Monthly: octubre 2022

En la cumbre climática del año pasado en Glasgow, Japón afirmó que reactivará sus reactores nucleares para cumplir con las metas ambientales. Pasó casi un año de aquella COP 26 y el gobierno japonés quiere acelerar la reactivación, pero por un motivo más urgente: recortar las importaciones de energía para aliviar las presiones devaluatorias sobre la moneda japonesa. Presiones que están sufriendo economías tan disímiles como las de Japón y la Argentina.

El ministro de Economía, Comercio e Industria de Japón, Yasutoshi Nishimura, dijo que la reactivación de los reactores nucleares podría aliviar las tensiones devaluatorias al reducir las importaciones de energía. “Esto se convertiría en una contramedida contra la depreciación del yen”, dijo Nishimura.

Yasutoshi Nishimura, ministro de Economía de Japón.

La reactivación nuclear tiene impulso en el más alto nivel de gobierno. “Con respecto a la energía nuclear, es necesario movilizar los esfuerzos colectivos de todas las partes involucradas para reiniciar las operaciones y extender el período operativo bajo la premisa de garantizar la seguridad”, dijo el primer ministro, Fumio Kishida.

Japón detuvo casi todos sus reactores luego del tsunami y accidente en la central nuclear de Fukushima. La energía nuclear, que representaba cerca del 30% de la electricidad generada, hoy aporta apenas el 4%. El parate nuclear incrementó considerablemente las importaciones de LNG para generación eléctrica.

Por cada reactor que regresa a operación, Japón reduciría la importación de gas natural licuado en un millón de toneladas anuales, según el ministro. Esto aliviaría la demanda de dólares para pagar las importaciones de gas.

Depreciación de monedas

Algunas de las principales monedas del mundo como el yen japonés o la libra esterlina están atravesando una fuerte depreciación.

La moneda japonesa cayó a 151 yenes por dólar durante la semana pasada, un mínimo de 32 años. En septiembre el gobierno ordenó al Banco de Japón intervenir el mercado cambiario por primera vez desde 1998, vendiendo US$ 19.000 millones para sostener el valor de la moneda. La semana pasada intervino por segunda vez.

El Banco de Japón mantiene una política monetaria de tasas de interés bajas, a contramano de las subas de tasas en Estados Unidos y el Reino Unido. Pero las recientes intervenciones comienzan a marcar límites. El banco central había informado en agosto que posee reservas por 1,17 billones de dólares, aunque solo una parte es de alta liquidez. Bank of America estimó que el gobierno tiene margen para realizar entre cuatro y diez intervenciones más de este tipo.

En este escenario, Nishimura consideró que una menor salida de dólares por importaciones de energía es una estrategia que puede aliviar las tensiones cambiarias.

Por otro lado, en el Reino Unido la libra esterlina se desplomó a 1,03 por dólar, un mínimo de 37 años. Los mercados castigaron el plan económico de la primera ministra Liz Truss, cuyo mandato finalizó abruptamente tras apenas 45 días en el cargo.

La moneda única europea también se está depreciando al punto de romper con la histórica paridad entre monedas. El euro cayó a 0,96 centavos por dólar a fines de septiembre, un mínimo de 20 años.

Déficits comerciales récord

Si bien los motivos detrás de las depreciaciones de las monedas contra el dólar varían en cada país, existen dos factores comunes. Una es la política de subas de tasas de la Reserva Federal de Estados Unidos. Otra son los crecientes déficits comerciales, con las importaciones de energía en el centro de esa problemática.

Japón anotó en septiembre un déficit comercial por decimocuarto mes consecutivo. El rojo comercial fue de US$ 14.000 millones, con importaciones por US$ 72.700 millones y exportaciones por US$ 58.700 millones. Las importaciones crecieron un 46% en la comparación con el mismo mes del año pasado, impulsadas por los mayores precios de la energía. El país registró un déficit comercial histórico de US$ 73.000 millones en los primeros seis meses del año fiscal 2022.

En el Reino Unido el déficit comercial alcanzó un récord de £ 27.900 millones (US$ 33.900 millones) en el segundo trimestre de este año. Es el rojo comercial cuatrimestral más alto en 25 años. William Bain, jefe de política comercial de las Cámaras Británicas de Comercio, una asociación empresarial, dijo que el panorama comercial general es «preocupante». El Reino Unido es un importador neto de energía.

La Unión Europea también registra un deterioro comercial histórico. El balance comercial de la zona euro registró en agosto un déficit de € 51.000 millones (US$ 49.700 millones), un nuevo récord mensual. Las importaciones crecieron un 53% interanual, frente a exportaciones que se expandieron solo un 23% interanual.

Los pagos por importaciones de energía aumentaron un 154% en el período comprendido entre enero y agosto hasta los 543.800 millones de euros, lo que contribuye a un déficit comercial global de € 309.600 millones de euros.

En tiempos normales las depreciaciones o devaluaciones directas de las monedas funcionan como una válvula de salida para las economías desarrolladas, abaratando las exportaciones y mejorando sus saldos comerciales. Pero con los elevados precios de la energía esa salida no está funcionando.

Argentina

Las importaciones de energía se transformaron también en un problema para la moneda argentina. El gobierno convivió con el fantasma de una devaluación del peso durante el último invierno, producto de la demanda de dólares para costear esas importaciones.

Argentina anotó en los primeros seis meses de este año importaciones de energía por 6609 millones de dólares, un 190% más que en igual período de 2021. Es la cifra más alta en 30 años, superando incluso los 6413 millones de 2013.

La balanza comercial argentina registró un superávit comercial de US$ 2611 millones en los primeros nueve meses del año, según datos del Indec. El saldo comercial se desplomó en comparación al resultado registrado en el mismo período del 2021 (US$ 12.340 millones de superávit). Las importaciones de combustibles y lubricantes se dispararon un 164,4% interanual.

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El gobierno oficializó mediante el decreto 709 el mecanismo de actualización del precio regulado del bioetanol, un producto que se mezcla de manera obligatoria con las naftas antes de su expendio en los surtidores. Así, los precios del etanol elaborado a base de maíz y también el de caña estarán atados a la actualización de las pizarras de las naftas de YPF en las estaciones de servicio de la ciudad de Buenos Aires. El decreto que oficializa el mecanismo anticipa a un nuevo aumento del bioetanol que se publicará en los próximos días en el Boletín Oficial.

Fuentes del sector consultadas por EconoJournal indicaron que se espera para esta semana un aumento de 5% del etanol de caña y de maíz, que corresponde a la actualización del precio para octubre, y que va en línea con el último aumento de naftas de principios de mes.

La secretaria de Energía, Flavia Royón, anticipó públicamente hace dos semanas que por el contexto inflacionario ´no se descartan nuevos aumentos de los combustibles antes de fin de año. En el caso de que se produzca una suba del litro de nafta en los surtidores de un 6% en noviembre, este mecanismo hará que el etanol también se actualice en un mismo porcentaje.

El bioetanol de caña de azúcar se produce sobre todo en los ingenios tucumanos y el de maíz en las provincias del centro del país. Ambos se mezclan en un 6% cada uno con las naftas. Están regulados por la Ley 27.640, aprobada en julio del año pasado y reglamentada hace 12 días, pero se trata de un sector que está impulsado por normativas de fomentos desde 2006.

Decreto 709

El gobierno publicó este martes en el Boletín Oficial el decreto 709/22 donde explica que los precios del bioetanol de caña y de maíz “serán actualizados conforme y proporcionalmente a la variación del precio de las naftas en surtidor”. El decreto lleva las firmas del presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Juan Manzur, y el titular de Economía, Sergio Massa.

Al mismo tiempo, la Secretaría de Energía tendrá la potestad de establecer “mecanismos alternativos” y “de aplicación excepcional” cuando se produzcan desfasajes sustanciales entre los precios de venta del etanol y los costos de elaboración (maíz y caña).

El decreto establece también que mientras se aplique esta metodología “no se materializa el supuesto previsto en el inciso b) del artículo 12 de la Ley N° 27.640”, que habilita a la Secretaría de Energía a subir más de 6% o bajar hasta 3% el porcentaje de mezcla obligatoria para el etanol de maíz y de caña cuando lo crea conveniente.

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En este año la empresa líder en el mercado global de energía Puma Energy desarrolló e implementó una robusta estrategia con distintas iniciativas comerciales que hacen que su propuesta de valor sea más atractiva para los clientes y, a su vez, impulsan el crecimiento y la innovación en sus estaciones de servicio en la Argentina.

Una de estas iniciativas es la puesta en marcha de las tiendas de conveniencia de la cadena regional SUPER 7, la cual se enmarca en la búsqueda de mayor modernización a partir de un concepto versátil, con un plan para que estos locales estén presentes en más de 60 puntos del país antes de fin de año. Gracias a la llegada de la franquicia cada cliente puede disfrutar de una gran variedad de productos, promociones especiales en categorías de café, comidas rápidas, bebidas y snacks. En los distintos formatos SUPER 7 brinda servicios para todas las necesidades: a través de READY2GO se pueden adquirir productos de conveniencia tradicional y comida para llevar, MEAL BREAK tiene una amplia variedad de comidas y bebidas y EXTENDED COFEE ofrece comidas preparadas y café. También dispone de un surtido KIOSKO que atiende necesidades de los clientes en un formato express.

Las primeras SUPER 7 se abrieron en las estaciones de servicio de Pilar, Morón, Don Torcuato, Martínez, San Justo, Quilmes, Chascomús y Quequén. Le siguieron las aperturas de Santo Tomé, Guernica, Chajarí, Bahia Blanca, Bariloche, Mar del Plata, Carlos Paz, La Horqueta y Nordelta. Y próximamente se estarán inaugurando nuevas tiendas, entre otros, en Rosario, Ramallo, Tandil, San Pedro, Venado Tuerto, Granadero Baigorria, Merlo, Villa Maria, Necochea, San Juan, Cañuelas, Santa Rosa, etc.

Como servicios extra, se destaca que las SUPER 7 de Chascomús y La Horqueta ofrecen una gama de productos premium de Dean & Dennys y en Nordelta se puede encontrar un punto de venta de la prestigiosa Valenti. En otras estaciones los clientes pueden encontrar reconocidas cadenas globales como Burger King y Starbucks. Se espera que más de 25 estaciones de servicio puedan tener sus SUPER 7 entre fines de este año y principios de 2023.

A su vez, con la instalación de la nueva app PUMA PRIS cada visitante puede sumar puntos para canjear por descuentos en combustibles. Este programa de beneficios permite obtener un voucher de bienvenida para ser usado a partir de la segunda carga y un 5% de descuento todos los días en naftas e ion diésel.

Por otra parte, en búsqueda de eficiencia energética y de tener operaciones más responsables con el medio ambiente, la empresa trabaja en el desarrollo de proyectos sostenibles y está instalando paneles solares en varias de las estaciones de servicio con el fin de optimizar al máximo su consumo energético.

Finalmente, para brindar experiencias únicas a sus clientes, Puma Energy cuenta con su equipo en el TC/TC2000 y también patrocina a tres pilotos sudamericanos en su participación en el Rally Dakar 2023, uno de los circuitos más desafiantes del mundo.

De esta forma, la compañía gestiona un año con muchas propuestas para sus operadores y clientes, con un espíritu de innovación constante, mayores beneficios y la alta calidad que caracteriza a la marca.

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Una impensada disputa se originó la semana pasada en torno a una las iniciativas más esperadas por las petroleras que extraen crudo en Vaca Muerta: la ampliación de la red de transporte de oleoductos de Oldelval, que conecta la cuenca Neuquina con el puerto de Bahía Blanca. La compañía de midstream licitó el martes (18 de octubre) la capacidad adicional de transporte que sumará el proyecto Duplicar, que contempla una inversión de alrededor de US$ 750 millones para multiplicar por dos, en los próximos 24 meses, el tamaño del sistema de ductos para evacuar el petróleo que se produce en los yacimientos no convencionales.

Básicamente, cada compañía tenía que ofertar qué cantidad de transporte —medido en metros cúbicos (m3)— estaba dispuesta a contratar de manera permanente por los próximos 14 años en función de los proyectos de producción que tienen en carpeta en Vaca Muerta.

La cantidad de propuestas que se recibieron habilita interpretaciones de distinto orden. En total, las 21 empresas que se presentaron en el proceso —entre las que se destacan grandes jugadores como YPF, Shell, Vista, Chevron, Pluspetrol y Pan American Energy (PAE) y productores de menor tamaño como Capex, PCR y Aconcague— propusieron contratar, en conjunto, 130.000 m3 de transporte en firme, 3,6 veces más que la capacidad que sumará el proyecto de ampliación de Oldelval (36.000 m3).

Ricardo Hösel, CEO de Oldelval, durante una presentación en Houston sobre el potencial de Vaca Muerta.

Mar de fondo

Entre las compañías que más capacidad de transporte solicitaron figuran Chevron, que ofertó contratar 36.000 m3; YPF, que pidió 25.000 y CHNC (una compañía creada por la petrolera norteamericana y la controlada por el Estado nacional), que ofreció 15.000 m3. Es decir, entre YPF y Chevron —y su subsidiaria— propusieron ‘comprar’ capacidad de evacuación por 66.000 m3, casi el doble que lo que licitaba Oldelval. La impensada situación generó un creciente malestar en el resto de las petroleras. Algunas incluso evalúan por estas horas realizar una presentación ante la Secretaría de Energía para pedir que el Estado resuelva la cuestión.

Una lectura lineal de las propuestas recibidas deja en evidencia que efectivamente existe un interés innegable de las empresas privadas por Vaca Muerta, dado que se presentaron muchas más ofertas que las que se esperaban. Es que para las productoras asegurarse el acceso a la red de oleoductos es una condición excluyente para elevar la perforación y producción de pozos petrolíferos. De nada sirve —y es imposible en los hechos— aumentar la producción en los yacimientos si no se puede cargar en un oleoducto ese producto para llevarlo hasta el puerto de Buenos Aires, ya sea para venderlo a alguna refinadora o para exportarlo por el Atlántico.

Desde Oldeval destacaron la participación de las operadoras interesadas y señalaron que seguirán trabajando para atender las necesidades de transporte de todos los actores e impulsar el desarrollo de Vaca Muerta que genera un importante flujo de divisas para el país.

Disputa comercial

Detrás de esa primera mirada optimista subyace, sin embargo, un malestar generalizado entre la mayoría de las petroleras por los efectos no deseados de la licitación. Algunas preguntas como disparadores:

-Si el interés de los productores era tan grande, ¿por qué Oldelval preparó un proyecto de ampliación que apenas cubre un 27% de las necesidades de las petroleras?

-¿Existen proyectos de inversión genuinos en Vaca Muerta para llenar la cantidad de transporte que requirieron algunas empresas? Por ejemplo, Chevron, que ofreció contratar 36.000 m3, es decir, propuso quedarse por sí sólo con toda la nueva red de Oldelval, ¿tiene la intención real de invertir en Vaca Muerta para producir ese volumen de petróleo?

-¿O en realidad sobre-estimó (o infló artificialmente) el número a sabiendas de que, como algunas empresas iban a pedir más transporte del que necesitarán en los próximos años se les adjudicaría menos de lo que solicitaron, como efectivamente sucedió?

Oldelval hizo lo que establecía el reglamento interno de la licitación, que estaba a disposición de todas petroleras. Ese ordenamiento establecía que si se recibían pedidos de transporte por más capacidad que la que se estaba concursando, se dividiría el total de las ofertas (130.000 m3) por el volumen que adicionará el proyecto Duplicar (36.000) y se reconocería el porcentaje que resulte de esa cuenta a todos los oferentes.

Menos de lo pedido

Por eso, a cada petrolera sólo se le adjudicará, a priori, un 27% de lo que solicitó, apenas una cuarta parte. Para algunas empresas que están lanzadas con proyectos de ampliación en Vaca Muerta —como por ejemplo Shell, que prevé alcanzar una plateau de producción de 60.000 barriles diarios de petróleo—, la licitación se convirtió en un problema.

Esa es la génesis del malestar que observa desde el miércoles pasado entre la mayoría de las empresas que participaron de la compulsa. Muchas de ellas —como YPF, Pluspetrol, ExxonMobil, PAE y Tecpetrol— son, además, accionistas de Oldelval, por lo que la situación se complejiza aún más.

«Muchas compañías pidieron más capacidad de la que precisarán en los próximos años para asegurarse, a futuro, capacidad de transporte a un costo más económico. El proyecto de Oldelval se financiará, en gran parte, entre todos los cargadores por lo que debería ser más barato que encarar, a futuro, alguna solución individual», analizó un consultor que pidió la reserva de nombres.

Desde la empresa de midstream aclararon que se tomaron algunos días más para oficializar qué capacidad de transporte se le asignará a cada petrolera. “El interés de las empresas ratifica la trascendencia del proyecto Duplicar que permitirá elevar la capacidad de transporte de Oldeval. Ahora se abre un proceso de 10 días hábiles para analizar en detalle las ofertas y asignar los volúmenes definitivos a cada cargador. Se les informará a los oferentes la decisión final el 1 de noviembre. La firma de los contratos se concretará en las semanas subsiguientes ”, explicaron desde la empresa ante la consulta de EconoJournal.

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Integra, el holding que lideran los empresarios José Luis Manzano y Daniel Vila, que en los últimos 10 años construyó un diversificado porfolio de activos energéticos con participaciones en Edenor, Metrogas y Phoenix Global Resources, una petrolera con áreas en Vaca Muerta, cerró esta semana la adquisición del 50% de Refinor, la empresa que opera una destilería emplazada en Campo Durán, en Salta. Es la única refinería ubicada en la zona norte del país. Fuentes involucradas directamente en la operación confirmaron en exclusiva a EconoJournal la transacción, aunque evitaron confirmar el monto en juego. 

De esa manera, Integra se asoció con YPF, la petrolera controlada por el gobierno, que posee el otro 50% del paquete accionario de Refinor. “La idea es fortalecer el negocio de Refinor para asegurar el abastecimiento del noroeste, la demanda creciente de gasoil por la actividad minera ligada el litio y el potencial de exportación de combustibles hacia Bolivia y Paraguay en el futuro”, explicaron fuentes del holding liderado por Manzano y Vila. De hecho, Integra mantiene negociaciones con algunas empresas que están evaluando proyectos de litio para ingresar en ese negocio. 

Números

Integra se quedó con la participación accionaria de Pampa Energía, que controlaba un 28,5% del capital de Refinor, y también de Pluspetrol, que poseía un 21,5 por ciento. 

Refinor se construyó en 1992 para agregar valor al desarrollo de yacimientos de la cuenca del Noroeste como Ramos y Aguarague. Construyó un poliducto de 1100 Km desde Campo Durán hasta Montecristo (Córdoba) y llegó a abastecer más de 90 estaciones de servicio en Salta, Tucumán, Chaco, Santiago del Estero y Catamarca. 

Desde hace algunos años enfrenta una situación estructural desfavorable por la declinación de la producción de hidrocarburos en Salta. A raíz de eso, se complicó su acceso a las materias primas (petróleo y gas), por lo que redujo significativamente su refinación de derivados. No sólo de combustibles líquidos sino también de Gas Licuado de Petróleo (GLP). 

Oportunidad

Refinor apuesta a incrementar la inversión para aprovechar una serie de oportunidades comerciales e Integra viene a apuntalar esa decisión con fondos frescos. Por un lado, se buscará captar el crudo Medanito que sobra en Vaca Muerta, el cual podría llegar a trasladarse en camión hasta la refinería. Con ese crudo, más lo que pueda llegar a través del poliducto que une Córdoba con Salta y que es necesario refaccionar, se buscará aprovechar la demanda de productos refinados de los proyectos de litio que comiencen a desarrollarse en la Puna y también abastecer a Bolivia y Paraguay.

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Los miembros de distintas compañías del sector energético dieron cuenta del rol estratégico de la región patagónica en la transición energética. En el marco del Primer Foro de Transición Energética Sostenible que se celebró este viernes en Comodoro Rivadavia, en Chubut, representantes de Hychico, Fortescue, YPF Luz, Genneia y Aluar participaron del panel: “El rol estratégico de la región en la Transición Energética – Principales Proyectos”, en donde dieron a conocer los principales avances de las compañías en materia de transición y coincidieron en la necesidad de que exista un marco regulatorio, una Hoja de Ruta y un marco económico que le brinde credibilidad a Argentina para atraer inversiones.  

En base a esto, el gerente de energías renovables de Hychico, Ariel Pérez, reveló cuál fue el aprendizaje tecnológico y las barreras que ha afrontado la empresa de generación eléctrica. En base a eso explicó “cuando empezó el proyecto observamos que con los recursos que teníamos podíamos abastecer al mercado local, pero también al global y desde allí empezamos a relacionarnos con el mundo”. No obstante, advirtió que este camino de expandir el mercado sigue siendo posible pero que “es necesario tener una estrategia como país. Tenemos el potencial, pero este se va a desvanecer si no tomamos las decisiones a tiempo”.

En esa misma línea, sostuvo “es importante saber hacia dónde queremos ir, incorporar gente que tome decisiones y tener una vinculación regional con el mundo”. “Nuestra instalación puede ser un ejemplo vivo de lo que llamamos transición energética porque aprovechamos el viento con dos parques eólicos y con esta energía podemos producir hidrógeno”.

También dio a conocer que desde Hychico realizaron una prueba piloto para demostrar que es posible almacenar hidrógeno a gran escala. Es por esto que aseveró “en donde antes había gas puede haber hidrógeno, esa es otra forma de transición”. Y sumó “también está la posibilidad de inyectar hidrógeno en los gasoductos”.

Por su parte, el representante de la empresa australiana Fortescue Future Industries Sebastián Delgui indicó “el calentamiento global es una realidad y el hidrógeno es un vector energético clave en la transición. Hay un mercado afuera y Argentina tiene que aprovechar eso”.

Asimismo, brindó detalles sobre el trabajo que viene realizando la compañía en Río Negro y expresó “avanzamos con las autoridades de la provincia, presentamos un proyecto de iniciativa privada que fue debatido y aprobado por la legislatura. Tenemos derechos sobre la tierra de las provincias”.

Igualmente advirtió “tenemos que trabajar con las comunidades porque nuestros proyectos son grandes y debemos escucharlas. Nosotros vamos a ser auto generadores de energía y por eso hicimos nuestra línea de base con la Universidad de Río Negro y el Estudio de Impacto Ambiental con la Universidad del Comahue”. “Le pedimos a la provincia que llame a una consulta pública. A nivel nacional venimos trabajando con las autoridades en un proyecto de Ley de Hidrógeno. A diferencia de lo que ocurre en la región, Argentina en esto fue innovadora”, precisó.

Delgui también se refirió a los desafíos que presentan los proyectos de hidrógeno en el país, dado que para su puesta en funcionamiento es necesario construir parques, un puerto y plantas. Por esto afirmó “hay que generar reglas de juego para que podamos devolver el capital que nos prestan y tener una mirada a largo plazo. Tenemos que trabajar en una ley moderna que incentive al sector”.  

Pasos a seguir

Por otro lado, el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano, aseguró “siempre pensamos en una energía eléctrica sustentable, que sea rentable y perdure en el largo plazo. Argentina tiene una oportunidad única por sus recursos naturales, tenemos Vaca Muerta, vientos, sol, el mar, por eso debemos ponernos de acuerdo y tener una regulación para poder mirar hacia el futuro. También necesitamos más capacidad de transporte”.

Siguiendo con esto, remarcó “la energía renovable hoy no es cara, es sustentable y hay demanda. Ahora se trata de una complementariedad de gas y renovables”. También agregó “el hidrógeno es la forma de convertir el sol y el viento en un bien exportable, porque para 2030 puede ser competitivo. El potencial del litio también nos posiciona con una gran oportunidad a futuro”.

Del mismo modo informó sobre el trabajando que viene realizando la compañía: “Tenemos que pensar como darle valor al gas de modo sustentable, por eso estamos pensando en la captura de dióxido de carbono en las turbinas de generación eléctrica, con la cual podemos convertir una generación térmica con gas natural en una central que no emita CO2”.

En consonancia con Mandarano, el CEO de Genneia, Bernardo Andrews, subrayó que “hay un círculo virtuoso que nace de la articulación público-privada, en donde el estado dirige y crea condiciones”. “Hace cinco años surgió una regulación que le daba un marco a la energía renovable y de allí nacieron programas para cubrir las debilidades que tenía el sistema argentino en su capacidad de contratar energía a largo plazo”, expuso.

Además, Andrews destacó que a partir de esta situación “se comenzó a pensar en una transición en donde se requerían garantías de Bancos de Fomento”.“Esto lo debemos tener en cuenta porque fueron los elementos que formaron las bases para la competitividad de la industria, no podemos ignorar que la energía renovable se puede integrar al sistema argentino que presenta gran complejidad”

Además, expresó “en este marco, con estas características, se ha desarrollado la energía renovable y de manera muy rápida. Antes teníamos 80 megawatts operando y hoy casi tenemos 900 MW. Las cosas se pueden llevar a cabo, pero es necesario planificar. La transición es un cambio de consciencia y requiere herramientas”.

También concluyó “no sabemos cómo se va transportar la energía a largo plazo. Tenemos enormes cuellos de botella”. “Hay empresas muy comprometidas con la capacidad de construir parques eólicos y solares para alimentar el crecimiento de la energía eléctrica, desplazar la contaminante y ponerla a disposición del país como una fuente de exportación de divisas. El poder articulador del estado para buscar consensos es fundamental”, argumentó.

A su turno, Gabriel Vendrell, gerente de Recursos Energéticos en Aluar Aluminio Argentino, presentó que la huella de carbono de la compañía “es muy baja porque hay una parte de suministro hidroeléctrico y otra con gas natural”. “Hemos invertido más de USD 400 millones en energía eólica, tenemos un parque de 165 MW y nuestra planta es abastecida por nuestro propio parque con energía renovable”.

Sin embargo, puntualizó que “para llegar a un aluminio verde es necesario realizar más inversiones en infraestructura”, y que “si el Estado generaría las condiciones, muchas empresas apostarían en las líneas de trasmisión llenando esa capacidad con más potencia eólica”.

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El intendente de Comodoro Rivadavia, Juan Pablo Luque, señaló que la provincia de Chubut “tiene el desafío de atraer inversiones para desarrollar, desde Puerto Madryn a Comodoro y de Arroyo Verde hasta Ramón Santo, un potencial de 10 gigawatts (GW) en energía eólica. Actualmente generamos 1,3 GW, por lo que esto significa multiplicar por 10 lo hecho hasta ahora, estableciendo las pautas para que en los próximos años se pueda generar 2,5 millones de toneladas de hidrógeno”. Lo hizo este viernes en la inauguración del primer Foro de Transición Energética Sostenible que se realiza en la ciudad chubutense, la más poblada de la provincia, en el marco de la 8° Expo Industrial, Comercial y de Innovación Tecnológica 2022.

Además, Luque destacó que “somos la provincia que más energía limpia produce y la que más generadores eólicos tiene”. “La inmensa experiencia que tenemos en la producción de hidrocarburos y de energías limpias nos debe colocar en la primera línea del desarrollo de energías renovables a partir de la instalación de los primeros parques eólicos de escala y de contar con una de las primeras plantas de producción de hidrógeno verde (H2) del mundo”, enfatizó, en referencia al Parque Eólico Antonio Morá, que tiene 20 años, y de la planta de hidrógeno de Hychico, que funciona desde 2008.

También participaron de la presentación del foro el gobernador de Chubut, Mariano Arcioni, que estuvo a cargo de la presentación, la secretaria de Energía, Flavia Royón, el presidente de YPF, Pablo González, las embajadoras de Chile, Bárbara Figueroa Sandoval, y de Países Bajos, Annemieke Verrijp y el viceembajador de Australia, Mike Wight, y el vicegobernador de Santa Cruz, Eugenio Quiroga.

“Es un día histórico para la provincia de Chubut. Hoy, tenemos el orgullo de ser sede de un evento que permite idear, proyectar y consolidar un camino certero hacia una matriz energética sostenible”, sostuvo Arcioni, y aseguró que “las inversiones van a venir con normas claras, y hoy la Argentina y Chubut las están dando”.

El gobernador destacó también: “es importante recibir a todos estos actores que trabajan para seguir potenciando los recursos de hidrocarburos de nuestro país, que tiene una enorme riqueza. No sólo crece Chubut, no sólo crece la región; también crece Argentina”.

Foro

El evento fue organizado por la Municipalidad de Comodoro Rivadavia, la Agencia Comodoro Conocimiento, el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), la Asociación de Transición Energética Sostenible (TES) y la provincia del Chubut.

En tanto, Pablo González de YPF anunció la licitación de 11 millones de metros cúbicos (m3) para abastecer el tramo del Gasoducto Néstor Kirchner que llegará hasta Salliqueló. “Adicionalmente, vamos a manifestar producción incremental en esa licitación para poder exportar a Chile. Así, entre enero y marzo vamos a aumentar significativamente nuestros envíos al país vecinos. En suma, estamos hablando de energía de transición, pero también de integración”, aseguró el ejecutivo.

Según sus precisiones, entre 2016 y 2019 se perdieron entre 4.000 y 5.000 puestos de trabajo en Santa Cruz. Algo similar, añadió, tuvo lugar en Chubut. “En el pasado, cuando caía la producción, caía el presupuesto, y ese costo lo pagaban los trabajadores. Tengo el privilegio de haber informado, bajo mis años de gestión, únicamente presupuestos de crecimiento. Asimismo, desde que estoy en YPF nunca se ha despedido a ningún trabajador”, se jactó.

De acuerdo con el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Martín Cerdá, el foro fue pensado para que todos puedan participar e interiorizarse sobre lo que actualmente está sucediendo a escala global con la transición energética. “Con el granito de arena que nosotros estamos en condiciones de aportar dese nuestros hogares al momento de cuidar la energía y ser eficientes, podemos ayudar a todo el eslabón de la cadena energética para tener un planeta más sustentable”, aseveró.

A su turno, Luis Juncos, intendente de Rada Tilly, consideró “una linda experiencia” la puesta en agenda de la transición energética y la generación de energías renovables.  “Estas temáticas no sólo deben ser prioritarias para la comunidad científica, sino también para la gente y la política. Sólo así las nuevas energías llegarán a ser competitivas en nuestro país”, proyectó.

Hidrógeno

En el discurso que dio en el Foro de Transición Energética Sostenible, Luque hizo fuerte hincapié en el desarrollo del hidrógeno. “A estas nuevas fuentes de energía como el hidrógeno verde, debemos pensarlas de forma integral para lograr un auténtico desarrollo, pensando en la posibilidad de constituirnos en un hub de conocimiento potente, en un centro de operaciones y de producción de nuevas formas de energías que sea neurálgico para el desarrollo de nuestra provincia, de la Patagonia y del país”, describió el intendente de Comodoro Rivadavia.

Además, Luque explicó que el desarrollo de energías renovables “tiene un potencial enorme para la creación de riqueza en nuestro país” y que “se prevé que pueda crear 50.000 empleos y generar exportaciones por más de US$ 15.000 millones ligados al hidrógeno”.

Transición

Luque vinculó la historia petrolera de Comodoro Rivadavia con la energía eólica y el hidrógeno: “tenemos una economía que necesita sumar nuevos desarrollos, ampliando y diversificando la matriz energética. No se trata de hacer morir a un modelo que ha sido exitoso para nuestra comunidad, sino de permitir que también nazca lo nuevo. Se trata de no perder estas oportunidades que nos posibilitan estas nuevas tecnologías y que requiere muchísimo esfuerzo e inteligencia estratégica, planificación y seriedad en la gestión para que podamos convertirla en una realidad efectiva”.

Hoja de ruta

Por último, Luque describió una “hoja de ruta” con mirada a largo plazo y donde se ponga el foco en el desarrollo tecnológico: “es necesario discutir sobre una ley de hidrógeno que brinde previsibilidad jurídica a las inversiones y podamos crear un polo científico-técnico-productivo para capacitar a nuestra mano de obra, generar desarrollo económico y social y conseguir las divisas que el país necesita”.

El mundo está demandando cada vez más hidrógeno verde y “la Argentina, la Patagonia y, particularmente, Chubut, puede ser uno de los grandes proveedores, generando un mercado nacional e infraestructura interna que permita cantidades crecientes y escalables de H2”.

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La transición energética es uno de los principales ejes temáticos en la agenda de trabajo de la Secretaría de Energía de la Nación, al igual que el ahorro de energía, el consumo responsable, la explotación de Vaca Muerta, el fortalecimiento de la infraestructura de transporte, la exploración offshore y la generación nuclear. Así lo aseguró la titular del área, Flavia Royón, al presentarse en el panel ‘Transición Energética – Articulaciones público-privadas como desafío y oportunidad para la Argentina y la región’, durante el primer Foro de Transición Energética Sostenible celebrado en la ciudad chubutense de Comodoro Rivadavia.

A su entender, la producción de hidrocarburos no necesariamente colisiona con la necesidad de diversificar la matriz de energía. “Hay que considerar que casi un 30% de la generación energética global todavía procede del carbón. En ese sentido, la Argentina todavía tiene mucho por ofrecerle al mundo en favor de la transición”, puntualizó. La premisa para el país, especificó, es que dicha transición sea justa, asequible y sostenible en el tiempo. “Asimismo, debe tener en cuenta la realidad productiva y macroeconómica nacional”, apuntó.

Promover la transición energética, indicó, no sólo es garantizar certidumbres para la inversión, sino también involucrar al sistema tecnológico y científico, a la industria y a las pequeñas y medianas empresas (PyMEs) locales en la cadena de valor. “No apuntamos a exportar únicamente energía y combustibles, sino también productos y servicios especializados”, reveló.

Consultada por el moderador Rodrigo Vázquez, asesor del Programa de Energías Renovables y Eficiencia Energética de GIZ Chile, acerca del proyecto de Ley de Hidrógeno, Royón resaltó la labor llevada a cabo en conjunto con la Secretaría de Asuntos Estratégicos y la Secretaría de Industria y Desarrollo Productivo. “Adicionalmente, estamos trabajando en el Plan Estratégico para el Desarrollo del Hidrógeno, entendiendo que debe haber una hoja de ruta para materializar lo dispuesto por la ley, dándole a los inversores la seguridad jurídica y fiscal que necesitan, y priorizando el trabajo argentino”, recalcó.

Desde su perspectiva, ninguna propuesta será viable sin licencia ambiental y social. “Los problemas macroeconómicos de la Argentina constituyen un riesgo para la inversión en energía. Pero ningún riesgo es mayor que la falta de validación social”, sentenció.

Nuevas normas

Cuando el marco legal para el desarrollo del hidrógeno en el país estaba próximo a vencer, Gustavo Menna, ex diputado nacional por Chubut, se propuso renovarlo. “El régimen vigente había nacido en 2006, a la par de la ley para fomentar los biocombustibles, en consonancia con los compromisos internacionales asumidos por la Argentina para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI)”, recordó.

En 2019, detalló, el Congreso de la Nación estableció los presupuestos mínimos para morigerar los efectos del cambio climático global. “No obstante, a fin de avanzar en la transición energética se necesitan nuevas normas. La buena noticia, en ese sentido, es que tenemos diversos proyectos de leyes con estado parlamentario, incluyendo el de mi autoría”, avisó.

Tal como sucedió con la Ley de Energías Renovables, ejemplificó, hay que dejar de lado las disidencias políticas para estimular el desarrollo industrial del hidrógeno, con foco en el hidrógeno verde que no deja huella de carbono. “Las medidas de promoción deberían orientarse a la integración de partes locales y a la superación de las diferencias de competitividad en los costos”, señaló.

Dos pilares

A decir de Graciela Misa, secretaria del Comité Argentino del Consejo Mundial de Energía (CACME), el diseño y la aplicación de nuevas tecnologías de desarrollo energético deben tener como metas finales el bienestar de la población y el cuidado del planeta. “Los dos pilares fundamentales de este proceso son la humanización y la alfabetización de la energía. El primer concepto alude al protagonismo del consumidor a la hora de favorecer la eficiencia energética. El segundo, en tanto, a los procesos educativos necesarios para potenciar la demanda responsable, en todos los niveles, a escala mundial”, argumentó.

Hoy se percibe como natural que al tocar un interruptor se encienda una luz, comentó, ignorando la verdadera complejidad del proceso que lo permite. “Por lo general, la gente no sabe cómo funciona una línea de alta tensión, un sistema de gasoductos o uno de oleoductos”, advirtió.

Otra premisa clave es la integración, añadió, aspecto que en su opinión no se limita a las instalaciones físicas vía redes eléctricas o gasoductos, sino también a la sanción de normativas supranacionales. “Para ampliar la integración regional no alcanzará con regulaciones meramente locales”, cuestionó.

Señales claras

De acuerdo con Pablo Tello, asesor técnico del Proyecto Descarbonización de GIZ Chile, por estos días el sector privado reclama certezas fiscales y normativas que se prolonguen en el largo plazo. “Lo que necesitan los inversores, básicamente, es claridad sobre cómo se desenvuelven los proyectos en cada país. Los desarrolladores no pueden tener por delante 20 puertas a las que golpear para asesorarse al respecto, necesitan una ventana única”, subrayó.

Es crucial, a su criterio, que las naciones que buscan inversiones extranjeras adopten una estrategia bien definida sobre cómo insertarse en el mercado mundial. “La Argentina, por caso, no puede desaprovechar el enorme potencial que posee para producir hidrógeno y fuentes energéticas renovables”, enfatizó.

Resulta gratificante, manifestó el experto, que ya se encuentre en marcha el primer proyecto latinoamericano de hidrógeno. “De cara al futuro, hay que alentar la potenciación del hidrógeno verde a nivel local y regional”, concluyó.

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La Secretaría de Energía y la Secretaría de Asuntos Estratégicos con el apoyo de Y-TEC avanzan en el diseño de una estrategia nacional con perspectiva federal que permita apuntalar el desarrollo de la economía del hidrógeno.

Con la participación de representantes de las carteras energéticas de 19 provincias se realizó una jornada de trabajo que permitió profundizar el abordaje de los desafíos y oportunidades para el desarrollo de un vector clave en la diversificación de la estructura productiva y exportadora del país.

El encuentro contó con la participación de la secretaria de Energía, Flavia Royón; la titular de Asuntos Estratégicos, Mercedes Marcó del Pont; el secretario de Industria y Desarrollo Productivo, José Ignacio de Mendiguren; y las autoridades de Y-TEC, Roberto Salvarezza y Eduardo Dvorkin.

Durante la apertura de las jornadas en la sede de Y-TEC Marcó del Pont expresó “el desarrollo de las energías limpias como el hidrógeno constituye un enorme desafío». «Tenemos que trabajar en forma articulada y federal para garantizar que el país participe en los diferentes segmentos de las cadenas de valor con nuestros recursos naturales pero también con nuestros conocimientos, competencias tecnológicas y capacidades productivas”.

En ese sentido, la secretaria de Energía afirmó “el desarrollo del hidrógeno representa una oportunidad para Argentina, tanto para abastecer el mercado interno como para la exportación». «Nuestro país tiene ventajas comparativas y competitivas en este sector y un gran potencial en todas las energías renovables que tenemos que desarrollar”, indicó para destacar que “la participación de 19 provincias reafirma los acuerdos y la mirada federal que necesitamos en el sector energético”.

Por su parte, De Mendiguren destacó la importancia de “encarar el desarrollo del hidrógeno en Argentina desde lo estratégico con el fin de fortalecer las capacidades industriales, científicas y tecnológicas, y así ampliar nuestra matriz productiva y energética». «Queremos fortalecer el acervo científico-tecnológico y protegerlo. Que se exporte la tecnología y la ciencia que esta actividad va a generar”, precisó.

Durante sus intervenciones las y los funcionarios destacaron la relevancia que tienen aspectos como la inversión en tecnología, la creación de marcos regulatorios, la generación de capacidades y la existencia de financiamiento para el desarrollo de la economía del hidrógeno en la Argentina.

Royón, Marcó del Pont y De Mendiguren ponderaron la articulación con las provincias para avanzar en el diseño e implementación de la Estrategia Nacional del Hidrógeno para facilitar las inversiones en el sector y consensuar un proyecto de ley de promoción del hidrógeno.

Asimismo De Mendiguren planteo “es necesario sostener el desarrollo de proveedores, que se exporte la tecnología y la ciencia que esta actividad genera, ya que la demanda a escala global abre la posibilidad de nuevos mercados de exportación para nuestro país”.

En tanto, Royón consideró que “tenemos una gran oportunidad para el crecimiento del país y la construcción de un sistema energético sustentable. Para eso necesitamos acuerdos públicos y privados, que nos permitan definir reglas claras, previsibilidad y un marco normativo para fomentar las inversiones en el sector”.

La secretaria de Asuntos Estratégicos aseveró “debemos trabajar juntos para garantizar agendas y políticas de mediano plazo que permitan materializar nuestro trabajo en una propuesta de desarrollo y un posicionamiento del país que permita potenciar el impacto de las inversiones en sectores como el hidrógeno”.

Las jornadas realizadas en la sede de Y-TEC contaron con las intervenciones de las subsecretarias de Planeamiento Energético, Industria y Estrategia para el Desarrollo, Cecilia Garibotti, Priscila Makari y Verónica Robert.

También estuvieron presentes el secretario de Planificación y Desarrollo Sustentable de Río Negro, Daniel Sanguinetti, y el Secretario de Hidrocarburos de Tierra del Fuego, Alejandro Aguirre.

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El mundo habla de la transición energética y traza planes para descarbonizar la economía en el mediano plazo. “Net zero” es ahora un hashtag universal y un objetivo corporativo global. Argentina, en lugar de ocupar el rol central que podría tener, aparece más como un espectador del proceso: el país tiene los recursos naturales y el potencial humano, pero también falencias institucionales, macroeconómicas y de seguridad jurídica que neutralizan ese potencial. 

No es un secreto que la transición energética requiere enormes inversiones, con un gran componente de inversión externa. Los Lineamientos para un Plan de Transición Energética al 2030, aprobados en octubre de 2021, reconocen la necesidad de millonarias inversiones para alcanzar una generación renovable del 30% de la demanda eléctrica en 2030 (una inversión total de aprox. US$ 13.970 millones, de los cuales aprox. US$ 6.670 millones son requerimientos de divisas). Esa cifra solo mira la inversión en generación renovable, sin considerar otras inversiones asociadas a la transición energética como el incremento de la producción de gas natural (“el” combustible de la transición), desarrollo de gasoductos, construcción de infraestructura portuaria, desarrollo de proyectos de GNL, ampliación de la red de transmisión eléctrica, inversiones en generación y transporte eléctrico y en plantas de producción asociadas al desarrollo del hidrógeno verde, etc. 

Las grandes inversiones que cada tanto se anuncian en los medios van a paso más que lento, esperando a ver si, y cómo, avanzan los cambios fundamentales que debe hacer la Argentina para que esos proyectos se concreten. En el interín, las únicas inversiones en energía e infraestructura que se realizan en el país son inversiones estatales o inversiones de empresas locales o extranjeras ya radicadas en la Argentina que deciden reinvertir una parte de los pesos que tienen atrapados en el país desde hace tres años como manera de mitigar parcialmente el impacto de la pérdida de valor de la moneda local. Esos pesos, empero, son insuficientes para cubrir las demandas de la transición energética (y, en general, del desarrollo del país) que requieren de inversión externa y divisas que el país no posee y que le está costando generar hace varios años. 

Sin embargo: ¿qué inversor extranjero va a invertir en un país que al mismo tiempo que le dice que lo recibe con los brazos abiertos, le informa que no va a permitirle repatriar su inversión? Ningún roadshow en el exterior, por más presentaciones y proyecciones que incluya, puede revertir fácilmente el historial de un país que cambia todos los días las reglas del juego, especialmente en materia cambiaria. 

Por otra parte, en el afán de restringir la demanda de divisas, la Argentina entierra sus chances de generarlas. Argentina quiere convencer al mundo de ser un destino para sus inversiones y, al mismo tiempo:

No devalúa formalmente, pero “ofrece” un abanico de tipos de cambio legales, algunos creados por el mercado y muchos otros por el propio gobierno (dólar oficial, dólar solidario, dólar tarjeta, dólar soja y dólar bolsa, dólar Netflix, dólar tecnológico, dólar Qatar y dólar Coldplay, entre otros) y una brecha abismal. 

Obliga al exportador a liquidar sus divisas al tipo de cambio oficial pero también le limita sustancialmente el acceso al MLC para compras de bienes y servicios necesarios para continuar su actividad generadora de divisas. 

Le dice al inversor extranjero que, como regla, sólo puede transferir al exterior una parte limitada de las utilidades de su inversión (30% de los aportes de capital ingresados vía MLC desde enero 2020) y que no puede repatriar nada de lo invertido con anterioridad. 

Le dice al inversor extranjero que no puede recuperar el capital de préstamos efectuados antes de octubre de 2020 a su sociedad local. Respecto de los financiamientos anteriores a octubre 2020 también les dice a bancos del exterior y bonistas internacionales que solo podrán cobrar el 40% del capital y que deben aceptar refinanciar a dos años el 60% restante. Si bien Argentina promete que esta restricción no aplica a los nuevos préstamos, todos se preguntan qué pasará con aquellos nuevos préstamos ante la próxima crisis de reservas que sufra el país.

Limita sustancialmente la capacidad de las empresas locales de pagar servicios al exterior, aplicando cupos anuales que no tienen en cuenta la realidad empresaria, especialmente para proyectos nuevos; y hace que el pago de importaciones de bienes, muchos de los cuales son indispensables para el desarrollo local, se transforme en una gesta imposible. En la actualidad un importador debe superar 5 niveles de restricciones para poder pagar importaciones vía el MLC (CEF, requisitos generales de acceso al MLC, SIRA (ex SIMI) y plazos mínimos de repago, cupos y restricciones adicionales “temporarias” sobre las anteriores).

Además, todas estas reglas, condiciones y restricciones cambian de semana a semana al ritmo de la suerte de las magras reservas del BCRA, con cambios intempestivos y mecanismos de excepción y excepciones de las excepciones, que complican la operatoria, dejan lugar a cierta discrecionalidad y generan un halo de desconfianza en el sistema.

Por diversos factores, la creación de regímenes promocionales en materia cambiaria no fue suficiente para revertir la desconfianza. Primero, los regímenes creados desde 2020 no aseguran al inversor la libre disponibilidad de divisas de su inversión. En el mejor de los casos, se le permite utilizar en el exterior una parte de las divisas para fines pre-autorizados. En los demás casos, se sigue exigiendo al inversor liquidar al tipo de cambio oficial sus exportaciones y se le “promete” que tendrá acceso al MLC para ciertos fines pre-autorizados (que excluyen el pago de importaciones, pago de servicios o la posibilidad de invertir en el exterior, entre otros), obligándolo a confiar en que – llegado el momento – el acceso al MLC será respetado por la misma autoridad que muchas veces se lo negó a pesar de haber cumplido con todas las condiciones vigentes al momentos de realizar la inversión. 

Segundo, el inversor tiene cierto temor sobre si se cumplirá con el régimen promocional. Motivos no faltan. Alcanza con recordar la actitud oficial en 2002 frente a los beneficios otorgados en 1989 a los productores de hidrocarburos, o reparar en que a pesar de haber realizado tiempo atrás las inversiones exigibles bajo el régimen promocional del Decreto 929/13, recién se reconoció formalmente el carácter de beneficiaria de Compañía de Hidrocarburo No Convencional S.R.L en septiembre de este año. Además, vinculado con lo anterior no existe protección en materia de estabilidad de los beneficios. La mayoría de los regímenes fue aprobada por decreto o normas del BCRA que fácilmente son reemplazables por otras y, salvo por el Decreto 234/21, ninguno establece un compromiso firme y expreso de estabilidad. 

Al hablar con inversores extranjeros, incluso quienes tienen o han tenido actividad en el país, el tema cambiario se ha transformado en uno de los focos centrales de sus preocupaciones. Quien invierte en un país, aun cuando lo haga en proyectos de largo plazo, quiere tener la seguridad de que podrá repatriar las utilidades de su inversión. Necesita tener la certeza de que podrá pagar las importaciones necesarias para concretar el proyecto y que el costo del financiamiento no se verá impactado por el temor del prestamista a no poder recuperar el capital prestado o a un cambio constante de las reglas de juego. Por razones similares, los inversores locales también dudan en encarar proyectos de envergadura. Si bien puede no estar presente la preocupación sobre la repatriación de la inversión, sí comparten los temores respecto de los problemas que el brutal cepo genera en el financiamiento, desarrollo y operación de los proyectos. 

Puede ser que los controles cambiarios busquen mitigar otro gran problema que tiene el país, como es la salida constante de divisas, consecuencia de la desconfianza que generan (puertas adentro y puertas afuera) malas decisiones políticas y económicas, incluyendo entre otras, el patológico y casi centenario déficit fiscal. Sin embargo, aunque cueste reconocerlo, hasta que Argentina no establezca un sistema cambiario uniforme, claro, no discrecional y estable, probablemente siga siendo un país con mucho potencial pero donde las inversiones y proyectos para hacer realidad ese potencial no se concretan y, mucho menos, resultan sostenibles en el largo plazo.

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La discusión sobre la letra chica del esquema de contractualización del mercado de gas para los próximos seis años —que se materializará en una nueva versión del Plan Gas que se extenderá entre 2025 y 2028— escaló al máximo nivel del gobierno. EconoJournal publicó la semana pasada que la publicación del decreto presidencial que oficializará el nuevo programa de estímulo al gas llevaba casi 20 días de demora porque el Ejecutivo no era capaz de encontrar una fórmula que genere consenso entre los principales productores del hidrocarburo.

Una semana después esa divisoria de agua entre quienes apoyan la regulación que redactó la Subsecretaría de Hidrocarburos que dirige Federico Bernal —fundamentalmente YPF y Tecpetrol, los dos mayores productores de gas de la cuenca Neuquina— y quienes se oponen —aunque con distintos argumentos, en ese lote figuran Pan American Energy (PAE), Pampa Energía, TotalEnergies y CGC, entre otras— sigue sin saldarse.

Por el contrario, a las conversaciones que vienen manteniendo funcionarios nacionales y directivos de petroleras, esta semana se sumaron los gobernadores de algunas provincias petroleras —como Mariano Arcioni, de Chubut, y Alicia Kirchner, de Santa Cruz—, que concretaron gestiones oficiosas ante la Casa Rosada y el ministro de Economía, Sergio Massa, para defender la posición de las productoras que operan en sus territorios.

Fuentes provinciales explicaron que el objetivo de mínima es evitar que esta nueva versión del Plan Gas termine motorizando una concentración del flujo de inversión en Vaca Muerta en desmedro de otras cuencas productoras como la Austral y la del Golfo San Jorge.

Talón de Aquiles

A última hora del lunes, el Ejecutivo envió a las empresas la última versión de las cinco resoluciones que pondrán en marcha el nuevo Plan Gas. Este medio accedió a esos documentos. El talón de Aquiles del programa que redactó Bernal sigue siendo el capítulo que regula qué empresas tendrán prioridad para exportar gas hacia Chile durante la temporada estival, que se extiende desde el 1 de octubre al 30 de abril.

La disputa por cómo quedará redactado ese anexo —denominado ‘Procedimiento de autorización de exportaciones de gas natural— explica por qué el Decreto firmado por Alberto Fernández aún no vio la luz. La expectativa de la Secretaría de Energía era presentar esa norma —que ya fue girada a la secretaria de Legal y Técnica, Vilma Ibarra— a más tardar este martes. Algunos se ilusionan con que finalmente se publique este viernes (mañana), pero de un relevamiento entre productoras se percibe rápidamente que la cuestión de fondo está lejos estar resuelta.

Veredas opuestas

El borrador inicial que giró Hidrocarburos a las empresas incluía, tal como publicó este medio, tres moduladores para definir cómo asignar los permisos de exportación hacia Chile y en qué orden hacerlo. En este último borrador, los moduladores son sólo dos, aunque lo más importante sigue sin definición, porque el borrador no precisa qué porcentaje se le asignará a cada uno de los dos mecanismos.

Básicamente, el texto sigue priorizando a las compañías de mayor tamaño a las que se les garantizaría la mayor parte del mercado de exportación. Se optó por esa alternativa para favorecer a YPF, la petrolera controlada por el Estado, que es el principal productor del gas de la Argentina y en especial de Neuquén, le cuenca con mayor potencial de crecimiento de la mano de Vaca Muerta. Indirectamente, ese esquema benefició también a Tecpetrol, la petrolera del grupo Techint, que con el desarrollo en tiempo récord de Fortín de Piedra se convirtió en el segundo productor de gas de la cuenca.

Al tomar ese camino, Bernal se metió en una trampa de doble agarre. Desde lo conceptual, con la decisión de premiar a los mayores jugadores del mercado se barrió casi con cualquier atisbo de competencia para acceder a la ventana de exportación.

Podría haberse optado, en cambio, por establecer que el mercado chileno de gas se repartiría entre quienes ofrezcan los precios más bajos en la subasta que se llevará adelante en noviembre. Así funcionó, de hecho, el Plan Gas.Ar que diseñó el equipo del ex ministro Matías Kulfas y puso en marcha el equipo de Darío Martínez. Pero se optó por asegurarle ese negocio a YPF eligiendo como criterio la cantidad de gas inyectada en el sistema.

Es una mirada discutible en términos de objetivos de política pública. Son varias las voces, en especial en la política, que defienden la conveniencia de garantizar una transferencia de renta en favor de la petrolera controlada por el Estado, que fue la que mayoritariamente deriskeo y puso en valor Vaca Muerta. Pero el problema central, en este caso, es que para favorecer a YPF, Bernal elaboró un programa que cambia las reglas de juego que instrumentó este mismo gobierno en enero de 2021.

El Plan Gas.Ar, que finaliza el 31 de diciembre de 2024, aplicó un criterio federal según el cual, aunque Vaca Muerta tuvo una marcada centralidad porque es la oportunidad excluyente del país, también se contempló la inversión en otras cuencas como el offshore de la cuenca Austral, al sur de Tierra del Fuego, y los yacimientos convencionales y tight gas de Santa Cruz y en menor medida de Chubut. ¿De qué manera? Implementando esquemas que permitieron que casi todas las empresas que inviertan para elevar su producción tengan acceso al mercado de exportación hacia Chile, que es el segmento que paga precios más caros (este verano se venderá gas a más de 7 dólares, el doble que la media del mercado doméstico). La licitación que se llevará a cabo en las próximos semanas va a contramano de esa visión federal de balancear la distribución del negocio de exportación entre todos los actores del sistema.

Cambios menores

El gobierno incluyó en el último borrador una serie de modificaciones para intentar legitimar el nuevo Plan Gas entre algunas de las empresas díscolas. A grandes rasgos, incorporó dos novedades. Por un lado, si bien mantuvo dos moduladores que se basan en el volumen inyectado para asignar permisos de exportación, estableció en el punto 3.5 del Anexo en cuestión que cada empresa podrá obtener, como máximo, un 30% de las ventas totales de gas hacia Chile. Con ese tope, aceptó, a pedido de algunas petroleras, limitar que YPF y Tecpetrol monopolicen el negocio de exportación. Es decir, como máximo, ambas empresas podrán concentrar un 60% de las ventas.

Al mismo tiempo, Hidrocarburos modificó el punto 6.5, que establecía que un cupo de las exportaciones se definiría por el descuento que signifique para el Estado contar con una mayor producción de gas a fin de reducir las importaciones de LNG y combustibles líquidos para generación. En ese apartado se agregó que se premiará a las productoras que eviten el declino desde las cuencas onshore Austral y del Golfo San Jorge, que son estratégicas para garantizar el abastecimiento del sistema de transporte de gas desde el sur del país.

¿Cómo serán beneficiadas? En esos casos, el descuento para el Estado se calculará comparando —y deduciendo— el precio del gas de esos campos locales con el valor del gasoil en el mercado de Nueva York (NY Harbor ULSD). ¿Qué quiere decir eso? Que si, por ejemplo, el precio del gasoil promedió en 12 meses un precio de 25 dólares y las productoras de Santa Cruz y Chubut le venden gas a Cammesa —la empresa que administra el mercado eléctrico (MEM)— a un precio de 9 dólares, el descuento se calculará a partir de los US$ 16 de diferencia que existen entre ambos valores.

“La lógica es que como con el gas nuevo que se inyecte en el gasoducto San Martín se reemplazarán importaciones de gasoil en invierno para las centrales eléctricas, tiene sentido comparar ambos valores. Sin embargo, asumiendo que el precio del gasoil está muy alto, se podría haber buscado una alternativa más económica”, advirtió un ex funcionario del área energética.

Habrá que ver cómo se ajustan las normativas, dado que algunas fuentes privadas señalaron incluso que la redacción de los documentos es defectuosa en cuanto a la técnica legislativa. “Da la sensación que le falta un barniz del área de Legales de la Secretaría. Hay pasajes muy confusos”, admitió el vicepresidente comercial de una petrolera, bajo reserva de nombre.

El cierre de la negociación no puede extenderse mucho tiempo más. El ministro Massa había fijado que el proceso de licitación bajo este nuevo Plan Gas debería estar concluido el 31 de octubre. No hay tiempo material para llegar en ese plazo. Pero la secretaría de Energía, Flavia Royón, no quiere extenderse más allá del 15 de noviembre. El reloj está corriendo.  

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El nuevo Sistema de Importaciones de la República Argentina (SIRA) comenzó a regir el lunes pasado. El secretario de Comercio, Matías Tombolini, informó que sólo ese primer día ingresaron más de 10.000 solicitudes de importaciones por un valor superior a los 1400 millones de dólares. El aluvión se explica por el freno que había registrado en las últimas semanas el Sistema Integral de Monitoreo de Importaciones (SIMI), ahora reemplazado por el SIRA, y la consecuencia es un cuello de botella que afecta al sector energético, entre muchos otros.

El freno complica particularmente los planes de perforación de pozos en Vaca Muerta, una de las prioridades del gobierno con vistas a elevar la cantidad de gas disponible para el próximo invierno. Varios directivos de empresas operadoras y de servicios manifestaron su preocupación por la demora para traer repuestos y maquinarias.

“Hace tres semanas no podemos importar nada. Primero porque la SIMI estaba planchada. Después tiraron abajo la SMI. Hicimos la presentación en el SIRA y hace tres días que no pasa nada. Tengo tapones para fractura frenados y si no llegan esos tapones no se fractura porque no hay tapones de esa medida en la Argentina”, aseguró a EconoJournal un empresario del sector petrolero, desesperado por el freno a la importación.

SIRA por SIMI

El Programa de Incremento Exportador o «dólar soja» incentivó la liquidación de 8123 millones de dólares de ese grano y derivados en septiembre, un mes en el que las exportaciones del agro históricamente son un tercio de ese valor. El Banco Central embolsó 4968 millones de dólares, 64 por ciento del total ingresado a través del Programa. Para cuidar esos dólares se decidió poner en marcha una batería de medidas que incluyeron el reemplazo del SIMI por el SIRA.

La consecuencia inmediata del cambio de sistema fue que las más de 4500 cautelares que habían obtenido las empresas para seguir importando al tipo de cambio oficial cayeron porque quedaron abstractas ya que habían sido hechas sobre un sistema que dejó de tener vigencia.

Al mismo tiempo, el gobierno elevó la cantidad de bienes que dejaron de tener Licencia Automática (LA) para importar. El 41% del total está ahora bajo el régimen de Licencia No Automática (LNA) y debe pedir autorización.

Eso le otorga un mayor control al gobierno, aunque desde Economía aseguraron que el nuevo sistema va a ser más rápido porque permite la verificación del cupo importador en tiempo real. Además, afirman que una vez que se aprueba la SIRA el importador recibirá la fecha de pago que en el caso de las pymes es de 60 días.

Una dificultad planteada por los empresarios pyme industriales es la imposibilidad de importar determinados insumos por falta de cupo y la decisión de algunos proveedores de no vender mercadería si no es con pago anticipado. “Se estudiarán durante el transcurso del nuevo sistema excepciones que ameriten el pago a menos días”, fue lo único que respondió Tombolini sobre este punto.

Demoras

Más allá de las promesas oficiales, en los primeros días de funcionamiento del nuevo sistema miles de importaciones continúan paradas. Apenas el importador carga la SIRA, el sistema prevé la intervención de cuatro organismos que deben dar el visto bueno: Banco Central, Aduana, Secretaría de Comercio y Secretaría de Industria. Los empresarios sostienen que la mayor demora se produce en Industria. Dentro de 10 días tienen que dar una respuesta con el SIRA, que recién comenzó a regir el lunes.

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El director de la consultora PxQ, Emmanuel Álvarez Agis, analizó el escenario actual del sector energético y la incidencia que tiene en él la política y la economía del país. En base a esto afirmó “Vaca Muerta ha generado un consenso por lo abrumador y lo grande que son sus resultados”.

En esa misma línea sostuvo “lo único que no ha roto la grieta es Vaca Muerta. Ahí uno ha visto que desde la expropiación del 51% de YPF para acá, se dio una continuidad de las políticas que han permitido desarrollar la industria hidrocarburífera en la formación geológica”, opinó en diálogo con la radio LU5.

A su vez, remarcó el potencial que presenta Vaca Muerta, las posibilidades de crecimiento que posee y la necesidad de un marco regulatorio. Por esto planteó “hoy estamos explotando una parte muy chiquita de la formación Vaca Muerta, pero ya nos empieza a dar certezas y se puede decir que más o menos sabemos que en los próximos 20 años vamos a ir por este lugar, entonces nos podemos poner de acuerdo en un esquema que, dada la magnitud económica de Vaca Muerta, valga la pena para la Argentina».

En consonancia con esa idea agregó “si uno ve un sector que de acá a una década va a duplicar las exportaciones del país, uno puede discutir un marco«. Puesto que consideró que actualmente es posible debatir sobre la seguridad jurídica y las condiciones a largo plazo para formación ya que existen los indicadores de productividad y la curva de aprendizaje, no como ocurría hace algunos años atrás en donde había incertidumbre acerca de la explotación no convencional.

El exfuncionario también subrayó que “Neuquén es una de las pocas provincias que genera empleo privado de calidad, en donde las exportaciones energéticas están aumentando a dos dígitos anuales y Vaca Muerta está al tope de producción«.

Asimismo, Álvarez Agis brindó su visión sobre la economía argentina y sostuvo que “está en una situación muy complicada. La inflación ya está en un nivel preocupante para un país que tiene un nivel de tolerancia alto. La Argentina ha sabido vivir con un 25% de inflación por año, con un 50%, pero con 100% es imposible”.

Aun así, consideró “el cambio en el equipo económico da por primera vez la idea de que hay un mando unificado en la política económica. La mala noticia es que hubo que esperar dos años y medio para que eso pasara”.

El próximo 25 de octubre el economista participará del evento Vaca Muerta Insights, junto con Marina Dal Poggeto, directora ejecutiva de EcoGo; y Nicolás Arceo, titular de la consultora Economía y Energía, que organizan La Mañana de Neuquén, Más Energía y EconoJournal. Desde Neuquén analizarán las perspectivas de la economía argentina de cara a 2023, a fin de trazar un panorama para dimensionar cuánto impactará la compleja coyuntura actual en la agenda energética del país.

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El martes 18 de octubre la Central Hidroeléctrica Yacyretá alcanzó nuevamente su máxima potencia de generación luego de la puesta en funcionamiento de las 20 unidades generadoras y las lluvias que se registraron en el sur, que provocó un fuerte aumento del caudal del río Paraná. De este modo, la central alcanzó una Potencia Máxima Instantánea por encima de los 3.000 MW, según informó la Entidad Binacional Yacyretá (EBY). A diferencia de la sequía y la bajante histórica de la cuenca del Paraná del año pasado, donde la central generó al 50% de su capacidad, se espera que este perfil de generación de energía de la central se mantenga al menos por un mes, provocará un menor requerimiento de generación térmica en el país.

En el caso del “suministro diario de energía de la central hacia ambos sistemas eléctricos, fue de 69.303 megawatt por hora (MWh)” y “la Potencia Media Horaria máxima alcanzada fue de 2.983 MW”. También se registró un “suministro diario de energía de la central hacia el sistema argentino (SADI) de 66.837 MWh”.

Fuentes con conocimiento del despacho de energía de la central indicaron a EconoJournal que “las lluvias sobre el Iguazú fueron de gran magnitud, pero puntuales. Por este motivo, el caudal pasó de aproximadamente de 3.000 metros cúbicos por segu0ndo (m3/s) a más de 16.000 m3/s, pero bajó esta semana a 6.000 m3/s”.

“El Paraná también tuvo lluvias aguas arriba de Itaipú, lo que también mejora el perfil de aportes en Yacyretá. Es decir, las lluvias permiten mejorar el perfil de generación de Yacyretá al menos por cerca de un mes, mejorando la situación sensiblemente frente a la referencia extra seca del año pasado, bajando el requerimiento de generación térmica. Sumado a eso hay también crecida en el Río Uruguay aumentando la generación de Salto Grande”, destacaron las mismas fuentes.

Aviso hidrológico

De esta manera la Central Hidroeléctrica puso a disposición de la demanda de los sistemas eléctricos de Argentina y Paraguay la totalidad de su potencia instalada, destacó la EBY. En el aviso hidrológico, la entidad remarcó este miércoles que “los pronósticos de lluvias producidos por los diferentes centros meteorológicos prevén precipitaciones de variada intensidad sobre la cuenca de aporte directo al embalse y regiones adyacentes para los próximos días. Los montos acumulados estimados estarían entre 30 a 120 mm según sea la fuente consultada”.

“Los caudales afluentes a Yacyretá estarán acordes a la operación de las centrales hidroeléctricas aguas arriba y a la evolución real de las precipitaciones pronosticadas sobre su cuenca de aporte”, concluyó el comunicado de EBY.  

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