representa un aumento de $117 en la factura final para sector el sector residencial, tal como indicó el directivo de la distribuidora que brinda el servicio al norte y al oeste del Gran Buenos Aires.

Ante un escenario similar al de Naturgy, Camuzzi definió inversiones a niveles mínimos, incrementó la deuda con los productores de hidrocarburosy afectó la cadena de pagos con proveedores como consecuencia del atraso tarifario.

Al respecto, Rodrigo Espinosa, gerente de Relaciones Institucionales de Camuzzi, destacó que la propuesta de adecuación de Camuzzi Gas Pampeana es del 79%, lo que representa un aumento de $104 en la factura final del usuario residencial. No obstante, de ser otorgado el ajuste, el incremento acumulado arrojaría una variación de 129%, todavía por debajo del Índice de Salarios que registro un salto del 192%.

En sintonía, el ejecutivo de las licenciatarias que distribuyen gas a más de 2 millones de usuarios aclaró que “el 77% de los clientes de Buenos Aires y el 100% de La Pampa abastecidos por Camuzzi Gas Pampeana están dentro del régimen de Zona Fría. Con lo cual, de aplicarse una adecuación del 79%, el usuario residencial estaría pagando $63 menos de lo que pagaba el año previo al ingreso del subsidio por bajas temperaturas”.  

“En el caso de Camuzzi Gas del Sur, la primera alternativa contempla una adecuación tarifaria del 119%. Con este esquema, un usuario de bajo consumo abonaría un aumento de $93”, concluyó Espinosa.

Inestabilidad

La Asociación de Distribuidores de Gas (ADIGAS) aportó datos relevantes en torno a las consecuencias de un sistema tarifario que en 30 años de licencias solo dio 8 años de estabilidad tarifaria para el sector de distribución que recibe el 24% del monto que pagan los usuarios en las facturas.  

“Los cambios en las reglas de juego y los congelamientos de tarifas, afectaron la normal gestión del servicio público. Las inversiones se redujeron y la expansión del servicio se vio limitada. Los más de 9 millones de usuarios de gas natural por redes de todo el país necesitan empresas distribuidoras que puedan seguir prestando el servicio público en condiciones de seguridad, confiabilidad y calidad, percibiendo la rentabilidad justa y razonable a la que tienen derecho y realizando las inversiones necesarias para el mantenimiento de la red y su adecuada expansión”, expresaron desde la Asociación.

“Con un incremento del 80% en el margen de distribución, los usuarios residenciales que reciben tarifa plena tendrían aumentos por debajo de la inflación anual (alrededor del 30%) que representan unos $20 por día de servicio. Los 4 millones de beneficiarios del Régimen de Zonas Frías, por su parte, verían en su factura una reducción de hasta el 35% (dependiendo del nivel de beneficio y de la zona geográfica)”, aseguraron desde ADIGAS.

El impacto de la inestabilidad en las inversiones es significativo: entre 1993 y 2001 se desembolsaron US$163 millones; entre 2002 y 2015 la cifra bajó a US$ 70 millones; se incrementó luego en US$ 213 millones, desde el 2015 al 2019; y volvió a caer en US$ 84 millones entre 2020 y 2021. En materia de rentabilidad, la falta de reglas claras suscitó valores negativos de -3% sobre el patrimonio empresarial y del 1% sobre los activos; en el período 1993/2021.

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Accenture e YPF Luz firmaron un contrato de abastecimiento de energía 100% renovable al edificio que tiene en el barrio de Parque Patricios (CABA) la empresa multinacional de consultoría y servicios tecnológicos a partir de noviembre de este año. El acuerdo tendrá una duración de cinco años e implica la provisión de energía eléctrica a partir de una fuente eólica producida en el Parque Eólico Los Teros, ubicado en la localidad de Azul, en la provincia de Buenos Aires.

El acuerdo alcanzará 2.475 MWh/año, equivalente al consumo de 800 hogares y resultará en una disminución de 5.210 toneladas de CO2 en 5 años, de acuerdo con datos suministrados por Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista.

“En Argentina, el abastecimiento de energía a partir de fuentes renovables recién está dando sus primeros pasos, con un 11,8% de la matriz eléctrica en lo que va de 2021, según Cammesa. En ese contexto, el hito de abastecernos con 100% de energía renovable reafirma la responsabilidad y compromiso de Accenture con el medioambiente y la comunidad, y se suma a todas las acciones que la compañía viene desarrollando relacionadas con el uso eficiente de la energía, como la iluminación 100% LED, el uso de paneles solares y termotanques solares, sensores de presencia y fotocélulas, láminas de control solar, entre otras”, comentó Sergio Kaufman, CEO de Accenture HSA.

Por su parte, Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, indicó: “desde el 2013, asumimos el compromiso de trabajar para el desarrollo energético del país, priorizando la generación de energía eficiente y sustentable.​ El acuerdo que realizamos con Accenture reafirma nuestro liderazgo como proveedores de energía renovable a las principales industrias y grandes usuarios de electricidad y nuestro compromiso para acompañarlos en sus estrategias de sostenibilidad”.

Accenture a nivel global prevé alcanzar cero emisiones netas para el año 2025 y en ese contexto este edificio será el primero de Latinoamérica en abastecerse con energía 100% sostenible.

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La Cámara de Comercio de Estados Unidos en la Argentina (AmCham Argentina), que nuclea a 640 empresas, se pronunció a favor de la actividad sísmica para la exploración de hidrocarburos offshore en el Mar Argentino que habilitó a fines de diciembre el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible mediante la resolución 436/2021. La entidad destacó que el offshore “es una oportunidad para el desarrollo y el crecimiento” del país.

En un comunicado, también señaló que “en base a las experiencias locales e internacionales y los hechos fácticos, nos permiten concluir que el riesgo es casi nulo en este tipo de exploraciones y los beneficios sociales y económicos para las sociedades vinculadas son probados”. Amcham indicó además que “nos vemos en la responsabilidad de aclarar algunos conceptos que confunden a la sociedad” sobre sus consecuencias.

Relevancia del offshore

La cámara subrayó, en base a datos publicados por la U.S. Energy Information Administration (2015), que el 30% de la producción mundial de petróleo viene de las operaciones offshore y que el 90% de los principales descubrimientos de hidrocarburos convencionales en las últimas décadas fueron en yacimientos costas adentro.

Además, añadió que “en América Latina, la Argentina ha sido uno de los países pioneros en emplear esta modalidad, contando con más de 50 años de experiencia en explorar su mar continental en búsqueda de hidrocarburos, y habiendo perforado hasta el momento 187 pozos en lecho marino, sin incidentes ambientales significativos”. En cuanto a las plataformas presentes actualmente en el Mar Argentino, principalmente en la cuenta austral, la entidad sostuvo que “alrededor del 18% del gas natural y el 2% del petróleo utilizado por toda la población proviene de la actividad offshore, con 37 pozos operativos que no han tenido incidentes ambientales en los últimos años”.

Operaciones previstas

Amcham resaltó que “las operaciones previstas estarán localizadas lejos de las costas y por ende no afectarán el paisaje. No se presentan elementos fácticos para pensar que ante el potencial riesgo de un siniestro puedan estos afectar a las localidades costeras”.

A modo de ejemplo, Amcham recordó las actividades offshore que se realizan hace décadas en México, Estados Unidos, Reino Unido y Brasil que “no han afectado en los más mínimo las actividades de turismo. En Río de Janeiro los pozos de Petrobras están frente a las costas y no por ello se encuentran afectadas las actividades pesqueras y/o turísticas. ¿Alguien podría decir que el turismo y la explotación petrolera offshore son incompatibles? En Noruega convive la actividad junto a la pesca ¿Podría alguien indicar que son polos opuestos? ¿Podremos pensar que la actividad turística o pesquera de Mar del Plata se verá afectada cuando la exploración se realizará a más de 300 km de distancia de la costa?”.

Impacto de la actividad

La Cámara de Comercio de Estados Unidos en la Argentina remarcó que cada año se realizan en el mundo cientos de campañas de prospección sísmica sin impactos relevantes. También señaló que “numerosos informes técnicos señalan que el impacto final de la exploración o de explotaciones en plataformas offshore es bajo o nulo, mediante la aplicación de las medidas y protocolos de seguridad adecuados y mecanismos de mitigación o planes de gestión ambiental requeridos; este resultado es comparable con la experiencia internacional cuando se realiza la actividad siguiendo las mejores prácticas de la industria”.

“No hay indicios ni hechos que nos demuestren científicamente que dichos estudios tienen efecto en la fauna marina del lugar. Para garantizar que ninguna ballena, tortuga o elefante marino pueda ser afectado, existen protocolos que evitan o mitigan impactos sobre ellos”, concluyó Amcham.

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Pese a la intención oficial de querer instalar que, por contar con producción local de hidrocarburos, la Argentina estará protegida de los efectos de la crisis energética global –que obliga a los países centrales a lidiar con precios récord del gas natural y la electricidad–, lo cierto es que el fortísimo encarecimiento del gas natural licuado (LNG, por sus siglas en inglés) podría tener en 2022 un impacto devastador en las escasas reservas en dólares que administra el Banco Central. 

Sucede que, en la práctica, un combo de factores exógenos que tomaron de improvisto al gobierno –la sequía histórica de la cuenca del Paraná, la peor desde 1944, y el aumento de los combustibles fósiles a nivel mundial–, amplificado por la decisión del cristinismo de no trasladar a las tarifas residenciales de gas y electricidad una cifra que medianamente refleje el costo de la energía, configuraron un deja vú y el país volverá a estar el año que viene en una situación de máxima vulnerabilidad y estrés cambiario por la cantidad de divisas que demandará el abastecimiento del sistema energético. Es una especie de remake devaluada de la génesis energética del cepo cambiario que en 2011 obligó al gobierno de Cristina Kirchner a establecer un paquete de controles para administrar el flujo de dólares a fin de pagar importaciones récord de combustibles. 

Se estima que el año que viene las importaciones de gas desde Bolivia, LNG y combustibles líquidos para el parque de generación eléctrica costarán más de u$s 5.500 millones. En tanto que los subsidios totales que recibirá el sector energético treparán, en un escenario cauto, hasta los
u$s 12.000 millones, el doble que en 2020, según coinciden especialistas relevados por TRAMA. 

Aunque la evidente carencia de una estrategia de contención frente a la expansión de las subvenciones al sector de energía –que ya representan un 11% de los gastos totales del Estado– se lee por estos días en clave fiscal, porque acentuarán el déficit de las cuentas públicas y son uno de los pistones de la emisión monetaria que alimenta la inflación, directivos de la industria y consultores privados advierten que uno de los desafíos del próximo invierno será realizar una eficiente gestión de las divisas para evitar que la escasez de dólares afecte el suministro de energía. 

Sucede que, entre mayo y agosto, el Banco Central deberá autorizar el pago de facturas de importación de LNG y combustibles líquidos por hasta
u$s 4.000 millones. Eso implicará destrabar en tiempo y forma pagos por unos u$s 300 millones semanales. Cualquier complejidad en la gestión táctica de ese flujo de dólares podrá poner en riesgo el suministro de energía. Un directivo de una empresa de trading de combustibles rememoró lo que pasó en agosto de 2014, cuando unos cinco cargamentos de LNG permanecieron durante casi una semana sin poder descargar en las terminales regasificadoras de Escobar y Bahía Blanca porque la empresa estatal Enarsa (hoy IEASA) no conseguía que el BCRA le liberara los fondos para abonar esos cargamentos. Los busques esperaron amarrados frente a las costas de Uruguay que el gobierno de Cristina Kirchner consiguiera las divisas para descargar esas embarcaciones. Parte de las millonarias penalidades por demora (demurrage) que acumuló Enarsa durante ese año se adeudan hasta hoy. 

Una cuenta que asusta

Durante los primeros 10 meses de 2021, los subsidios al sector de energía llegaron a los u$s 8.893 millones, según datos consolidados por la consultora Economía y Energía. Y cerrarán 2021 con un gasto total de u$s 10.700 millones. Es más del doble de lo que se erogó en 2019 (u$s 3.843 millones entre enero y octubre) y un 80% más que en 2020 (u$s 5.093 millones en el mismo período). 

La mayor parte de esa factura se la llevó Cammesa, la empresa que administra el mercado eléctrico mayorista (MEM), que recibió transferencias del Tesoro por u$s 5.700 millones en los primeros 10 meses para poder cubrir la remuneración a las empresas generadoras de electricidad, debido a que las tarifas que pagan los usuarios residenciales ni siquiera cubren un 50% del costo real de producción, que este año se disparó por la mayor importación de combustibles líquidos para reemplazar la menor oferta hidroeléctrica como consecuencia de la sequía histórica del Paraná. 

La estatal IEASA (ex Enarsa) recibió u$s 2.050 millones en el mismo período para comprar los 55 cargamentos de LNG que se importaron este año. En 2022 probablemente sean algunos más, siempre y cuando el precio internacional del gas baje a partir de febrero, cuando está prevista la primera licitación de IEASA para adquirir el primer tender de barcos. La empresa estatal dejó pasar una buena oportunidad a principios de 2021, cuando varios traders le sugirieron que licite la importación de cargamentos de LNG por dos años consecutivos (2021 y 2022), a fin de aprovechar que los precios todavía estaban relativamente bajos por efecto de la pandemia. Al cierre de esta edición, los precios del gas marcaban un récord histórico al superar los u$s 50 por BTU, seis veces más que el precio promedio que pagó la Argentina por el LNG en 2021. 

Esperando una baja

La disparada del precio del gas a nivel global se explica por distintos motivos: el principal es el rebote de la economía mundial tras casi dos años de COVID-19,  tamizado por la mayor injerencia de la agenda de transición y cambio climático, que presiona en los países centrales por la sustitución del carbón por combustibles menos contaminantes como el gas natural. También inciden factores políticos como la tensión latente entre Rusia y los líderes de la Unión Europa, como Alemania y Francia, que muchas veces se deja en ver en el manejo ciclotímico de la infraestructura energética en el continente. La prueba más visible de esos cortocircuitos son las idas y vueltas para validar la aprobación del gasoducto Nord Stream 2, que conecta Europa con Rusia. Esa incertidumbre también incide en la furiosa avanzada del LNG. 

Los funcionarios del área energética que siguen el tema esperan una baja contraestacional del precio una vez que termine el invierno en el hemisferio norte. Se descuenta que el valor del LNG caerá a partir de marzo. La gran interrogante es cuánto. A raíz de la última suba registrada a fines de diciembre, el precio del LNG para julio de 2022 en los mercados de futuro se dispararó por encima de los u$s 30. Si ese escenario se termina materializando, el desafío será mayúsculo.  

Técnicos de la Secretaría de Energía proyectan el costo de las importaciones de LNG con al menos dos escenarios. Uno optimista, que contempla un precio promedio de los cargamentos de u$s 15, según el cual las importaciones de LNG podrían costar unos u$s 600 millones en el trimestre junio-agosto. Y otro más ácido, en el que el precio del LNG se ubique en torno a los u$s 22. En ese caso, el costo de las importaciones treparía hasta los u$s 900 millones mensuales. A eso habría que sumarle el costo del gas que llega desde Bolivia, que oscilaría en u$s 80 y 120 millones por mes, respectivamente. La performance gasífera del país del Altiplano es otra de las grandes interrogantes en el horizonte. Su producción viene declinando de manera sostenida desde 2014. Y en los últimos dos meses solo envió hacia la Argentina una media de 8 millones de m3/d de gas, muy por debajo de lo previsto en el contrato firmado entre ambos países, que estaba por ser actualizado al cierre de esta edición. Si la tendencia no cambia y Bolivia exporta cada vez menos gas hacia la Argentina, durante el próximo invierno habrá que consumir más líquidos (gasoil y fuel oil), que son mucho más caros, para garantizar el suministro interno. A mediano plazo, el reemplazo de Bolivia como fuente de suministro de gas para nuestro país parece ya inevitable. 

Gas o líquidos

Otra incógnita a despejar, en función de cómo evolucionen los precios internacionales, es qué convendrá importar, desde una ecuación marginal, para cubrir el pico de consumo del invierno: ¿LNG o gasoil? Si uno se guía por la foto de hoy (fines de diciembre), a la hora de planificar el abastecimiento del sistema energético en los meses de frío (tanto de gas como de electricidad) sería más económico comprar el mayor volumen posible de gasoil (el límite está dado por la infraestructura y la logística) para el parque termoeléctrico con el objetivo de desplazar la mayor cantidad de gas local o de Bolivia hacia el segmento residencial. El criterio, en ese escenario, sería comprar el mínimo posible de cargamentos de LNG. 

Si, en cambio, el precio del gas se desinfla por debajo de los u$s 20 y el precio del Brent sigue por arriba de los u$s 70, la ecuación cambiaría y sería más conveniente comprar LNG y menos gasoil. Al tanto de esa opción, que hoy se presenta lejana por los altos precios del gas en Europa y Asia, IEASA evalúa extender el plazo de estadía del barco regasificador de Bahía Blanca. Este año el buque Examplar estuvo amarrado en el muelle de Mega por tres meses, del 1 de junio al 30 de septiembre. Si el precio del LNG desciende abruptamente, ese plazo podría extenderse a cuatro o cinco meses. 

«Es una decisión que habrá que tomar, a más tardar, a fines de enero. Hay que trazar escenarios, asignar probabilidades y elegir un mix de combustibles importados. Es una decisión compleja porque en un contexto tan volátil el riesgo es grande, y más para un gobierno tan ralentizado, con un liderazgo pauperizado como este», analizó el gerente comercial de una petrolera. 

«En cualquier caso, no será fácil conseguir los dólares para bancar el ritmo de importación de energía del próximo invierno», agregó. 

Piso creciente

Lo que está claro es que los subsidios se incrementarán el año que viene. Las proyecciones más conservadores estiman que rondarán los u$s 12.000 millones, el doble que en 2020, cuando totalizaron unos u$s 6.000 millones. Las más negativas prevén que podrían superar los u$s 15.000 millones. Por ejemplo, Julián Rojo y Alejandro Eintoss, especialistas del Instituto Argentino de la Energía General Mosconi, presentaron un informe en el que ponderan que, si no hay incrementos en las tarifas de gas y electricidad, las transferencias al sector energético podrían superar los u$s 15.000 millones. «En un panorama sin aumentos de tarifas, y sin acuerdo con el Fondo, los subsidios se dispararían a u$s 15.600 millones.
En este marco, el sector eléctrico demandaría casi u$s 9.000 millones; IEASA, u$s 3.100 millones, y el Plan GAS, por efecto de la inflación sobre el precio que paga la demanda, terminaría en u$s 2.600 millones», detallaron. 

Todo dependerá de la decisión que tome el gobierno. En un escenario más previsible, con un gobierno cohesionado en el plano interno y con mecanismos de ejercicio de poder más claros, sería más sencillo trazar un pronóstico. No hay mucho tiempo. Las tarifas de electricidad en el AMBA deberían aumentar el 1 de febrero (en el interior, cada provincia tiene potestad para fijar su propio esquema de subas). Las de gas natural deberían actualizarse un mes más tarde. Pero pese a la proximidad de las fechas, aún no hay ninguna certeza que permita divisar qué camino tomará el gobierno. Cualquier alternativa para contener la expansión de subsidios implica forzar los límites del ideario kirchnerista, que siempre se caracterizó por la dificultad a la hora de discutir qué hacer con las tarifas. Esta vez, el contexto tiene ribetes que complejizan aún más esa cuenta. La economista Marina Dal Poggeto, directora del estudio Eco Go,
lo pone en cifras. En su opinión, para evitar que los subsidios energéticos sigan en alza durante 2022, las tarifas tendrían que aumentar significativamente, por encima de la inflación, en la banda del 70%, al menos para algunos segmentos. Parece una consigna imposible de digerir para el Instituto Patria y el universo político que se referencia en la vicepresidenta Cristina Kirchner. 

Al margen de esa discusión, que se centra en lo fiscal, la cuestión más apremiante se ubica en el plano cambiario y está vinculada a saber cuánto costarán efectivamente las importaciones de gas natural durante el año que viene a raíz de la disparada del precio del LNG. Un importe cercano a los u$s 20 por millón de BTU pondrá a prueba a la conducción del BCRA, que encabeza Miguel Pesce, en la necesidad de mitigar el riesgo sistémico que podría representar para la economía argentina la abrupta salida de divisas por la factura energética durante el próximo invierno. ×    

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Por Javier Rodríguez Galli* 

En el Energy Day convocado por Econojournal en noviembre, tuvimos la oportunidad de delinear, junto con un grupo de ejecutivos del sector de los hidrocarburos en Argentina, los principales desafíos que plantea la transición energética para este sector. 

No fue difícil coincidir en que, a nivel global, debemos accionar rápidamente sobre los vectores que han producido el calentamiento global para mitigar el impacto de las emisiones de carbono a la atmósfera y poder razonablemente cumplir con los objetivos del Acuerdo de París para 2050.

También estuvimos de acuerdo en que, siendo que a nivel global el mayor peso de las emisiones recae en el sector energético (75%), el principal desafío que tenemos por delante se vincula con lo que comúnmente llamamos «transición energética», es decir, el gradual reemplazo de los combustibles fósiles por energías limpias en un plazo compatible con los objetivos del Acuerdo de París de 2050.  

En este sentido, identificamos tres dimensiones para abordar la «transición energética» desde la industria de los hidrocarburos: (i) un desafío global, (ii) un desafío país y (iii) un desafío a nivel empresas y consumidores.

En la primera (que llamamos la “dimensión global”), debatimos si hay “una” o “varias” transiciones, producto de las asimetrías en las emisiones entre los países desarrollados (Estados Unidos, UE, Japón, Corea) y los países en desarrollo (China, India, Brasil), como quedó claramente expuesto una vez más en la reciente COP26 de Glasgow.

Aquí, la discusión que planteamos tiene que ver con quién debería asumir los costos de la transición: (i) los Estados a través de subsidios,
(ii) las empresas a través de un «carbon tax global» o (iii) los consumidores en forma directa o indirecta a través del aumento de los precios de la energía.

En el desafío a nivel país, coincidimos una vez más en que Argentina cuenta con los recursos para enfrentar la transición energética, ya que, si bien nuestro país tiene una matriz energética dominada por los hidrocarburos fósiles, la casi nula participación del carbón en esa matriz y la posibilidad creciente y comprobada de producir petróleo y sobre todo gas natural de fuentes no convencionales nos posicionan (nos darían la llave) para administrar nuestra «propia» transición energética.

Si a esto le sumamos la gran disponibilidad de recursos renovables, como la energía eólica y la solar, con abundantes y calificados recursos (donde ya dimos el primer paso –con nuestras idas y venidas producto de la macro, pero primer paso al fin–), tenemos la posibilidad de un reemplazo gradual de combustibles fósiles y una diversificación cada vez más marcada de nuestra matriz energética (complementada por nuestros grandes desarrollos hidráulicos y nuestro siempre modesto aunque sostenido desarrollo nuclear). Incluso el reciente interés de inversores internacionales para desarrollar un polo de hidrógeno verde en nuestro país va en línea con la necesidad de avanzar con una matriz ampliamente diversificada.

En particular, coincidimos en que el desarrollo de Vaca Muerta puede ser la llave para sostener esa «transición energética» desde una natural evolución hacia combustibles más limpios y con menos huella de carbono pero, además, mediante la generación de saldos exportables que contribuyan a la «transición energética» regional, como podría ser el caso de la exportación de LNG desde plantas de licuefacción en Argentina.

Por supuesto que, hasta alcanzar su potencial, el desarrollo de Vaca Muerta requerirá cuantiosas inversiones en infraestructura, sobre todo en materia de gas natural (tanto gasoductos troncales como plantas de LNG), pero también la creciente electrificación de nuestra matriz energética necesitará mayor desarrollo de infraestructura de transmisión y distribución eléctrica.

Esto está planteado, de alguna forma, en el reciente informe preparado por la Secretaría de Energía junto con el Ministerio de Ambiente, que resume los Lineamientos para un Plan de Transición Energética al 2030. Es un documento que plantea algunos escenarios al 2030 con mayor participación de los renovables en la matriz energética y muestra qué resultados se podrían alcanzar para cumplir con los compromisos del país bajo el Acuerdo de París. 

El desafío a nivel empresas, sean estas globales, regionales o aun nacionales, es mayúsculo e incluye aspectos relevantes: (i) tecnológicos, (ii) financieros y (iii) de gobernanza corporativa. 

Desde lo tecnológico, las empresas de hidrocarburos deberán dedicar cada vez más esfuerzos para producir un barril de petróleo equivalente (BOE) con menor huella de carbono (medido por tonelada de CO2 por BOE producido) de manera de poder atraer el capital necesario para financiar esas nuevas inversiones. 

Desde lo financiero, probablemente no les alcance con un barril más bajo en emisiones sino que, además, deberán buscar alternativas para volverse «net zero» desde las perspectivas de sus inversores y accionistas. Seguramente, el camino sea a través de inversiones diversificadas en un portafolio más verde que les permita contrarrestar sus emisiones de carbono producto de la extracción de combustibles fósiles o la utilización de nuevas tecnologías de captura de carbono. 

Finalmente, desde la gobernanza corporativa, las empresas de hidrocarburos deberán estar muy atentas a las demandas de sus inversores, accionistas, clientes y consumidores para cumplir con una agenda de políticas activas en materia de Environmental, Social and Governance, cada vez más exigente en términos de transparencia, tanto en el proceso de toma de decisiones como en la implementación de dichas políticas. También deberán sujetarse a métricas comprobables y cumplirlas en los plazos previstos, en línea con los requisitos de transparencia y efectividad que mencionamos, y serán evaluadas cada vez más rigurosamente en relación con el disclosure de sus objetivos de «net zero», con la consiguiente mayor exposición y responsabilidad corporativa de sus directores y ejecutivos. Por esta razón, la administración de riesgos relacionados con la transición energética se volverá cada vez más relevante en la matriz de riesgos de las compañías de energía, y por último las empresas de hidrocarburos serán fuertemente interpeladas en el manejo de crisis derivadas de desastres ecológicos o con alto impacto ambiental, debiendo asegurar respuestas inmediatas, efectivas y conducentes.

En este sentido, también estamos asistiendo a una creciente litigiosidad en asambleas de accionistas y acciones de clase a nivel mundial y el mayor involucramiento de tribunales locales e internacionales, como el caso del Tribunal de la Haya en relación con el caso Shell.

Finalmente, y a modo de cierre, nos preguntamos qué vendrá primero, si el mercado o la regulación. Frente a esta incertidumbre, desde el lado de la regulación vemos las enormes dificultades de coordinación entre regulaciones locales y supranacionales que atiendan a «una» o a «varias» transiciones. Pero, desde el lado del mercado, tampoco queda claro si este impondrá sus reglas en forma aleatoria y anárquica, y si, además, contará con la ayuda de tribunales y jueces cada vez más influidos y sensibilizados por la temática del cambio climático. 

En cualquier caso, lo que ninguno de los actores del sector ponemos en duda es que la dinámica de la «transición energética» ya está instalada en el sector y requerirá todos nuestros esfuerzos para atenderla en forma razonablemente ordenada y contribuir desde el sector a cumplir con los ambiciosos objetivos del Acuerdo de París para 2050. ×

(*) Socio de Bruchou, Fernández Madero & Lombardi, a cargo de la práctica de «Petróleo y Gas» con más de 25 años de experiencia en el sector de hidrocarburos. Actualmente, también actúa como coordinador de la plataforma de servicios legales «Acción Climática y Negocios Sustentables», recientemente lanzada para atender las necesidades de la transición energética y el cambio climático de las diversas empresas e inversores que componen su cartera de clientes.

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«Solo cree, y no podrás equivocarte.

En la luz encontrarás el camino.

Encontrarás el camino». («En la Luz», Led Zeppelin, 1975)

Míster Cloro. Es el apodo con el que se identificó, durante años, a una persona: José Luis Lingeri, secretario general del Sindicato Gran Buenos Aires de Trabajadores de Obras Sanitarias (Sbatros) y director de Agua y Saneamientos Argentinos (AySA) desde marzo de 2006, cuando Néstor Kirchner le expropió Aguas Argentinas al grupo francés Suez. Eso fue así hasta hace un año. El 28 de diciembre de 2020, día de los Santos Inocentes, hubo un nuevo merecedor del mote: Mauricio Daniel Filiberti. Un personaje que solo se conocía en el Círculo Rojo y que, ese día, salió de la sombría intersección de los negocios y la política –penumbra que es su zona de confort, confiesan en su entorno– para quedar bajo el reflector que encendió la compra de Edenor, la mayor distribuidora de energía eléctrica del país.

Filiberti integró el consorcio que, junto con Daniel Vila y José Luis Manzano, conformó Energía del Cono Sur (Edelcos), la nueva sociedad que pactó pagarle u$s 100 millones a Pampa Energía por el control de la empresa concesionaria de la zona norte de la Ciudad de Buenos y el GBA, cuya cartera de clientes suma 2,5 millones, que equivalen a 9 millones de usuarios.

De 72 años –nació el 6 de enero de 1949–, Filiberti no se siente cómodo con el alto perfil al que lo expuso esa operación. Una semblanza suya, publicada en el diario La Nación, reseña que lleva más de cuatro décadas como empresario. La mayoría de ese tiempo, navegando con pericia por las turbulentas aguas en las que los negocios confluyen con el submundo de la política. Empezó como importador de vehículos de lujo. Sin embargo, fue en la industria química donde pisó el acelerador a fondo.

Filiberti, quien no finalizó sus estudios de Ingeniería en la Universidad de Buenos Aires, conoció al dueño de la empresa que producía cloro en el Uruguay y empezó a importar sus excedentes a la Argentina. Eso fue a fines de los 80. Con el tiempo se desvinculó del socio con el que inició el negocio y lo diversificó hacia segmentos más rentables que la potabilización de agua, como la provisión de ese químico para la elaboración de otros productos. En volumen, el 80% del negocio de Transclor, hoy, es fabricar insumos para glifosato y otros agroquímicos. También, produce todas las lavandinas que se venden en el país (25.000 toneladas al mes) y tiene elevados shares –entre 40% y 75%– en la manufactura de productos petroquímicos y farmacéuticos, consignó ese perfil de La Nación. La producción de Transclor también se aplica en la elaboración de PVC, plásticos y hasta colchones.

Pero es el abastecimiento de cloro para potabilización de agua lo que le dio a Filiberti la reputación de contratista estatal que lo precede. En términos de volumen, no es su negocio más importante. Transclor factura $ 12.000 millones al año; Aysa es una factura de u$s 8 millones ($ 800 millones, al cambio oficial). La planta de policloruro de aluminio sólido de Transclor en Pilar, que demandó una inversión de u$s 300 millones, tiene capacidad para 400 toneladas diarias; las empresas de agua demandan no más de 1.400 toneladas por mes.

No obstante, la estatura de esta relación gana dimensión cuando se la observa desde el otro lado de la mesa. Transclor es el proveedor casi exclusivo de elementos de potabilización de AySA. En enero de 2021, pocos días después del anuncio de la compra de Edenor, la Coalición Cívica (CC) presentó un pedido de informes para esclarecer ese vínculo. El informe, de 18 páginas, se titula «Crónica de un proveedor anunciado: la estrecha relación entre José Luis Lingeri, Mauricio Filiberti y AySA» y apunta al nexo, desde 2007, entre el empresario y el dirigente sindical.

«En uno de los párrafos del documento, se pone el foco sobre los antecedentes de Transclor SA y se subraya que dicha empresa, ‘desde el momento de su constitución como sociedad’, se convirtió en ‘proveedor de insumos materiales a las empresas que prestaban el servicio público de potabilización de agua’, en alusión a Aguas Argentinas y luego AySA», informó un cable de la agencia oficial Télam, cuando la fuerza que lidera Elisa Carrió anunció su presentación.

«A partir del año 2007 –continúa el informe–, Transclor SA inició una relación comercial con el Sgbatos, cuando comenzó a operar la planta de sulfato de aluminio con la que contaba la planta potabilizadora General Manuel Belgrano, ubicada en Bernal», continuó el despacho. 

«Esta planta ya la regenteaba Sgbatos desde el año 1998, cuando Aguas Argentina se la entregó en comodato a través de la empresa 15 de mayo SA, cuyo paquete accionario mayoritario pertenecía al mencionado sindicato», añadió Télam, siempre en citas al informe de la CC.

El documento también precisó que Transclor empezó a suministrarle cloro líquido a AySA y, a partir de 2009, ploricloruro de aluminio –PAC, en la jerga técnica–, para así «poner en marcha y operar la planta productora de PAC, ubicada en la planta General Manuel Belgrano».

«Transclor ha sido seleccionada algunas veces por licitación pero, principalmente, por medio de convenios y de acuerdos-marco, siendo el proveedor exclusivo en la actualidad de PAC. En estos casos, se eligió siempre a Transclor», subrayó la presentación. «Hay un hecho que llama mucho la atención: durante muchos años, Transclor SA, utilizando una planta de propiedad de AySA, ha tenido la potestad de comercializar el excedente de sulfato de aluminio y de PAC a privados», agregó.

Diputados del oficialismo recordaron que el convenio de AySA con Transclor se renovó en noviembre de 2019, un mes antes de que Mauricio Macri dejara la Casa Rosada.

Bajo el foco

Attila. Es el otro nombre por el que Filiberti se hizo famoso. No es un apodo, sino cómo bautizó a su yate, embarcación de u$s 30 millones y bandera de las Islas Caimán con la que suele navegar por el Mediterráneo. De 64 metros de largo y cinco cubiertas, en los últimos tiempos se hizo famosa por sus célebres visitantes. En 2021 la conductora Juana Viale pasó unos días en él, junto a su hija, Ámbar. Pero la nave ya se había hecho conocida por haber albergado a Mauricio Macri y su mujer, Juliana Awada, quienes lo abordaron por invitación del exmarido de «La Hechicera», el belga Bruno Barbier, amigo íntimo de Filiberti.

Fue en agosto de 2020, cuando Macri viajó a Europa para asumir la Fundación FIFA y pasó por Saint-Tropez. «Yo soy amigo de Massa», le aclaró el anfitrión, según contó la revista Noticias. Aunque él aclara que la relación es solo social, no es su única conexión con el expresidente. Filiberti es socio de Nicolás Caputo, alter ego de Macri, en la compra de aviones privados. Adquirieron tres. Los explotan a través de la empresa de taxis aéreos Patagonia Jet. Se la compraron a los herederos de Luis Nofal, uno de cuyos hijos, Esteban, se quedó este año con SES, empresa contratista de obra pública –en especial, con el gobierno porteño– que le pertenecía a la constructora Caputo. El presidente de Patagonia Jet es Filiberti. También tiene una silla en el directorio el tercer socio en la compra de aviones: Alejandro Macfarlane, dueño del grupo gasífero Cammuzzi en el país y exCEO de Edenor, la empresa en cuyo control participa Míster Cloro. El mundo es un pañuelo.

No solo los aviones lo llevaron a las cercanías del poder. También los autos de lujo, su primer –e inolvidable– amor comercial. Dueño de un Porsche 911 Carrera 4S, uno de sus anteriores fierros le deparó más de un dolor de cabeza. Cuenta la leyenda que un verano, en Punta del Este, se le acercó un desconocido joven, que lo vio estacionado y le preguntó si lo vendía. «No. Pero si traés u$s 380.000…», dicen que respondió. Al día siguiente, el interesado apareció con tres fajos de u$s 100.000 y uno de u$s 80.000. El auto era una Ferrari California negra y el comprador, Leonardo Fariña, quien poco después ganaría fama por su ostentoso matrimonio con la vedette Karina Jelinek y, luego, su condición de valijero arrepentido de la Ruta del Dinero K. A Filiberti, Fariña no le dio ficción sino problemas: debió explicar la transferencia en el juzgado del juez Sebastián Casanello, quien lleva la causa por el desvío de fondos de la obra pública. Disgusto que lo forzó a asomar la cabeza de su adorado bajo perfil.

Ya en el tramo final de su travesía, Filiberti tiene cinco hijos de dos matrimonios. La más chica, con Camila Pitana, exmodelo misionera de 30 años con la que lleva una década de relación. En su entorno, cuentan que es para sus herederos que buscó diversificar su cartera de inversiones. Se tentó con el negocio de parques eólicos, atractivo mientras tuvo el viento a favor de las licitaciones RenovAr durante el gobierno de Macri. También se interesó por Gas Natural Ban, la distribuidora de gas del grupo español Naturgy. Activos por los que también pujó uno de sus actuales socios: José Luis Manzano.

«Estábamos mirando una distribuidora de gas y creíamos que estábamos yendo muy bien. Pero el vendedor se nos desaparecía», le contó «El Renacido» a Jorge Fontevecchia, director de Perfil, durante una entrevista.

«Y resulta que el competidor era Filiberti», retomó. «Cuando apareció esto de Edenor, le dije a Daniel: ‘Vamos a buscarlo’, porque nos va a competir. Lo conocía socialmente, nos llevábamos bien. Lo buscamos para evitar un competidor. Y la verdad es que hemos desarrollado una muy buena relación», completó.

El pacto se selló con u$s 20 millones cada uno para el pago inicial de u$s 60 millones por la compra de Edenor a Marcelo Mindlin, otro contacto en común en las agendas de sus celulares. Filiberti veía la distribuidora como una expansión casi natural para su negocio: Transclor es uno de los mayores clientes industriales de la eléctrica del norte. Aunque, aseguran, es una inversión a futuro. En especial, a una recomposición tarifaria que, tarde o temprano, llegará. ×

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La agenda de la transición energética deberá avanzar con una velocidad y un alcance mucho mayores, si es que las principales economías del planeta quieren realmente cumplir con sus ambiciosos compromisos de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero. Este es el balance general que surge de la 26ª Conferencia de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático, celebrada en Glasgow. La conferencia no sirvió como plataforma de anuncio de compromisos globales más agresivos para limitar el calentamiento global. De todas formas, potencias como Estados Unidos, China, los países de la Unión Europea, Rusia y Japón han colocado la agenda en un lugar central al incrementar sus objetivos climáticos y desplegar planes para descarbonizar sus economías.

La cumbre climática organizada por el Reino Unido estuvo marcada desde su inicio por el vertiginoso aumento de los precios internacionales de la energía y sus consecuencias sobre la actividad económica y los consumidores. En un editorial, la revista británica The Economist sintetizó bien el problema. «El pánico es un recordatorio de que la vida moderna necesita abundante energía: sin ella, las facturas se vuelven inasequibles, las casas se congelan y los negocios se estancan», alertaba la revista. Dado el contexto, las delegaciones reunidas en Glasgow prefirieron evitar grandes pronunciamientos en el documento final, dejando de lado, por ejemplo, una declaración para la eliminación gradual del uso del carbón.

No obstante, las grandes potencias y economías del planeta anunciaron recientemente compromisos más ambiciosos en materia de recorte de las emisiones de gases de efecto invernadero y, en algunos casos, dieron a conocer planes y medidas concretas para cumplir con dichas metas. Las claves principales pasan por acelerar la eliminación de las emisiones en el sector eléctrico mediante un despliegue mayor de las energías renovables y el establecimiento de políticas de incentivo al desarrollo de la movilidad libre de emisiones.

Estados Unidos

La agenda del cambio climático volvió a tener relevancia en Estados Unidos con el arribo de Joe Biden a la Casa Blanca. El gobierno anunció el regreso de EE.UU. al Acuerdo de París y colocó a la transición energética en el centro de la agenda de reactivación económica. 

Biden anunció un compromiso para recortar las emisiones entre un 50% y 52% por debajo de los niveles de 2005 para 2030, con un ambicioso objetivo de eliminación total de las emisiones en el sector eléctrico para 2035. Es un compromiso que demandará inversiones masivas para la expansión de la energía solar y eólica, el desarrollo y despliegue de tecnologías para almacenar energía, y la expansión y mejora de las redes de transmisión eléctrica.

En esa dirección, el gobierno impulsa, a través de los proyectos de Presupuesto y de Infraestructura bipartidaria, incentivos federales para la incorporación de más fuentes renovables en la matriz eléctrica e inversiones por u$s 65.000 millones para la mejora de las redes de transmisión, respectivamente. Entre otras medidas, figura el sostenimiento del parque nuclear estadounidense (responsable del 20% de la electricidad en EE.UU.) mediante subsidios federales para las centrales que generan pérdidas económicas, y se destinarán u$s 21.500 millones al financiamiento de hubs de desarrollo y demostración de tecnologías en energías limpias. Habrá u$s 8.000 millones para hidrógeno limpio, u$s 10.000 millones para captura de carbono y u$s 2.500 millones para energía nuclear de avanzada.

En materia de movilidad sin emisiones, la administración Biden apuesta a que la mitad de los vehículos vendidos en Estados Unidos sean eléctricos para 2030. Con el fin de lograrlo, fueron incluidas inversiones por u$s 7.500 millones para construir una red federal de 500.000 estaciones de carga eléctrica y u$s 6.000 millones destinados al desarrollo de la cadena de proveedores para coches eléctricos. Automotrices como Ford, GM y Stallantis se comprometieron a que al menos el 40% de sus ventas de vehículos serán eléctricos para 2030.

China

En la Asamblea General de las Naciones Unidas en septiembre de 2020, el presidente Xi Jinping anunció que China «tiene como objetivo lograr un pico de emisiones de CO2 antes de 2030 y la neutralidad de carbono antes de 2060». También dijo que la capacidad instalada total de energías eólica y solar llegará a los 1.200 Gw. En materia de energía nuclear, la potencia instalada podría pasar de 49 Gw en la actualidad a 200 Gw en 2035, según el objetivo trazado a principios de año por la empresa estatal China General Nuclear Power Group.

El desafío central pasará por reducir y eliminar el uso del carbón. China representó el 57% del consumo mundial de carbón en 2020. Las usinas que lo utilizan como combustible generan por año más del 60% de la electricidad. También es un insumo fuertemente demandado por las industrias. Xi Jinping dijo que espera que el crecimiento en el uso del carbón alcance su límite hacia 2025 para luego comenzar a declinar hasta su eliminación décadas más tarde.

Por otro lado, China ya lidera el mercado de la movilidad eléctrica y es el principal fabricante de vehículos eléctricos. Concentró en 2020 más del 40% de las ventas de coches eléctricos en todo el mundo, con 1,3 millones de unidades. Su fortaleza reside en la manufactura de baterías y el dominio de las cadenas globales de provisión de metales críticos. CATL, el fabricante chino de baterías, es un ejemplo de esta fortaleza: controla alrededor del 30% del mercado mundial de baterías para vehículos eléctricos. El Plan industrial automotriz 2021-2035 de China establece que el 20% de las ventas de vehículos deben ser de cero emisiones para 2025.

Unión Europea

El Parlamento de la Unión Europea aprobó en junio la Ley Climática Europea, que hace legalmente vinculantes los objetivos de reducción de las emisiones de gas de efecto invernadero. La ley establece que se debe alcanzar la neutralidad de carbono en la Unión Europea en 2050 e introduce como objetivo intermedio recortar las emisiones en al menos un 55% para 2030. 

Para lograr estas metas, la Comisión Europea aprobó un paquete de medidas denominado «Fit for 55». Entre las medidas figura una Directiva de Energías Renovables más ambiciosa: el 40% de la energía en la Unión Europea deberá provenir de fuentes renovables para 2030. Actualmente, algo más del 40% de la electricidad proviene de fuentes fósiles como carbón y gas natural.

En materia vehicular, la Comisión Europea propuso que para 2030 los fabricantes de vehículos en la Unión Europea reduzcan en un 55% las emisiones de sus vehículos y por completo para 2035. Se necesitará un aumento significativo en la adopción de vehículos eléctricos para lograr estos objetivos. Europa es el segundo fabricante de coches eléctricos del planeta, luego de China.

Alemania

Las elecciones federales en Alemania arrojaron como resultado la conformación de una nueva coalición de gobierno entre el partido de los Social Demócratas (SPD), el Partido Verde (Alianza 90/Verdes) y el Partido Liberal (FDP). La nueva coalición llegó a un entendimiento sobre las líneas centrales a seguir en materia de transición energética. En el sector eléctrico plantean como objetivo ideal adelantar el cierre de las usinas a carbón a 2030 en lugar de 2038 y elevar la participación de las energías renovables al 80% de la electricidad generada. Se plantean grandes expansiones en la capacidad instalada de energía eólica offshore, con 30 Gw operativos para 2030
(7,8 Gw operativos en 2020). También en energía solar fotovoltaica, con 200 Gw operativos para 2030 (54 Gw registrados en 2020).

Francia

El desarrollo de las energías renovables y el redimensionamiento del parque nuclear son las principales herramientas con las que Francia buscará cumplir con los objetivos europeos. Francia busca llevar la participación de las energías renovables al 33% del consumo total de energía y al 40% de la producción de electricidad para 2030. La participación de la energía nuclear se reduciría del 70% al 50% en el largo plazo, aunque no está claro qué ocurrirá. El presidente Emmanuel Macron anunció en noviembre que el país relanzará la construcción de centrales nucleares e invertirá en el desarrollo de reactores modulares pequeños. Quedan pendientes definiciones sobre qué pasará con las centrales existentes, la gran mayoría construidas en las décadas de 1970 y 1980, y que necesitan inversiones para extender su vida operativa.

Japón

El gobierno japonés aprobó en octubre el Sexto Plan Estratégico de Energía para transitar hacia la neutralidad de carbono a fines de 2050. El plan elaborado por el Comité Asesor de Recursos Naturales y Energía apunta a recortar las emisiones en un 46% para 2030, principalmente en el sector de energía. Para lograrlo se plantea incrementar la participación de las fuentes renovables del 18% actual a un 36-38% del total. Otra parte importante del plan es la reactivación de las centrales nucleares, detenidas luego del tsunami y el posterior accidente en la central de Fukushima. Se espera que la energía nuclear vuelva a aportar entre un 20% y 22% de la generación eléctrica para 2030. La participación del GNL caerá del 37% al 20%, y la del carbón, del 32% al 19%.

Rusia

Rusia alcanzará la neutralidad de carbono antes de 2060, según anunció en 2021 el presidente Vladimir Putin. La Estrategia 2050 Bajo en Carbono aprobada por el gobierno en octubre presenta un escenario ambicioso en el que Rusia recortará las emisiones totales en un 79% para 2050. Según la estrategia, Rusia aumentará la generación de energía a partir de usinas a gas, centrales nucleares e hidroeléctricas y parques de energías renovables, además de implementar tecnologías para reducir la huella de carbono en las usinas a carbón. El país no anunció metas en generación con energías renovables pero sí de energía nuclear. La participación de la energía nuclear en la matriz eléctrica rondará el 25-30% para 2030 y el 45-50% para 2050. ×

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La fuerte suba de los precios de la energía se mostró este año en sintonía con la reactivación de la economía, reflejando el desajuste entre la demanda y la producción de hidrocarburos durante la pandemia. No obstante, atribuirle a la crisis sanitaria lo que está ocurriendo con los precios sería un error.
El coronavirus exacerbó tendencias preexistentes, bien conocidas en la industria petrolera: recorte global en el capex en Oil & Gas luego
del derrumbe de los precios internacionales en 2014, políticas de transición energética que limitan o impiden el desarrollo de nuevos recursos y presiones crecientes de los inversores para que las petroleras repartan ganancias y redefinan su modelo de negocios, alejándose de los hidrocarburos. La coyuntura de altos precios de la energía invita a pensar en la ventana de oportunidad que Argentina tiene para transformar a Vaca Muerta en un polo de producción y exportación de referencia mundial. Para analizar esa oportunidad que se abre, TRAMA convocó a Daniel Gerold, presidente de G&G Energy Consultants; Luciano Caratori, consultor y exsubsecretario de Planeamiento Energético; y Carlos Gilardone, presidente de la consultora Field Development Consultants, para analizar esa oportunidad que se abre, ver cuánto tiempo podría estar disponible y, sobre todo, qué tendría que hacer Argentina para aprovecharla.

Ventana de oportunidad

La suba en los precios de la energía evidencia un claro desequilibrio entre la oferta y la demanda de gas y petróleo. La ventana de oportunidad está fuertemente influenciada
por ese desequilibrio, pero la dificultad radica en identificar los elementos estructurales que explican por qué faltarán hidrocarburos y cómo interpretarlos.

La desinversión en producción de hidrocarburos por parte de algunas de las grandes petroleras de Europa y Estados Unidos es un elemento central muy presente en la discusión. Daniel Gerold, presidente de G&G Energy Consultants, considera que los mayores productores de petróleo están invirtiendo menos a pedido de sus accionistas y las entidades que financiaban la actividad petrolera se están reduciendo. «Hay un entorno de época que considera que invertir en petróleo y gas es negativo. Eso va a reducir la oferta y no creo que la demanda pueda ser reemplazada por otra fuente de energía en el corto plazo», señala Gerold.

El desfasaje refleja una mayor cautela del sector financiero a invertir en hidrocarburos en un contexto de gran incertidumbre. Así lo entiende Luciano Caratori, consultor y exsubsecretario de Planeamiento Energético. «Estamos ante una época de muchísima incertidumbre, en la que todavía no se definió exactamente si superamos la crisis del coronavirus. A su vez, tenemos la cuestión de que pareciera que el ritmo de la transición en la oferta energética se descalzó del ritmo de la demanda. Eso fue lo que hizo que falten combustibles y disparó los precios», advierte Caratori.

Carlos Gilardone, presidente de la consultora Field Development Consultants (FDC), enfatiza que la fuerte disminución reciente en la inversión petrolera fundamenta la ventana de oportunidad. «Durante dos años, las principales compañías privadas y estatales recortaron su presupuesto de perforación en 4 trillones de dólares y ese petróleo hoy no está. Por la pandemia y el precio del petróleo no se perforó. Cuando no se perfora se puede mantener la producción durante un tiempo, pero luego empieza a declinar», dice Gilardone.

La subinversión está reforzando la perspectiva de una oferta futura de crudo inferior a la demanda y, por lo tanto, de precios altos. Gerold entiende que incluso pueden ser mayores. «El petróleo no esta tan alto, u$s 80 para el Brent es muy inferior a los u$s 147 de 2008 o los años que estuvo arriba de u$s 100. Existe esta sensación de que son precios muy altos, yo no concuerdo. Creo que vamos a ver precios incluso un poco más altos», analiza el presidente de G&G.

Para Gilardone, la brecha entre la oferta y la demanda no podrá ser cubierta por la producción de Estados Unidos y de los países de la OPEP al menos en el corto plazo, por lo que ve un entorno de precios medios, de entre u$s 70
y u$s 80. Pero advierte que la pandemia aún no terminó y puede generar disrupciones. «Con el temor a una nueva cepa, el barril Brent cayó. Eso puede afectar la ventana, pero en lo estructural se da una situación de mayor demanda y menor producción», matiza.

Caratori también ve una ventana de oportunidad para exportar hidrocarburos, pero señala que las decisiones de largo plazo no deben estar guiadas por la coyuntura de precios. «Las decisiones de largo plazo se tienen que tomar con un horizonte de largo plazo y con el sector privado asumiendo los riesgos aceptables sobre la base de la mejor información que tiene disponible. Esa mejor información está vinculada hoy con que pareciera que la transición energética se viene en serio, que eventualmente la demanda de petróleo va a comenzar a retirarse de una forma un poco más pronunciada», advierte.

Pero la transición energética también perfila una nueva oportunidad para el gas natural a través de la producción de hidrógeno, un mercado que promete crecer mucho en las próximas décadas. 

Caratori ve potencial para la exportación
de productos en base a hidrógeno azul, como combustibles sintéticos, amoníaco o acero bajo en emisiones, entre otros. Entiende que algunos de los principales mercados demandarán hidrógeno que sea netamente nulo o lo más bajo posible en términos de emisiones. «Los clientes van a querer un hidrógeno o derivado del hidrógeno que sea nulo o bajo en emisiones y que sea lo más barato posible, y estarán dispuestos a pagar un diferencial si es verde.
En ese sentido, el hidrógeno azul cumple con esos tres atributos: es hidrógeno, con captura de carbono y es más barato», explica el exsubsecretario.

Vaca Muerta, preparada para competir

A la hora de conectar el panorama internacional con la realidad nacional, los especialistas coinciden en un punto: el modelo factoría en Vaca Muerta maduró lo suficiente como para aprovechar la ventana de oportunidad que se presenta en el mundo.

Vaca Muerta registró récords de producción en 2021. La clave que explica la fortaleza actual de la formación no convencional en la provincia
de Neuquén reside en las ganancias de productividad alcanzadas por las empresas.
«El crecimiento de la producción de la Cuenca Neuquina impulsada por Vaca Muerta es bastante estructural y es derivado principalmente de las ganancias de productividad, tanto de shale gas como de shale oil que han logrado las empresas operadoras, los contratistas y los profesionales argentinos. Eso es estructural y creo que es muy positivo», destaca Gerold.

La incertidumbre por el devenir de la pandemia complica la proyección de la demanda y los precios del crudo, pero eso no implicaría una desventaja para la producción de shale oil.
«La buena noticia es que, en términos de oferta, el shale reacciona muy rápido. Eso les da la flexibilidad a las compañías para tener un pozo ya en producción en poco tiempo», dice Caratori.

Gilardone destaca que los recursos argentinos en gas y petróleo son bastos y que la ventana
de oportunidad es amplia para desarrollarlos, sobre todo en gas. «Consumimos 500.000 barriles por día, hoy estamos en 600.000 de producción y podemos llegar al millón tranquilamente», se entusiasma el ingeniero.

En el orden de prioridades, Gilardone considera que es necesario impulsar fuertemente la producción y exportación de petróleo. «¿El país necesita de divisas? Entonces transformémonos en un neto exportador de crudo», dice. Para lograrlo será necesario reforzar la infraestructura de transporte y de servicios petroleros. «Tenemos que ver si el sistema de Odelval es capaz de transportar más petróleo a Bahía Blanca, o si tenemos que volver a habilitar los oleoductos trasandinos con Chile», señala.

El panorama para exportar gas tiene una complejidad mayor. Es necesario proyectar nueva infraestructura de transporte y desarrollar los mercados de exportación. «Hay que darle importancia primaria al petróleo, y mientras tanto tomar compromisos serios con los países vecinos a quienes podemos abastecer de gas, tanto Brasil como Chile. El gas de Bolivia se acabó. Demos vuelta los gasoductos y exportemos gas a los vecinos», analiza Gilardone.

Los especialistas también rescatan el potencial que todavía tiene la producción de crudo convencional en otras cuencas del país. Caratori dice que «el mundo sigue teniendo un apetito por los crudos un poco más pesados, como el Escalante y otros, por lo que es importante no abandonar las cuencas que todavía tienen bastante que dar».

Cómo acelerar la producción

Para aprovechar la ventana de oportunidad resulta indispensable generar una corriente de inversiones mucho mayor que la actual.
El contexto macroeconómico argentino impone restricciones para las inversiones que son complejas de desarmar. Pero el crecimiento de la producción neuquina está garantizado si son removidas, gracias a la ganancia de productividad alcanzada.

Las restricciones para el ingreso y el egreso de los capitales y la falta de financiamiento local se ubican en el centro de las problemáticas. «Es necesario permitir que haya exportación, ingreso y egreso de capitales. Si traigo capitales tengo derecho a sacarlos», dice Gerold. Gilardone también destaca la importancia de la libre disponibilidad de las divisas generadas. «¿Por qué no se produce y exporta más petróleo? Primero, porque hay una restricción en el acceso al capital en Argentina. Segundo es que, como hay limitaciones para la entrada y salida de capitales, quién va a traer dólares si no puede llevárselos», puntualiza Gilardone.

Generar un mayor financiamiento local para la producción es un punto particularmente relevante, según el presidente de FDC. «Es necesario crear un acceso a un financiamiento local, simplificado y que sea relativamente más barato. Hoy los bancos en Argentina no prestan plata al privado, están para prestarle al Estado. No hay proyectos de inversión que se financien a través de bancos o son muy pocas las empresas que pueden acceder a eso. ¿Qué mejor que generar un sistema simple, sencillo y que la gente pueda aportar? En la Argentina no faltan dólares, la gente los tiene», señala Gilardone.

Para Gerold, la unificación del precio local del crudo que se les paga a los productores con el de exportación es un pilar central que ordenaría el panorama para la inversión. «La unificación de precios es muy importante, siempre con un fondo compensador que amortigüe para los consumidores el impacto vía disminución de impuestos, para pagar parte del costo de los combustibles. Mantener congelados los precios no me parece razonable», explica el presidente de G&G.

En un plano más general, Caratori considera que la inversión necesita un panorama de previsibilidad. «Hay que dejar de incorporar incertidumbre a las decisiones que toma el que corre el riesgo empresario. Muchas veces esas incertidumbres provienen de buenas intenciones, como por ejemplo el proyecto de Ley de Promoción de Inversiones en hidrocarburos.
Lo que hizo fue introducir una nueva categoría de incertidumbre, que es si sale o no el proyecto y qué dice y qué no. Hay que dejar de producir distorsiones tanto reales como en términos de percepción», señala.

Despejando el panorama para la inversión, Vaca Muerta reúne las condiciones necesarias para despegar con fuerza. «La producción está aumentando por las ganancias de productividad, pero no es que se invierte más dinero en el país, se está invirtiendo bastante menos de lo que se invirtió en los años previos a la pandemia y se aumenta la producción. Si bien esto es fantástico, lo que sería bueno es que con esa ganancia de productividad usted traiga más dinero para invertir y producir mucho más. Esa es la picardía, la oportunidad que me parece que estamos perdiendo», sintetiza Gerold. ×

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Vista anunció hoy la adquisición del 50% de la participación de Wintershall Dea Argentina en los bloques Aguada Federal y Bandurria Norte, en Vaca Muerta, por un monto de US$ 140 millones. Luego de la compra del otro 50% a ConocoPhillips en septiembre del 2021, la petrolera que preside Miguel Galuccio será la única operadora de los activos en ambas concesiones.

“Es una adquisición que nos permite ampliar nuestro liderazgo en Vaca Muerta y redoblar nuestro compromiso con su desarrollo, al incluir activos con un alto potencial en los que generaremos sinergias operativas”, afirmó Galuccio y agregó: “Como operadores de los bloques, tenemos la chance de replicar nuestro modelo de negocio operativo, enfocado en la eficiencia, la seguridad y, principalmente, en la sustentabilidad”.   

Vista, la petrolera que se posicionó recientemente como la tercera productora de petróleo y la segunda de shale oil del país, planea invertir US$ 2.300 millones en los próximos cinco años con el objetivo de duplicar su producción a más de 80.000 barriles de petróleo equivalente en 2026, año en el que también espera alcanzar un EBITDA ajustado de aproximadamente US$ 1.100 millones.

Con esta adquisición, la empresa sumó 25.231 acres netos, aumentando su acreaje total en Vaca Muerta a 183.084 acres. Además, añadió hasta 150 nuevos pozos a su portfolio en la formación, que hoy asciende a 850 nuevos pozos identificados, tal como prevé el Plan Estratégico 2022-2026 que la firma publicó a fines del 2021 proyectando el crecimiento de la actividad en la cuenca Neuquina.

Transición energética

Por su parte, Thilo Wieland, miembro del Directorio de Wintershall Dea, expresó que la compañía pondrá el foco en el fortalecimiento de su desarrollo gasífero en un contexto europeo signado por la mayor predominancia de las políticas de transición energética a fin de avanzar en la descarbonización del planeta. El directivo garantizó la continuidad de la compañía en el país, donde está presente ininterrumpidamente desde hace más de 40 años.

“La Argentina es y sigue siendo un pilar importante en nuestra cartera global para la producción de gas de la compañía. Con la venta de nuestras participaciones en Aguada Federal y Bandurria Norte, nos proponemos focalizar las actividades en la producción de gas, con proyectos en Tierra del Fuego y Neuquén, que contribuyen significativamente al suministro energético del país”.

En Neuquén, la empresa que cuenta con más de 40 años de presencia en el país, está realizando un programa de perforación continua de pozos de producción de gas seco en el bloque de Aguada Pichana Este, junto con sus socios Total Energies, YPF y Pan American Energy. 

En Tierra del Fuego, Wintershall Dea es socio de la concesión offshore «Cuenca Marina Austral 1», desde donde se produce alrededor del 16 % del gas natural de Argentina. «Invertiremos en el desarrollo de este importante clúster de gas en el sur del país con la previsión de que el proyecto Fénix (un importante proyecto offshore que demandará una inversión cercana a los US$ 1000 millones) entregue importantes volúmenes adicionales del hidrocarburo durante más de 15 años«, afirmó Thilo Wieland.

El principal operador europeo de gas y petróleo registró una producción total en la Argentina de 66.700 barriles de petróleo equivalente por día en los primeros nueve meses del 2021, de los cuales el 92% corresponde al desarrollo de gas natural. La participación de Argentina en la producción total de la compañía a nivel mundial fue de alrededor del 11% en el mismo periodo.

«El enfoque de nuestra producción global es el gas natural, que actualmente representa alrededor del 70% de nuestra cartera. Además, seguiremos utilizando nuestra larga experiencia para producir petróleo de la manera más eficiente y responsable, centrándonos en regiones y proyectos seleccionados que están en línea con nuestros ambiciosos objetivos climáticos”, concluyó el directivo de Wintershall.

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YPF, la mayor petrolera del país, se anotó en la lista de empresas que podrían quedarse con el negocio de San Antonio Internacional (SAI), la mayor empresa de equipos torre de la industria de Oil&Gas, en la provincia de Santa Cruz. La compañía que preside Pablo González autorizó a AESA (ex Astra Evangelista), una de sus principales subsidiarias, a presentar una oferta no vinculante por el paquete de activos de SAI en el distrito que gobierna Alicia Kircher. Son, en total, trece equipos torre: dos de perforación, cuatro de workover y siete de pulling. Así lo confirmaron a EconoJournal fuentes empresariales y sindicales que están al tanto de las tratativas.

La propuesta de AESA se sumó a la de Clear, una de las compañías que formaba parte del Grupo Indalo y hoy es presidida por el empresario Juan Ignacio González Pedroso. Clear, una de las mayores contratistas de servicios de YPF en Santa Cruz, mantiene negociaciones avanzadas con San Antonio y era, hasta ahora, el único candidato a quedarse con los activos de Santa Cruz.

SAI es propiedad del fondo norteamericano Lone Star y tiene como principal referente local a Sebastián Caputo, sobrino de Nicolás Caputo, hombre de máxima confianza del ex presidente Mauricio Macri.

Territorio hostil

Operar en el norte de Santa Cruz no es sencillo. El sindicato de petroleros privados que conduce Claudio Vidal, que en noviembre fue electo diputado nacional tras imponerse a la lista del Frente de Todos y el fin de semana refrendó su liderazgo en el gremio tras ganar las elecciones internas de la organización con un 85% de los votos, controla territorialmente la región. Tanto que ni empresas productoras ni firmas de servicios pueden ingresar ni sacar equipos de la provincia sin autorización de Vidal.

Le pasó a Tecpetrol, la petrolera del grupo Techint, que no pudo utilizar un equipo de San Antonio por negativa del sindicato y también a AESA, que se vio impedida de reparar uno de sus equipos de perforación en Comodoro Rivadavia, del otro lado de la frontera con Chubut, porque el gremio no permitió el traslado.

Estratégico

La oferta de AESA por los equipos de San Antonio es no vinculante: es sólo una propuesta formal que la habilita a realizar un due dilligence del negocio, pero no incluye un precio específico por los activos involucrados. La compañía quiere primero conocer el detalle del estado de los equipos, la cantidad de personal empleado y la existencia o no de contratos de servicios con empresas productoras, entre otros elementos.

Vidal revalidó el sábado su liderazgo en el gremio petrolero de Santa Cruz y confirmó que en 2023 irá por la gobernación.

AESA está presente en Santa Cruz, donde opera equipos torre que son propiedad de YPF, que los adquirió de la firma SP cuando ésta se fue a la quiebra en 2017. Es lógico, por eso, que explore la posibilidad de incrementar la cantidad de equipos para hacer sinergias con su operación existente. La propuesta no vinculante le permite a la subsidiaria de YPF indagar los números de San Antonio y proyectar escenarios. Pero la decisión de ofertar en firme se tomará en la torre de Puerto Madero.

Aunque en los últimos años YPF desinvirtió en Santa Cruz, lo que le valió un conflicto recurrente con Vidal, que denunció a la conducción política de la petrolera en múltiples ocasiones, la provincia sigue explicando casi un 20% de la producción de crudo a nivel nacional de la compañía controlada por el Estado. A raíz de eso, por más que haya transferido su inversión hacia los campos no convencional de Vaca Muerta, YPF no puede desentenderse de lo que suceda en el Golfo San Jorge. En esa clave, San Antonio juega un rol importante. En especial si se tiene en cuenta que uno de los actores va por los activos de SAI en Santa Cruz es el propio sindicato petrolero que conduce Vidal, tal como publicó este medio a mediados de noviembre.

Riesgo

“El riesgo para YPF es que si Vidal se queda con esos equipos o digita al que termine siendo comprador, tendrá mayor margen para presionar a YPF. No sólo para que levante más equipos en la provincia, sino también en la cantidad de operarios en las dotaciones de los equipos de torre y en los subcontratistas. Todo eso implicará un encarecimiento de las tarifas de los servicios y por ende, de los costos de operación en toda la cuenca del Golfo”, explicó un directivo de una empresa de servicios.

Desde esa óptica, propiciar que AESA adquiera los activos de San Antonio en Santa Cruz podría funcionar para YPF como un dique de contención. No sólo en su operación petrolera, para evitar un desmadre de los costos. Si no también en el plano político, ya que para Pablo González, que aspira a ser gobernador de la provincia en 2023, la expansión del poder de Vidal es un factor de riesgo de cara las próximas elecciones provinciales.

Contexto complejo

Durante 2020 y 2021, San Antonio atravesó momentos críticos que pudieron ser transitados con un fuerte compromiso de los gremios de Neuquén y a partir de los apoyos de los gobiernos locales en donde la empresa de servicios tiene operaciones (Neuquén, Chubut, Mendoza y Santa Cruz). Sin embargo, desde el gobierno nacional no mostraron la mejor predisposición. Prueba de eso es que la AFIP no hizo lugar a una reprogamación de la deuda impositiva de San Antonio, que ronda los US$ 26 millones. Eso puso una fuerte presión sobre las finanzas de la compañía de servicios.

En esa situación, San Antonio tomó la decisión de retirarse de Santa Cruz. Queda por ver si YPF termina aprovechando esa oportunidad para cubrir tanto sus necesidades técnico-operativos en el plano petrolero como así también el proyecto de la conducción política que encarna en Pablo González.

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El secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge “Loma” Ávila, apuntó contra YPF por el monto de inversiones en proyectos hidrocarburíferos que la empresa de mayoría accionaria estatal anunció para el 2022. “Para nosotros el desembolso de 290 millones de dólares en la cuenca del Golfo San Jorge es nulo”, manifestó el líder gremial al medio El Comodorense.

En sintonía, Ávila señaló que “lo que da trabajo a la cuenca son los equipos de perforación. Hasta que no haya más equipos de workover o pulling trabajando, será imposible que la actividad hidrocarburífera se recupere”, y agregó: “La inyección de plata que pondrá la operadora de bandera estatal está destinada a la reparación de yacimientos. No es plata que va a destinarse a la actividad en sí”.

Jorge «Loma» Ávila, secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado del Chubut

Salarios

“YPF tiene un enorme sobrante de gente en la cuenca con sueldos miserables y si no hay posibilidades de mejoras salariales, tomaremos medidas. Dirán que somos un arma de choque, pero es la única manera de defender lo que tenemos”, sostuvo el secretario general.

Asimismo, el titular de uno de los gremios más poderosos del país sugirió que estar a la deriva pone en peligro la paz social: “Nosotros no tendremos buenas expectativas en tanto las inversiones no se reflejen en trabajo para la gente. En donde más hemos perdido gente es en YPF. Además, en la actualidad un trabajador petrolero con una jornada de 8 horas tiene el sueldo más bajo en la historia del petróleo en Comodoro Rivadavia. Y, precisamente, la gente de YPF es la más castigada”.

Después, “Loma” Ávila apuntó: “Queremos ser socios en Vaca Muerta, no regalar el laburo. Sabemos que somos una herramienta fundamental para ayudar. El gobierno provincial nos dijo que va a acompañar todas las medidas que decidamos tomar en caso de no tener ninguna solución favorable. Pero la idea es esperar la reunión del 25 de enero, si no hay acuerdo ese día, lamentablemente tomaremos medidas de acción directa. Nosotros laburamos para el récord de producción de todas las operadoras, pero a cambio ¿qué tenemos?”, concluyó el sindicalista.

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