Monthly: septiembre 2022

Metrogas, la principal distribuidora de gas del país, comunicó este miércoles a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que Osvaldo Barcelona fue designado como su nuevo presidente. La compañía anunció además que se aceptó formalmente la renuncia de Alejandro Fernández, quien ocupaba el cargo desde junio de 2022, y que a principios de septiembre fue designado como vicepresidente comercial de YPF, la empresa controlante de Metrogas en su carácter de principal accionista.

Barcelona es un hombre de extrema confianza del presidente de YPF, Pablo González. Ya ocupaba una silla en el Directorio de la empresa gasífera. Es abogado y todo su camino personal estuvo ligado a la política. Se desempeñó como concejal y fue candidato a intendente por el Frente de Todos en Coronel Dorrego, provincia de Buenos Aires, aunque no resultó victorioso.

Desde hace más de 10 años es uno de los colaboradores más cercanos de Pablo González. Incluso cuando el santacruceño se desempeñaba como vicegobernador de Santa Cruz, Barcelona oficiaba como su asistente personal cuando este viajaba a Buenos Aires.

Sin experiencia previa en el sector de energía ni tampoco una trayectoria profesional ligada a la conducción de grandes empresas como Metrogas, la designación de Barcelona se explica únicamente por su proximidad con Pablo González. Resta saber quién asumirá como nuevo gerente general de la distribuidora tras el pase de Alejandro Fernández a YPF.

Barcelona había viajado en marzo a Washington junto a González, en donde se reunió con el embajador en los Estados Unidos, Jorge Argüello, a fin de diagramar una agenda de trabajo en ese país.

En el documento presentado ante la CNV y la Bolsa de Comercio, que lleva la firma del responsable de las Relaciones con el Mercado de la distribuidora, Damián Ariel Díaz, además de la designación de Barcelona, también se comunicó que ante la renuncia de Fernández como integrante del Comité de Remuneraciones y Nominaciones de la Sociedad se designó en su lugar a Paola Garbi.

La entrada Designan a un asesor histórico de Pablo González como presidente de Metrogas se publicó primero en EconoJournal.

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El gobierno anunciará en las próximas horas la renovación del Plan Gas.Ar hasta diciembre de 2028, una licitación para conseguir la producción del hidrocarburo para llenar el futuro Gasoducto Néstor Kirchner y otra compulsa pública para obtener una producción incremental desde cuencas convencionales durante los próximos dos años, hasta que esté en pleno funcionamiento la ampliación del sistema troncal de transporte para evacuar más gas desde Vaca Muerta.

Con estas tres líneas de acción, que EconoJournal pudo confirmar en base a distintas fuentes privadas y gubernamentales, el ministro de Economía, Sergio Massa, busca reducir la dependencia de las importaciones energéticas que este invierno pusieron contra las cuerdas a la economía argentina.

¿Cuáles son los aspectos novedosos de la iniciativa?

En primer lugar, la licitación para llenar el gasoducto Néstor Kirchner contemplará un precio tope para el gas de base de 4 dólares por millón de BTU, un importe superior al valor máximo de 3,70 dólares de la licitación inicial realizada en enero de 2021. El subsecretario de Hidrocarburos, Federico Bernal, que lleva adelante las negociaciones con las petroleras para definir la letra chica de la resolución que se publicaría la semana que viene, criticó duramente en los últimos años al ex secretario de Energía, Darío Martínez, y a su asesor Ariel Kogan, por considerar que el precio tope del Plan Gas.Ar era excesivo.

En opinión del ex interventor del Enargas, el valor máximo debía ubicarse en torno a los 2,50 dólares. Así incluso lo dejó por escrito en un informe reservado que envió a colaboradores de la vicepresidenta de la Nación, Cristina Kirchner, en julio de 2021. Resulta cuanto menos extraño que el mismo funcionario convalide ahora un precio todavía más oneroso para desarrollar pozos en Vaca Muerta que ofrecen productividades más significativas que las que tenían dos años atrás. Obviamente, el contexto internacional es otro y los 4 dólares elegidos como precio tope siguen siendo muy competitivos si se los compara con los valores que se pagan en EE.UU. y en Europa, donde el LNG llegó a superar los 70 dólares.

En segundo término, YPF propuso que el precio adjudicado en la licitación para llenar el gas vaya aumentando con el paso del tiempo. La petrolera que conduce Pablo González planteó que el precio adjudicado a cada productor se actualice por un Índice PPI de 1,02 para 2024; 1,07 para 2025; 1,12 para 2026; 1,17 para 2027 y 1,22 para 2028 en función del indicador «Producer Price Index, Industrial Commodities» confeccionado por el área de estadísticas del Departamento de Trabajo de EE.UU, tal como publicó el medio Mejor Energía. Si se aplica esa fórmula, el precio del gas en 2028 terminaría siendo un 22% más caro que el de 2024. Es difícil que el gobierno acceda a ese pedido. Políticamente incluso quedaría en una posición incómoda, dado que el precio del gas sería más caro en la próxima administración que para esta.

Adicionalmente, una de las propuestas que está en estudio es ofrecer a los productores una garantía más robusta que la que incluía originalmente el Plan Gas.Ar. El objetivo es mitigar el riesgo de operar en una macroeconomía tan volátil e incierta como esta. En esa clave, algunas empresas propusieron la creación de un fideicomiso que recaude parte de los fondos provenientes de las retenciones que pagan los productores por la exportación de petróleo y gas. Ese dinero se utilizaría para pagar la bonificación que corresponde a cada productor siempre y cuando el gobierno decida no trasladar el precio del gas a las tarifas, tal como sucedió en los últimos dos años.

En cuarto lugar, una de las grandes apuestas de esta etapa es expandir el mercado de exportación de gas hacia Chile. Se aspira, en ese sentido, a autorizar exportaciones en el período estival de hasta 13 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas. Por eso, se prevé un nuevo esquema para asignar los permisos de venta de gas hacia el país que preside Gabriel Boric. Entre los criterios que se emplearán para definir el orden de prioridad de exportación figuran el volumen total de gas que aportará cada productor y la mejora de precio registrada en las rondas previas del Plan Gas.Ar. Cuatro fuentes privadas sin contacto entre sí señalaron que ambos indicadores favorecen a YPF y a Tecpetrol, que son los dos mayores productores de la cuenca Neuquina y quienes ofertaron originalmente los precios más caros de gas por lo que tienen mayor margen para mejorar esos valores. Habrá que esperar a que se publiquen las normativas para conocer cómo se saldó ese punto.

Sergio Massa anunciaría en breve la extensión del Plan Gas.Ar junto con la secretaria de Energía, Flavia Royón.

Renovación del Plan Gas.Ar

Los contratos de venta de gas desde la cuenca Neuquina propiciados por el Plan Gas.Ar entre productores, Cammesa y distribuidoras de gas vencen en diciembre de 2024. Lo que hará ahora el gobierno es conceder una extensión voluntaria hasta diciembre de 2028 de los compromisos asumidos en las rondas 1 y 3 del programa de estímulo. Para eso, convocará a las empresas adjudicatarias del Plan Gas.Ar —que se licitó en enero de 2021— a que voluntariamente manifiesten su intención de extender los contratos vigentes hasta fines de 2028 con los mismos precios que figuran en esos documentos, que rondan entre los 2,80 y los 3,67 dólares por millón de BTU.

¿Por qué se optó por la vía de la renovación voluntaria? Para simplificar el empalme de los contratos actuales con los viejos y de ese modo, acelerar los plazos del proceso. Realizar desde cero una licitación para que las petroleras subasten la provisión de gas desde enero de 2025 habría requerido un tiempo que hoy el Ejecutivo no tiene, dado que el objetivo de mínima es conseguir más gas para el invierno del año que viene. Se optó, por ese motivo, por extender los contratos actuales que, en última instancia, incluyen precios competitivos (menos de 3,70 dólares) frente a la escalada internacional del gas, con el Henry Hub por encima de los US$ 8,50 y el LNG por encima de los 40 dólares. Si se quiere, la única arista polémica es que, con la renovación hasta 2028, se condicionará al próximo gobierno dado que los nuevo contratos de gas se extenderán durante todo su mandato.

«Eso no tiene por qué ser algo malo ni es la primera vez que sucede. El gobierno anterior, por ejemplo, firmó más de 70 contratos RenovAr con precios en dólares de la energía renovable con una duración de 15 años. Si queremos desarrollar Vaca Muerta necesitamos reglas de largo plazo», indicó número 2 de una de las grandes productoras del país.  

¿Cuál será el precio de venta de gas de los nuevos contratos? La intención oficial es que para cada adjudicatario el precio tope sea el máximo entre sus propias ofertas para el volumen base en las dos rondas citadas. Es decir, un único precio para la totalidad del volumen de las dos rondas. No se considerará, según coincidieron las fuentes consultadas, la posibilidad de optar por extensiones parciales, ni en porcentaje del volumen de una ronda ni en una de las dos rondas del Plan Gas.Ar anterior.

El resto de las cuencas

Al igual que con los contratos de la cuenca Neuquina, para las cuencas Austral y del Golfo San Jorge se propondrá un mecanismo voluntario de extensión a diciembre de 2028 de la totalidad de los compromisos de producción, inyección y contratos asumidos en las Ronda 1 para aquellos adjudicatarios onshore (Chubut y Santa Cruz). Al mismo tiempo, se extenderá hasta fines de 2028 los contratos offshore (en el Mar Argentino al sur de las costas de Tierra del Fuego) con el consorcio Cuenca Marina Austral (CMA-1) integrado por TotalEnergies, Wintershall Dea y Pan American Energy (PAE).

Teniendo en cuenta el declino estructural del offshore, que provocó que la producción de gas desde la cuenca Austral cayera sostenidamente en los últimos tres años, el gobierno apuntará a sostener la producción en campos onshore (en tierra) a fin de modular la inyección hasta la entrada en producción del proyecto Fénix, prevista para 2025, también a cargo del consorcio CMA-1.

La principal diferencia con relación a los contratos de la cuenca Neuquina es que la Secretaría de Energía aceptaría un declino programado de la producción desde las cuencas convencionales siempre y cuando exista un compromiso de las empresas de inyectar un volumen incremental a partir de 2023. La empresa estatal Enarsa sería el tomador de la producción de gas incremental.

En lo que respecta al precio, si se opta por el declino programado, el oferente podría recibir el precio ofertado por el volumen sujeto al declino y un precio incremental a definir por los volúmenes excedentes. Este es otro de los puntos que está en discusión porque las empresas reclaman para el volumen plano un precio mayor al ofertado en la ronda 1 ya que sostienen que el esfuerzo para obtener el gas es mayor. Si no logran un incentivo mayor, es probable que no se oferte gas desde algunas de esas cuencas. Así como en su momento no se ofertó gas de la cuenca norte porque los 3,70 dólares MMBTU de precio tope no alcanzaban a repagar la inversión, ahora podría ocurrir lo mismo, pero con la cuenca Austral en Santa Cruz y Tierra del Fuego y en el Golfo San Jorge en Chubut.

La ronda para la cuenca neuquina y para el gas del resto de las cuencas se convocarán en simultáneo. La intención del gobierno es publicar la resolución en la semana próxima o a más tardar la siguiente a fin de licitar a fin de mes o principios de octubre.

Llenar el gasoducto Néstor Kirchner

En la licitación para acceder a nuevo caño troncal desde Vaca Muerta tendrán prioridad quienes hayan optado por prorrogar la vigencia del Plan Gas.Ar. El resto entrará a la cola del ordenamiento de ofertas de quienes sí extendieron. El Ejecutivo buscará garantizar un volumen de 14 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) del fluido desde julio de 2023 hasta diciembre de 2028 inclusive, mientras que para los picos de invierno (entre mayo y septiembre) se apunta a conseguir unos 7 MMm3/d desde enero de 2024.

Debido a la incertidumbre respecto a la fecha de finalización exacta del gasoducto Néstor Kirchner, los productores plantearon la necesidad de establecer una cláusula de take or pay (tomar o pagar) por un 90% o 100% del volumen comprometido a fin de que el Estado les garantice que va a pagar por ese gas, aunque exista infraestructura para transportarlo. Es decir, no quieren arriesgarse a incrementar su producción y que si luego la finalización del gasoducto se demora no tengan a dónde inyectar ese gas.  

El precio tope del gas “flat” —es decir, aquel que se inyectará de manera interrumpida en el gasoducto durante los 12 meses del año— será de 4 dólares por MMBTU, en tanto que el valor máximo para el gas de pico se elevaría a unos 8 dólares por millón de BTU.

La fijación de un precio “plano” de 4 dólares por MMBTU es más alta que las del precio promedio del Plan Gas.Ar, que fue 3,55 dólares por MMBTU. Las empresas defienden la necesidad de establecer un precio más elevado debido a que ha habido un incremento de los costos en dólares de los servicios e insumos petroleros, a raíz del encarecimiento del precio internacional del barril, que a principios de 2022 superó los 100 dólares, y que además se precisa un valor más alto del gas para repagar inversiones en superficie para procesar una mayor producción de gas (facilities, plantas de compresión y tratamiento).

Con respecto al precio de 8 dólares por MMBTU en el pico, la lógica que justifica la elección de ese valor es que esa demanda adicional es solo por cinco meses (mayo-septiembre). Por lo tanto, si para amortizar los pozos que operan todo el año se requiere un valor de US$ 4, es entendible que para perforar pozos que sólo estarán activos entre 5 y 6 meses se pague el doble.

Un dato importante es que a las petroleras que ofrezcan los precios más bajos en la licitación se les garantizará la posibilidad de exportar en firme un volumen total de hasta 5 MMm3/d de gas a partir de mayo de 2023. Esta zanahoria es clave porque la exportación opera como un incentivo para elevar la competencia entre los productores dado que todos buscan asegurarse una porción de ese negocio a fin de cobrar precios en dólares y contar con un mercado contraestacional al argentino para no tener que cerrar pozos.  

Más producción en el Sur

Como tercera línea de acción, se convocará a los productores de las cuencas de Chubut, Santa Cruz, Tierra del Fuego y Noroeste a realizar ofertas de gas en firme en yacimientos maduros, de gas convencional o de tight gas desde cuenca Austral. El objetivo es conseguir un volumen adicional de gas que refuerce las inyecciones de los gasoductos Norte y General San Martín, donde existe capacidad ociosa, durante los próximos dos años. Enarsa sería el tomador (offtaker) de esos contratos.

A diferencia de la licitación para llenar el gasoducto Néstor Kirchner, debido a la heterogeneidad de proyectos que pueden llegar a recibirse no se considerará un precio tope, pero la Secretaría de Energía se reservaría el derecho de adjudicar o descartar cada una de las ofertas presentadas.

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Después de publicar los cuadros tarifarios que regirán para los usuarios que pierdan los subsidios a las facturas eléctricas del área de Edenor y Edesur, el gobierno nacional dio un paso más en la política de segmentación tarifaria y este jueves anunció nuevos topes para los hogares de ingresos medios que forman parte del Nivel 3, según el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE). Mientras que el consumo subsidiado en el AMBA es de 400 kilowatt por hora (KWh) mensuales, la Secretaría de Energía a cargo de Flavia Royón implementó -tal cual se esperaba luego de los primeros anuncios económicos de Sergio Massa– el límite de consumo de 550 KWh por mes para las provincias de Misiones, Corrientes, Formosa, Chaco, Catamarca y La Rioja. Los hogares que consuman en exceso a estos topes abonarán la diferencia sin subsidios.

Cabe destacar que el gobierno nacional definió no acceder al pedido que habían hecho ocho gobernadores del norte del país, tal como publicó EconoJournal, que habían reclamado un tope mayor al que ahora la cartera energética otorgó. Los gobernadores habían solicitado mediante una carta que los subsidios sean hasta el consumo de 750 KWh mensuales para el período de verano (entre noviembre y marzo) y 550 KWh para la región del Noreste en invierno.

Esta medida podría generar malestar en las provincias, ya que, por la falta de inscriptos, hay provincias en las que cerca del 50% de los hogares perderían los subsidios. Esto ocurre por problemas en la implementación de la segmentación, ya que no sólo se quedarán sin subsidios los hogares de mayor poder adquisitivo, si no muchos otros que por distintas razones no se inscribieron en el RASE.

Resolución

La Secretaría de Energía implementó los nuevos topes al consumo subsidiado mediante la Resolución 649/2022 publicada en el Boletín Oficial este jueves, que señala también que “las declaraciones que se efectúen en virtud de la presente, deberán ser respaldadas por el Ente Regulador o autoridad local con competencia en cada jurisdicción”.

Y agrega que “se considera necesario diferenciar los topes de consumos subsidiados de energía eléctrica donde la cobertura de gas natural por redes no supere el 25% de los hogares”, como ocurre con las provincias a la que hace referencia la resolución.

Según el gobierno, el 80% de los consumos residenciales no superan los 400 KWh/mes en hogares que disponen de gas natural por redes. Por tal motivo, la resolución de Energía estableció que para los usuarios “radicados en el resto de las provincias” que no son Misiones, Corrientes, Formosa, Chaco, Catamarca y La Rioja el topeo de consumo subsidiado tiene “valores lo suficientemente razonables”.

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Profertil, la principal empresa de fertilizantes de la Argentina, participará de un nuevo Congreso CREA, que se llevará a cabo desde este miércoles 14 al viernes 16 en La Rural, Predio Ferial de Buenos Aires. El evento tendrá como lema “Ampliá el campo de tu mirada” y reunirá a los principales referentes del agro argentino. La compañía mostrará el trabajo que realiza con CREA en distintas regiones del país, particularmente educando sobre la importancia del cuidado del suelo, recurso estratégico para la sostenibilidad de la agricultura y la producción de alimentos.

El gerente de Relaciones Institucionales de la compañía, Marcelo Bertolino, afirmó “para Profertil, estar cerca de los productores para ayudarlos a producir más y mejores alimentos a través de nuestras soluciones y tecnologías, es parte de su ADN. Pero también tiene un foco muy importante en trabajar junto a las comunidades en las que opera para desarrollar un vínculo constructivo entre ellas y el sector agropecuario”. En ese sentido agregó “estamos haciendo un trabajo muy interesante con CREA, que estaremos mostrando en el congreso”.

Puntualmente, Profertil y CREA trabajan en conjunto en el programa “Así son los suelos de mi país”, que involucra a escuelas de distintas comunidades, entre ellas las de Puerto General San Martín y San Nicolás, donde la compañía tiene terminales logísticas. Sus alumnos hicieron un registro fotográfico de todo lo realizado en conjunto entre la empresa y CREA, que será presentado durante el congreso.

El programa

La idea del programa es vincular cada vez más a la producción agropecuaria con el cuidado del medio ambiente, en un trabajo conjunto de profesionales, alumnos y docentes, con el desafío de ampliar la mirada sobre esos temas y concientizar sobre la importancia de tener cada día suelos más sanos y fértiles.

En la quinta edición del programa, el año pasado, se inscribieron 46 escuelas de las provincias de Buenos Aires, Santa Fe, Córdoba, Salta, Tucumán y Entre Ríos. Entre todas ellas, más de 1.700 estudiantes trabajaron acompañados por 60 docentes, 50 productores miembros CREA y 70 técnicos del INTA y la Asociación Argentina de Ciencias del Suelo (CACS) en temas como suelos, recursos naturales, agua, aire, biodiversidad, producción sostenible y medio ambiente.

Por esto, Bertolino explicó “el vínculo de Profertil con el CREA es histórico y muy fuerte. Esta es una gran ocasión para mostrar parte del trabajo que ha surgido de esa relación. También hay otros temas más técnicos, como los clásicos programas Triguero y Maicero, que ayudan a definir la fertilización necesaria en trigo y maíz, que hemos desarrollado en conjunto con ellos desde hace varios años”.

Más allá del programa “Así son los suelos de mi país”, en el stand Experiencias CREA los visitantes recibirán un lápiz plantable y podrán escribir con él en un panel especialmente preparado que tendrá como título “Mi compromiso con el suelo es…”.

La idea es que quienes lo deseen puedan resumir ese compromiso, en una palabra. Así, el panel sumará, al final del congreso, las ideas y el compromiso de todos los que hayan pasado por allí.

De igual manera, quienes se acerquen al stand de Profertil podrán escanear un código QR que los llevará a una web con información del programa que resume el compromiso de la compañía y de una institución clave del sector, como es CREA, en la defensa de un recurso estratégico como el suelo.

Por último, el gerente de Relaciones Institucionales de Profertil sostuvo “el congreso CREA es habitualmente un evento que inspira para seguir trabajando e innovando, cada uno en su área. Desde Profertil tenemos el firme compromiso de seguir haciéndolo cada día, para tener suelos más fértiles y una agricultura cada vez más sostenible, integrada como una gran aliada, con toda la comunidad”.

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(Desde Neuquén). Leandro Bertoya, intendente de San Patricio del Chañar, una localidad tradicionalmente frutícola y vitivinícola que en los últimos años registró un fuerte crecimiento de la actividad hidrocarburífera de la mano de los desarrollos de Vaca Muerta, quiere regular la logística del agua que se utiliza para fracturar hidráulicamente la formación no convencional de la cuenca Neuquina. Es el primer municipio provincial que avanza política y regulatoriamente en esa dirección. En concreto, lo que pretende Bertoya, un jefe municipal enrolado en el Movimiento Popular Neuquino (MPN), es fomentar la construcción en el ejido municipal de una infraestructura fija de transporte del líquido con vistas a reemplazar al sistema actual, que se realiza mediante tendidos de mangueras flexibles que están distribuidas de forma superficial por toda la localidad.

La decisión de Bertoya se enmarca en la frontera regulatoria que divide las potestades de la provincia y las de la intendencia. Por estar categorizado como un municipio de primera categoría, el jefe de San Patricio del Chañar puede dictar normas ambientales para ordenar la logística del recurso dentro de la localidad. Pero la regulación de fondo sobre el agua recae sobre la Secretaría de Recursos Hídricos provincial. Por eso la gobernación de Omar Gutiérrez monitorea de cerca el proceso, que ya generó ruido entre las empresas privadas.

Prueba de eso es que esta semana el ministro de Energía y Recursos Naturales, Alejandro Monteiro, se reunirá con referentes de las empresas involucradas —entre las que figuran Shell, Vista Energy, Phenix Global, Pluspetrol y Pan American Energy (PAE)— con la intención de ordenar el tema.

Lo concreto hasta ahora es que a mediados de agosto el municipio envió cartas documento a los productores para que aceleren la normalización de la logística del agua. Previamente se habían aprobado dos ordenanzas municipales y se realizó una convocatoria pública a empresarios interesados en desarrollar la infraestructura de captación y transporte en la localidad. La una única compañía que se presentó fue Grupo Confluencia, liderado por Pedro Brissio, que posee varias empresas de servicios en la provincia. En caso de resultar adjudicataria, la firma debería realizar la inversión necesaria para instalar los ductos, una planta de impulsión del agua cruda y otra de tratamiento del agua de flowback.

Posición oficial

El intendente de la localidad, Leandro Bertoya, dialogó con EconoJournal y dejó en claro su postura: “Por historia, presente y futuro, somos una zona productora de alimentos de exportación y queremos seguir sosteniendo esa calificación, pero también somos parte de Vaca Muerta”. San Patricio del Chañar, es parte del departamento Añelo y se ubica a 45 km al norte de la capital provincial Neuquén, a la vera del río homónimo. Es una de las zonas más recientes en recibir la ola del shale oil y del shale gas de Vaca Muerta. El incipiente diferendo por el uso del agua que se destina a las fracturas hidráulicas, así como al agua de flowback (el recurso que vuelve del yacimiento una vez realizada la factura), se explica por la existencia de varios emprendimientos frutículas y vitivinícolas (las principales bodegas de la provincia se encuentran en la localidad).

«La idea del Intendente es ordenar los movimientos y el transporte de agua. Además, controlar el tratamiento de los residuos sólidos y del flowback. Las mangueras flexibles no deberían estar en cualquier lado sin traza definida», advirtió bajo reserva de nombre un empresario que posee un negocio agroproductivo en la zona. A raíz de eso, la intendencia entiende que si se usaran ductos rígidos, eso dotaría de seguridad al sistema de transporte.

Facsímil de una de las cartas documentos que el intendente Bertoya envió a las petroleras que operan en San Patricio.

En esa dirección, el municipio emitió dos normas legales que, a entender de la intendencia de San Patricio del Chañar, fueron “ignoradas” por las empresas, pero que ahora los llevaron a estar en “diálogo institucional para buscar una convivencia cordial”.

El camino normativo

Con la intención de “favorecer el desarrollo productivo local preservando el medio ambiente y asegurando el crecimiento armónico y planificado de la localidad y la calidad de vida de los habitantes de San Patricio del Chañar”, el 15 de octubre del 2021 se aprobó por unanimidad en el Concejo Deliberante la ordenanza Nº 1.250. En ella se establece como política institucional del municipio “el uso racional y adecuado del agua en la localidad, tanto para uso domiciliario como productivo o industrial, otorgándole al mismo el carácter de servicio público esencial.”

La norma encendió las alarmas de la actividad hidrocarburífera: el artículo 2 indica que “a los fines de ejercer adecuadamente el poder de policía municipal sobre las obras, cañerías e instalaciones que se desarrollen dentro del ejido municipal a consecuencia de concesiones que de las mismas hiciera el poder concedente, facúltase al Ejecutivo a reglamentar la presente norma de manera que asegure el desarrollo productivo, el resguardo del medio ambiente, permita el crecimiento sustentable de la localidad, la eficiencia de su uso y mejore la calidad de vida a los habitantes de San Patricio del Chañar.”

Al poco tiempo surgieron dos reglamentaciones (decreto N° 1152 del 06/7/22 y el N°1180 del 13 de julio del presente año). Por un lado, autorizan las obras del proyecto “Red integral de manejo de aguas de San Patricio del Chañar: captación, transporte, almacenamiento, tratamiento y distribución de agua para uso y reúso industrial, forestal y productivo” y, por el otro, establecen la obligatoriedad a las empresas de presentar documentación relacionada con las tomas de agua, planos de obras de captación, traza, tratamiento y estudios de impacto ambiental, entre otros ítems.

Al mismo tiempo, se creó el “Registro de Empresas Operadoras asociadas al consumo y uso del agua con finalidades industriales y productivas que presten servicios”, que exige a las empresas que operan en la zona –y a las que se instalen en el futuro- a que presenten un “Plan de Gestión Ambiental Anual Específico”.

Objetivos

Al norte de la localidad existen hasta hoy cuatro concesiones petroleras. Los desarrollos en Vaca Muerta requieren de agua del río Neuquén. Bertoya interpreta que las normativas municipales complementan a las provinciales y son totalmente legales. Lo que se busca establecer es en qué lugar se realizan las tomas de agua, cuál es el volumen que se va a utilizar y por qué tipo de ductos se transportará.

La preocupación -indicó el jefe municipal- se basa en que ante un evento climático o inesperado, la cuenca pluvioaluvional de San Patricio del Chañar no reciba agua sin el tratamiento adecuado, temiendo desperfectos en los tendidos flexibles actuales y que afecte la producción de frutos.

“Lo que queremos es planificar junto al sector hidrocarburífero, el Consorcio de Riego, las Cámaras de productores y las bodegas es la traza de la toma, el camino hacia los pozos, cómo se trata el agua que se reutiliza y asegurarnos que se realice el tratamiento adecuado”, expresó. La preocupación de la industria hidrocarburífera —que es compartida por la gobernación provincial— es que si el proceso no se encauza de forma eficiente termine generando sobrecostos operativos para los productores que penalicen el aumento de las inversiones en Vaca Muerta. Habrá que ver cómo evoluciona el tema en las próximas semanas para saber si existe un acuerdo entre las partes o si, por el contrario, la tensión sigue en aumento.

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El sector minero argentino, el cuarto complejo exportador del país, exporta en un 99,3% los minerales litio, oro y plata. En lo que va del año, la minería aumentó 31% sus exportaciones en dólares de los 16 proyectos desde donde venden al exterior su producción. En agosto, el precio del litio tuvo una suba marginal de 0,1% en comparación con julio, pero, impulsado por la creciente producción de vehículos eléctricos, este mes cuadruplicó su valor respecto a 2021. Mientras, el precio del oro subió el mes pasado 1,9% y la plata 3,3% respecto a julio, según un informe de la Secretaría de Minería sobre la evolución del valor de los metales que exporta el país.

El mes pasado se observó un aumento del 2,2% respecto a julio en el índice de precios de metales exportados por la Argentina, el cual se mantiene en niveles elevados si se lo analiza en términos históricos: “esto implica que los precios internacionales siguen siendo positivos para las exportaciones mineras del país”, destaca el informe.  

En los últimos meses la inflación mundial aumentó a niveles récord, pero en agosto se dio una desaceleración en el crecimiento en algunos precios en Estados Unidos “que funcionó para anclar las expectativas inflacionarias para los próximos meses” y “se moderaron las expectativas de aumento de tasa de interés de referencia por parte de la FED (Reserva Federal), aclara la cartera minera. “Esto significó un incentivo para la demanda por cobertura, por lo que la plata y el oro vieron un aumento en su cotización”, describe el informe.

Litio

El precio de la tonelada de carbonato de litio en el mercado asiático en agosto promedió los US$ 73.063, representando un aumento de 0,1% respecto al mes anterior y de un 395% en comparación con agosto 2021. Pese a que agosto marca un segundo mes consecutivo de estancamiento, el precio del litio sigue marcando niveles considerablemente superiores a los de 2021, según el informe de la Secretaría de Minería, elaborado en base a datos del Banco Mundial y de S&P.

El precio promedio de los primeros ocho meses de 2022 se ubicó en un 493% por encima del promedio del mismo periodo de 2021. A partir de septiembre “se espera que la demanda para la fabricación de baterías para vehículos eléctricos mantenga los precios elevados de este metal en lo que resta del año”, subraya el documento.

Oro

Durante agosto el precio de la onza de oro promedió los US$ 1.765 (USD/Ozt), lo que representó un incremento de 1,9% respecto a julio y una caída interanual de 1,1%. El oro revirtió la tendencia previa de cuatro meses consecutivos con cotizaciones a la baja. Sin embargo, el precio de agosto se encuentra un 1,9% por debajo de la cotización promedio de 2021 (1.800 USD/Ozt).

La recuperación mensual del precio del oro “se da en el marco de un aumento en la confianza de los inversores en el mercado de este metal, esto pese al contexto mundial de aumento de la inflación y subas de tasas de interés por parte de los principales bancos centrales del mundo (en particular la Reserva Federal de EE.UU., pero también el Banco Central Europeo y el Banco de Inglaterra) en los últimos meses”, describe el organismo a cargo de Fernanda Ávila.

Plata

El precio de la onza de plata en agosto promedió los US$ 19,7 (USD/Ozt), que implicó un aumento de 3,3% con respecto julio y una caída del 17,6% respecto a agosto del año pasado. Con este crecimiento, la plata revierte -al igual que el oro- una tendencia previa de cuatro meses consecutivos a la baja en la cotización. Pese a este incremento, el precio de agosto se encuentra un 22% por debajo de la cotización promedio de 2021, que fue de 25,2 USD/Ozt.

La plata, caracterizada por ser un metal que se utiliza tanto para cobertura de valor como para usos industriales, “se ve afectada en su precio por las novedades en la política monetaria”, describe el informe.

Cobre

Si bien la Argentina dejó de producir cobre en 2018 con el cierre de Minera Bajo La Alumbrera, hay ocho megaproyectos que podrían significar exportaciones por US$ 10.000 millones para 2032, según datos oficiales. El megaproyecto más avanzado es Josemaría, que este mes tiene planificado el inicio de la construcción en la provincia de San Juan. Por este motivo, el informe analiza que el precio de la tonelada en agosto promedió los US$ 7.982 (USD/tn), representando un aumento de 5,8% respecto a julio y una caída del 14,8% con respecto a agosto 2021. Con este crecimiento, también revierte una tendencia previa de cuatro meses consecutivos a la baja en la cotización. Pese al aumento, el precio de agosto se encuentra un 14% por debajo de la cotización promedio de 2021, que fue de 9.317 USD/tn.

La entrada Cómo evolucionó el precio de los principales minerales que exporta la Argentina durante agosto se publicó primero en EconoJournal.

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El gobierno intenta corregir sobre la marcha problemas de diseño del esquema original de segmentación de tarifas y severas inconsistencias informáticas que están trabando la quita de subsidios. El principal obstáculo a resolver en lo inmediato es que hay provincias donde el universo de hogares Nivel 1 -es decir, aquellos a los que se les retirará completamente los subsidios- supera el 50% del total, un porcentaje que se ubica muy por encima de lo planteado originalmente por el Frente de Todos. Eso es porque están quedando afuera no solo los hogares de mayor poder adquisitivo sino muchísimos otros que, por diferentes motivos, nunca se anotaron en el registro. A su vez, hay inconvenientes para identificar fehacientemente a quienes sí se anotaron por errores que surgen de los formularios.

La distorsión estadística —que, en gran parte, se explica por la decisión inicial de quitarle la subvención a todos aquellos usuarios que no se anotaron— generó un conflicto político con varios gobernadores de provincias del norte del país que se quejaron por el nocivo efecto electoral que tendrá la aplicación de la medida. Ese impacto buscó reducirse al incluir en el registro a todos aquellos hogares que venían recibiendo tarifa social o donde hay beneficiarios de planes sociales, pero el porcentaje de excluidos continúa siendo alto.

Fuentes de la Secretaría de Energía reconocieron que están trabajando contrarreloj en el pulido de los padrones para evitar que el retiro de los subsidios afecte a un porcentaje tan alto de las provincias en cuestión. Hasta ahora no fue una tarea sencilla. Falencias en el diseño del formulario digital del RASE y de los sistemas de procesamiento de datos que se están utilizando atentan contra la eficiencia en el cruce de información. En ese plano, la responsabilidad primaria recae sobre funcionarios que respondían al ex ministro de Economía, Martín Guzmán, que fueron los encargados de poner en funcionamiento esa herramienta. Esa tarea dependía políticamente del ex subsecretario de Planeamiento Energético, Santiago López Osornio, que puertas adentro siempre reconoció los inconvenientes para poder gestionar adecuadamente por la falta de colaboración del ex secretario de Energía, Darío Martínez, que por instrucción del cristinismo se desentendió (y ralentizó) la puesta en marcha de la segmentación.

Cuando la nueva subsecretaria de Planeamiento, Cecilia Garibotti, que es cercana a Malena Galmarini y llegó al cargo por impulso del ministro Sergio Massa, quiso cruzar la información recabada en el RASE con las bases del Syntis, el área del Estado que se encarga de gestionar datos sociales y tributarios de las personas, los problemas no tardaron en aparecer.

Sin match

Hasta mediados de agosto se habían inscripto en el registro para mantener los subsidios  8.890.000 millones de usuarios de electricidad, un 69% del universo total de hogares con servicio eléctrico, y 5.790.000 usuarios de gas natural, un 66% del total, según figura en un informe de la consultora Economía y Energía elaborado en base a estadísticas difundidas por el gobierno. El Decreto 332/22 firmado por el presidente Alberto Fernández autoriza a la Secretaría de Energía a cruzar esos datos con otros bases del Estado para chequear la veracidad de la información suministrada por las personas. En esa etapa, era clave la articulación con técnicos del Syntis que trabajaron bajo la supervisión de Juan Manuel Olmos, jefe de Asesores del presidente Fernández y actual vicejefe de Gabinete de Ministros por debajo de Juan Manzur. Sin embargo, el proceso falló.

“Del cruce de las dos bases surgieron inconsistencias graves. En algunos casos, se señalaron usuarios con más de 1600 propiedades o con más de seis autos a su nombre, datos a todas luces falsos. Por eso, decidimos dejar de lado por el momento la instancia de cruce de datos con el Syntis hasta que se corrija el funcionamiento del sistema”, admitieron en un despacho oficial. A raíz de esa falencia operativa, se tomará como cierta la identificación provisoria que otorgó el RASE pese a que la sospecha de varios funcionarios del área Energética es que muchos hogares sub-informaron su nivel de ingresos, por lo que fueron inscriptos indebidamente en una categoría inferior.  

“De ese primer cruce surgió que hubo un match inicial (es decir, una concidencia) de sólo el 27% de los datos informados por el RASE con otros bases elaboradas por el Syntis”, indicó una fuente que participó de esas gestiones.

Nuevo equipo

Para intentar salvar la situación, Garibotti impulsó la creación de un nuevo equipo de programadores informáticos directamente bajo la órbita del Ministerio de Economía. Los técnicos fueron modificando los criterios de interpretación de las declaraciones juradas completadas en el RASE. “Es cierto que hubo algunos problemas con el formulario. Por ejemplo, mucha gente se confundió el número de cliente con el de medidor. Por eso, en un principio la información no matcheaba. Lo que hicieron los programadores fue invertir esos datos o tomar una sola de las variables”, reconocieron allegados a la Secretaría de Energía. De esa manera, se logró elevar el porcentaje de coincidencia.

En el caso del sector eléctrico, se logró verificar correctamente al 85% de los hogares cargados en el RASE. En tanto que en cuanto a los usuarios de gas natural, ese porcentaje asciende al 91 por ciento.

A fines de la semana pasada la Subsecretaría de Planeamiento Energético giró a la mayoría de los entes reguladores provinciales los padrones para identificar a los hogares de altos ingresos, aunque esos documentos están sujetos a revisión por parte de las gobernaciones. “Aún no se procedió a facturar porque lo que queremos es terminar de ajustar los padrones para que haya la menor cantidad posible de errores en materia de inclusión o exclusión indebida de hogares dentro del Nivel 1”, indicó otra de las fuentes consultadas. “Esperamos terminar de subsanar estos problemas en los próximos días”, concluyeron.

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El jueves 15 de julio del año pasado el gobierno tenía previsto presentar el proyecto de ley de hidrocarburos en Calafate en un acto encabezado por el presidente Alberto Fernández y su vice Cristina Fernández de Kirchner. El evento se suspendió a último momento y desde el oficialismo se dejó trascender que fue por unos cambios que se estaban negociando con las empresas. Sin embargo, la decisión fue de la vicepresidenta quien decidió tomar distancia de la iniciativa, entre otros motivos, luego de leer un informe crítico que le acercó el entonces interventor de Enargas, Federico Bernal, por intermediación de Oscar Parrilli. EconoJournal accedió a ese documento, chequeado con dos fuentes, que ahora cobra relevancia porque Bernal es el nuevo secretario de Hidrocarburos encargado de promover la inversión en el sector.

Contra todos

Bernal cuestiona en el documento no solo aquel proyecto de ley de Hidrocarburos que Alberto Fernández terminó presentando en septiembre del año pasado, pero que nunca fue tratado en el Congreso, sino también el Plan Gas y el proyecto de YPF para construir una Planta de Gas Natural Licuado (GNL) en Bahía Blanca, como el que acaba de anunciar la semana pasada la petrolera bajo control estatal en asociación con la compañía malaya Petronas. Su principal crítica es que se otorgan subsidios a las petroleras sin conocer cuáles son sus costos de producción y de ese modo el Estado les termina convalidando ganancias extraordinarias.  

Entre los responsables de ese supuesto despilfarro de fondos públicos identifica a Matías Kulfas, quien por entonces era ministro de Desarrollo Productivo; a Maggie Videla, que se desempeñaba como secretaria de Hidrocarburos; a Ariel Kogan, mano derecha de Darío Martínez; a Santiago “Patucho” Álvarez, vicepresidente de Asuntos Públicos, Relaciones Institucionales y Comunicación de YPF y hombre de La Cámpora; a los ex funcionarios Esteban Kiper y Juan José Carbajales, a una larga lista de ejecutivos de YPF e incluso a Sergio Massa, que en ese momento era presidente de la Cámara de Diputados.

En el documento comienza reproduciendo información que obtuvo luego de dialogar con Demian Panigo, asesor de Martín Guzmán, director de YPF y uno de los que tuvo a su cargo la redacción del proyecto de ley de Hidrocarburos. Lo identifica como un “compañero” al que “respeto muchísimo, pero que lo que sabe de hidrocarburos y energía lo aprendió en los últimos cinco meses”. Bernal dice que ese desconocimiento llevó a Panigo, como él mismo le habría reconocido, a recostarse los aportes Kiper, Kogan y Maggie Videla. 

Luego agrega: “Como el propio Demian también reconoció, el proyecto recoge varias ideas y propuestas del ´proyecto de Nielsen´ (sic), proyecto que en realidad viene impulsando la línea de YPF más retrógrada (básicamente los mismos que nos impusieron el Plan Gas vigente): Marcos Browne (ex vicepresidente de Gas), Santiago Martínez Tanoira (actual vicepresidente de Gas), Marcelo Nuñez (un impresentable, ex CEO de Metrogas y mano derecha de Tanoira en la división de gas de YPF) y Daniel González (reemplazado por Sergio Affronti)”.

Los costos

Luego de denostar prácticamente a todos los que tuvieron algún tipo de participación en el proyecto de ley de Hidrocarburos y en el Plan Gas.Ar, Bernal se explaya en la crítica: “Se mantiene el status (sic) quo de absoluto desconocimiento de los costos de producción, operación y mantenimiento para gas y petróleo. Cuando consulté a Demian si él había podido trabajarlos y confirmarlos con YPF, su respuesta fue (y cito textual): ´Lo único que tengo es la mentira de YPF´, reafirmando que ´la estructura de costos no la conozco´”.

A continuación, Bernal crítica a YPF y se burla de Panigo en el texto que redacta para la vicepresidenta: “Nuevamente todo el país -usuarios, consumidores y contribuyentes en general- embarcado en darle plata a YPF en función de los números que ellos nos arman, con sus escenarios de catástrofe si no hacemos lo que YPF nos dice (lo que en realidad nos dice lo peor de la empresa y que el propio Demian reconoce son imposibles de confiar). Le pregunto entonces y ya medio irónicamente: ´¿No deberíamos hacer al revés? Primero hacernos de los costos y los números reales -incluso de producción- para luego en función de ello armar los regímenes de promoción para YPF y para toda la industria´. Su respuesta fue: ´Ahora metamos esto y yo me comprometo, como mi aporte al proyecto nacional, a tener la estructura de costos antes de irme de YPF´. No dije nada más». «Demian, como pasó con Patucho, carcomido por lo peor de YPF, más la influencia del equipo de ´conocidos´ y ´amigos´ mencionados que juegan para esos mismos intereses”, critica duramente el actual subsecretario de Hidrocarburos. Antes la consulta de este medio, allegados a Santiago Álvarez evitaron realizaron comentarios al respecto. 

Los proyectos de YPF

Bernal le apunta luego a una serie de proyectos que impulsa YPF entre los que sobresale la planta de GNL para exportar gas: “¿Son estos proyectos prioritarios? ¿Son realmente los que necesita el país y la industria? De ninguna manera, mucho menos una planta de GNL para exportar gas natural de acá a 6/8 años, sobre un mercado mundial cuya volatilidad es la regla (no la excepción), mercado al que además se llega muy tarde. Cabe recordar que la propuesta de construcción de la planta de GNL fue impulsada con vehemencia por Iguacel, luego Lopetegui y, por último, Nielsen”.

Si bien las críticas de Bernal fueron realizadas antes de la invasión rusa sobre Ucrania, que disparó los precios del gas a nivel global y viabilizó proyectos de exportación de GNL como el que ahora YPF impulsa junto con Petronas, en ese entonces la petrolera controlada por el gobierno ya venía trabajando desde hace más de un año en la gestación de la iniciativa junto con directivos de la petrolera asiática, tal como señaló esta semana Pablo González, presidente de YPF, en una entrevista con Infobae.

Al criticar la construcción de la planta de GNL, Bernal también le dedica un párrafo al ministro de Economía, Sergio Massa, que lo designó como subsecretario, a quien lo acusa de defender los intereses de Marcelo Mindlin: “Por otra parte, acá subyace además un negocio para las transportistas (especialmente para TGS, Mindlin), porque en el gasoducto Tratayén-Saliquelló que es el que alimentaría la planta de GNL en Bahía Blanca, pretenden tarifa desregulada en dólares, que no pase por ENARGAS (por eso quieren modificar la 24.076, cosa a rechacé rotundamente). Esta modificación, inaceptable, estaba en los proyectos de Nielsen y de Massa de 2019 (analizados por mí oportunamente en sendos informes).”

Críticas al Plan Gas

Al criticar el proyecto de ley de Hidrocarburos, Bernal le apunta una y otra vez al Plan Gas.Ar: “Ante mi crítica de que el capítulo sobre gas implica oficializar el Plan Gas.Ar que nos dejó 4 años de precios caros sin competencia, todo para hacer a YPF más competitivo en gas, Demian dijo que sacaba el Plan Gas de la ley. O sea, muy bien, pero muy extraño el cambio al ceder de golpe en algo tan importante (el Plan Gas determinaba el capítulo del gas en este proyecto). ¿El resto está justificado o agarrado de la misma manera?”.

Bernal está convencido de que los precios que se le otorgaron a YPF y al resto de las petroleras en el Plan Gas son excesivos y lo trata de demostrar con un ejemplo: «Me confirmaron hoy que Pluspetrol, socia de YPF en un yacimiento gasífero descomunal en Vaca Muerta, denominado La Calera, vendió gas a Cargill a 2,8 US$/MMBTU. La industria en general, por el Plan Gas, está recibiendo el gas de YPF a 4,5 US$/MMBTU o más, el precio que las PyMEs hubieran pagado de no haberlas salvado cuando detectamos los brutales incrementos. ¿Y todo para qué? Para que YPF sea competitiva en gas. Un absurdo descomunal”. El ex interventor del Enargas parece pasar por alto que La Calera, el área que opera Pluspetrol en Vaca Muerta, es el principal desarrollo de petróleo con gas asociado de la formación no convencional. Como la rentabilidad del proyecto se explica por la extracción de shale oil, los costos de producción de gas se ubican entre los más competitivos de la industria.

En la última parte del informe Bernal incluye un apartado denominado “conclusiones preliminares, recomendaciones y propuestas”. Allí sostiene que antes que nada es necesario suspender la presentación de la ley de Hidrocarburos prevista para el 15 de julio de 2021 en Calafate. “En paralelo, paralizar este proyecto de ley y enviar esa señal contundente a YPF y a la Secretaría de Energía”, agrega.

En otra de las recomendaciones propone “cortar de una buena vez con los técnicos que dentro de YPF siguen imponiéndonos programas de salvataje (a través de leyes como esta -el Plan Gas ya lo metieron-) a costa de energía más cara para los argentinos y las argentinas, con planes de negocios desconocidos, basados en costos desconocidos, desvirtuando al sector o imponiendo condiciones totalmente anticompetitivas (como hicieron con el gas natural en el Plan Gas), orientándolo todo a la exportación”.

Sus propuestas

Por último, Bernal detalla su propuesta: “Anunciar una ley o un paquete de iniciativas que comience por volver a aplicar la reglamentación de la Ley de Soberanía Hidrocarburífera, derogada por el macrismo. Además: creación de un régimen de promoción con eje en el shale oil, que es desde donde debemos traccionar Vaca Muerta e incluso la recuperación de YPF (YPF en shale oil sí es competitiva); creación de una Agencia Nacional de Hidrocarburos (para hacernos de los datos claves para realmente regular el sector, que tome a su cargo la fiscalización de inversiones y la planificación nacional en hidrocarburos también para certificar reservas y poner en valor Vaca Muerta sin tener que depender del Departamento de Geología de EE.UU.); proyectos de infraestructura para “gasificar” a los más de 4 millones de hogares sin gas (recordemos también que la mitad del país se sigue abasteciendo de gas importado de Bolivia y de GNL); construcción masiva de centrales térmicas; construcción masiva de plantas petroquímicas”.

“Y, por último, pero estratégico: el Proyecto de Gasoducto a Brasil que revolucionará Vaca Muerta y ancla parte de esa revolución no al mercado internacional del gas licuado con toda su problemática y volatilidad, sino a la gasificación del sur de Brasil, hecho absolutamente conseguible”, agrega. 

Si Bernal se guiara por los mismos conceptos que transmitió a mediados del año pasado a la vicepresidenta Cristina Kirchner, ahora que comanda la subsecretaria de Hidrocarburos no sería coherente que impulse una nueva ronda del Plan Gas.Ar para las petroleras con precios que considera que están sustancialmente por encima de los costos. De hacerlo, borraría con el codo lo que escribió con la mano, aunque en su afán de poder quizás ese evidente dilema ético no sea un problema. Habrá que ver qué sucede en las próximas semanas, porque el ministro Massa quiere anunciar cuanto antes una nueva subasta con productores para conseguir el gas que se necesita para llenar el gasoducto Néstor Kirchner.

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Bajo el lema “Crecer Responsablemente”, Livent presentó su Informe de Sostenibilidad en donde detalló que tiene como objetivo alcanzar una capacidad de producción de 100.000 toneladas de carbonato de litio para fines de 2030 en Argentina. Además, la compañía planea duplicar su capacidad de producción de hidróxido de litio para llegar a las 55.000 toneladas y potencialmente a las 90.000 para fines de 2025 a través de la adquisición de la totalidad de Nemaska Lithium Inc.

Desde la empresa plantearon que para lograr estos objetivos será necesario asegurar el éxito en sus proyectos de expansión. Por esto, en mayo de 2021 reanudaron la iniciativa destinada a ampliar la capacidad de producción de carbonato de litio en su planta de extracción y fabricación ubicada en Fénix, la cual sumará 20.000 toneladas a la capacidad actual, y se realizará en dos fases iguales que añadirán 10.000 toneladas cada una.

A su vez, a principios de 2022 también anunciaron el comienzo de la ingeniería para una segunda expansión con el objetivo de seguir ampliando la producción, lo que permitirá aumentar la capacidad en otras 30.000 toneladas para finales de 2025. Frente a esto, prevén que una tercera expansión, en el Salar del Hombre Muerto, sumaría otras 30.000 toneladas.

Asimismo, en el informe presentado la compañía dio a conocer los resultados obtenidos en cuanto a los objetivos que se habían fijado para 2021 que se vinculan a las metas para 2030 y 2040 relacionadas al medioambiente, a la transparencia y a la responsabilidad social.

Metas de sostenibilidad

La empresa se había fijado como objetivo una reducción significativa de las intensidades en sus operaciones, la transición hacia un mix energético con 30% de energías renovables y el logro de la neutralidad global del carbono para 2040 (Alcance 1, 2 y 3). Es por esto que desde Livent exhibieron cuál es el impacto real que tienen sus productos como soluciones contra el cambio climático e indicaron que estos “son indispensables en múltiples aplicaciones e industrias, particularmente en las que están haciendo posible el desarrollo de soluciones a gran escala para combatir el cambio climático y promover la descarbonización global”.

En este sentido, dieron a conocer que el hidróxido de litio, el carbonato de litio, el litio metálico y el butilitio resultan fundamentales para la producción de baterías de larga duración que se utilizan en los autos eléctricos, para la fabricación de aleaciones que permiten mejorar la eficiencia en el uso de combustible de las aplicaciones aeroespaciales. También para la creación de cadenas de polímeros y como insumo para los neumáticos de caucho “verdes”, que mejoran la eficiencia en el uso de combustible y/o de las baterías

Ante este panorama, el presidente y director ejecutivo de Livent, Paul Graves, explicó “creemos que el litio seguirá desempeñando un papel importante en la descarbonización y el cambio hacia la electrificación. Con la urgencia de encontrar soluciones al cambio climático, nuestro Informe de Sostenibilidad 2021 subraya la necesidad crítica de que la industria del litio satisfaga responsablemente la creciente demanda de litio”.

Frente a esto, desde Livent emprendieron distintas acciones ligadas al medioambiente que tienen como meta reducir 30% la intensidad de los gases de efecto invernadero (GEI). Por eso desarrollaron un marco operativo que incluyó datos clave y un plan de operaciones de alto nivel a fin de reducir las intensidades.

Asimismo, comenzaron a trabajar en el inventario global de GEI de Alcance 3 con la intención de publicar su huella global de GEI en futuros informes. También, iniciaron los trabajos para participar en la iniciativa “Race to Zero” (Carrera hacia cero), la Ambición Empresarial por 1,5 °C y la “Iniciativa de Objetivos Basados en la Ciencia” (SBTi).

Junto a una empresa de geología y el gobierno de Catamarca se encuentran aplicando un enfoque integral para monitorear y modelar distintos parámetros con el objetivo de garantizar un uso sostenible del agua en el Salar del Hombre Muerto.

Como parte de sus proyectos de expansión en Argentina empezaron con los trabajos de ingeniería para la aplicación de nuevas tecnologías que permiten optimizar el reciclaje y la reutilización del agua, eliminando la necesidad de utilizar agua dulce adicional para la segunda expansión en el país.

Graves se refirió al trabajo que realizó la empresa durante estos meses y sostuvo “la sostenibilidad es y seguirá siendo una prioridad absoluta para Livent a medida que nos acercamos a los hitos clave de implementación en nuestros proyectos actuales de expansión de la capacidad y avanzamos en nuestras expansiones recientemente anunciadas”.

También sumó “paralelamente al impulso de nuestras iniciativas de crecimiento, nuestros equipos están trabajando intensamente para dar los pasos necesarios para alcanzar nuestros objetivos ESG para 2030 y 2040. Este doble enfoque refleja nuestra convicción de que es imperativo -y alcanzable- ampliar la producción de litio de forma sostenible”.

Proyecto de expansión

Frente a la necesidad de llevar adelante los proyectos de expansión a fin de aumentar la capacidad de producción y cumplir con los objetivos propuestos a largo plazo, desde la empresa informaron que mejoraron los procesos actuales de extracción directa de litio (DLE) y de fabricación mediante la aplicación de nuevas tecnologías que permiten optimizar el reciclaje y la reutilización del agua, sin necesidad de utilizar agua dulce adicional.

Esto se liga con otro de los propósitos que tienen desde Livent que se trata de reducir la intensidad del agua entre 10% y 30% en todas sus operaciones para 2030 y continuar liderando esfuerzos colectivos que promuevan el uso sostenible del agua, las operaciones responsables y la biodiversidad en el Salar del Hombre Muerto y las zonas aledañas.

Responsabilidad social empresarial

Como parte de su Programa de Relaciones Comunitarias en Argentina, la compañía llevó a cabo varias actividades e iniciativas para promover el desarrollo de las comunidades que habitan en las zonas cercanas a sus plantas de producción.

Esto incluyó el financiamiento de varios proyectos a través del Fideicomiso de Infraestructura de Argentina. Para esto destinaron USD 429.000 al Programa de Relaciones Comunitarias (RC) en Catamarca a fin de brindar apoyo en las áreas de salud, nutrición, educación, capacitación, calidad de vida, acción por el clima, desarrollo local y empleo.

También USD 103,8 millones para gastos de capital en Argentina para impulsar la economía local y nacional y USD 2,8 millones para Fideicomiso de Infraestructura de Argentina destinados a proyectos en beneficio de la comunidad.

De igual forma, asistieron a las comunidades locales a través de donaciones para mejorar el transporte local y el acceso a los insumos y la atención médica. Y llevaron a cabo programas de voluntariado y de mentorías junto a sus empleados e invirtieron cerca de USD 53.000 dólares en becas estudiantiles.

Desde Livent crearon 162 puestos de trabajo alineados con su nueva Política de Empleo Local, que prioriza la generación de empleo en la región al momento de contratar proveedores.

Por esto, el vicepresidente de Asuntos Públicos y Comunicaciones Globales de Livent, Juan Carlos Cruz, aseveró “creemos que para que nos vaya bien a nosotros, también le debe ir bien a nuestras comunidades. Nuestro propósito es defender, proteger y promover los derechos humanos en todo el mundo y tener un impacto positivo en las comunidades donde operamos”.

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El Gobierno aún no publicó la resolución que establece cómo funcionará el esquema de topes a los subsidios de electricidad a nivel nacional. El ministro de Economía, Sergio Massa, anunció hace algunas semanas que se otorgaría una cobertura mensual por un bloque subsidiado de 400 kilowatt por hora (KWh) para todos los hogares del país. Sin embargo, la resolución que ordene la instrumentación de esa medida todavía no se publicó en el Boletín Oficial.

Una de las razones de esa demora está ligada al planteo realizado la semana pasada por gobernadores de ocho provincias del norte del país que le solicitaron a la secretaria de Energía, Flavia Royón, una ampliación de la cobertura que da el Estado sobre el costo de la electricidad que se traslada a las facturas.

Concretamente los mandatarios firmantes, entre los que se destacan los gobernadores de Tucumán, Osvaldo Jaldo; de Chaco, Jorge Capitanich; de Jujuy, Gerardo Morales; de Misiones, Oscar Ahuad; y de Salta, Gustavo Sáenz, solicitaron un nuevo diagrama que asigne un bloque subsidiado de 750 KWh mensuales para toda la zona en el verano -durante los meses de noviembre y marzo- y 550 KWh para la región del Noreste en invierno.

Además, exigieron que se destinen 550 KWh para Noroeste a todos los consumidores que no cuentan con acceso a la red de gas y 400 KWh para aquellos que sí poseen gas natural.

Asimismo, los gobernadores pidieron que se tenga en cuenta, para la definición de las tarifas, el consumo de la energía urbana y rural, y también de la energía residencial y no residencial.

En esa misma línea, remarcaron que “el consumo actual del Área Metropolitana de Buenos Aires concentra el 40% del consumo total, mientras que el Norte Grande consume sólo el 18 por ciento”. Por lo que destacaron que “hay que corregir las asimetrías”.

Facsímil de la misiva enviada por los gobernadores del norte a la secretaria de Energía, Flavia Royón.

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Damián Vilella es, desde el 1 de julio, el nuevo director de la unidad Buses de Volvo Trucks & Buses Argentina. Es ingeniero industrial, egresado de la Facultad Regional Haedo de la Universidad Tecnológica Nacional (UTN).

Vilella se incorporó a la filial argentina de la marca de camiones sueca luego de casi una década de carrera ascendente en el área de camiones de Mercedez Benz, adonde ingresó con apenas 24 años mientras aún cursaba sus últimas materias en la facultad y luego de vivir seis meses en Alemania, estadía durante la cual completó una beca de estudios.

Luego de dos años, se incorporó al área comercial, como jefe de producto. «Siempre tuve un perfil técnico y en cierto momento sentí la necesidad de profundizar en todo lo referente al mercado, el negocio. Nosotros diseñamos el producto y a mí me faltaba entender qué es lo que hace que el producto se venda», recuerda.

En la compañía alemana Vilella trabajó en distintos y variados proyectos, uno de los cuales fue el ingreso de euro 5 a la Argentina, una normativa ambiental de origen europeo que busca reducir la emisión de contaminantes en los vehículos Diesel. El ejecutivo lo recuerda muy especialmente por el «inmenso avance que esa transformación hizo en materia de emisiones y su impacto ambiental, fue muy importante».

Como parte de su evolución profesional, dejó la posición de jefe de Producto para incorporarse al management de Mercedes, como gerente de Producto y Marketing. En ese puesto, a poco de asumir, enfrentó el desafío del coronavirus, con las contingencias derivadas de tener que desenvolver todas las tareas bajo el régimen del home office, las restricciones y la observancia de estrictos protocolos, pese a todo lo cual logró liderar el «primer lanzamiento de un producto en pandemia».

Luego de esos dos años y medio de desafíos y logros, fue fichado por Volvo. «Como le digo a mis compañeros del management: me siento honrado de que me hayan elegido para encarar este desafío en Volvo», dice Vilella.

«Estoy muy contento, interiorizándome sobre los valores de la marca, los cuáles comparto y estoy orgulloso de pertenecer a una organización que defiende valores como la seguridad, la calidad y el cuidado del medio ambiente».

La industria en general, atraviesa restricciones en la cadena de suministro derivada de la pos pandemia y la guerra en el corazón de Europa. Vilella considera que en Volvo su desafío a más corto plazo es seguir satisfaciendo a los clientes con los productos y servicios que ellos demandan.

El foco de Volvo Buses hoy está en lograr una recomposición de la oferta con foco en los servicios de posventa. «Nuestros clientes hoy están priorizando una forma de inversión en la que buscan que las unidades tengan todo lo necesario para garantizar la disponibilidad. El transporte de pasajeros es un servicio fundamental y trabajamos para mantenerlo en el más alto nivel.».

Volvo Argentina cuenta con un gran equipo de trabajo y una red comercial presente en todo el país, junto con un crecimiento sostenido de los puntos de atención y servicio. “Continuar desarrollando la marca Volvo en el mercado de buses es mi principal objetivo», finaliza Vilella.

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El ministro de Energía y Recursos Naturales de Neuquén, Alejandro Monteiro, quien viajó a Houston la semana pasada para acompañar al ministro de Economía Sergio Massa y la secretaria de Energía Flavia Royón, analizó en diálogo con EconoJournal los principales desafíos que tiene por delante la provincia en materia energética y remarcó que la prioridad oficial es ampliar la capacidad de transporte. “Si no ampliamos los sistemas de transporte estamos en el techo de Vaca Muerta”, aseguró.

“La disminución de costos en la producción de Vaca Muerta ha hecho que los precios sean muy competitivos, con lo cual, en un contexto de precios altos como el actual, o no tan altos, Vaca Muerta sigue siendo rentable. Entonces, para que ese recurso se pueda transformar en riqueza y que de trabajo, es necesario la evacuación, y que se generen los mercados”, explicó.

Según el plan desarrollado por la provincia al 2027, “tanto la duplicación de la capacidad de transporte de Oldelval como la del gasoducto Néstor Kirchner se llenarán, y hay que pensar otro oleoducto y otro gasoducto. En un escenario moderado, en el 2027, se producirán 700 mil barriles y 130 millones de m3 y se necesitarán nuevos oleoductos y gasoductos”.

Alejandro Monteiro a la derecha de la secretaria de Energía, Flavia Royón, en Houston.

Por otro lado, Monteiro recalcó que la Licencia Social (el grado en que una organización y sus actividades cumplen con las expectativas de las comunidades locales, la sociedad en su conjunto y los diversos grupos que la componen), siempre es fundamental en este tipo de industrias: “En cualquier tema, por ejemplo el protocolo de relevamiento de comunidades, o lo que ocurra con las localidades cercanas donde se llevan a cabo las operaciones, con la sociedad en general y con cómo se comunican los beneficios y riesgos de la actividad, es fundamental”.

En el marco de mantener esta Licencia Social mencionada, desde el gobierno provincial, informaron que se trabaja en que el Protocolo de Consulta Previa, Libre e Informada (CLPI), tenga en cuenta que las comunidades relevadas tengan personería jurídica, y que estén asentadas sobre tierras legalmente reconocidas.

“Sin reconocimiento legal ni tierras con título o reserva, para la provincia no corresponde la consulta previa. Eso está concatenado con el relevamiento que se está realizando. Y, por otro lado, es necesario establecer el carácter vinculante o no de la misma”, aclaró.

Entre otros temas, uno de los más recientes que están abordando desde el Ministerio de Energía y Recursos Naturales, como parte de un programa de políticas de cambio climático, es empezar a relevar, por primera vez en la provincia y en la industria local, el nivel de emisiones de gases de efecto invernadero. Lo que se busca es tener una línea base del nivel de emisiones y conocer las estrategias que tienen las compañías respecto de su carbono neutralidad.

Monteiro explicó además que se necesita tener un espacio de mejora constante y darle continuidad a todo espacio de capacitación: “Todo el tiempo es necesario recalcar los riesgos que tiene su trabajo, sin que existan relajamientos o excesos de confianza. Cómo lidiar con esos riesgos es fundamental”. A su vez, remarcó que “el control es fundamental y es necesario que sea preventivo, y cuando se detecte alguna situación anormal, que existan sanciones”.

Vaca Muerta en números

La producción de gas en la provincia de Neuquén llegó a un nuevo récord histórico durante julio pasado al alcanzar los 91,15 millones de metros cúbicos por día, superando el anterior récord que se había producido en junio, con 90 millones de metros cúbicos por día.

De acuerdo a las cifras oficiales, estos guarismos representan una suba del 1,08 por ciento con respecto a junio y del 16,62% en comparación con julio de 2021. La suba acumulada en los primeros siete meses del año es del 24,9%.

El aumento de julio se debe principalmente a los incrementos de producción de gas en las áreas El Orejano, Aguada Pichana Oeste, Aguada Pichana Este y Aguada de la Arena.

En cuanto a la producción de petróleo, en julio último se alcanzaron en la provincia los 275.238 barriles por día, el mayor volumen de los últimos 21 años. Esto representa un aumento del 2,8 por ciento con respecto a junio y del 36,08% en comparación con igual mes del año pasado. La diferencia acumulada positiva en lo que va de 2022 es de 40,79%.

El crecimiento petrolero de julio se explica, principalmente, por los aumentos de producción en las áreas Loma Campana, Aguada Federal, Mata Mora Norte, Sierras Blancas y Bandurria Sur.

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La empresa Enarsa (ex IEASA) lanzó la licitación número 10 (GPNK 10/2022) del proceso que lleva adelante para la construcción del Gasoducto Néstor Kirchner, que conectará Vaca Muerta con los grandes centros de consumo de gas del país. Se trata de la adquisición de “tramos de medición y cromatógrafos” para el ducto troncal y para las obras complementarias como el gasoducto Mercedes – Cardales.

Al mismo tiempo, Enarsa dio a conocer la licitación número 11 de “contratación de los trabajos inherentes a la elaboración de la ingeniería básica extendida para la construcción del segundo tramo” del gasoducto. La presentación de ofertas será hasta el 13 de octubre.

El gobierno tiene una carrera contra el tiempo para llegar al próximo invierno con el gasoducto operativo. Hace un mes, el presidente Alberto Fernández oficializó desde la localidad de bonaerense de Salliqueló la firma de los contratos de construcción del gasoducto troncal. En abril, Enarsa había lanzado la licitación para adquirir insumos estratégicos y en mayo impulsó otras adquisiciones de distintas válvulas de 20, 24, 30 y 36 pulgadas para el ducto troncal, mantas termocontraíbles y electrodos. Luego, en junio, Enarsa y Tenaris firmaron el contrato para la provisión de cañerías del gasoducto.

Nueva adquisición

La compulsa del GPNK/10 para adquirir tramos de medición y cromatógrafos salió publicada el lunes 5 de septiembre en el Boletín Oficial mediante la Licitación Pública GPNK 10/2022. La adquisición del pliego de bases y condiciones está disponible hasta el 14 de septiembre. Ese mismo día, luego del cierre, se hará la apertura de ofertas. Enarsa aclaró que la garantía de mantenimiento de ofertas es de 1% del presupuesto oficial.

Luego, Enarsa publicó una serie de circulares modificatorias ante las consultas realizadas por los interesados, donde se aclara que se podrá realizar consultas respecto a la contratación hasta tres días hábiles antes del cierre.

Además, Enarsa también especifica que “teniendo en cuenta el carácter de urgencia otorgado a la construcción del Proyecto Néstor Kirchner y que su construcción y puesta en operación resulta imprescindible e impostergable para dar cumplimiento en tiempo y forma a lo ordenado por el Poder Ejecutivo, informamos que lamentablemente no resulta posible otorgar una prórroga”. Enarsa abonará un anticipo financiero de hasta el 50% del valor de contrato “pagadero dentro de los 30 días de la fecha de la firma del anticipo”.

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Daniel González, ex CEO de YPF y actual director ejecutivo de IDEA; Nicolás Arceo, titular de la consultora Economía y Energía; y Guido Zack, director del área económica de Fundar, dieron a conocer en diálogo con EconoJournal los principales lineamientos del trabajo que realizaron en conjunto para exponer el potencial exportador que tiene Argentina en cuanto al gas natural licuado (GNL) teniendo en cuenta las reservas que posee Vaca Muerta y la necesidad de políticas de Estado que apunten a desarrollar estos recursos.

En una entrevista en profundidad para conocer los pormenores del proyecto, los especialistas consideraron que las políticas de Estado para explotar todo el potencial gasífero deben estar plasmadas en una ley. González remarcó que la norma «debe ser ampliamente votada, en donde todo el arco político debería poder consensuar porque sin esto no habría confiabilidad por parte de los inversores”.

Asimismo, remarcaron que los resultados -en caso de que Argentina se convierta en un país exportador de GNL- recién comenzarían a visualizarse cinco años después de las primeras inversiones. Por lo cual, González adelantó que «las ventajas no se van a ver ni en este gobierno, ni en el que viene, con lo cual nadie tiene demasiado incentivo porque los beneficios se verían a partir de lo que sería el gobierno de 2028». De esto se desprende la necesidad de que la política persiga un objetivo común.

En ese sentido, Arceo cuantificó que el volumen de los recursos gasíferos de Vaca Muerta garantizaría el abastecimiento pleno de la demanda local, además de permitir exportaciones que rondarían los USD 27.000 millones anuales.

–¿Cuáles serían las cuestiones sobre las que se debería avanzar para que la Argentina se convierta en un país que exporte GNL?

Daniel González: -Nosotros coincidimos en que hoy el GNL es una oportunidad gigantesca, pero no sabemos si en cinco años esto va a seguir así. Seguro que dentro de 10 o 20 no. A su vez, esta oportunidad presenta un desafío en cuanto al nivel de inversión que hay que realizar, que es algo que Argentina nunca vio. Pero dada la historia del país, es decir, el prontuario que tiene que es la falta de cumplimiento y reglas de juego cambiantes, hacen que todo esto sea un reto enorme. Y la única manera de poder vencer (esa inercia) es generar una política de Estado detrás de la cual se alinee toda la política.

Como es un proyecto a largo plazo, dado que su concreción va a tomar entre cinco y siete años, se trata de algo de lo que no se va a beneficiar este gobierno ni el que viene. Con lo cual, esto incrementa las chances de que la política persiga un objetivo común que a la vez va a contribuir positivamente al país.

Nosotros creemos que esa política de Estado tiene que estar plasmada en una Ley, la cual sea ampliamente votada, en donde todo el arco político debería poder consensuar. Porque sin ese tipo de consenso imaginamos que no habrá confiabilidad por parte de los inversores. Esa es la manera de que esto tenga posibilidades de ser duradero.

–¿Qué aspectos debería considerar esa ley?

González: -En primer lugar, creemos que esa ley tiene que asegurar estabilidad fiscal. Los impuestos son los que rigen hoy. No pedimos que se saque el Impuesto a las Ganancias, ni que bajen las regalías en el caso de los impuestos provinciales, ni que haya una alícuota diferencial del IVA. Pero lo que planteamos es que no se agreguen impuestos nuevos ni se cambien los existentes.

El segundo punto es la estabilidad regulatoria porque nos referimos a un proyecto en donde prevemos que se licúen 120 millones de metros cúbicos (MMm3) y para eso se precisa infraestructura, gasoductos y plantas. Frente a esto hay que discutir cómo va a ser el aprovisionamiento del gas para el mercado local a fin de asegurar que haya suficiente gas, a un precio accesible, para la industria argentina y para el consumidor local. Esto tiene que ser en simultáneo, porque de otra forma no hay proyecto de exportación posible. Creemos que una vez discutido eso, no puede haber cambios en la regulación que terminen obligando a redireccionar el gas que se iba a licuar para exportación porque eso mataría el proyecto, lo mismo que si se diera una situación que impidiese licuar durante los 12 meses del año.

El tercer punto que creemos que tiene que contener la ley es una protección del medioambiente. Cuando nos referimos a esto, es sobre toda la cadena de valor, desde el Upstream hasta el buque metanero con el objetivo de que se cumpla con los estándares de emisión de CO2 y con la existencia de medición de metano que es para donde está yendo el mundo.

Por último, como un proyecto de este tipo necesita financiamiento externo y tecnologías que están afuera, sumado a que es una iniciativa que va a estar destinada la exportación, consideramos que tiene que haber mecanismos de libre disponibilidad de divisas. Es decir, un porcentaje tal que permita poder ser libre de deuda, pagar importaciones, servicios de afuera y la remisión de dividendos razonables a los accionistas. Además, sería necesario, durante el proceso de construcción del proyecto, un mecanismo de acceso preferencial al mercado de cambios local para la etapa de inversión, que permita la importación de equipos e insumos para las obras.

No entramos en el detalle de ponerle números a ninguna de estos aspectos, pero sí pensamos que es importante discutir los conceptos. Esta industria es suficientemente eficiente y productiva tal que no necesita excepciones impositivas. 

Nicolás Arceo: -Lo importante es el potencial estabilizador que tiene el sector para la macroeconomía argentina, que puede verse como un generador de divisas. Los números que hicimos arrojan US$ 27.000 millones por treinta años, en comparativa con las magnitudes de todo el complejo oleaginoso a precios de 2021. Es un 30% de las exportaciones totales de Argentina, en proyecto de bienes y servicios.

Seguramente las empresas van a invertir US$ 15.000 millones en un primer momento y van a exigir cierta estabilidad macroeconómica que Argentina no la tiene, pero con este sector podría tener la posibilidad de generarla.

La idea del proyecto de Ley es dar primero esta estabilidad macroeconómica, política, regulatoria, es decir, hacer todo para que luego esto colabore en la estabilidad de la macroeconomía del país.

–En un contexto como el actual con una politización muy elevada y con una agenda que por momentos parece disociada de las prioridades productivas del país, ¿cuán grande es la ventana de oportunidad real que existe para poder discutir esto en los próximos 12 o 18 meses?

González: -Creo que tiene más chances esta discusión partiendo de organizaciones como las nuestras y trabajando juntos, que partiendo de una compañía o de uno de los dos lados de la grieta. Me parece que nosotros en ese sentido podemos ayudar a construir consensos. No tenemos todas las respuestas, estamos lejísimos de eso, pero podemos contribuir. A mí me daría miedo esperar mucho a tener esta discusión porque me imagino que de acá a ocho meses va a estar toda la cuestión electoral, y no se va a poder debatir nada en ese momento.

Yo creo que hay una ventana de oportunidad y de encontrar los interruptores correctos. Nosotros lo vamos a hacer pase lo que pase porque es la visión que tenemos como organizaciones civiles de ir y aportar un granito de arena y sentarnos con todos. Si no podemos hacer que esto genere tracción en los próximos doce meses, ahí tendríamos problemas graves. 

Guido Zack: -Es un arma de doble filo porque las ventajas no se van a ver ni en este gobierno, ni en el que viene, con lo cual nadie tiene demasiado incentivo en poner todas las fichas en esto, porque los beneficios se verían a partir de lo que sería el gobierno de 2028 en adelante.

-¿El instrumento para neutralizar el riesgo que tiene la macroeconomía argentina es una ley? ¿Alcanza?

Arceo: La ley es condición necesaria, probablemente no suficiente. Tiene que ser una ley, no un DNU. Está clarísimo que, si no es algo ampliamente consensuado entre los diferentes sectores, no hay forma de avanzar. Quizás haya que hacer más cosas además de la Ley, pero es necesaria. El sector privado está muy alineado con esto, por el hecho de manifestar que quieren participar de un proyecto de esta envergadura e invertir. Es necesario que esté la Ley para que esa intención se traduzca en inversiones concretas.

–¿Es posible que se permita la exportación por 12 meses y que el Estado, al mismo tiempo, fomente que haya producción suficiente para abastecer el mercado local?

Arceo: -Creemos que de la mano del proyecto de GNL lo que tiene que venir es la definición de una estrategia de largo plazo de abastecimiento del mercado local en donde la contractualización de la demanda a largo plazo. Si no se tiene garantizado el abastecimiento del mercado local, el proyecto de licuefacción no va a funcionar.

Lo que se necesita es avanzar por dos vías: la puesta en marcha del proyecto de GNL y determinar un nuevo marco regulatorio para el mercado local que permita la contractualización de la demanda a largo plazo, como mencionamos antes. Esto implica que Argentina va a tener volúmenes de gas base para consumir todo el año, pero va a necesitar producción de gas de pico, una problemática que tiene más allá del GNL, porque va a estar con la ampliación de la capacidad de transporte con el gasoducto Néstor Kirchner. Es probable que el país exporte a lo largo de todo el año un ladrillo y que durante parte del invierno realice importaciones. Esto no es contradictorio. No hay un proyecto de exportación viable, si no está garantizado el abastecimiento del mercado local. No sucedió en ningún lugar del mundo.

-González: Eso debería tener un efecto de apalancamiento sobre la posibilidad de proveer el mercado local de gas barato y en cantidad. Realmente si de 130 MMm3/día que se producen en Argentina, se sube a 300 millones en 10 años, tiene que existir ese gas barato. El licuar no resulta excluyente con que parte de ese gas licuado pueda consumirse en los picos de invierno en el país.

–Afirman que hay que contractualizar la demanda local a largo plazo para asegurar la cobertura del mercado interno. ¿Esa discusión tiene que venir a la par del proyecto de GNL?

González: -Sí, porque si no, ¿cómo le explicás a la sociedad que Vaca Muerta es para exportar y se van a beneficiar las compañías que producen y los que compran, pero a la sociedad le va a faltar gas? Es imposible. Para mí tiene que ser una discusión en simultáneo. Posiblemente el Estado tenga un rol en cuanto a fomentar la exportación, forjar acuerdos bilaterales y todo lo que sea necesario. Pero creo que el concepto de entrar en el mercado lo solucionan las compañías privadas extranjeras que participen ya que estas empresas lo que quieren es tener la mayor cantidad de orígenes distintos y diversos en cuanto a geografía y temas políticos de GNL para los próximos 20 años.

–¿Creen que, pese a la realidad de Argentina, si este proyecto avanza existirán actores dispuestos a financiar e involucrarse en alguno de los segmentos que prevé la iniciativa?

González: -En todos los segmentos. Va a haber productores de sobra, algunos van a quedar afuera. Se va a poder armar un consorcio para todas las partes del upstream. Hoy en Argentina hay participantes en el midstream que eventualmente podrían ser los que expandan sus actividades actuales para pasar a ocupar un rol más activo, pero hay actores en todos lados.

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El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) oficializó los nuevos cuadros tarifarios que deberán pagar los clientes de Edesur y Edenor que dejarán de percibir subsidios de manera gradual en un plazo de 6 meses. Pese a que las resoluciones fueron publicadas en el Boletín Oficial este viernes 9 de septiembre, en el artículo 9 de ambas normas se afirma que “la presente resolución entrará en vigencia a partir del día 1 de septiembre de 2022”. De este modo, el ENRE busca aplicar de manera retroactiva los aumentos. La otra novedad es que aún no se oficializó el tope de 400 kwh mensual a los consumos subsidiados que había anunciado el ministro de Economía Sergio Massa.

Las resoluciones 313/22 y 314/22, firmadas por el nuevo interventor Walter Martello, aclaran que para los usuarios del Nivel 1, listado que incluye a los hogares de mayores recursos y a aquellos que no se inscribieron en el registro de subsidios por el motivo que fuese, la reducción de subsidios será del 20% en una primera etapa que va del 1 de septiembre al 31 de octubre. El ajuste se aplica al precio estacional establecido en la resolución 605 del 28 de julio de este año. Entre los que no se anotaron en el registro de subsidios, los únicos exceptuados son los beneficiarios de tarifa social y de planes sociales, quienes fueron explícitamente excluidos de este aumento por la Secretaría de Energía.

Ese mismo porcentaje de quita regirá para los usuarios de demanda general no residencial (demandas Menores a 300 kW).

La asociación de consumidores DEUCO estimó que con los nuevos valores en esta primera etapa la suba de tarifas para un usuario R1 que consume hasta 150 kwh por mes el aumento será de 46,28%. Para los usuarios de las categorías de mayor consumo la suba es un poco menor. Por ejemplo, un R7 que consume entre 601 y 700 kwh por mes pagará un aumento de 31,5%.

La decisión de aplicar estos incrementos de modo retroactivo podría llegar a ser frenada si alguien decide impugnarla judicialmente, pues diversas fuentes públicas y privadas aseguraron a EconoJournal que los cuadros tarifarios recién entran en vigencia luego de su publicación en el Boletín Oficial y no antes. Fuentes oficiales de la Secretaría de Energía consultadas este viernes aseguraron que el aumento se regirá desde la publicación de las resoluciones, pero no es lo que dicen las normas.

Topes al consumo subsidiado

El gobierno también había anunciado que avanzaría con la aplicación de topes al consumo subsidiado de los sectores medios, pero las resoluciones que fijan las nuevas tarifas de Edesur y Edenor aclarar expresamente en su artículo 2 “que para los usuarios residenciales de los Niveles 2 y 3 continúa vigente el cuadro tarifario dispuesto en la Resolución ENRE N° 222/2022”. Es decir, por ahora no habrá cambios.

Al igual que ocurre en el caso del gas, las distribuidoras eléctricas no han recibido ninguna directiva sobre este punto y las fuentes oficiales consultadas por EconoJournal se negaron a dar cualquier tipo de precisión sobre el tema.

Una fuente conocedora del marco regulatoria, aseguró a este portal que, si el gobierno finalmente decide avanzar con la fijación de topes al consumo subsidiado de los sectores de ingresos medios, deberá ser la Secretaría de Energía, y no el ente regulador, la encargada de dictar una resolución al respecto, del mismo modo que ocurrió con la tarifa social. A su vez, será necesario modificar el decreto 332/22 ya que esa norma fija un tope de aumento para los sectores medios equivalente al 80% de la variación registrada por el Coeficiente de Variación Salarial en 2021 y ese tope ya se alcanzó con los aumentos de junio. Por lo tanto, cualquier otro ajuste violaría ese decreto si antes no se lo modifica.

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