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Construir y preservar. Son los objetivos estratégicos definidos por Nucleoeléctrica Argentina en su flamante Plan de Acción. La compañía estatal que opera las tres centrales nucleares en el país se prepara para nuevos desafíos. En el horizonte inmediato aparece la construcción de una central nuclear de tipo Hualong financiada por China. Representa una línea tecnológica novedosa para el país, de uranio enriquecido y agua liviana. A la actualización tecnológica se le suma además el sostenimiento y la expansión de la línea “nacional” de uranio natural y agua pesada. Las tres centrales argentinas operan con esa tecnología y la industria local la domina en profundidad.

Para encarar esta nueva etapa, Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA) recuperó a un histórico de la casa y del sector. José Luis Antúnez regresó en abril a la presidencia de la compañía. La historia de este ingeniero electromecánico egresado de la UBA en el sector nuclear puede remontarse hasta sus tiempos como director de NUCLAR S.A., la empresa que desarrolló el montaje y la puesta en marcha de la Central Nuclear de Embalse, allá por principios de los 80 en Córdoba. En tiempos más recientes lideró entre 2005 y 2014 la terminación y puesta en marcha de la central Atucha II en Buenos Aires, primero como director y luego como presidente de la empresa entre 2012 y 2015.

Antúnez recibió a EconoJournal en el sexto piso de la Sede Nodus en Villa Martelli para repasar la situación de la empresa, el nuevo Plan de Acción, la negociación por la central Hualong, la proyección de una quinta central de tipo CANDU para el futuro y la perspectiva general del sector nucleoeléctrico.

-Volvió a la presidencia de Nucleoeléctrica en abril, luego de varios años. ¿Cómo encontró a la compañía en lo que respecta a la operación de las tres centrales nucleares?

-Encontré una compañía muy distinta de cómo la habíamos dejado a fines de 2015. Respecto a la operación, encontramos una cantidad de inconvenientes operativos acaecidos durante el período de nuestra ausencia, del cual no tuvimos información hasta llegar. Esto nos llamó a incluir en primer término en nuestro plan de acción el tema de continuar mejorando, como siempre, la operación de las centrales, de manera tal de alcanzar los niveles que tenían hace unos años que eran comparables a los máximos estándares internacionales. Comparar factores de carga de centrales es sencillo. Es un número finalmente que representa el porcentaje de disponibilidad sobre las horas teóricas. Encontramos un marcado descenso sobre el que ya hemos comenzado a trabajar para corregirlo. Justamente por eso pusimos en primer lugar el plan de acción y no los planes de inversión.

-¿Qué balance hace de las paradas programadas realizadas recientemente en Atucha II y Embalse?

-Sería arrogante decir que en las pocas semanas que llevo sé exactamente el detalle de esas paradas. Pero ha habido inconvenientes intempestivos durante las propias paradas que podrían haberse manejado de otra manera. Es la forma de encarar las tareas lo que estamos en algunos casos cambiando. Los estándares de producción de NASA son absolutamente aceptables pero queremos que estén a tono con los mejores. Tenemos implementado un proceso de mejora continua y así continuaremos.

-La empresa informa que Atucha I y Embalse están operando al 100% de su potencia y Atucha II al 80%. ¿Cuál es la programación de operación para los próximos meses y pensando en el verano?

-Tenemos paradas programadas. Respecto a la evolución de Atucha II hacia el 100% de su potencia esperamos alcanzarla hacia fines de este año. Atucha II tuvo en 2018 un inconveniente serio muy distinto a una parada programada, que dejó un rastro de absorción extraordinaria de neutrones. Es el equivalente de haber limitado la potencia de la central. Esto ha llevado a que se vaya recuperando la potencia filtrando el fluido del circuito primario, cosa que lleva muchísimo tiempo y que se ve en lo lentamente que va subiendo la misma. Pero la central va a volver al 100% de potencia a fin de año.

¿Quieren llevar las tres centrales al 100% de potencia para fin de año?

Exactamente. Hablando del 100% de la potencia y hablando de nuestra central veterana, Atucha I, que lleva 47 años en funcionamiento, poca gente sabe que hoy está produciendo 100 MW más que su potencia de diseño original de 1974. La nobleza de la máquina habla sobre eso. La central de Embalse también está produciendo sobre lo que fue su potencia nominal de diseño cuando arrancó en 1984. Atucha II, que es la máquina más nueva, va a llegar a su potencia de diseño y la evolución posterior determinará el funcionamiento de la central.

¿Siguen con atención la situación de la bajante actual en el Río Paraná?

-Sí, para nosotros es prioridad uno en estos momentos porque el Río Paraná es el que provee de enfriamiento para dos de nuestras centrales, Atucha I y II. No solo lo observamos con atención sino que estamos tomando medidas físicas para paliar el tema, aumentando la profundidad del canal de acceso. Esperamos que no se llegue a la instancia de tener que disminuir la potencia o parar las centrales por la bajante. Es una bajante extraordinaria, la mayor en 100 años me han comentado.

-En los últimos meses hubo cambios en el directorio de Nucleoeléctrica, regresando usted a la presidencia de la compañía. También se designó a Adriana Serquis como presidenta de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA). La semana pasada ustedes participaron de una reunión de evaluación de la situación del sector nuclear en el país realizada en la Secretaría de Energía. Parece que hay un relanzamiento de la política sectorial.

-Naturalmente, es prioritario para el gobierno el sector nuclear y prioritario tanto para la CNEA como para nosotros que eso ocurra, cada uno en su sector. Hay que recordar que el programa nuclear del gobierno es el programa nuclear global. De ello, el plan de acción de NASA que hemos dado a conocer es una parte. El programa es extremadamente amplio, va desde la investigación básica hasta la medicina nuclear. Hasta la electrogeneración, que eso somos nosotros. Hasta la asistencia técnica a la industria. Hemos tenido esta reunión no solo para considerar la situación general sino la articulación con la CNEA a los efectos de llevar a cabo nuestro programa de centrales nucleares, el de NASA. Tenemos mucha experiencia en esto, para terminar Atucha II hicimos lo mismo. Multitud de tareas de trabajo en conjunto con la CNEA. Hemos quedado con la doctora Serquis en que vamos a trabajar de la misma manera.

-La compañía aprobó un Plan de Acción días atrás que fija dos objetivos estratégicos prioritarios: la construcción de la cuarta central nuclear de tipo Hualong y la preservación de la tecnología nacional de uranio natural y agua pesada. Nucleoeléctrica lleva adelante la negociación de un contrato EPC con China National Nuclear Corporation para la construcción de la central Hualong. ¿Qué características tiene ese contrato?

-Es un EPC normal por construcción y entrega de la central funcionando. Nos va a permitir acceder a una nueva tecnología que es de uranio enriquecido y agua liviana. El contrato va a prever contenido local, naturalmente en lo relativo a las obras y los procesos de montaje y puesta en marcha, además de suministros locales. También va a incluir la transferencia de la tecnología para la fabricación local de los componentes del combustible que se van a usar en la central. Esa transferencia va a ser hecha a la CNEA, que es quien fabrica el combustible para nuestras centrales. Este proyecto va a servir para incrementar el acervo tecnológico tanto de la CNEA como el nuestro.

¿En qué punto está esa negociación?

Ahora es el recomienzo de la negociación. Quedó abandonada hace tiempo. Una vez que fue aprobado nuestro plan de acción el 23 de junio del mes pasado avisamos a la contraparte china que ya estábamos listos para recomenzar las conversaciones. Ya las hemos recomenzado, vía virtual, tanto por la distancia como por las circunstancias del momento. Estimamos que serán varios meses de negociación para ponernos de acuerdo con los contratos.

-Jefatura de Gabinete de Ministros respondió en su último informe al Senado de la Nación que la central podría estar operativa en 2028. ¿Cuándo debería comenzar la construcción como para cumplir con ese plazo?

-Tendría que estar comenzando físicamente en el segundo semestre del año próximo.

-¿Prevén firmar el contrato comercial este año?

-Hacia fin de este año. A partir de ahí vienen una cantidad de procesos respecto a la contratación misma, a su financiamiento, que estimo que llevarían el primer semestre del año próximo y a partir de allí ya comenzar con la construcción. Lo que ya estamos adelantando es la preparación del predio para entregárselo a la CNNC tan pronto como esté habilitado el contrato, para evitar el tiempo muerto de empezar a despejar el predio a partir de la firma del mismo. La central nuclear se va a construir y podemos adelantar ese proceso. Eso va a empezar a fomentar el empleo en la zona de Zarate y de Campana, que tanta falta hace.

-La construcción de una central nuclear puede ser una buena noticia en un país que necesita generar empleos.

-Ya lo creo y tratamos de que lo sea lo máximo posible. En el tema de generación de empleo local, la otra central de uranio natural y agua pesada que vamos a encarar es esencialmente una gran creadora de empleo industrial. Además, el plan incluye algunos proyectos que no son centrales nuevas pero son de enorme importancia para nosotros. Uno es la extensión de vida de Atucha I. En 2024 va a parar Atucha I para una extensión de vida sobre la que ya estamos programando y trabajando. Extenderemos su vida por entre 15 y 20 años más. Va a ser una de las centrales más longevas del mundo. Hoy ya hay centrales nucleares licenciadas para operar hasta 80 años de funcionamiento en el mundo, principalmente en Estados Unidos.

La central Hualong

-¿Cuál sería el aporte de la central Hualong en el sistema eléctrico argentino?

-La potencia de diseño son 1200 MW. Descontando el consumo propio de la central son entre 1160 y 1150. En una central que opera 24 horas del día a lo largo del año es un aporte energético muy grande.

-¿Por qué se optó por esta tecnología?

-La Hualong nace de dos vertientes. La primera en el año 2010, una decisión de la Secretaria de Energía y el gobierno argentino de que era el momento de explorar la tecnología de uranio enriquecido. En esa decisión influyó mucho el hecho de que estuviera el prototipo del reactor CAREM en desarrollo. El razonamiento, muy acertado, de la Secretaría de Energía fue que si estamos construyendo un reactor de uranio enriquecido vamos a pretender exportarlo. Pero es muy difícil convencer a alguien de que compre lo que uno no usa. Por lo que sería razonable que nosotros también incursionáramos en centrales de gran potencia, no diseñándola nosotros pero sí entrando en un primer proyecto. De ahí viene una larga cadena que culmina en la selección del Hualong como el reactor adecuado. La otra vertiente, que ha pasado más desapercibida, es el acuerdo país-país de Argentina con China. Tiene un capítulo de infraestructura muy importante, dentro del cual estaba la posibilidad de comprar un reactor Hualong, y así nace la historia de este contrato que estamos tratando de completar ahora. Por lo que este contrato nace de una elección que hicimos, que la máquina más conveniente para nosotros era la Hualong, pero también la más conveniente por su esquema financiero.

-NASA tiene la experiencia reciente de haber terminado y puesto en marcha Atucha II. ¿Cómo repercute esa experiencia pensando en la construcción de una nueva central?

-Lamentablemente todo el proceso de construcción y el rol de NASA como arquitecto ingeniero de sus propios proyectos fue suspendido durante la administración anterior. No inició ninguno de los proyectos que eran parte del plan de 2014. Pero al volver hemos encontrado uno de ellos desaparecido, el proyecto nacional para un reactor de diseño CANDU. Tampoco estaba firmado el contrato por la central Hualong. Además fue disuelta la Unidad de Gestión de Proyectos Nucleares, es decir, el arquitecto ingeniero de NASA. De acuerdo a una disposición del año 2018, NASA fue reducida solo al papel de operadora de las centrales, sin participación en su diseño y construcción. Junto con la plana actual se tomaron las medidas necesarias para anular esa disposición y NASA ha recuperado su condición de arquitecto ingeniero de sus propios proyectos. Ahora tenemos que reconstituir esa unidad y volver a formar los grupos humanos, que es lo esencial de los grupos de ingeniería y construcción. Esta es exactamente la misma tarea que emprendí en el 2005 para terminar Atucha II, donde encontré disueltos todos los grupos dedicados a ser arquitecto ingeniero de nuestros proyectos.

Qué va a pasar con la tecnología CANDU

-El segundo objetivo estratégico refiere a la tecnología de agua pesada y uranio natural. ¿Por qué es importante preservarla?

-En primer término, no sé si quienes cancelaron el proyecto nacional advirtieron la magnitud de lo que hacían teniendo en cuenta que es la tecnología de las tres centrales que tenemos en funcionamiento. Cuando en 2018 se cancela ese proyecto y se indica que nunca va a volver a formar parte del programa nuclear argentino, alguien olvidó que uno puede pronosticar un futuro distinto y disponerlo pero lo que no puede es reescribir la historia. ¿Cuál iba a ser el destino de las centrales nucleares en funcionamiento? Rápidamente se produjo una lección que debería haber sido considerada cuando se tomó la medida. Se abandonó la planta industrial de agua pesada ubicada en Neuquén, cerca de Arroyito. Produce el agua pesada que es esencial para el funcionamiento de las centrales de uranio natural. Eso ocurrió allá por el año 2017/18 que dejó de producir y nos encontramos hoy con la paradoja de que la nación tiene tres centrales en funcionamiento, que necesitan agua pesada para su funcionamiento, pero que tiene salir a comprar el agua pesada al exterior, siendo el país el dueño de la mayor planta de ese tipo que hay en el mundo. Una extraña paradoja pero totalmente previsible cuando se tomó la decisión de cancelar el proyecto nacional.

-¿Qué ocurrirá con la planta en Arroyito?

-La planta es de la CNEA y es operada por una empresa mixta entre la provincia de Neuquén y la CNEA. Ergo, la planta es del Estado nacional. La empresa mixta operadora es un esquema que funcionó muy bien y que usamos para producir entre 2005 y 2015 las más de 700 toneladas de agua pesada que requirió Atucha II. Ya está tomando medidas la Secretaría de Energía para que se produzca la recuperación del funcionamiento de esta planta.

-La preservación de esta línea incluye la proyección de una nueva central de ese tipo para el futuro. ¿Cuál es el plan?

-Nuestro plan ha recuperado el proyecto nacional y lo vamos empezar a ejecutar con un método que nos va a permitir contribuir a la recuperación de la industria argentina, en particular de la metalmecánica, la eléctrica y hasta la química. Hablando de creación de empleo eso es lo más importante. ¿Qué hacemos con el proyecto Hualong? Reactivamos la industria de la construcción y del montaje. Vamos a crear en la zona de Zarate alrededor de 5000 empleos, más otros 600 o 700 permanentes cuando ya arranque la central. Vamos a haber reconstruido empleo pero para una masa de empleo especial, que es la de la construcción. El contenido local de un primer reactor de una tecnología nueva y a través de un contrato EPC va a ser relativamente bajo desde el punto de vista de los componentes industriales. Quiere decir que el Hualong va a satisfacer nuestras expectativas en cuanto a incorporar la nueva tecnología, en cuanto a la industria de la ingeniería y la construcción y en cuanto al empleo en el aspecto de la construcción y de la operación. Empleo industrial relativamente poco. Para compensar esto, tenemos en primer término la ejecución de la extensión de vida de Atucha I, que va a dar muchísimo trabajo industrial. Lo segundo es el Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Quemados, que es un proyecto muy grande, de un par de cientos de millones de dólares. Eso es un puente que nos va complementar el empleo industrial durante lo que queda de este año y el próximo. Seguramente la extensión de vida de Atucha I seguirá hasta el 2024 y para ese momento los componentes ya van a estar fabricados. Entonces necesitamos algo más y encontramos la siguiente forma de hacerlo. Vamos a programar el proyecto nacional, que va a ser un reactor CANDU. La tarea de proyectar este nuevo reactor se va a hacer en Embalse, que es donde esta acumulado nuestros 40 años de experiencia tanto en la construcción como en la operación y la extensión de vida de Embalse. La experiencia CANDU de Argentina esta acumulada allí, por lo que la gerencia e ingeniería para el nuevo proyecto se van a realizar allí.

-¿Cómo van a programar el proyecto CANDU?

-Lo vamos a programar de forma distinta a la de una obra normal, que como toda obra comienza por la obra en conjunto con la compra de componentes. Este proyecto lo vamos a arrancar exclusivamente con la ingeniería de compras y de diseño para los componentes locales de largo plazo de entrega y alto impacto en la industria manufacturera argentina. Tarea que podríamos estar comenzando en 2023. Allí inyectaremos todos los fondos que tengamos disponibles. Si en algún momento se recupera el financiamiento entonces lanzaremos el proyecto completo, pero vamos a empezar por la compra de componentes nacionales. Esa es la idea que hemos aportado al deseo del gobierno de fomentar el empleo industrial que es crucial para enfrentar el desempleo y la pobreza.

La importancia de la energía nuclear

-¿Qué aporta una central nuclear en la matriz energética de un país como Argentina?

-El reactor nuclear por de pronto es un aporte de energía de base, cosa que muy pocos países tienen de fuente hidráulica. Nosotros tenemos, como es el caso de Yacyretá. Es una central hidráulica que es en la práctica una central de base. Lo que hace es aportar a la base del sistema y realmente a lo largo de todos estos años he visto que cuando faltan se extraña la energía de base de la central nuclear, porque no está condicionada ni al clima ni a la disponibilidad de gas, ni a la importación de combustible, ni a la lluvia tampoco. Son centrales muy parejas que con potencias relativamente pequeñas producen mucha energía. El promedio del mundo es que 440 reactores, que son menos del 5% de la potencia total instalada en el mundo, producen el 10% de la energía que consume el planeta. Su incidencia en la matriz energética es muy alta en proporción. Así que venimos aportando a la matriz energética desde 1974 con Atucha I. Épocas en las cuales Atucha I era tan importante que si salía intempestivamente de servicio había un apagón en el gran Buenos Aires, con sus modestos 200 MW de aquella época. Hasta el momento actual en que la salida intempestiva de una de las tres centrales no va a mandar a apagón al país pero sí provoca unos cuantos llamados de CAMMESA rápidamente a ver qué está pasando y por qué salieron. Después aporta algo que antes se consideraba una cosa elegante pero ahora está comenzando a considerarse como una cosa imprescindible. La generación nuclear no emite carbono. Esto ha hecho que en los últimos congresos se ha hablado de que lo nuclear va a ser una parte esencial si es que se quiere descarbonizar totalmente la generación eléctrica para el 2050. Una menuda tarea: el 40% de la energía eléctrica del mundo se produce con carbón hoy. Hasta casi el 70% es combustión de gas o de líquido, todas fuentes de carbono. Después vienen las que no producen carbono: la hidráulica, la eólica, la solar y la nuclear. Con una ventaja adicional para esta última: tiene un funcionamiento de base. Hoy nuestras tres máquinas aportan alrededor del 10% de la energía eléctrica anual del país.

-Una central nuclear es una inversión de capital muy elevada. ¿Cómo se debe valorar en lo económico el costo de la energía nuclear?

-Ahí tenemos una disputa ideológica con los evaluadores de proyectos. El método habitual de evaluación de un proyecto energético es el del costo nivelado de la energía, el LCOE. Está muy bien y funciona razonablemente bien para proyectos con vida útil de 20 años. Ahora, como es un método de flujos de caja descontados tiene un inconveniente. Aún con tasas relativamente bajas, sea del retorno del capital que se le pide al proyecto, sea de la inflación que afecta al ingreso, arriba del 5 o 6%, el LCOE más allá de los 20 años no ve nada. ¿Qué hacemos con los proyectos que viven 80 años? Cuestión que compartimos con las hidráulicas grandes. Tenemos un gran aliado en declarar que el problema de la evaluación de los proyectos eléctricos es problema del instrumento de medición, no de la máquina. Ya se han diseñado en Estados Unidos métodos de adaptación, como el VALCOE. Son métodos que trabajan con la contribución al sistema que hacen aquellas máquinas cuyos flujos de dinero no ve el método del descuento actualizado de los fondos. Para que el proyecto nuclear sea competitivo con ese instrumento tan primitivo que solo ve los 20 años, hay que conseguir una tasa de retorno que sea del 2 o 3%, cosa que ciertamente es inalcanzable en países como el nuestro. Pero cuando uno corrige en función de los flujos futuros que existen la ecuación es otra. Antes nos decían que una central con una duración de 40 o 60 años era una fantasía. La dura realidad ha hecho ver que hoy hay máquinas que están andando hace 60 años y funcionan mejor que antes. La flota estadounidense que es de alrededor de 100 reactores tuvo el año pasado un factor global de carga del 93%, con algunas máquinas que tienen 65 años funcionando. Es una contribución monumental. Eso flujos están hoy y los estadounidenses, que son bastante prácticos, hace ya rato que lo vienen reconociendo. Algunos Estados ya están remunerando a las centrales directamente. Otro elemento es la emisión de carbono. Cuando hace 30 años se evaluaba un proyecto el hecho de que emitiera carbono no era algo que estuviera perturbando el planeta. Ahora parece que sí, por lo tanto, a las fuentes que no producen carbono hay que premiarles la tonelada no emitida de carbono y no usar el primitivo método de multar al que emite. Alguien con suficiente plata paga la multa y ya. No es ese el método socialmente adecuado si es que quieren alcanzar un 2050 con energía eléctrica limpia.

-El sector nucleoeléctrico argentino es muy importante dentro de la región y a nivel internacional. ¿Cómo se lo preserva?

-Teniendo continuidad. Imagine el papelón de que una nación respetada en la región haya abandonado la única tecnología que tiene en funcionamiento. Hay que tener continuidad en las ideas. Si queremos hacer otra tecnología diferente a la que tenemos en funcionamiento debemos adoptar esa tecnología, pero sin destruir la que tenemos. ¿Argentina por qué tiene prestigio? No solo por las capacidades indiscutidas de la gente de la CNEA y de todos sus desprendimientos, como es el caso de NASA. Sino que trabaja continuamente con la energía atómica desde 1950. Tuvo la primera central nuclear al sur del Río Bravo. Le siguieron Brasil y México. Otro tema, en el que también hubo continuidad, es que Argentina ha sido pionera en la medicina nuclear. La palabra nuclear se aplica a varias cosas, que van desde lo horrendo que es lo bélico, hasta lo sublime que es la aplicación médica. Argentina de las aplicaciones pacíficas de la energía nuclear ha sido pionera. Somos el segundo exportador de radioisotopos del mundo, en general para uso médico e industrial. Tenemos centros de medicina nuclear de avanzada. Con continuidad, trabajo duro y buena ciencia y tecnología, se va lejos. Ahora, dando bandazos salvajes, será más difícil. El tema del resurgir de Atucha II fue en el 2005. El sector nuclear estaba absolutamente destruido y se lo reconstruyó completo. Por suerte la parte de medicina nuclear pasó este último periodo no digo indemne pero bastante bien. Lo que se procuró destruir fue la parte nucleoenergética y por suerte no se lo consiguió.

-Otro punto del plan de acción es la colaboración con Electrobras de Brasil. ¿En qué consiste?

-Tenemos una gran cantidad de trabajo con los colegas de Electrobras. Nuestra gente de inspección de ensayos no destructivos tiene gran experiencia en el manejo de estos reactores en servicio porque comenzó hace más de 45 años con ese trabajo. Hemos encontrado un requerimiento para las centrales brasileñas de ir llevando ese historial de cómo va marchando la parte metalográfica de los reactores, a tal extremo que ya nos contratan sistemáticamente, inclusive a través de la empresa francesa Framatome. Estamos trabajando para Framatome en Brasil. Después tenemos un gran intercambio de experiencia operativa con los colegas brasileños, con permanentes visitas. Compartimos un reactor de diseño alemán que es el de Atucha II, pero el de ellos es de uranio enriquecido y el nuestro es de uranio natural. Así que tenemos un historial operativo en común con la central Angra II. Con Angra I no, es un Westinghouse de uranio enriquecido que no tenemos nada parecido. Pero Atucha II es un diseño de uranio natural y es una derivación del diseño Angra II de uranio enriquecido. Esos son los dos puntos en los cuales compartimos muchísima experiencia y seguro que vamos a seguir trabajando en otros temas.

-¿Qué conlleva el trabajo de responsabilidad social empresaria dentro del plan?

-NASA siempre ha trabajado por lo que el OIEA define como los principales accionistas de una central nuclear, que es la población de la zona. Es una política permanente y vamos a seguir aumentando este trabajo con las comunidades próximas. Tenemos una gran política de formación, con tres institutos educativos en Lima y apoyamos a todas las escuelas de la zona. NASA en el 2014 se transformó en la primera empresa estatal en emitir un balance de responsabilidad social empresaria.

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El proyecto de Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas que impulsa el gobierno nacional incluye un apartado para fomentar el almacenamiento subterráneo de gas natural a fin de cubrir los picos de demanda que tiene el país en los meses de invierno. Según estiman en el sector privado, el almacenamiento de gas podría cubrir hasta un 8% de la demanda invernal, que implica acumular de manera subterránea unos 10 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas natural y así abastecer la demanda entre mayo y septiembre con fluido producido en los yacimientos del país.

La petrolera CGC del grupo Corporación América, presidida por el empresario Hugo Eurnekian, está desarrollando un proyecto para almacenar gas natural de manera subterránea que no requiere infraestructura adicional. “Nuestro proyecto se diseñó para atender el pico local de consumo del sur de la Patagonia, que son unos 2 millones de metros cúbicos diarios”, remarcó Emilio Nadra, vicepresidente Comercial de CGC, en el panel de upstream del Gas Day, el evento organizado por Econojournal. Nadra precisó que la Argentina tiene posibilidades de almacenar alrededor de 6 MMm3/día de gas natural en Neuquén y otros 2 MMm3/día de gas natural en el norte de la Patagonia. En total, serían unos 10 MMm3/día de gas que no requieren infraestructura adicional.

El articulado

El proyecto de Ley en el que trabaja el gobierno prevé un paquete de estímulos al que podrán acceder las empresas que inviertan “al menos treinta millones de dólares estadounidenses (USD 30.000.000) en proyectos de almacenaje subterráneo de gas natural en un plazo máximo de tres años”. Aunque la autoridad de aplicación de la Ley también tiene la facultad de reducir hasta un 50% la inversión de los montos “para casos de proyectos de carácter estratégico”.

El proyecto de Ley contempla también un plazo de 25 años para las concesiones de almacenamiento subterráneo, con la posibilidad de extender ese plazo 10 años más. Las concesiones no pagarán regalías y podrán ser otorgadas en:

-Áreas sujetas a permisos de exploración y/o concesiones de explotación propias.

-Áreas sujetas a permisos de exploración y/o concesiones de explotación de terceros, con autorización de éstos ante la autoridad de aplicación.

-Tierras no sujetas a derechos de exploración y/o explotación.

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Por decisión del presidente Alberto Fernández, la Argentina asistirá a Chile en la provisión de gas para que en lo inmediato pueda mitigar y sobrellevar la emergencia que atraviesa el país vecino.

En ese contexto, la Secretaría de Energía se encuentra analizando el sistema energético nacional para dar respuesta favorable lo antes posible ante la solicitud que hiciera el Ministerio de Energía chileno por la grave dificultad que enfrenta ante la emergencia de la terminal regasificadora Quintero.

La posibilidad de asistir a Chile con gas proveniente de la Argentina se encuentra enmarcada en un esquema de aumento de la producción implementado a través del Plan Gas.Ar y refuerza así la complementariedad en materia energética entre ambos países.

En este contexto, hay que destacar que se han autorizado exportaciones en firme hacia Chile durante el período estival, entre octubre de 2021 y abril próximo, por 6 millones de metros cúbicos.

El Plan Gas.Ar fue puesto en marcha por el gobierno nacional el 20 de noviembre de 2020 a través del decreto 892/2020. Se trata de una iniciativa que apunta a producir 30.000 millones de metros cúbicos de gas argentino en cuatro años, generar un ahorro fiscal de 2.500 millones dólares y un ahorro en divisas de 9.200 millones de la misma moneda.

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Funcionarios y legisladores de todo el arco político, los principales referentes sindicales y los representantes del sector empresario de Chubut participaron ayer de la reunión convocada por el gobernador Mariano Arcioni y solicitaron la participación de la provincia en la discusión del proyecto de Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas que está preparando el Poder Ejecutivo.

Durante el encuentro que tuvo lugar en Comodoro Rivadavia, el epicentro del desarrollo hidrocarburífero de la cuenca del Golfo San Jorge, los representantes de la actividad en Chubut se manifestaron preocupados por el criterio de producción e inversión incremental que apunta fundamentalmente al desarrollo del no-convencional en Vaca Muerta. «Perjudica áreas convencionales, en especial en el Golfo San Jorge; y el cambio al régimen de permisos de exportación perjudica y desincentiva a las empresas que exportan actualmente producción de áreas convencionales que vienen invirtiendo hace muchos años para sostener la actividad”, aseguraron en un documento.

A su vez, el texto deja en claro que el proyecto debe reflejar el fomento a la inversión en yacimientos maduros, tanto en áreas marginales como en bloques que presentan oportunidad de nuevos desarrollos, el incentivo de las exportaciones con la eliminación de los derechos de exportación y la promoción del desarrollo del empleo y los proveedores locales.

“Como primer productor de hidrocarburos del país y por su aporte incondicional con esta actividad durante más de 100 años, entendemos que es fundamental que la visión de nuestra provincia, de sus trabajadores y fuerzas productivas, sean tenidas en cuenta”, manifestaron quienes participaron de la reunión y agregaron: “Estamos convencidos de que la opinión de la provincia será de gran relevancia para enriquecer todos los aspectos que definan el rumbo de las inversiones en los próximos años para el beneficio de los chubutenses”.

Participaron del encuentro los legisladores del Frente de Todos Juan Mario País, Alfredo González Luenzo, Nancy González, Santiago Igón, Rosa Muñoz, Estela Hernández, los diputados Gustavo Menna e Ignacio Torres, de Juntos por el Cambio; los intendentes Juan Pablo Luque (Comodoro Rivadavia), Luis Juncos (Rada Tilly), Alejandro Avendaño (Río Mayo); y las autoridades del gobierno provincial, Ricardo Sastre, vicegobernador de Chubut y Martín Cerdá, ministro de Hidrocarburos de la provincia.

También estuvieron presentes los secretarios generales Jorge “Loma” Ávila, del Sindicato de Petróleo y Gas Privado del Chubut, José Llugdar, del Sindicato del Personal Jerárquicos y Profesional del Petróleo y Gas Privado de la Patagonia Austral, Jorge Taboada, del Sindicato de Camioneros del Chubut, y Raúl Silva, secretario de UOCRA Comodoro Rivadavia, además de los representantes del sector empresario Gustavo Twardowski, presidente de la Cámara de Empresas del Golfo San Jorge, y Héctor Millar, presidente de Petrominera SE.

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La gobernadora de Santa Cruz, Alicia Kirchner, el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, junto al presidente de YPF, Pablo González, inauguraron hoy una nueva línea de alta tensión de 132 kv en el norte de la provincia de Santa Cruz. El secretario de Energía, Darío Martínez, no estuvo en el lugar, aunque siguió el acto de manera virtual desde Buenos Aires.

La línea del Sistema Argentino Interconectado (SADI) conecta la estación Santa Cruz Norte en la localidad de Pico Truncado con Caleta Olivia. La obra, que en 2017 se interrumpió, demandó una inversión de 20 millones de dólares, según indicó el presidente de la compañía controlada por el Estado. En el acto de inauguración también participaron el CEO de YPF, Sergio Affronti, y el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano.

Declaraciones

Alicia Kirchner se refirió al acuerdo entre YPF Luz, brazo eléctrico de la petrolera bajo control estatal, que se concretó durante la gestión de Miguel Gutiérrez al frente de la compañía. La gobernadora subrayó que solucionar la falta de energía de esta zona “no fue simple«. «Hubo una decisión del gobierno nacional. Primero de Néstor (Kirchner) con el interconectado nacional y después lo siguió Cristina (Fernández). Pero después se apagó la luz. En ese momento, cuando se frenaron las obras, teníamos que ingeniárnosla para continuar, pero la plata no la teníamos. Ustedes saben en qué condiciones estaba la provincia en 2015, estaba la necesidad, pero no los fondos”. Y añadió: “tuvimos que pensar en alternativas y surgió la posibilidad de hacerlo a través de YPF Luz, donde no iban a poder decir que no. Es decir, se hizo a través de YPF Luz con plata de la provincia”, enfatizó.

Por su parte, Pablo González señaló que “YPF tiene muchísimos desafíos por delante». «Venimos de cuatro años con declino de la producción, la producción de petróleo cayó 10%, la de gas cayó un 8%, las inversiones cayeron casi un 40% y las reservas cayeron más del 35%”. Y agregó que “YPF está constantemente buscando seguir con la actividad en Santa Cruz, como el plan de inversión en Los Perales, que creemos que hay que profundizar”.

“La línea de alta tensión Santa Cruz Norte mejora la calidad del suministro de energía eléctrica y brinda la energía necesaria para abastecer la planta potabilizadora de agua para Caleta Olivia. Además, permitirá conectar al Parque Cañadón León, que YPF Luz construye en la provincia, a la red nacional de interconexión”, destacó YPF en un comunicado.

La obra, que se comenzó a construir en 2019 mediante un acuerdo entre YPF Luz y el gobierno provincial, tiene un tendido eléctrico de 53 kilómetros entre las localidades de Pico Truncado y Caleta Olivia y cuenta con 257 estructuras de hormigón, 2 subestaciones eléctricas ampliadas y generó empleo para 250 trabajadores.

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Cammesa adjudicó ayer la importación de urgencia de 6 cargamentos de gasoil y 3 de fuel-oil. Suman 300 mil metros cúbicos de gasoil y 135 mil de fuel-oil. Al mismo tiempo, IEASA concretó la compra de 4 nuevas embarcaciones de Gas Natural Licuado (LNG, según su sigla en inglés) para abastecer a la terminal de Escobar, las cuales arribaran en agosto y septiembre.

Las adjudicaciones dejan en evidencia la preocupación que existe en el gobierno por la sequía histórica de la cuenca del Río Paraná que ya está afectando ya no solo la operación de las centrales hidroeléctricas de Yacyretá y Salto Grande sino también el funcionamiento de las plantas nucleares y termoeléctricas de esa región. Fuentes oficiales detallaron a EconoJournal que es la peor sequía desde 1944.

La decisión de reforzar la importación de combustibles impacta cada vez más en el presupuesto nacional porque IEASA tuvo que convalidar precios por el LNG de 13 dólares por millón de BTU, casi el doble del desembolsado en las primeras licitaciones que IEASA realizó este año para Escobar.

Los ganadores

En el tender de la adjudicación que realizó CAMMESA para importar gasoil 3 cargamentos los ganó Trafigura, dos el trader Vitol y el restante Chevron.

En el caso del fuel-oil, Nobu obtuvo dos y Shell el restante.

Por último, de los cuatro cargamentos de LNG que compró IEASA tres los aportará British Petroleum y el restante Vitol.

El impacto de la sequía

Como consecuencia de la sequía, en este momento en el Río Paraná hay una capacidad hidroeléctrica de 6 metros por segundo, cuando la media histórica es de 25 mil metros por segundo.

A su vez, n el Puerto de Rosario, donde habitualmente suele haber 3 metros de profundidad, hay apenas 18 centímetros.

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Por Francisco J. Romano

Ante un nuevo proyecto de ley de promoción a las inversiones hidrocarburíferas y reformas a la ley federal de hidrocarburos con pocas certezas, aunque muchos trascendidos, todo análisis debe partir de cuatro puntos fundamentales:

Precio del petróleo y del gasLibre disposición de la producciónLibre disponibilidad de divisasEstabilidad fiscal

Precio del petróleo y del gas

Tratándose de un commodity, el precio del barril de petróleo crudo en nuestro país sigue los vaivenes del precio internacional. Nuestros crudos se transan sobre la base del marcador internacional conocido como “Brent” con descuentos por calidad y flete. Ese precio internacional se calcula en dólares, lo que agrega un nuevo factor de complejidad cuando -más allá de la fluctuación del precio- se produce una devaluación de nuestra moneda, requiriéndose más pesos para alcanzar el mismo valor de referencia en moneda extranjera.

Durante mucho tiempo se habló de la posibilidad de establecer un piso y un techo al precio del crudo en la nueva ley, para asegurar un cierto nivel de actividad e ingresos a los estados provinciales cuando se produce una reducción significativa, como ocurrió en 2020, y para proteger a los consumidores de combustibles en el surtidor cuando existe un alza significativa y/o una devaluación significativa de la moneda local. Las experiencias recientes en este sentido no fueron buenas.

Ante una devaluación significativa, el DNU 566/2019 fijó el precio en dólares y el tipo de cambio para las entregas de petróleo crudo, estableciendo un “precio tope” a las naftas y al gasoil. La medida no fue exitosa porque significó una interferencia injustificada en el mercado y en los ingresos esperables por las empresas y las provincias productoras. Las controversias suscitadas se ventilaron en varios estrados judiciales, incluyendo la Corte Suprema de Justicia de la Nación, hasta tornarse abstractos por el paso del tiempo.

El llamado “barril criollo” o precio sostén creado por el Decreto 488/2020 no tuvo mejor suerte. La idea era fijar el precio base para la comercialización del barril en USD 45. Pero lo que parecía una buena noticia para los productores (empresas y provincias) en la práctica no tuvo asidero porque las refinadoras locales no estaban preparadas para pagar el precio del Decreto. En la mayoría de los casos el petróleo terminó transándose por debajo del precio sostén, generando reclamos por regalías contra los productores y ante la Corte Suprema.

 En el caso del gas natural, cuyo valor en el punto de ingreso al sistema de transporte también se fija en dólares de conformidad con el marco regulatorio conocido como “Ley del Gas”, el Decreto 1053/2018 pesificó el precio de hecho, estableciendo que proveedores y distribuidoras deberán prever en sus contratos que en ningún caso podrá trasladarse a los usuarios el mayor costo ocasionado por variaciones del tipo de cambio ocurridas durante cada período estacional. El estado prometió asumir el quebranto compensando en cuotas a los productores pero -después del pago de la primera cuota y de una fugaz aparición en el último proyecto de ley de presupuesto- todo quedó en la nada.

Más allá de diversos trascendidos, el último proyecto de ley que se conoció extraoficialmente guarda silencio sobre el precio. Es una buena noticia si se toma como señal de no interferencia y de alineamiento del precio local con el precio internacional; pero, no nos engañemos, nuestra economía continúa sujeta a desequilibrios macroeconómicos e intempestivas fluctuaciones en el precio de la moneda local que tarde o temprano terminan produciendo turbulencias de hecho o de derecho en el pricing de hidrocarburos y subproductos.

Nada quita que –más allá de que no se fije una banda de precio piso y precio tope en la ley- se sigan generando experimentos como la pesificación del DNU 566, del Decreto 1053 o el “barril criollo”. En esas condiciones sería adecuado que más que guardar silencio, en la nueva ley se garantice el acceso a precios internacionales, sin interferencias.

Libre disposición de la producción

El tema de la libre disposición de la producción se refiere al derecho a transportar, comercializar e industrializar los hidrocarburos y sus derivados y en particular a la libertad de vender la producción en el mercado externo o en el mercado local. El principio general es la libertad de disposición, salvo desabastecimiento en el mercado interno. El artículo 6 original de la ley federal de hidrocarburos 17.319 establece ciertas garantías en cuanto al precio aplicable ante esta situación anómala.

Ante la revolución de los no convencionales (Vaca Muerta y otras formaciones) el tema es revisitado primero con el Decreto 929/2013  y más tarde con la reforma de la ley federal mediante la Ley 27.007 que incorpora lo sustancial del Decreto 929. Se establece que el 20% de los hidrocarburos de explotación convencional y no convencional y el 60% de los provenientes de la explotación costa afuera en el marco de los proyectos de inversión incluidos en el “régimen promocional” gozarán del beneficio de libre comercialización en el mercado externo con una alícuota del 0% de derechos de exportación.

El proyecto más reciente de ley de promoción sigue en líneas generales esa misma pauta. Los beneficiarios del nuevo régimen de promoción tendrán autorizaciones de exportación garantizadas (AEG) por un veinte por ciento de su producción incremental, en tanto el restante ochenta por ciento deberá ser ofrecido por dichos beneficiarios al mercado Interno. Ese 20% por encima de la llamada “Línea Base”, lo que resulte mayor entre (i) el máximo anual del bienio 2019-2020, o (ii) los últimos 12 meses precedentes al momento de entrada en vigencia de la nueva ley, puede incrementarse en diversas circunstancias a criterio de la autoridad de aplicación.

El problema es que esta “promesa” de exportación garantizada no tiene garantía concreta y proviene de un régimen anterior, el del Decreto 929/13, luego receptado en la ley 27.007, que no fue reglamentado ni cumplido. Tampoco contiene, como sí lo contenían las normas anteriores ninguna protección para el precio de la producción que no pudo exportarse por insatisfacción de la demanda local.

Parece que por la mera enunciación en la nueva ley, este mecanismo no alcanza para generar confianza. Sobre todo si se tiene en cuenta que para aquellos beneficiarios que hayan optado por adherirse al nuevo régimen y cuenten con todo o parte de su producción alcanzada por regímenes de promoción que son derogados por la nueva ley, o cuya producción de hidrocarburos haya estado alcanzada por otros regímenes de incentivos aun no saldados (eufemismo por no cumplidos), la Autoridad de Aplicación tendrá la facultad de recalcular la línea base a los efectos de tener en consideración los beneficios oportunamente definidos en aquellos, siempre que la beneficiaria renuncie a toda acción de reclamo sobre los mismos.

Es decir que se pide una renuncia anticipada respecto de beneficios no cumplidos y todo sujeto a una promesa de otros beneficios, más o menos equivalentes a cambio de nuevas inversiones, pero todo sujeto a la discrecionalidad de la Autoridad para mover la “línea base” con fundamento en parámetros desconocidos.

Por otra parte, se establece una alícuota de derecho de exportación (retenciones) que va del 0% al 8% según el precio “base” o “alto” que definirá la autoridad de aplicación. Es decir que la exportación “garantizada”, ya no es libre de derechos de exportación, como lo establecen el Decreto 929/13 y la Ley 27.007 sino que está sujeta a una sliding scale que depende de la reglamentación, dejando así un amplio margen de discrecionalidad a la autoridad estatal.

Libre disponibilidad de las divisas y acceso al MULC

En cuanto a la libre disponibilidad de divisas, el mismo Decreto 929/13 y su incorporación a la ley federal establece que los proyectos beneficiados no estarán obligados a ingresar las divisas correspondientes al porcentaje de exportación garantizada (20% / 60% de la producción total).

Por otra parte, si ese porcentaje susceptible de exportación no puede ser exportado por déficit en el mercado local, se garantiza un precio no inferior al precio de exportación de referencia y un mecanismo de compensación pagadero en pesos.

En este supuesto, los productores beneficiados tendrán asimismo derecho prioritario a obtener divisas de libre disponibilidad a través del Mercado Único y Libre de Cambios por hasta un 100% del precio obtenido por la comercialización interna del porcentaje de hidrocarburos susceptibles de exportación, siempre que la ejecución del “Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” hubiera implicado el ingreso de divisas a la plaza financiera argentina por el importe exigido para calificar como tal.

El proyecto de ley, por su parte, establece que los beneficiarios del régimen deberán ingresar, a partir de la fecha de entrada en vigencia, el cincuenta por ciento de las divisas del Volumen Exportable Beneficiado, gozando de la libre disponibilidad del porcentaje restante. Las exportaciones adicionales de crudo de los beneficiarios, que fueran autorizadas por la Autoridad de Aplicación pero que no forman parte del VEB, deberán liquidarse en el Mercado Libre de Cambios (MLC) en las condiciones que establezca el Banco Central de La República Argentina, quien dictará, en el plazo de treinta (30) días de publicada la presente ley, las normas complementarias que pudieran ser necesarias.

La autoridad de aplicación podrá autorizar hasta veinte (20) puntos porcentuales adicionales de libre disponibilidad de divisas del VEB cuando el beneficiario cuente con todo o parte de su producción alcanzada por regímenes de promoción que se derogan, o cuya producción haya estado alcanzada por otros regímenes de incentivos aun no saldados (sic), siempre que la beneficiaria renuncie a toda acción de reclamo sobre los mismos.

Este último aspecto, simétrico con el tratamiento de la libre disponibilidad, merece idénticas objeciones; significa un beneficio menor que el de los regímenes anteriores, con poca claridad de ejecución y un alto grado de discrecionalidad.

Estabilidad fiscal

A diferencia de sus antecedentes más recientes, Decreto 929/13 y Ley 27.007, los proyectos en danza tienen elementos de estabilidad fiscal y beneficios en IVA, ingresos brutos, aranceles de importación, etc. siempre sujeto a la necesaria adhesión de la provincia respectiva.

La estabilidad fiscal bien entendida es un elemento fundamental para la promoción de inversiones porque permite planificar la inversión con la necesaria certeza sobre el “government take”. En algunos proyectos se otorgarían certificados fiscales para el caso de incumplimiento de la garantía de estabilidad, pero aun esta medida genera cierto escepticismo entre los sujetos de la industria por la falta de reglamentación o la falta de cumplimiento en experiencias similares y no surge del proyecto de ley dado a conocer más recientemente por los medios.

En cuanto a los beneficios, es importante la posible exención del pago del Impuesto a las Ganancias en las contribuciones de capital realizadas por terceros, o por otro titular de derechos de exploración o explotación de cualquier naturaleza, a cambio de las cuales se otorgue la cesión parcial de un interés participativo en un área, para compartir o diversificar el riesgo, obtener financiamiento adicional o incorporar nuevos conocimientos o experiencias específicas, siempre que el cedente continúe participando con un interés de al menos diez por ciento, que el cesionario se comprometa a asumir todos o parte de los costos de exploración y perforación de pozos y/o de los costos de desarrollo en el área en los montos y/o porcentajes que determinen las partes y que se genere producción incremental en el área en los doce meses subsiguientes a la cesión parcial.

Almacenaje de gas, LNG y reactivación de pozos inactivos

También a diferencia de sus precedentes recientes, los proyectos traen tres importantes novedades.

Una es  la incorporación a la ley federal de hidrocarburos de una nueva figura: la concesión de almacenamiento subterráneo, que otorga a los concesionarios el derecho de almacenar gas natural en espacios y/o instalaciones subterráneas adecuadas- incluyendo el proceso industrial de inyección, depósito y retiro del gas natural, en permisos o concesiones propias o de terceros o inclusive en tierras no sujetas a derechos de exploración y/o explotación.

Por otra parte se establece un tratamiento diferenciado para los proyectos de gas natural licuado (GNL) partir de gas incremental. Estos proyectos de inversión gozarán, desde Ja Declaración de Aprobación Técnico-Económica del Proyecto, de la garantía de utilización exclusiva de la producción de los yacimientos dedicados para el proceso productivo del cual se trate, lo que impedirá que los contratos de suministro y transporte de materias primas asociados al Proyecto sean afectados por medidas presentes o futuras sobre preferencias en la asignación de la producción, medidas de interrumpibilidad, redireccionamientos, o de intervención en las condiciones de su comercialización y/o transporte, sea directa o indirectamente; durante la vigencia del proyecto.

Las actividades de los proyectos de GNL no se encontrarán alcanzadas por el régimen de servicio público la Ley No 24.076. La capacidad de las plantas y servicios prestados, así como las condiciones de su asignación, utilización y comercialización podrán ser libremente pactadas.

Del mismo modo, los gasoductos e instalaciones nuevas asociadas que incrementen la capacidad de transporte de gas natural comprometida en firme para el suministro de gas natural a Proyectos de Licuefacción o exportación de Gas Natural, por hasta los volúmenes garantizados de producción incremental generada por e! proyecto, será identificada como capacidad de transporte de dedicación exclusiva y tampoco estará alcanzada por el régimen del servicio público hasta el plazo de repago del capital invertido que se establezca en la Declaración de Aprobación Técnico-Económica del proyecto, conforme lo determine la reglamentación.

A lo anterior se suma la posibilidad de obtener permisos de exportación firmes, de gas natural o GNL, por hasta un plazo máximo de veinte (20) años, por la totalidad de la capacidad de producción incremental generada por el proyecto. Las autorizaciones de exportación de GNL tendrán carácter firme, sin que puedan ser revocadas ni interrumpidas posteriormente.

Estos aspectos de la promoción del GNL y en particular de las exportaciones de GNL con todos los beneficios que ello genera para el país en cuanto al mejor aprovechamiento del gas y el ingreso de divisas constituyen el aspecto más interesante de los proyectos de ley.

Desde nuestro punto de vista convendría crear una nueva figura en la ley, la concesión de GNL, del mismo modo que se hace con la incorporación de la nueva concesión de almacenamiento subterráneo. La nueva figura, de rango legal, se independentiza de las demás concesiones, podría ser encarada por terceros fuera de permisos y concesiones de petróleo y gas y otorgaría derechos que se incorporan al patrimonio del concesionario como derechos adquiridos. Esa autonomía permitirá una mejor plataforma para la financiación del proyecto y brindará en general mayor estabilidad, certeza y seguridad jurídica. Sería conveniente también asegurar los beneficios por todo el plazo de la concesión y de sus eventuales prórrogas, en lugar de limitarlo a  20 años o hasta el plazo de repago del capital invertido que se establezca en la Declaración de Aprobación Técnico-Económica del proyecto, como surge hasta ahora del proyecto de ley.

Pero más allá de lo anterior, nos preguntamos por qué no extender estos beneficios también al petróleo y al gas convencional, no convencional y offshore. Particularmente cuando se observa por ejemplo que sólo para las exportaciones de GNL se establece la dedicación exclusiva a exportación y un grado de ininterrumpibilidad más firme que para las demás exportaciones “firmes” mediante la pauta: Las autorizaciones de exportación de GNL tendrán carácter firme, sin que puedan ser revocadas ni interrumpidas posteriormente.

Finalmente, se crea un régimen de promoción de la extracción de petróleo de pozos de petróleo de baja productividad para quienes logren obtener con el concurso, asociación o contratación de terceros, producción incremental de petróleo crudo en pozos de baja productividad o previamente inactivos o cerrados, por métodos tradicionales, o mediante sistemas o mecanismos móviles de extracción y transporte, autorizados por la autoridad de aplicación. Ojalá se tome la experiencia reciente en Mendoza con el programa “Activa Hidrocarburos” que ha sido muy exitosa, así como la ley respectiva de Rio Negro y la de Neuquén, recientemente reglamentada.

Conclusiones

El paso del tiempo y los trascendidos han traído incertidumbre sobre las consecuencias de una ley cuyo fin original era todo lo contrario: crear un marco se seguridad jurídica propicio para el fomento de la inversión con dos objetivos próximos de política pública -el desarrollo no convencional y el autoabastecimiento de gas en el invierno- y una  aspiración de política de estado: transformar a nuestro país en una potencia exportadora regional y luego internacional, sobre todo a partir del GNL.

La exigencia de renuncias a beneficios pasados no otorgados en lugar de darles cumplimiento para sobre ello construir la confianza necesaria para nuevas inversiones parece ir en contra de la seguridad jurídica que se quiere garantizar.

Es fundamental la adhesión de las Provincias Productoras, sin las cuales se hace muy difícil la implementación de la ley en la práctica, especialmente en lo que hace a la estabilidad fiscal y al government take.

Justamente respecto del government take a nivel federal, el mantenimiento de derechos de exportación (retenciones) es un retroceso comparado con los precedentes más cercanos, Decreto 929/13 y Ley 27.007.

Es fundamental la reglamentación inmediata de los aspectos de la ley que requieren reglamentación. Esto permite aventar hasta cierto punto el margen de discrecionalidad de toda la norma proyectada, que conspira contra los principios de transparencia, no discriminación y previsibilidad que deberían animarla. Decimos que mitiga en parte esa discrecionalidad porque hay una serie de cuestiones, especialmente en los casos de acceso a mayores beneficios por situaciones particulares, donde la discrecionalidad se hace peligrosa porque ya no depende de una reglamentación de alcance general sino de un análisis caso por caso que hará la Administración según sus propios criterios no reglados. Este amplio margen de acuerdos particulares o individuales le quita transparencia a todo el régimen, genera un caso de delegación impropia y deja a las potenciales beneficiarias en estado de incertidumbre y a las no beneficiarias en estado de indefensión.

Los beneficios que se otorgarían a proyectos de GNL, más generosos y “firmes” que los demás son una buena base para repensar la ley con el objetivo de generar condiciones que permitan superar la desconfianza producto de situaciones del pasado.

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La ley de modificación del Impuesto a las Ganancias no tuvo en cuenta las particularidades de las tareas que realizan los trabajadores petroleros. Muchos de ellos, para alcanzar un salario de 150 mil pesos, tienen que cumplir turnos rotativos, atravesar desarraigos y superar las dificultades de las zonas en que ejercen su labor. Si a este esfuerzo extremo le sumamos la inflación y el arduo camino que debimos recorrer para alcanzar un acuerdo paritario, ya podemos hablar de una verdadera injusticia que está padeciendo el sector. Nosotros, como Federación Argentina Sindical del Petroleo, Gas y Biocombustibles (FASiPeGyBio), alertamos sobre esta omisión.

La inflación nos come a todos. Nos obliga a participar de una carrera loca sin importar los sacrificios que podamos hacer para alcanzarla. Si consideramos que para percibir salarios superiores a aquella cifra los refineros continúan desarrollando tareas en lugares complejos, inhóspitos, lejos de sus afectos y durante turnos rotativos, con el acostumbramiento que requiere esa forma de trabajar, podemos decir ya que los cambios al Impuesto a las Ganancias, al ignorar esta realidad, aumentarán esa larga serie de dificultades que deberán seguir cursando.

En concreto, la modificación no registró el esfuerzo extra que los petroleros llevan adelante para sortear las complejidades que encuentran a lo largo y más allá de su jornada. Porque, en definitiva, deben modificar su forma de vivir para cumplir con estas obligaciones.

Peor aun, los contratiempos se multiplicaron a partir del año pasado, desde el inicio de la pandemia de Covid-19. Desde entonces, mantuvieron sus tareas esenciales para que no haya desabastecimiento en el país y, sin embargo, se encontraron entre los más afectados, con salarios reducidos, paritarias atrasadas y sin vacunas.

Por eso, al no hallarse favorecidos por este “beneficio”, resulta difícil no pensar en un doble castigo que deben padecer. Ciertamente, la Ley no logra mejorar su poder adquisitivo, en contramano a su premisa. Un empujón que más de un millón de trabajadores y trabajadoras de otros rubros sí estarían aprovechando.

Si a este cambio que no contempla nuestros reclamos le agregamos las paritarias, recordando el arduo camino de medidas de fuerza que implicó alcanzar un acuerdo con las petroleras, podemos asegurar que la modificación en Ganancias, claramente, es un tren al que los trabajadores petroleros no subimos. Es un tren que nos pasó de largo, por lo que nos van a encontrar codo a codo, redoblando esfuerzos para hacerlo volver.

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El mercado laboral precisa personal eficiente y competente para que pueda enfrentar todos los requerimientos que forman parte del trabajo. En ese aspecto, y más allá del oficio requerido, terminar los estudios siempre mejora a la persona en cuestión en todo sentido. 

Bertotto Boglione es una empresa que, desde 1948, ha crecido de manera significativa gracias a la gran familia que formó junto a operarios y trabajadores a lo largo del tiempo. Líder en brindar soluciones para el almacenamiento en función de toda la gama de productos que fabrica, la marca mantiene sus actividades en marcha para garantizar una rápida respuesta ante la necesidad de continuar con la producción a nivel mundial, pero debido al alto nivel de competencia que actualmente exigen los mercados, se enfrenta al desafío de generar resultados extraordinarios de forma permanente. 

Convencidos de que la capacitación y los conocimientos son valiosas herramientas para convertirlas en valor agregado, tanto para la compañía como para el desarrollo social y laboral de cada persona, Bertotto Boglione elaboró un programa llamado de “Terminalidad Educativa”. Consiste en cursar todas las materias del secundario dentro de las instalaciones de la empresa, donde la organización asume el compromiso y la responsabilidad de brindar todos los recursos materiales necesarios para su desarrollo. 

Este proyecto, que nació hace cinco años, ya tiene más de 30 egresados bajo esta modalidad educativa que está dirigida a toda la planta industrial de Bertotto Boglione. Acercar la escuela al trabajo es uno de los objetivos de la firma que hará extensivo este programa al resto de las empresas del grupo a partir de 2021.  

El esquema de asignaturas y la modalidad de trabajo hacen que este programa de “Terminalidad Educativa” consista en tres años de estudio, divididos en 11 módulos que se cursan en horario laboral, permitiendo a los empleados obtener el título oficial de educación secundaria. 

Dicho programa se realiza mediante un acuerdo entre la compañía y el “Instituto C.E.N.M.A.” de Marcos Juárez, Córdoba, donde el Área de Recursos Humanos de la empresa coordina con el equipo docente la adecuación de contenidos de la currícula, orientando el aprendizaje a las necesidades planteadas por la firma. En este sentido, Bertotto Boglione se ha convertido en la única compañía (primera) a nivel local y regional que ofrece este importante beneficio a sus colaboradores. Desde este año, la institución educativa replicó el convenio con nuevas empresas de la ciudad interesadas en el mismo modelo de enseñanza para su personal.

En tiempos de pandemia, este esquema de trabajo ha tenido que adaptarse a las nuevas condiciones continuando de manera virtual, es por eso que la firma se hace responsable de todas las herramientas de trabajo para que cada uno pueda seguir desde su casa de forma on line, dándole continuidad al proyecto que es apoyado por docentes de la institución y por la empresa.

A través de este programa de “Terminalidad Educativa”, Bertotto Boglione se compromete con el desarrollo y el crecimiento profesional y laboral de su personal, considerando que son el verdadero valor agregado de la empresa.

Para más información entrá a https://bertotto-boglione.com/ o llama telefónicamente al (+54) 3472 425095 / (+54) 3472 425096. Por dudas e inquietudes comunícate vía mail a ventas@bertottoar.com.

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El presidente de Petrominera Chubut S.E., Héctor Millar, se refirió al alcance del proyecto de la nueva Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas: “debe ser integral y garantizar el desarrollo de todas las cuencas, porque desde hace años la Cuenca del Golfo San Jorge viene manteniendo el nivel de actividad en yacimientos maduros, generando exportaciones e ingreso de divisas para el país”. En ese sentido, señaló además que debe incentivarse también el sostenimiento de las inversiones en la región y valoró la convocatoria realizada por el gobernador Mariano Arcioni, para que este jueves.

El titular de la empresa provincial de energía se reunió con el intendente de Comodoro Rivadavia, Juan Pablo Luque, y los líderes petroleros de Chubut, Jorge Ávila, y de Santa Cruz, Claudio Vidal, para analizar el impacto que podría provocar la norma y coincidieron en remarcar la necesidad de fomentar un esquema de promoción que contemple la producción consolidada de la Cuenca.

“La mayor incertidumbre está dada por la falta de información del proyecto. Por lo que vimos de manera extraoficial, el incentivo sería para los nuevos desarrollos, premiando a aquellas empresas que puedan sumar producción incremental”, advirtió Millar y agregó que “ese esquema dejaría afuera a quienes vienen sosteniendo la producción de crudo en el Golfo San Jorge, con el declino natural de los campos maduros, y el riesgo que podría presentarse es la derivación de inversiones a otras cuencas”.

“En estos términos, el proyecto no es auspicioso como instrumento de promoción para quienes todos los años vienen ejecutando planes de inversión, realizando nuevos pozos para cubrir la declinación natural de los yacimientos y se encuentran limitados en el incremento de la producción”, explicó el titular de la petrolera provincial.

Argumentó que “al mantener la curva estabilizada, las grandes productoras de la región estarían en desventaja frente a otras empresas más pequeñas, sin producción, o que invierten en áreas donde la producción tenga posibilidad de incrementar rápidamente”.

Consideró respecto al capítulo que habla de los incentivos a la producción marginal o de baja productividad, que son insuficientes “teniendo en cuenta que no hace la diferencia”. En tal sentido, mencionó la necesidad de escuchar los reclamos que se vienen haciendo desde hace tiempo para la baja de aranceles a la importación de determinados productos para campos maduros como ser polímeros, paridad de precios externos e internos, quita de aranceles para bienes de capital y equipos, entre otros.

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El secretario de Energía, Darío Martínez y su par de la cartera deMalvinas, Atlántico Sur y la Antártida, Daniel Filmus, notificaron hoy a las empresas británicas Chrysaor Holdings Limited y Harbour Energy Plc. y a la israelí, Navitas Petroleum, el inicio de la primera etapa del proceso de sanciones por la exploración y explotación ilegal de hidrocarburos en el territorio de las Islas Malvinas, en una conferencia de prensa virtual.

En los tres casos se trata de empresas que se asociaron aportando capital a las compañías que ya están realizando operaciones offshore en la Cuenca Norte de las islas. En el período 2011-2015 se sancionaron 8 empresas, algunas con denuncias administrativas y otras con pedidos de embargo por el avance de la causa que tramita actualmente el Juzgado Federal de Río Grande, a las que se suman ahora tres más.

“Las sanciones administrativas suponen la prohibición de 5 a 20 años para operar en Argentina y luego, en caso de necesidad de iniciar acciones penales, avanzaremos en la denuncia de estas empresas para que se hagan los embargos correspondientes. El año pasado la cancillería envió notas de desaliento a estas compañías y hemos tenido entrevistas para notificar que estaban incurriendo en un delito. Dado que avanzaron sin autorización, nosotros avanzamos en la toma de medidas”, remarcó Daniel Filmus.

Por su parte, Darío Martínez señaló que “las empresas mencionadas no están habilitadas para operar. Es importante defender la soberanía energética y esto es clave en este accionar. La Secretaria de Energía está aportando el conocimiento técnico y los registros en función de la necesidad de un proceso que continuará la Cancillería Argentina”.

En detalle, el proceso de sanción administrativo, tal como explicaron los funcionarios, contempla la posibilidad de que las empresas puedan hacer su descargo en el país. Tienen 20 días hábiles para llevar a cabo su defensa ante el Estado Nacional. Concluido ese período se realiza la investigación y si no hay ninguna razón atendible a favor de las compañías se determina formalmente la inhabilitación para operar en cualquier parte del territorio argentino.  

Marco Normativo

“La Ley 26.659, ley de Hidrocarburos de 2011 y su modificación con la Ley 26.915 del 2013 es taxativa respecto de que nadie puede explorar o explotar hidrocarburos en la plataforma continental argentina sin autorización del Gobierno y eso es lo que está ocurriendo”, indicó el secretario de Malvinas y agregó que la decisión “cuenta con el apoyo de diversos organismos multilaterales como la Organización Latinoamericana de Energía, la G77 + China, la Comunidad de Estados Latinoamericanos y Caribeños (CELAC) y el Mercosur, entre otros”.

Los territorios explotados ilegalmente forman parte de la extensión de los límites marinos más allá de la milla 200 que incorporó 1.782.500 kilómetros cuadrados al territorio insular argentino, a partir de la sanción de la Ley 27.757 de Demarcación del Límite Exterior de la Plataforma Continental, impulsada en 2020 por el presidente Alberto Fernández.

El apoyo de China

Consultado por el retiro de capitales chinos, a días de que se diera a conocer la compra de la operación local de la petrolera china Sinopec, por parte del holding liderado por Eduardo Eurnekian (CGC), el secretario de Energía sostuvo: “ayer tuve una reunión con el embajador argentino en China, Sabino Vaca Narvaja, precisamente porque tenemos muchas consultas con intenciones de invertir en nuestro país por parte de capitales chinos y eso constituye una muy buena noticia”.

En rigor, respecto de la cuestión Malvinas, en noviembre del 2020, China emitió una declaración por la que reconoce el derecho argentino a emprender acciones legales contra actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en la zona del archipiélago. Asimismo, semanas atrás, el representante del país asiático, Geng Shuang, pronunció un discurso en apoyo al reclamo argentino por la soberanía de las islas.

«La situación de las Islas Malvinas es esencialmente una cuestión del legado histórico del colonialismo que ha traído al mundo un profundo desastre y ha dejado páginas ignominiosas en la historia de la humanidad”, subrayó el dirigente chino y concluyó: “La posición de China sobre la cuestión de las Islas Malvinas es consistente y se espera que el Reino Unido responda positivamente a la petición de Argentina, inicie el diálogo de las negociaciones lo antes posible y encuentre una solución pacífica, justa y duradera de acuerdo con las resoluciones pertinentes de las Naciones Unidas».

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Hoy, cuidar el suelo es más importante que nunca antes en la historia de la humanidad. En un mundo atravesado por la pandemia más global que se recuerde, es clave tomar conciencia de que solo el 3% de la superficie mundial es tierra cultivable, y que esa es la base para producir los alimentos que casi 8.000 millones de habitantes necesitan para seguir viviendo.

Por eso, este 7 de julio, Día Nacional de la Conservación de los Suelos, es una gran oportunidad para reflexionar sobre las prácticas que son necesarias para que la producción siga creciendo, pero también sobre cómo hacerlo cuidando el medio ambiente. En ese camino, Profertil, la principal empresa de nutrición de cultivos de la Argentina, viene impulsando desde hace años los Objetivos de Desarrollo Sustentable (ODS) que planteó la ONU para lograr un equilibrio entre el crecimiento de la economía y el cuidado del planeta.

El Día Nacional de la Conservación del Suelo fue establecido por decreto presidencial en 1963, en memoria del doctor Hugh Bennet, creador del Servicio de Conservación de Suelos de EE.UU., quien recorrió la Argentina y formó a pioneros locales en agricultura sostenible.

“Hoy, el camino que marcó ese pionero es seguido por miles de productores en la Argentina, que han posicionado al país como líder en agricultura de conservación, apoyados sobre todo en la práctica de la siembra directa, un sistema verdaderamente estratégico para el cuidado del suelo”, recordó Federico Veller, gerente general de Profertil.

AAPRESID (la Asociación Argentina de Productores en Siembra Directa) ha sido clave en la difusión inicial de esta práctica y en la consolidación posterior de muchos conceptos vinculados al cuidado del suelo y la agricultura de conservación.

En los últimos años, la agricultura argentina está siendo cada vez más sustentable, con rotaciones de cultivos que son estratégicas para una correcta conservación de los suelos. Hoy, en la pampa húmeda hay solo 1,4 hectáreas de soja por cada hectárea de maíz y trigo. Hace solo 5 años esa relación era de casi 5 a 1 a favor de la soja.

Justamente, para el desarrollo de esos cultivos clave para la sustentabilidad y la protección del suelo, como el maíz y el trigo, la urea que elabora Profertil tiene un rol fundamental. “Se trata del principal fertilizante nitrogenado del país, justamente el que ambos cultivos  requieren para producir más toneladas y de mejor calidad, que elaboramos con mucho orgullo en nuestra planta de Bahía Blanca”, indicó Veller.

La compañía lleva a cabo acciones permanentes para promover la conservación de los suelos. Por un lado, impulsa las Mejores Prácticas de Manejo (MPM), que incluyen determinar la dosis, fuente, momento y forma correcta de aplicar los fertilizantes. Y este año particularmente está acompañando el programa “Así son los suelos de mi país”, que brinda capacitaciones online a los docentes sobre la temática de la conservación.

Según cifras de la ONU, el 95% de los alimentos que consume la población mundial se producen directa o indirectamente en el suelo. Por eso, cuidarlo es central. El organismo estima que para el 2050 el mundo tendrá cerca de 10.000 millones de habitantes y la superficie cultivable no crecerá. Habrá que producir más y mejor sobre los mismos recursos.

“Todos debemos tomar conciencia del contexto en el que estamos y cuál es la responsabilidad que nos cabe, como personas y como empresas. Nosotros, desde Profertil, asumimos la de elaborar productos de manera sustentable para una agricultura que sea cada vez más productiva pero que también cuide el suelo y el medio ambiente, porque hoy solo por este camino se puede producir y crecer”, finalizó Veller.

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La inminente presentación del proyecto de Ley de Hidrocarburos que elaboró el gobierno —que podría concretarse en los próximos 10 días en Neuquén o El Calafate, según versiones que circularon en estos días— empezó a generar movimientos en el arco político de las provincias petroleras. El más evidente comenzó a cristalizarse ayer a partir de un encuentro que mantuvieron en Comodoro Rivadavia el intendente de la ciudad, Juan Pablo Luque, Jorge ‘Loma’ Ávila, secretario de petroleros privados de Chubut, y Claudio Vidal, su par en el gremio de Santa Cruz. Son tres de los principales actores políticos de la cuenca del Golfo San Jorge, uno de los dos mayores polos hidrocarburíferos del país.

En la gobernación provincial que encabeza Mariano Arcioni existe preocupación por el impacto que podría generar el proyecto en la región. El ministro de Hidrocarburos, Martín Cerdá, pidió la semana pasada a Ariel Kogan, mano derecha del secretario de Energía Darío Martínez, conocer en detalle el texto que está terminando de definir el Ejecutivo. La respuesta fue negativa. Por eso, no se descarta que mañana jueves el gobernador lidere una convocatoria política solicitando a la Casa Rosada que ponga el proyecto a consideración de las provincias petroleras.

El temor compartido por representantes políticos de Chubut y Santa Cruz y referentes sindicales del Golfo es que el proyecto termine motorizando, a mediano plazo, una transferencia de inversiones desde los yacimientos convencionales de la cuenca hacia los campos no convencionales de Vaca Muerta en Neuquén. Parado en ese lugar, Luque declaró ayer que “la nueva Ley de Hidrocarburos debe contemplar el sostenimiento de inversiones en el Golfo San Jorge”.

Apertura

“Queremos ser parte de la discusión porque el proyecto debe incluir beneficios para el sostenimiento de la actividad”, señaló. El intendente recibió en su despacho a los líderes de los gremios de Petroleros Privados de Chubut y Santa Cruz con la intención de fijar una posición común regional frente al proyecto del gobierno. Durante la reunión, todos coincidieron en la necesidad de “conocer en detalle el proyecto para saber cómo puede influir en la región en su principal actividad económica”.

Luque, flanqueado por Ávila y Vidal, pidió que el gobierno participe el proyecto de Ley a los actores de la cuenca del Golfo.

Hasta el momento, el proyecto de promoción en el que trabaja el gobierno —que en líneas generales fue adelantado por EconoJournal la semana pasada— generó reacciones dispares en el espectro político. Guillermo Pereyra, secretario general del gremio de petroleros privados de la cuenca Neuquina, respaldó la iniciativa tras reunirse con Pablo González, presidente de YPF, en la capital provincial. González emerge como el interlocutor validado por el gobierno nacional para buscar apoyo al proyecto. En la última semana se reunió con funcionarios provinciales y algunos directivos de empresas, como por ejemplo Marcos Bulgheroni, CEO de Pan American Energy (PAE), la segunda petrolera del país.

Voces críticas

Ávila fue el primero en criticar públicamente el proyecto. “Vamos a intervenir directamente para que la ley de Hidrocarburos, en las condiciones en que está hoy, no sea aprobada”, declaró la semana pasada. Cerca del líder sindical aseguraron que la semana que viene podría concretarse un acto político en Ramón Santos, en la frontera entre Chubut y Santa Cruz, con críticas a la iniciativa del gobierno nacional.

Vidal aún no se expresó públicamente y no respondió los llamados de este medio. Pero es probable que adopte una postura crítica no sólo como titular del gremio petrolero que depende del desarrollo de yacimientos convencionales, sino también como pre-candidato a diputado nacional por Santa Cruz. En esa construcción, Vidal mantiene una disputa —por ahora solapada— con Pablo González, que trabaja para ser candidato a gobernador del peronismo en 2023.

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La distribuidora de gas natural por redes, Naturgy, lanzó la edición 2021 de su campaña denominada “Llame antes de excavar”, que tiene por objetivo brindar mayor seguridad y evitar accidentes cuando se realizan obras en la vía pública. La campaña se encuentra disponible en los 30 municipios del norte y el oeste del conurbano bonaerense donde la compañía brinda el servicio.

El propósito es otorgar herramientas de conocimiento y facilidades de contacto que permitan a la empresa ofrecer asesoramiento sobre las redes de gas a todos aquellos que quieran realizar obras en la vía pública para preservar el estado de las mismas, la continuidad normal del suministro, y la seguridad de personas.

La empresa dispone de una línea telefónica gratuita 0800-888-1137 y un correo electrónico (prevenciondedanos@naturgy.com.ar) dónde deberán dirigirse las consultas para interiorizarse respecto de la ubicación de las redes subterráneas en el terreno elegido, para evitar así roturas que pongan en riesgo la salud de los trabajadores actuantes, de los vecinos aledaños, de las viviendas y los bienes.

Prevención de daños

Para facilitar el trabajo de los constructores, la empresa cuenta con un Plan de Prevención de Daños que contempla la entrega de documentación sobre la existencia de las instalaciones, asesoramiento en obra y un manual explicativo con recomendaciones sobre cómo realizar trabajos de movimientos de suelos en forma segura. Este manual está disponible en la web de la empresa (Apartado Prevención de Daños).

También el área técnica de Naturgy continuará en 2021 con el ciclo de charlas que se brindan, en los 30 municipios, a las empresas que realizan trabajos en vía pública para que puedan interiorizarse de todas las pautas que deben observar a la hora de realizar obras en la calle y no afectar las redes de gas.

Desde el año 1992 la licenciataria hoy denominada Naturgy BAN S.A. brinda su servicio de distribución de gas natural por redes. Es la segunda distribuidora de gas de la República Argentina por volumen de ventas, con más de 1.620.000 clientes residenciales, 49.000 comerciales y 1.200 industrias, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. La extensión de las redes de gas natural asciende a 26.200 kilómetros.

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La agencia de rating Moody’s local Argentina emitió un informe en donde subió la calificación crediticia de YPF como emisor de largo plazo en moneda local de “A+” a “AA-”. La suba de las calificaciones refleja las mejoras esperadas en las principales métricas crediticias de la compañía controlada por el Estado ante el incremento en la producción diaria en aproximadamente un 5% en crudo y un 7% en gas para el segundo semestre de 2021.

La suba se da en un contexto de tendencia hacia normalización en la demanda de combustibles locales y regionales y de los precios en los surtidores, que permite estabilizar su situación financiera en el corto y mediano plazo. Además, Moody´s afirmó la calificación de emisor en moneda extranjera en A-.ar y de deuda senior garantizada en moneda extranjera en A.ar. y remarcó que “la perspectiva de las calificaciones es estable”.

Moody’s Local Argentina “considera que esa mejora en la liquidez y en el perfil de vencimientos de deuda de la compañía le permitirá financiar un mayor nivel de inversiones en los principales yacimientos de producción de crudo no convencionales, como Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur, permitiendo incrementar la producción de 30 mil barriles diarios (KBBL/d) en diciembre de 2020 a un nivel de producción de hasta 130 KBBL/d en el mediano plazo”, señaló la calificadora en un comunicado.

“En este escenario, esperamos que YPF reduzca gradualmente sus niveles de endeudamiento promedio 2021-2024 a 2,0 x Deuda/EBITDA y mejore sus coberturas de intereses a 6,3 x EBITDA, con márgenes de rentabilidad superiores al 30%”, continuó Moody’s.

Además, la calificadora subrayó que para 2021 estima ventas y EBITDA (nivel de ingresos antes de impuestos) recuperándose en torno a los US$ 11.600 millones y US$ 3.700 millones, en gran medida debido a la normalización en los volúmenes de combustibles vendidos en el mercado local, mayores precios internacionales del crudo y los recientes ajustes de precios en surtidor.

Las calificaciones de YPF “reflejan la exposición de la compañía a las políticas del sector energético en la Argentina, así como su posición como el corporativo industrial y compañía energética e integrada verticalmente más importante del país, con importantes reservas de petróleo y gas, incluyendo grandes reservas no convencionales. Asimismo, las calificaciones incorporan su sólida posición competitiva en el mercado local con más de 1.600 estaciones de servicio, equivalente al 33% del total y más de la mitad de la capacidad de refinación del país”.

Por último, Moody’s Local Argentina consideró que el perfil crediticio de YPF “se encuentra parcialmente limitado por su elevada exposición a las débiles condiciones macroeconómicas en la Argentina y su bajo nivel de vida de reservas probadas en relación a sus principales competidores”.

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