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Un 12 de mayo de 1949 se marca un hito significativo en la historia de la industria química y petroquímica de Argentina, que, bajo la denominación “Cámara Gremial de la Industria Química” se constituye la asociación civil que agremió a los industriales de la rama química, en la actualidad la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®). La misma se fundó con el objetivo principal de constituir una asociación que agrupara a todas las empresas del sector químico y petroquímico que desarrollaban su actividad en esos años y con el fin de representarlas gremialmente velando por sus derechos e intereses.

A nivel regional, fue una de las primeras Cámaras del sector en conformarse ya que, en Chile, la Cámara colega se configuró en 1956, en México en 1959 y en Brasil en el año 1964. Su membresía activa en el Concejo Internacional de Asociaciones Químicas (ICCA) demuestra su compromiso, colaboración y búsqueda de progreso a nivel local y global de las iniciativas de la industria química, destacaron desde la Cámara.

Con motivo del 75º aniversario, el director ejecutivo de la CIQyP®, Jorge de Zavaleta, reflexionó que “la Cámara ha trabajado incansablemente, durante todos estos años, para promover el crecimiento y la competitividad del sector, representando los intereses de las empresas -grandes y Pymes- fomentando la innovación y la sostenibilidad en la industria”.

También que “a través de la colaboración con el gobierno, las instituciones académicas y otras organizaciones del sector, la CIQYP® ha desempeñado un papel clave en la formulación de políticas y estrategias que han impulsado el desarrollo de la industria química y petroquímica en todo el país”.

Desde la Cámara remarcaron que su objetivo de conformación sigue vigente y sus incumbencias se han ampliado buscando adaptarse a las nuevas necesidades de la industria; sus trabajos de diagnósticos, evaluaciones, recomendaciones y formulaciones de propuestas continúan generando aportes necesarios para el mejor desarrollo de la industria química en Argentina.

Estas actividades proporcionan la base fundamental para sustentar las actividades de representación de los intereses de la industria química que la CIQyP® realiza ante el Poder Ejecutivo y el Poder Legislativo, Sindicatos, Asociaciones Civiles y demás partes interesadas. La activa participación de los Socios de la CIQyP® en sus Comisiones, Programas y Grupos de Trabajo, permite mantener un flujo de información hacia las partes interesadas facilitando el intercambio de experiencias y mejores prácticas.

Actualidad del sector

La CIQyP® agrupa a más de 180 empresas que representan más del 80% del Producto Bruto Interno del sector químico y petroquímico. Además, en Argentina el sector exporta y aporta más de 4.000 millones de dólares en forma anual; si bien los flujos exportables son variables debido a la variabilidad de la oferta y demanda de estos a nivel global y disponibilidad de las materias primas influenciado por la estacionalidad.

A 75 años de la formación de la CIQyP®, la Industria Química y Petroquímica de Argentina produce más del 4,2% del Producto Bruto Industrial (PBI), representa el 12% de la Industria Manufacturera Local, emplea 70.000 personas en forma directa y más de 280.000 empleos indirectos en toda la cadena de valor y una inversión en activos de más de 18.000 millones de dólares. En este sentido, el sector químico y petroquímico de la Argentina se encuentra en el “TOP 2” de los más grandes de Sudamérica, después de Brasil.

La industria

La industria química y petroquímica desempeña un papel fundamental en la economía argentina, contribuyendo significativamente al desarrollo industrial, sustentable y tecnológico del país. Las contribuciones de la industria química y petroquímica se pueden entender por medio de la magnitud de impacto: más del 96% de los productos manufacturados tienen contacto con la química. A su vez, la petroquímica en el país desarrollada a partir de Gas Natural y Líquidos de Gas natural es muy competitiva y presenta excelentes perspectivas de crecimiento a partir de los Hidrocarburos No Convencionales de Vaca Muerta.

Se producen localmente todas las resinas plásticas de mayor uso en el mundo, con un alto desarrollo del sector de conversión y reciclado de plásticos. A su vez, el sector está representado en nuevos mercados como: fertilizantes, plásticos, químicos para minería (litio y cobre), materias primas renovables (etanol/biodiesel/aceite de soja / glicerina, entre otras).

El desarrollo de la Industria Química y Petroquímica en Argentina comenzó en la década del ’40 y ha sido fundamental para la economía del país.  Este proceso ha llevado a la creación de ocho polos de producción que se destacan a nivel país y los cuales han sido claves para el desarrollo económico y de otros sectores críticos para la economía nacional.

La entidad promueve el crecimiento y desarrollo sustentable del sector por medio de iniciativas de sus empresas socias, entre las que se pueden destacar grandes, medianas y pequeñas de capital internacional y nacionales. Además, tiene como asociadas a empresas dedicadas al transporte de productos químicos y empresas especializadas en el tratamiento de residuos peligrosos. 

Desafíos del sector:

·        Consolidación del Mercosur: (mercado estratégico para el sector).

·        Promoción de las exportaciones: reducción de retenciones, restablecimiento de reintegros.

·        Herramientas de defensa comercial efectivas para producciones “sensibles”: Antidumping y valores criterio de importación.

·        Facilitación del comercio entre socios del Mercosur.

·        Minería del Litio y Cobre – Oportunidades de Inversión.

·        Ley de promoción de la Industria Química –Petroquímica – Aplicar el Régimen RIGI.

·        Dar impulso a una política de estado que facilite la monetización de los recursos de Vaca Muerta, tomando al gas natural como un combustible de transición que impulse la economía y reduzca la huella de carbono.

·        En el ámbito ambiental, la economía circular orientada a la valorización del recurso, el proceso de mitigación y reducción de emisiones, la gestión integral de las sustancias químicas y el aporte al cumplimiento de los Convenio multilaterales ambientales (AMUMAs) firmados por Argentina son desafíos claves.

La Cámara al frente de la sustentabilidad del sector

En la Argentina, la CIQyP® administra el Programa de Cuidado Responsable de Medio Ambiente (PCRMA®), una iniciativa mundial del sector que está presente en más de 70 países de los cinco continentes y su propósito es administrar los riesgos a los que se encuentran expuestos los diferentes actores involucrados en el manejo de los productos químicos, buscando la mejora continua y la excelencia en su interacción con el medio ambiente, la salud ocupacional y la seguridad. En el año 2017, el PCRMA® cumplió 25 años de implementación y gestión en Argentina, marcando un hito para la región.

La industria química constituye uno de los pilares más importantes sobre los que se desenvuelve la vida cotidiana. Sus productos son indispensables para asegurar la disponibilidad, calidad y preservación de alimentos, medicamentos y productos para la salud, la limpieza y el cuidado personal, la vivienda, la vestimenta, la educación, el transporte, las comunicaciones, y en general para casi todos los productos y servicios característicos de la vida moderna. Esto permite aseverar, sin lugar a duda, que la vida moderna no sería concebible en su forma presente sin el concurso de la industria química y petroquímica.

El desarrollo de la industria química  en Argentina se remonta casi a 200 años atrás, siendo uno de los pilares de desarrollo industrial del país, cuyo punto de partida se puede referenciar a 1810 dónde, por narraciones históricas, se destaca el rol desempeñado por la Jabonería de Hipólito Vieytes (1762 – 1815) y Nicolas Rodriguez Pena (1715 – 1853), como lugar de reunión de los patriotas y cuna donde se gestó la Revolución de Mayo; lo cual constituye la primera y más ampliamente difundida referencia histórica de la industria química en Argentina.

Por todo esto, la celebración del 75° aniversario de la CIQyP® es una oportunidad para reflexionar sobre todos los desafíos que se tiene por delante; y para trazar un camino hacia un futuro más próspero y sostenible para la industria química y petroquímica en Argentina. Es una oportunidad para reconocer los logros alcanzados en el pasado, pero también para proyectar un futuro prometedor y sostenible para esta importante industria en el país, concluyeron desde la Cámara.

, Redaccion EconoJournal

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, afirmó que el Régimen de Incentivos para las Grandes Inversiones (RIGI) que está dentro del proyecto del Ley Bases “tiene que aprobarse” en el Senado para que pueda avanzar el megaproyecto para construir una planta de Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés). La empresa con mayoría accionaria estatal YPF y la compañía malaya Petronas tienen en carpeta construir la planta de GNL en la provincia de Río Negro. La iniciativa permitiría que la Argentina comience a exportar por barco el gas no convencional que se produce en Vaca Muerta.

“El proyecto Argentina GNL es el más grande de infraestructura y producción de la industria argentina”, sostuvo el ejecutivo en una entrevista en Radio Mitre este lunes. Permitiría que el país ingrese al selecto grupo de países exportadores de GNL. Y advirtió también que “sin RIGI no vamos a exportar 30.000 millones de dólares por año entre toda la industria” y aclaró que YPF podría alcanzar el 40% de esas exportaciones.

Además, remarcó que “es un proyecto de alrededor de 50.000 millones de dólares. Para lograr que se pueda desarrollar este proyecto, hay que lograr que sea rentable a bajo precio, seguridad jurídica y todo lo que tiene el RIGI”, expresó Marín, que se encuentra en la ciudad de Nueva York donde le contará el Plan 4×4 de YPF a más de 100 inversores. “El GNL tiene que ser una política de estado”, continuó.

Ocho Fortín de Piedra

También destacó que para alcanzar la producción que demandará el proyecto de GNL de YPF y Petronas “se necesita de ocho Fortín de Piedra produciendo en simultaneo”, en referencia al área de shale gas de Tecpetrol -que tuvo a Horacio Marín a cargo- que es la de mayor producción de Vaca Muerta.

En este sentido, el ejecutivo advirtió que “uno de los problemas que podemos tener es conseguir la mano de obra que se requiere”, ya que el proyecto para exportar GNL va desde el aumento de la producción de gas en los yacimientos, el transporte a partir de la construcción de tres gasoductos similares el Néstor Kirchner hasta la planta de licuefacción.

“Para desarrollar Fortín de Piedra necesitamos más de 1.000 pymes, imaginemos lo que vamos a necesitar si el proyecto de GNL necesita ocho Fortín de Piedra. Cuando se discute que (con el RIGI) las pymes no van a tener trabajo, con la planta de GNL va a explotar de trabajo. Esto es extraordinario”, añadió.

“Hay que avanzar con este proyecto porque va a ser muy difícil conseguir capital. Las empresas locales no tenemos 50.000 millones de dólares para financiar el proyecto. Necesitamos que vengan capitales”, subrayó Marín.

Juicio a YPF

Marín prefirió no dar declaraciones sobre el juicio por la expropiación de YPF de 2012 que se desarrolla en Nueva York. “YPF es una Sociedad Anónima y ya fuimos excluidos del juicio. Por eso como compañía no opinamos sobre el tema”. Pero agregó que “como argentino, pienso que es de muy difícil implementación la cesión de acciones”.

Vaca Muerta

El CEO y presidente de YPF también afirmó que “Vaca Muerta es la Texas Latinoamericana. En dos meses, vamos a saber si Palermo Aike es realmente el segundo shale del país. Y también tenemos el offshore”.

“Es muy promisorio el panorama de energía. Hay que impulsar su desarrollo porque sin inversión es imposible desarrollarlo. La energía tiene todo para que la Argentina tenga menos pobreza. Puede ser otro campo”, concluyó.

Acuerdo con Petronas

En septiembre de 2022, YPF y Petronas firmaron un Joint Study and Development Agreement, un acuerdo para avanzar en los estudios de factibilidad para construir una planta onshore de GNL con el objetivo de exportar por barco el gas natural de Vaca Muerta. El proyecto requiere una primera inversión de US$ 10.000 millones para alcanzar una producción de 5 millones de toneladas de GNL por año. La planta podría comenzar a operar en 2030 o 2031, según los planes de las compañías.

La iniciativa permite aumentar la inversión hasta los US$ 30.000 millones para escalar la producción de GNL en volúmenes superiores a los 25 millones de toneladas anuales. Hace un mes lanzaron una licitación para la ingeniería de las unidades flotantes de licuefacción. Como primer paso para exportar GNL, YPF y Petronas prevén comenzar a exportar gas de Vaca Muerta a través de barcos a partir de 2026 con la instalación de una plataforma marítima de licuefacción.

, Redaccion EconoJournal

El Fiscal de Estado de la Provincia de Santa Cruz, Ramiro Castillo, solicitó un amparo para que se frene el aumento de las tarifas de gas natural en esa provincia. Pese a que el ajuste rige desde principios de abril, la presentación se realiza justo en el momento en el que el gobernador Claudio Vidal negocia con el gobierno nacional el apoyo al proyecto de Ley Bases a cambio de una serie de concesiones para una jurisdicción que está siendo golpeada no solo por la suba de las tarifas sino también por el freno en la construcción de las represas, la salida de YPF de la provincia y el intento de privatización de Yacimientos Carboníferos Río Turbio.

Fuentes que siguen de cerca las conversaciones entre Vidal y el gobierno nacional aseguraron a EconoJournal que la negociación para que los dos senadores que responden al gobernador voten la ley está empantanada. En ese contexto, la solicitud de un pedido de amparo para frenar los aumentos, que llega luego de que el ministro de Economía Luis Caputo dejara en suspenso la aplicación de los incrementos adicionales previstos a partir de mayo, pareciera una jugada destinada a redoblar la presentación en la recta final previa a la votación en el Congreso.

El fiscal Castillo, quien realizó la presentación junto a tres usuarios del servicio de gas natural de la provincia, pidió que se declare la inconstitucionalidad, nulidad e inaplicabilidad en Santa Cruz de la resolución 41/24 de la Secretaría de Energía que fijó los nuevos precios del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) y de la resolución 122/2024 de Enargas que incluye los nuevos cuadros tarifarios para la provincia.

Claudio Vidal, gobernador de Santa Cruz.

Qué dice la presentación

La Fiscalía justificó su intervención en el artículo 125 de la Constitución Provincial que pone a su cargo la defensa del patrimonio provincial y la reconoce como parte necesaria y legítima en todo proceso en que se controviertan intereses de Santa Cruz.

En el pedido de amparo se recuerda además que la ley provincial 3849 declaró la Emergencia Energética en todo el territorio provincial hasta el 31 de diciembre de 2024, por entender que “el gas y la electricidad son servicios esenciales debido a las bajas temperaturas y condiciones climáticas extremas de nuestra provincia”. El artículo 2 de esa norma autoriza al Poder Ejecutivo a arbitrar todas las medidas administrativas y legales necesarias para evitar aumentos desmedidos en las tarifas de los servicios públicos de gas y electricidad, mientras que el artículo 3 le encomienda proteger a los ciudadanos de Santa Cruz de aumentos injustificados y desproporcionados de los servicios públicos, garantizando así su acceso a la energía a un precio justo y razonable.

En la presentación se remarca también que el Estado Provincial es usuario del servicio en escuelas, hospitales, comisarías, cuarteles de bomberos, CICs, y demás oficinas y entes estatales. “En todos o la mayoría de estos organismos y dependencias el gas natural es fundamental para el desarrollo de las actividades esenciales allí desarrolladas. Pensemos, por ejemplo, en un quirófano en el que los médicos deban operar de urgencia a un paciente sin calefacción en pleno invierno. O en una escuela en la que los niños, niñas y adolescentes deban concurrir a clase en esas condiciones”, remarca el texto.

Lo que se remarca en el pedido es que las resoluciones cuestionadas “introducen incrementos arbitrarios e injustificados del precio del gas en el PIST que se traslada a la tarifa del precio del gas por redes, así como de los cargos fijos y variables de la tarifa de distribución”. De hecho, en el texto se subraya que los aumentos llegan en algunos casos al 5500%.

Precios del gas en el PIST

La resolución 41/2024 es cuestionada por elimina el precio diferenciado para la zona patagónica. Antes de la sanción de esa norma el precio del gas en el PIST para Santa Cruz era un 50% menor al precio que pagaban los usuarios de la Ciudad de Buenos Aires, pero en la presentación se remarca que ahora es solo un 3% menor cuando la Patagonia es productora de hidrocarburos y además sufre temperaturas extremas durante el invierno.

“La resolución 41/2024 no contiene fundamentos ni explicaciones respecto de esta cuestión, lo que le agrega un vicio de carencia de causa y de fundamentación que aportan más argumentos a su invalidez”, agrega el texto.

También se cuestiona la resolución 41/2024 porque indexa las tarifas de gas al tipo de cambio, relegando servicios públicos esenciales a la política cambiaria. “Es una decisión insostenible en el tiempo, porque, incluso si las tarifas pudieran pagarse hoy (lo que está seriamente en duda para la mayoría de los usuarios residenciales), un salto abrupto del tipo del cambio como los que son moneda corriente en nuestra economía implicaría el aumento automático e inmediato de la factura incluso en pleno período invernal, con el riesgo consiguiente de acceso al servicio”, dice el texto.  

Contra la suba de los cargos fijos

La Fiscalía cuestiona también los nuevos cuadros tarifarios que incluyen fuertes subas de los cargos fijos de distribución. “El ítem que mayor aumento recibe con esta resolución son los cargos fijos, con variaciones de hasta 5.579%. Por otro lado, las tasas por trabajos de habilitaciones y conexiones aumentaron un 788%”, denuncia el texto. También cuestionan que el cargo fijo ahora se cobre de manera completo de manera mensual cuando antes se lo facturaba por bimestre.

“Aumenta también la incidencia del cargo fijo en el peso proporcional de la factura, debido a la eliminación de hecho del “valor agregado de distribución” (VAD). El VAD es un porcentaje sobre el precio del gas que cobraba la distribuidora y según el cual, a más gas vendido, mayores eran los ingresos por este rubro. De ahí el componente estacional del VAD, que se sustituye con el incremento del cargo fijo”, remarca el texto. Luego agrega que “se trata de una decisión que, en vez de focalizarse en los intereses de los usuarios, atiende exclusivamente a los de las distribuidoras, pues se disminuye la importancia de la estacionalidad en sus ingresos, a costa de un mayor sacrificio de los usuarios”.

Por último, en la presentación se remarca que este fuerte ajuste tanto del precio del gas en el PIST como de las tarifas finales de distribución contradicen las recomendaciones que realizó la Corte Suprema de Justicia en el fallo CEPIS de 2016 cuando expresó que resultaba conveniente “fijar los criterios rectores con relación a la razonabilidad de la política tarifaria a adoptarse respecto a servicios públicos esenciales, con la expectativa de que sean asumidos en el futuro para casos similares”.

, Redaccion EconoJournal

La asamblea de accionistas de Cammesa -la empresa encargada del despacho de energía y administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), que es controlada por el gobierno- confirmó el jueves pasado la designación de Mario Cairella como nuevo vicepresidente de la entidad, tal como había adelantado EconoJournal la semana pasada. El nombramiento se produjo en simultáneo con la escalada de la tensión entre el ejecutivo y los principales referentes de generación y de producción de gas natural que, en su gran mayoría, cuestionaron la propuesta de reestructuración de la deuda que puso sobre la mesa el ministro de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo. Resulta llamativo que en el momento más álgido de esa negociación el gobierno haya decidido nombrar a la máxima autoridad de Cammesa, lo que evidencia la falta de un alineamiento entre el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, y el propio Caputo.

Está claro, en términos políticos, que Rodríguez Chirillo trató de obturar hasta último momento la designación de Cairella, que responde a otra terminal política que no es la del secretario. El titular de Energía había impulsado la designación de Sergio Falzone para el puesto –al que también había propuesto como subsecretario de Energía Eléctrica-, pero fue vetado por la Jefatura de Gabinete. Fueron Caputo y el jefe de Gabinete, Nicolás Posse quienes defendieron el nombramiento de Cairella, que ya tuvo un paso por Cammesa en 2019 como gerente general.

Uno de los datos que pudo confirmar este medio es que prácticamente es un hecho la desvinculación de Jorge Garavaglia como gerente general, aunque no está clara la temporalidad en la que se materializará su reemplazo dado que es él quien tiene que firmar los acuerdos con las empresas generadoras y productoras.

Ahora Cairella será el responsable de uno de los cargos más importantes dentro del área energética del gobierno, ya que tendrá influencia de manera transversal tanto en la regulación eléctrica como gasífera, sumado que además la compañía concentra gran parte de los subsidios.

, Loana Tejero

El ministro de Economía, Luis Caputo, frenó desde enero el pago a las distribuidoras de los reintegros que requiere la ejecución del régimen previsto por la Ley 25.565 de Zona Frías, un programa creado en los ´90 y ampliado en 2021, según el cual la mitad los usuarios de gas natural del país abonan una tarifa más baja por el servicio (porque se interpreta que deben ser bonificados por vivir en regiones de bajas temperaturas). Como a raíz de la normativa las distribuidoras comercializan el gas más barato a los hogares, el sistema prevé que luego el Estado reintegra a las empresas una parte del precio del gas. Ese reintegro se cancela con fondos que recauda un fideicomiso administrado por el Palacio de Hacienda, cuyas transferencias están inactivas desde enero. El freno de los pagos —que provocaron un pasivo que ya supera los $ 10.000 millones— puso en jaque a más de 40 subdistribuidoras que abastecen a pequeñas localidades en todo el país.

El esquema de reintegro a través del fideicomiso está diseñado para que el Estado no tenga que afrontar con fondos propios la subvención a las tarifas de gas para los hogares ubicados en áreas de bajas temperaturas. En parte, el régimen se solventa por medio de un cargo incluido en las tarifas —equivalente a un 5% del precio del gas— que abonan todos los usuarios de gas natural del país. Lo recaudado va directo al fideicomiso. Ahora, con la excusa de realizar primero auditorías, Caputo dejó de afrontar los compromisos de todos los fideicomisos que administra el gobierno nacional.

En rigor, el gobierno frenó la devolución de la Zona Fría a todo el segmento de distribución, que incluye a las distribuidoras (Camuzzi Gas del Sur, Camuzzi Gas Pampeana, Cuyana, Ecogas, Gasnor, Litoral Gas) y a más de 40 subdistribuidoras del país.

Las empresas subdistribuidoras no recibieron los pagos de enero, febrero y marzo. Hasta el momento, la deuda sólo a estas empresas asciende a más de $ 1.000 millones sin contar el mes de abril. Desde el Instituto de Subdistribuidores de Gas Argentino (ISGA) afirman que si no se destraban los pagos por la Zona Fría en 60 días tienen que dejar de ofrecer el servicio. De las 64 subdistribuidoras de gas que hay en el país, más de 40 están afectadas por la interrupción de los reintegros de la Zona Fría.

En dialogo con EconoJournal, José Luis Kelly, presidente del ISGA, señaló que “este régimen no funciona como un subsidio, porque nosotros primero afrontamos el costo del gas y luego recibimos el reintegro. Lo que está sucediendo desde febrero es que frenaron todos los pagos, con lo cual, en lo que va del año las subdistribuidoras estamos bancando la Zona Fría porque el Ministerio de Economía no nos devuelve la plata”.

“Si no se resuelve este tema quedamos desfinanciados totalmente porque el costo del gas representa para las subdistribuidoras el 85% de nuestra facturación. En 60 días tenemos que cerrar todo. Después de operar durante casi 40 años tendríamos que entregar el servicio a las distribuidoras porque quedaríamos totalmente desfinanciados”, agregó Kelly. El problema se puede agravar en el invierno porque aumenta fuertemente el consumo de gas residencial.

Zona Fría

El régimen de Zona Fría comenzó en los ´90 y originalmente fue una medida para la Patagonia, pero en 2021 el cristinismo lo amplió a la mitad de los usuarios de gas del país a través de la aprobación de la Ley 27.637, sin discriminar la condición socioeconómica de los hogares. El subsidio ahora alcanza también al centro del país como las provincias de Córdoba, Mendoza, buena parte de Buenos Aires y llega hasta casi Rosario (con la ampliación de 2021 el esquema de Zona Fría pasó de 800.000 a más de 4 millones de usuarios).  

En marzo, las subdistribuidoras le presentaron una carta al secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, para solicitar que se destrabe el reintegro del fideicomiso de la Zona Fría. Según pudo reconstruir este medio de fuentes privadas, funcionarios de la cartera energética están al tanto del problema, pero reconocen que está congelado en el Palacio de Hacienda.

El último pago que recibieron las empresas que abastecen de gas a las localidades pequeñas fue a fines de febrero y correspondió al mes de diciembre ya que el mecanismo de devolución habitualmente demora de 60 días. El decreto 215 del 4 de marzo, firmado por el presidente Javier Milei y el jefe de Gabinete, Nicolás Posse, traspasó todos los fideicomisos (no sólo los vinculados al área energética) directamente a la órbita de Caputo, que directamente frenó los reintegros.

Régimen y subdistribuidoras

El régimen de Zona Fría (Ley 25.565 y 27.637) representaba un 50% de las facturas de los usuarios de la Patagonia. Con la ampliación de 2021 a la mitad de los usuarios de gas del país, el margen del descuento final se ubicó entre un 30% y un 50%, según el volumen de consumo. La bonificación es sobre el total del monto de las boletas, excluyendo los impuestos.

Las subdistribuidoras están reguladas por el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas). Son empresas que nacieron a partir de 1985 por una ley del gobierno de Raúl Alfonsín, que habilitaba a una localidad a afrontar las obras para construir la red de gas natural sin depender de Gas del Estado y luego podía operarla de manera independiente. Después de la privatización de 1992 de la empresa estatal (se dividió en nueve distribuidoras en todo el país), las subdistribuidoras continuaron operando. En la actualidad abastecen a 500.000 usuarios (casi el 5% del país).

Cómo funciona el fideicomiso

El régimen de Zona Fría se solventa con un aporte de un 5% del total de la factura que hacen todos los usuarios del servicio de gas natural por red del país para cubrir el alto consumo de los hogares en lugares de bajas temperaturas. Esos aportes van a un fondo fiduciario que -ahora- administra el Ministerio de Economía.

El esquema no funciona como un subsidio común, ya que primero lo afronta el segmento de distribución y luego el gobierno reintegra esos fondos. En el caso de las subdistribuidoras, le compran el 100% del gas a las distribuidoras y le descuentan los porcentajes de la Zona Fría. Luego, el Estado -a través del fideicomiso- le reintegra los fondos.

, Roberto Bellato

Luego de la tercera audiencia de conciliación por las represas hidroeléctricas que se proyectan sobre el río Santa Cruz, Enarsa y Gezhouba – una de las principales constructoras de China- se comprometieron a retomar la construcción de las represas después de la veda invernal. La instancia de conciliación continuará el próximo martes 14 de mayo, en Río Gallegos.

El financiamiento de los bancos chinos para la ejecución de la obra se encontraba virtualmente frizado por la conflictiva relación entre Enarsa (el comitente de la obra en representación del Estado nacional) y la UTE Gezhouba-Electroingenería, que se fue deteriorando en los últimos años por desencuentros a medida que se complejizó la ejecución de la iniciativa por problemas de origen de diseño e ingeniería.

No obstante, el ministro de Trabajo de Santa Cruz, Julio Gutiérrez, que participó en representación del Estado provincial de la audiencia que se llevó a cabo en Buenos Aires, aseveró: “Está el compromiso por parte de Enarsa y de la empresa china Gezhouba de retomar la construcción de las represas luego de la veda invernal; y eso creo que es el tema más importante que nos mueve”. También, adelantó que se firmará la adenda N°12 para definir un nuevo cronograma de obra.

En esa línea, Gutiérrez aseguró: “En estos días firmará la adenda N° 12, que es por la deuda de la que ya hemos hablado públicamente varias veces, con lo cual el reinicio de la obra es una realidad. Lo que nos preocupa ahora es llegar hasta ese día con los trabajadores en relación de dependencia, para que rápidamente también se pueda llevar esta tranquilidad”.

También, detalló: “Ahora estamos con la letra fina y conteniendo a la masa laboral que va a ejecutar la obra. Lo más importante es lo que tiene que ver con los salarios de la gente. A esta altura se transformó en un pedido concreto, incluso de los sectores sindicales. Nosotros le hicimos ver que toda esta dilación es un perjuicio directo hacia los trabajadores y obviamente la demora de la construcción también genera un perjuicio para la región”.

La reunión

De la reunión participaron Nazareno Retortillo del ministerio de Energía de Santa Cruz; Daniel De La Torre, Wang Mingyi, Zhao He y Nicolás Bobroff por Gezhouba y la UTE Represas Patagónicas; y Julio Palacios y Matías Ramos por ENARSA.

Por último, Gutiérrez indicó que “todos los sectores, la UTE y Enarsa, se comprometieron a trabajar para acelerar los tiempos de manera que los trabajadores tengan la posibilidad de percibir salarios que están caídos”.

, Redaccion EconoJournal

Durante el mes de marzo, las energías renovables participaron en el 40,7% de la matriz energética de Chile, lo que representa cuatro puntos más que el mismo periodo del año pasado. A esto hay que sumarle que la producción hidroeléctrica aportó el 25,4% de la oferta total.

En este sentido, el director ejecutivo del gremio de Generadoras Pequeñas y Medianas (GPM), Matías Cox, señala que este crecimiento es “alentador para el sector renovable chileno, ya que se están cumpliendo los objetivos a corto plazo para conseguir un consumo 100% verde en 2050”.

No obstante, en diálogo con EconoJournal, el directivo advierte que la mayoría de los proyectos se ha concentrado en el norte del país, lo que implica “el desarrollo de largas líneas de transmisión para aprovechar la capacidad disponible en las áreas de mayor consumo”. “La construcción de esta infraestructura ha tenido un ritmo más lento que el de las instalaciones renovables, lo que ha llevado a vertimientos que el mes pasado superaron los 400 gigawatts/hora (GWh)”, cuestiona.

Cabe recordar que, según la firma Broker & Trader Energy Chile, los vertidos renovables en el país se situaron en 1.455 Gwh a finales de marzo. Esta cifra representa un crecimiento de un 317,69% con respecto al mismo periodo del año pasado, y un aumento de un 551,14% en relación con los números de 2022.

Otra necesidad que identifica Cox es que el sistema precisa una mayor introducción de almacenamiento para poder guardar los excedentes de energía producidos durante el día e inyectarlos durante la noche. “Actualmente, el mercado viene respondiendo a esta exigencia, y estamos viendo un crecimiento en proyectos de almacenamiento de corta y larga duración, los cuales esperamos que prontamente entren en operación”, explica.

El director ejecutivo de GPM indica que las compañías comprenden esta situación, por lo que están haciendo importantes esfuerzos para desarrollar este tipo de sistemas utilizando diferentes tipos de tecnologías, lo que permitirá al sistema chileno incorporar flexibilidad. “Es crucial que el Gobierno priorice este tema y podamos dar certidumbre mediante la emisión del reglamento de potencia que está en la Contraloría General de la República, además de impulsar mejoras al reglamento de coordinación y operación”, subraya.

Avances regulatorios

A decir de Cox, el Gobierno nacional se encuentra trabajando activamente en la búsqueda de mejoras regulatorias que sirvan para responder a las barreras que atraviesa el sector renovable. “Hace unas semanas, de hecho, se aprobó una ley en el Congreso que permite regularizar las tarifas que estaban congeladas, provocando una deuda con las generadoras. En este sentido, el Gobierno logró aprobar una legislación que permitirá sincerar el costo de la energía, pero procurando proteger a los clientes más vulnerables del sistema mediante un subsidio”, reivindica.

Desde 2023, acota, se está discutiendo en el Congreso de Chile una serie de medidas que permitan acelerar el desarrollo de la red de transmisión. Según sus previsiones, se aguarda que este proyecto sea aprobado durante el primer semestre de este año. “A pesar de estos avances, el sector aún tiene deudas regulatorias a nivel legal, reglamentario y de normas técnicas que estaremos monitoreando e impulsando durante el presente año”, concluye.

, Julián García

La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile realizó la apertura de los sobres con las ofertas de la licitación de suministro eléctrico 2023/1, que busca adjudicar 3.600 gigawatts/hora (Gwh) de consumo de electricidad durante el periodo 2027-2028.

El próximo miércoles 8 de mayo se publicarán los expedientes que resulten adjudicatarios. En caso de ser necesario, podría realizarse una segunda etapa licitatoria, con presentación de ofertas para el 13 de mayo y su otorgamiento para el día siguiente.

Cinco empresas se hicieron presentes en este concurso, con un total de 230 propuestas. Estos participantes son Enel Generación Chile, Innergex Energía Renovable, Inversiones La Frontera Sur (parte de Innergex), Fotowatio Renewable Ventures (FRV) y GR Power (Grenergy).

En esta licitación aparecen 25 proyectos renovables por 4.038,1 megawatts (Mw) de potencia, además de cinco centrales térmicas (por 1.959 Mw) que buscarán abastecer los 3.600 Gwh, repartidos en dos bloques de suministro: 1.500 Gwh en el primero, estipulado para 2027, y 2.100 Gwh en el segundo, para 2028.

Bloques de suministro

Según anunciaron en el evento, los precios de reserva para los bloques de suministro, tanto en las tres diferentes zonas como en los tres diferentes horarios, serán de 64 dólares por megawatt/hora (Mwh) para el primero, y de u$s 62 por Mwh para el segundo.

Entre las cinco compañías, Enel Generación Chile es la que mayor cantidad de ofertas entregó a la CNE (216 de las 230), con un precio de reserva promedio de u$s 62,03 por Mwh. La idea de la firma es cubrir todos los segmentos disponibles, con 108 propuestas por suministro.

Cabe señalar que Enel también posee la mayor cantidad de proyectos dentro de este listado. La organización presentó 20 iniciativas, de las cuales 15 están en el rubro renovable (por 2.802 Mw) y cinco son centrales térmicas (por 1.959 Mw), sumando una capacidad de producción anual de 24.571 GWh.

También juega un rol protagónico la empresa española FRV, desde su filial en Chile, que entregó a la CNE cuatro ofertas de u$s 100, dos para cada bloque de suministro.

Las instalaciones propuestas son dos proyectos fotovoltaicos por 42,6 Mw de capacidad (uno de 25 Mw y otro de 17,6 Mw), como así también dos de almacenamiento por 224 Mw (de 92,8 Mw y 131,2 Mw, respectivamente).

Otra compañía española que participó de este concurso fue Grenergy, por medio de su representante en la región GE Power. La productora independiente de energía propuso tres suministros para el primer bloque, con un valor promedio de u$s 66,86 por Mwh.

En el expediente de GR Power figuran dos plantas fotovoltaicas de 630 Mw de capacidad: Sol de Caone, de 390 Mw; y Monte Águila, de 240 Mw. Además, la firma puso sobre la mesa dos sistemas BESS de almacenamiento, con una potencia de 110 Mw.

Finalmente debe mencionarse a la empresa estadounidense Innergex Renewable Energy, presente con dos filiales: Inversiones La Frontera Sur e Innergex Energía Renovable.

La primera hizo tres ofertas para el segundo bloque de suministro, por un precio promedio de u$s 73,51. En el documento se propone a la central hidroeléctrica Frontera, de 109,3 Mw de potencia. Esta instalación, que se ubicará en la región del Bio-Bio, tiene previsto entrar en operaciones a finales de 2027.

Innergex Energía Renovable, por su parte, también elevó cuatro propuestas orientadas hacia el segundo bloque de suministro, con un mismo precio de u$s 83,49. En concreto, presentó tres instalaciones de almacenamiento con tecnología BESS: San Andres II, de 50 Mw; Sarco I, de 50 Mw, y Salvador II, de 20 Mw. Estos complejos tendrán lugar en Copiapó, Diego de Almagro y Freirina, respectivamente.

, Julián García

El pasado miércoles, con la presencia del ministro de Energía chileno, Diego Pardow,  la Comisión Nacional de Energía (CNE) realizó el Acto Público de Adjudicación de la Licitación Pública Nacional e Internacional para el Suministro de Potencia y Energía Eléctrica 2023/01.

En este concurso se determinó qué empresas abastecerán 3.600 gigawatts/hora (Gwh) a tres zonas geográficas del país vecino durante 2027 y 2028, con cupos de 1.500 Gwh para el primer año y 2.100 Gwh para el segundo.

La gran ganadora de esta licitación fue Enel Generación Chile, parte del grupo Endesa, que además fue la única compañía en presentar ofertas para todos los segmentos de la convocatoria.

Las propuestas

En total, fueron 216 las propuestas por parte de la firma sobre las 230 ofertas generales, repartidas en 108 por segmentación. Las adjudicaciones se llevaron a cabo con un precio de 56,679 dólares por megawatt-hora (Mwh).

Cabe recordar que, de acuerdo con lo propuesto por la propia CNE durante la apertura de ofertas del 2 de mayo pasado, los precios de reserva eran de u$s 62 por Mwh para el primer bloque y de u$s 62 para el segundo.

Enel fue también la firma de mayor cantidad de instalaciones presentadas en la licitación, con 20 proyectos por una capacidad de producción anual de 24.571 Gwh. De ese total, 15 son de generación renovable (por 2.802 Mw de capacidad) y los otros cinco, centrales térmicas (por 1.959 Mw).

Entre sus instalaciones de producción verde, sobresalen dos parques eólicos ubicados en la provincia de Choapa, en la región de Coquimbo, llamados «Canela I» y «Canela II», de 18 y 64 Mw de potencia, respectivamente.

Asimismo, aparecen cinco proyectos de producción hidráulica de embalse por 2.085 Mw y ocho centrales de hidráulica de pasada por 635 Mw. Los 1.959 Mw restantes pertenecen a cinco emprendimientos de generación térmica.

Cinco empresas se hicieron presentes en este concurso. Además de Enel Generación Chile, también hubo cuatro ofertas de Innergex Energía Renovable, tres de Inversiones La Frontera Sur (parte de Innergex), cuatro de Fotowatio Renewable Ventures (FRV) y dos de GR Power (Grenergy).

, Julián García

De cara al final de la década, Perú fijó como objetivo reducir su huella de carbono en un 40% mediante un cambio progresivo en su matriz energética. Hace dos años, el Gobierno peruano aprobó el Decreto Supremo que declara “de interés nacional” la emergencia climática y propone aumentar los nuevos requerimientos con energías renovables no convencionales para que las mismas ocupen el 20% de la generación eléctrica en 2030.

Sin embargo, hoy en día la producción solar explica el 3% de la electricidad del país, mientras que la eólica aporta alrededor de un 5 por ciento. El resto de los porcentajes son para las vías hidráulica (40%) y termoeléctrica (52%).

En diálogo con EconoJournal, representantes de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) advierten que la vigente regulación eléctrica no se adecuó efectivamente a las nuevas formas de generación eléctrica, sino que sucedió lo contrario: las tecnologías debieron adaptarse a la legislación. “En 2019 se le reconoció potencia firme a la energía eólica, pero no se hicieron las modificaciones para incorporar de manera eficiente a la solar en la matriz eléctrica”, puntualizan desde la agrupación.

Medidas

En ese sentido, apuntan, aún existen restricciones para que los aprovechamientos solares puedan participar libremente en el mercado eléctrico peruano. Prueba de ello es que sólo los actuales operadores del sector eléctrico están habilitados para desarrollar centrales solares de gran escala. “El Gobierno envió hace un año al Congreso con carácter de urgencia las modificaciones que permitan la compra de energía y potencia firme por separado, y no de manera conjunta como ocurre hoy, así como el establecimiento de bloques horarios”, comentan desde la SPR.

Cabe recordar que se propone modificar la Ley 28.832, destinada a asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, incrementar la competencia, promover la inversión en nuevas fuentes, reducir la contaminación y favorecer menores costos operativos, contribuyendo a bajar las tarifas. “Lo que ha conseguido esta postergación es exponer a una situación de vulnerabilidad al sector eléctrico peruano e impedir que millones de usuarios se beneficien de mejores costos de electricidad por el uso de energías renovables”, señalan desde la agrupación.

Desde el gremio creen que las citadas medidas son fundamentales para ampliar la competencia en el mercado eléctrico y permitir que los ahorros derivados de contar con energías más competitivas sean trasladados al usuario final, lo que en este momento no está ocurriendo.

Aunque el Congreso peruano todavía no aprobó estos cambios, el Gobierno en su solicitud de facultades legislativas presentada la semana pasada los enlistó como medidas prioritarias a tomar. “De prosperar esto con la rapidez que la situación exige, es muy probable que antes de julio de este año las modificaciones regulatorias que requiere el sector eléctrico estén listas para ser implementadas”, estiman desde SPR.

El tiempo apremia para resolver la problemática sectorial en Perú, ya que varias empresas están apostando por proyectos de generación con energías renovables no convencionales.

De hecho, se espera una inversión de más de 12.700 millones de dólares en centrales eólicas y de u$s 9.030 millones en complejos solares, instalaciones situadas en nueve regiones del sur y norte del país. “Este número de proyectos es un síntoma claro del enorme potencial que tiene Perú y del interés que muestran los inversionistas. Los cambios regulatorios y el crecimiento que se prevén irán decantando cuántos de estos emprendimientos se harán efectivamente en el corto, mediano y largo plazo”, subrayan desde SPR.

, Julián García

De acuerdo con la Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno, la Argentina tendrá una producción doméstica de al menos 5 millones de toneladas (Tn) anuales de hidrógeno (H2) hacia el año 2050. De ese total, un 80% será para exportar, mientras que el 20% restante se destinará al mercado local, con 100.000 Tn previstas para 2035, 500.000 para 2045 y 1.000.000 para 2050.

En diálogo con EconoJournal, el director ejecutivo de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), Juan Manuel Alfonsín, destaca el potencial que ofrece el país para producir este vector energético con una fuerte impronta exportadora. “Hoy nos proyectamos como futuros proveedores de H2 en un mercado mundial en expansión, a tal punto que sólo Alemania tiene previsto comprar 1.500 millones de Tn de H2 para su matriz energética”, señala el directivo.

Desafíos

Sin embargo, Alfonsín también hace hincapié en una serie retos a los que deberá enfrentarse la actividad para su crecimiento. El primero de ellos, expuso, es que se adopte al desarrollo este recurso como una política de Estado, contemplando el diseño y la sanción de una normativa nacional.

En este sentido, agrega que puntualmente será clave el establecimiento cuanto antes de una Ley de Hidrógeno que sirva como marco regulatorio y ponga en valor las inversiones a largo plazo. “Pensemos, por ejemplo, que el desarrollo de un proyecto serio de H2 verde requiere de entre 12 y 15 años en su etapa inicial. Y los derechos reales de usufructo se están pensando a 50 años”, advierte el ejecutivo.

Desde la CADER se confía en conseguir este marco a la brevedad, sobre todo debido al creciente interés inversor por parte del sector privado. Alfonsín señala que hay entre cinco y seis grandes players posicionándose en la compra y/o renta de grandes extensiones de tierras, principalmente en la Patagonia Argentina, para el futuro desarrollo de grandes emprendimientos. “La regulación va a salir porque notamos un gran consenso entre todos los actores. Tenemos que seguir trabajando en la mejor propuesta legislativa posible, y hacerla realidad como cuando fuimos capaces de sancionar dos normas vitales para el desenvolvimiento de las energías renovables: las leyes 26.190 y 27.191, ambas aprobadas por unanimidad, sin abstenciones ni votos negativos, y bajo dos gobiernos de distinto color político”, resalta.

Según sus precisiones, desde la CADER se encuentran trabajando activamente en un aporte para lo que sería un futuro proyecto de Ley de Transición Energética, donde uno de los siete capítulos estaría pensado de manera específica para el avance del hidrógeno verde. “Además, desde nuestra participación en la Plataforma H2 Argentina, junto con otras prestigiosas e importantes Instituciones, venimos impulsando un marco normativo nuevo, adecuado y estratégico para asegurar el rol de la Argentina como proveedor de H2 en el mapa mundial”, comenta.

Desde un punto de vista técnico, acota, hay un obstáculo relacionado con la capacidad de la red eléctrica de alta tensión del país (de 500 y 132 kilowatts -kw-), que actualmente cuenta con alrededor de 36.000 kilómetros (km) y una potencia de 44.000 megawatts (Mw) instalados. “El Plan Nacional de Hidrógeno planteó el objetivo de incorporar 50.000 Mw de energías renovables. Por ende, el cálculo sencillo sería pensar en una expansión del sistema de transporte en alta tensión (de 750, 500 y 132 kw) de unos 40.000 km adicionales. Si se piensa en un precio aproximado de mercado de 1 millón de dólares por km, sólo en líneas (sin contar estaciones transformadoras y elementos complementarios) estaríamos hablando unos u$s 40.000 millones”, cuantifica.

Cabe recordar que, a finales de abril, la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético de la Secretaría de Energía de la Nación adelantó que en las próximas semanas el Gobierno publicará normativas destinadas a facilitar el desarrollo del sistema de transporte eléctrico. “Esto requiere tiempo y dinero. En algún momento habrá que empezar a transitar ese camino si queremos aprovechar el proceso global de transición energética. Hoy el mundo entero nos está mirando y el nuevo petróleo del futuro se llama hidrógeno verde. El tren ya arrancó y no lo podemos perder otra vez”, sentencia Alfonsín.

, Julián García

Albanesi, una de las seis mayores generadoras de energía del país, aceptó este viernes la propuesta de reestructuración de la deuda acumulada por Cammesa durante el primer cuatrimestre del año. Es la primera empresa del segmento que avala las condiciones de renegociación —que en los hechos implican una quita del 50% del capital que dejó de pagar el Estado— establecidas por la resolución 58 de la Secretaría de Energía, publicada este jueves, que otorgó cinco días hábiles a los privados para que adhieran a la cancelación del pasivo. La propuesta es a través del bono en dólares AE38, que hoy cotiza un 50% bajo la par.

Albanesi está en pleno proceso de expansión de su parque de generación mediante la ampliación ya concluida de la Central Térmica Ezeiza, donde invirtió US$ 220 millones, la Central Térmica Maranzana (Río Cuarto), que demandará una inversión de US$ 190 millones, y la Central de Cogeneración Arroyo Seco (Santa Fe), con una inversión de US$ 150 millones.

Mediante un comunicado, la empresa señaló que “el Grupo Albanesi comunica que adhirió a la propuesta realizada por la Secretaría de Energía dependiente del Ministerio de Economía de la Nación, a través de la cual se instruyó a Cammesa a la firma de los acuerdos correspondientes con los acreedores del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM)”

“A raíz del momento de expansión que protagoniza el Grupo Albanesi en pleno proceso de inversión, tenemos la necesidad de priorizar los compromisos contractuales asumidos oportunamente con nuestros inversores y hacer frente a las obligaciones financieras. En esto radica la aceptación de dicha propuesta de carácter excepcional, transitoria y única, a través de la firma del acuerdo correspondiente”, informó la generadora.

“No obstante, el Grupo Albanesi ha acompañado la demanda del sector de la generación eléctrica, que de manera legítima reclama el pago de la energía entregada al sistema durante los últimos cuatro meses y el cumplimiento de los contratos vigentes”, concluyó.

, Redaccion EconoJournal

En el marco de la Ley 24.127, instituida con el fin de propiciar la mejora de la competitividad de empresas y organizaciones de nuestro país, el próximo miércoles 15 de mayo tendrá lugar la ceremonia de entrega de los Premios Nacionales a la Calidad 2023.

Luego del proceso de evaluación de las organizaciones concursantes durante el período 2023, resultaron ganadoras las siguientes empresas:

Cervecería y Maltería Quilmes

Categoría: Gestión Integral

Schneider Electric Argentina

Categoría: Gestión Integral

Macoser SA

Categoría: Gestión PyME

Unidad Generación de Energía Eléctrica de Pampa Energía SA

Categoría: Gestión de la Transformación Digital

Asimismo, la Gerencia Ejecutiva Química de YPF SA fue distinguida con mención especial a la Gestión de Procesos y a la Gestión de la Responsabilidad Social.

La jornada

El acto se realizará en el Auditorio de la Secretaría de Industria y Comercio de la Nación y las entregas estarán a cargo de Pablo Lavigne, secretario de Comercio; de Daniela Ramos, subsecretaria de Política Industrial; y de Daniel Herrero, presidente de la Fundación Premio Nacional a la Calidad.

La Fundación Premio Nacional a la Calidad es la institución designada por la mencionada ley para llevar adelante todas las etapas del concurso anual de las empresas y organizaciones privadas que voluntariamente se presentan. Todas ellas, independientemente de los resultados alcanzados, son retroalimentadas con un enriquecedor informe de sus fortalezas y oportunidades de mejora, elaborado por el equipo multidisciplinario de destacados profesionales por el que fueron evaluadas.

El proceso culmina con el dictamen del cuerpo de Jueces, conformado por destacados ejecutivos y referentes del ámbito empresarial, el cual es finalmente refrendado por la Autoridad de Aplicación de la ley, en este caso el Ministerio de Economía de la Nación.

, Redaccion EconoJournal

El presidente de los Estados Unidos, Joe Biden, recibió un importante respaldo del Partido Demócrata a una de sus decisiones más controvertidas en materia energética y de política exterior. Casi 75 diputados y senadores demócratas firmaron una carta en respaldo a la medida adoptada por el gobierno federal para suspender el otorgamiento de nuevos permisos de exportación de gas natural licuado (GNL). Se trata de un apoyo importante de cara a las elecciones presidenciales de este año, pero también configura una señal crecientemente inquietante para los países que apuestan al suministro estadounidense, debido al sesgo anti exportador que comienza a tomar forma en las filas del Partido Demócrata.

«Creemos que los hechos son claros: las exportaciones de GNL perjudican a los hogares y consumidores industriales estadounidenses«, dice la carta firmada por 12 senadores y 60 representantes de la cámara baja del Congreso, que fue remitida esta semana a la Casa Blanca. La misiva supone un respaldo importante para el presidente frente a los cuestionamientos que viene recibiendo de la industria petrolera, el Partido Republicano y desde el extranjero.

Por iniciativa de Biden, el Departamento de Energía (DOE) frenó temporalmente el otorgamiento de nuevos permisos de exportación de GNL, que son necesarios para exportar el gas a los países con los que EE.UU. no tiene firmado un acuerdo de libre comercio. Son países como Japón o los que integran la Unión Europea. Este factor explica porqué el tema generó tanto ruido en la industria y países aliados.

En marzo la secretaria de Energía, Jennifer Granholm explicó que la Ley Nacional de Gas obliga al gobierno a aprobar autorizaciones para proyectos de GNL si están dentro del interés público. «Hacemos un estudio periódico para determinar si las cosas han cambiado, qué es de interés público y cómo debemos avanzar«, explicó la secretaria en el CERAWeek en Houston. Granholm también aseguró que la suspensión terminaría dentro de un año y que no afecta a los proyectos que ya tienen su permiso de exportación aprobado.

Sesgo antiexportador

Al momento de anunciar la suspensión, la Casa Blanca enumeró varios motivos, pero la comunicación presidencial focalizó en el motivo ambiental. “Esta pausa en las nuevas aprobaciones de GNL ve a la crisis climática como lo que es: la amenaza existencial de nuestro tiempo”, dijo Biden en un comunicado en enero. Sin embargo, la carta firmada esta semana por los congresistas demócratas deja entrever que la discusión esta transitando más bien por otros carriles.

“Dado que nuestros aliados están bien abastecidos por las exportaciones existentes, estamos de acuerdo en que ahora es el momento de dar un paso atrás y examinar los impactos a largo plazo que las exportaciones adicionales de GNL de EE. UU. tendrán en los consumidores, las industrias y el ambiente”, explicaron los congresistas.

La carta agrega que “la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) concluyó que ‘el crecimiento continuo de las exportaciones netas, incluidas las de las instalaciones de exportación de gas natural licuado (GNL), ejercerá una presión adicional sobre los precios del gas natural’”.

Los congresistas también buscan incidir en la forma en que el Departamento de Energía evaluará si un proyecto cumple con el interés público. “La determinación de interés público del DOE para las exportaciones de GNL debería incluir una prueba de los efectos que las aprobaciones de exportación tendrán en los consumidores estadounidenses, particularmente en los hogares de bajos ingresos, cuya carga energética suele ser tres veces mayor”, señalaron.

Interés público

Actualmente EE.UU. cuenta con una capacidad de licuefacción de 14 bcf por día y hay proyectos en construcción por 12 bcf. El DOE también aprobó proyectos por otros 22 bcf que esperan por una decisión final de inversión. El gobierno aclaró en reiteradas ocasiones que ninguno de estos 48 bcf de capacidad de exportación están alcanzados por la suspensión de permisos.

En cambio, para cualquier otro proyecto que se presente en el futuro, se considerará si cumple con el interés público según una serie de factores. “El DOE inició una pausa temporal en las exportaciones de GNL para que nuestros laboratorios realicen una evaluación basada en datos sobre qué significan unas mayores expansiones en las exportaciones estadounidenses para nuestro clima, para la energía global, para la seguridad nacional y global de nuestros aliados y para los precios internos«, explicó Granholm en el CERAWeek.

Presiones

El respaldo del nutrido grupo de demócratas llega en un momento de fuertes presiones de la industria y del Partido Republicano para que la suspensión sea levantada. En abril los republicanos intentaron sin éxito incluir en un paquete de ayudas económicas a Israel, Ucrania y al Asia Pacífico (principalmente a Taiwan) algunos artículos que hubiesen limitado los poderes del Departamento de Energía sobre las autorizaciones de exportación de GNL.

Previamente, en febrero, más de 150 congresistas republicanos, encabezados por la presidenta del Comité de Energía y Comercio de la Cámara de Representantes, Cathy McMorris Rodgers, enviaron una carta al presidente Biden criticándolo por la suspensión. “Esto es económica y estratégicamente peligroso e innecesario. Tanto bajo administraciones demócratas como republicanas, el DOE ha determinado sistemáticamente que las exportaciones de GNL de Estados Unidos sirven al ‘interés público’ porque aportan beneficios económicos positivos y fortalecen la seguridad energética del pueblo estadounidense, y también tienen el potencial de reducir las emisiones globales de gases de efecto invernadero”, dijeron los republicanos.

Biden también recibe presiones de los demócratas en los estados en los que la industria del gas y el GNL pesa con fuerza. El caso central es el de Pennsylvania, el segundo estado productor de gas natural en los EE.UU. “Si esta decisión pone en riesgo los empleos energéticos de Pennsylvania, presionaremos a la Administración Biden para que revierta esta decisión”, declararon Bob Casey y John Fetterman, senadores demócratas por el estado. El tema es aún más relevante para los demócratas si se considera que Pennsylvania es un estado clave en todas las elecciones presidenciales por el número de representantes al colegio electoral que aporta. Donald Trump ganó allí en 2016 y Biden se impuso en 2020. La pelea electoral promete ser nuevamente reñida.

Un antecedente

No es la primera vez que en las filas demócratas expresan preocupación por las exportaciones de GNL. A principios de 2022, una decena de senadores firmaron una carta en la que pidieron a Biden que limitara las exportaciones de gas licuado para moderar los precios domésticos del gas natural.

Los contratos de gas natural en el NYMEX cotizaban a US$ 4 por MMBtu al momento de la publicación de esa carta. Pocos días después comenzó la invasión de Rusia a Ucrania, exacerbando aún más la demanda internacional de gas natural licuado, que ya venía en ascenso desde mediados de 2021. Este factor y otros de carácter domésticos llevaron a que el precio mayorista promedio del gas Henry Hub del año 2022 fuera de US$ 6,45 MMBtu, el precio más alto desde 2008 y un aumento de 53% en comparación con el precio promedio de 2021, según datos de la Administración de Información Energética (EIA).

Precios spot Henry Hub 2022 (EIA).

La situación de mercado hoy es exactamente la contraria. El gas esta cotizando a precios mayoristas de US$ 2 por MMBtu, más cerca del precio promedio de los años inmediatamente anteriores a la pandemia. Uno de los drivers de esta baja es el aumento del gas asociado con el crecimiento de la producción petrolera en Texas. EE.UU. esta registrando una producción récord de 13 millones de barriles diarios.

, Nicolás Deza

YPF, la petrolera bajo control estatal, presentó los resultados que obtuvo en el primer trimestre de 2024. La producción de crudo shale mostró un crecimiento interanual del 21%, al alcanzar los 112.000 barriles equivalentes por día en el primer trimestre de este año. El EBITDA ajustado llegó los US$ 1.245 millones, un 15% superior al trimestre anterior.

La producción total de hidrocarburos promedió los 526.000 barriles equivalentes de petróleo por día, un crecimiento del 3% respecto al primer trimestre de 2023. Según destacaron desde la compañía “Este resultado fue impulsado por la producción shale que hoy representa el 49% del total de la compañía”. La producción de petróleo se mantuvo alta en 255.000 barriles equivalentes diarios, un 7% superior a la del primer trimestre de 2023.

Las exportaciones de petróleo Medanito a Chile totalizaron 23.000 barriles por día, lo que representa un crecimiento del 22% respecto al cuarto trimestre del 2023.

Demanda

 La demanda local de combustibles disminuyó un 11% con relación al cuarto trimestre del año anterior debido principalmente a la contracción de la demanda minorista y a la demanda estacional de gasoil, según precisaron desde la petrolera. Las importaciones de combustibles disminuyeron sensiblemente y sólo representaron el 4% de las ventas locales de combustibles en el primer trimestre de este año.

Los niveles de procesamiento en los tres complejos industriales de YPF promediaron los 301.000 barriles día, alcanzando un ratio de utilización del 92%, un 4% superior respecto al cuarto trimestre de 2023.

Inversiones

Las inversiones totalizaron los US$1.252 millones, un 4% menores a las del mismo período del año anterior. Más del 50% del total fue concentrado en Vaca Muerta en línea con la estrategia de crecimiento en el corto plazo de la compañía.

El flujo de caja libre fue negativo por US$394 millones, considerando que las inversiones y los pagos de las importaciones diferidas del 2023 al primer trimestre de 2024 y los intereses financieros no fueron totalmente compensados por el flujo positivo de las operaciones. La deuda neta alcanzó los US$ 7.200 millones, un ratio de apalancamiento neto de 1,7x.

, Redaccion EconoJournal

El plenario de comisiones del Senado se reunió este miércoles para analizar el proyecto de Ley Bases con la presencia del secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, quien se ocupó de precisar los cambios que se proponen en materia energética y también en lo que refiere al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Uno de los momentos que se destacó fue el intercambio que mantuvo con Oscar Parrilli referido a los costos de extracción del petróleo donde el senador neuquino del Frente de Todos evidenció un llamativo desconocimiento de las cifras. Además, Rodríguez Chirillo protagonizó un blooper al reconocer que no había leído el artículo 191 del proyecto, que forma parte del RIGI, que supuestamente había ido a explicar.  

Rodríguez Chirillo realizó una exposición inicial de media hora sobre los cambios que introduce el proyecto y luego se dio inicio a una serie de preguntas por parte de los legisladores.

El senador Juan Carlos Romero de Salta le manifestó su preocupación por el impacto de la suba de tarifas y el riesgo de llevar adelante “una gigante transferencia de recursos del consumidor a los operadores, que van a querer recuperar los 20 años perdidos”. “Lo único que se hizo en las tarifas es recomponer el monto de la tarifa porque no cubría el costo de suministro. En ningún caso se está reconociendo ningún tipo de rentabilidad ni a la generación, ni al transporte ni a la distribución. El problema es que la parte de la distribución estaba planchada y con aumentos no frecuentes que no terminaban de cubrir el costo del suministro, y en transporte y en generación había un enorme subsidio, tanto para la generación del kilovatio como para el combustible que tenía que comprar Cammesa. Entonces, se trató de reflejar un poco ese costo. Por eso se llama tarifa de transición y es una recomposición. Sé que en términos porcentuales parece muy elevado, pero en términos nominales los cambios no son tan sustanciales”, respondió Rodríguez Chirillo.  

Secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo.

Luego fue el turno del senador Oscar Parrilli: “La Argentina está por primera vez llegando al autoabastecimiento de petróleo y de gas porque se descubrió Vaca Muerta en 2011. Antes era un país con petróleo, pero no petrolero. Ahora que estamos llegando al autoabastecimiento, lo que nos quieren hacer es equiparar con los países que no tienen gas y petróleo. Vamos a pagar los combustibles igual que en España, donde no tienen gas y petróleo, cuando acá deberíamos pagar los precios de acuerdo a los costos nuestros”, aseguró. Luego volvió sobre el tema y agregó:

–No lo escuché a usted (por Rodríguez Chirillo) hablar en ningún momento de los costos de producción en la Argentina. ¿Sabe cuál es el costo de producción del barril de petróleo? ¿Usted lo sabe Chirillo? -le preguntó Parrilli.

–No tengo por qué contestarle ahora. -le respondió Chirillo.

–¿No lo sabe?

–No lo tengo presente ahora porque va variando.

–Pero más o menos. -insistió Parrilli.

–Tengo el del gas…

–Yo le voy a decir. Es 15 o 20 dólares. Ese es el costo de producción. Y el barril criollo estaba 45 dólares. Y ustedes lo llevaron a 70 y pico con el DNU. Quisieron equiparar los precios nacionales con los internacionales. Y lo quieren llevar a 90 dólares para que el combustible esté equilibrado con el precio internacional, pero ese es el precio que pagan los países que no tienen gas y petróleo. –remarcó Parrilli.

Flojo de cifras

El dato que ofreció el senador llamó la atención entre los especialistas del sector porque, por ejemplo, en la provincia de Santa Cruz el costo de desarrollo de los yacimientos de Santa Cruz está en promedio por encima de los 45 dólares por barril, según cifras internas de la compañía, a los que accedió EconoJournal. Por esos costos es que YPF está buscando salir de las áreas de Santa Cruz.

Los costos de los yacimientos de Santa Cruz son incluso superiores a los de Chubut, pese a que es la misma Cuenca del Golfo, y eso tiene que ver con las ineficiencias con las que se opera en Santa Cruz, situación que se acentuó durante la gestión de Pablo González al frente de YPF y por la incapacidad del kirchnerismo de trabajar un esquema de eficiencia de costos. Por eso el actual CEO de YPF, Horacio Marin, dijo en algunas ocasiones que YPF se había convertido en Santa Cruz en el equivalente al Plan Potenciar Trabajo ya que durante los últimos años se tomó a muchísimas más personas de lo que era necesario encareciendo los costos. Hay varios yacimientos en la provincia donde los costos de producción superan los 60 dólares por barril y en algún caso puntual incluso superan los 80 dólares.

El crudo de Santa Cruz se vende a 75 dólares actualmente, pero si se descuentan 10 dólares por regalías, 3 dólares por ingresos brutos y unos 6 dólares por el impuesto a las Ganancias el ingreso se reduce a 56 dólares. Es decir, unos 10 dólares por encima del costo de producción promedio. Esos 10 dólares de Capex tienen que servir para sostener los niveles de inversión y los números no cierran.

El blooper

Otro momento asombroso fue cuando el senador Martín Lousteau lo consultó a Rodríguez Chirillo por un artículo del proyecto que forma parte del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones: “Particularmente preocupante en el caso de las provincias es el artículo 191, donde dice que ‘los VPU (Vehículos de Proyecto Único) adheridos al RIGI incluyendo aquellos cuyos proyectos sean calificados como de Exportación Estratégica de Largo Plazo no podrán ser afectados por restricciones regulatorias sobre el suministro, transporte y procesamiento de los insumos destinados a tales exportaciones, incluyendo regulaciones que pretendan subordinar o reasignar los derechos de los VPU sobre tales insumos o su transporte o procesamiento en base a prioridades de abastecimiento interno u otras prioridades o derechos regulatorios en favor de otros sectores de la demanda’. Voy a traducir que quiere decir esto. Recuerden que estamos regulando para 30 años. Si en algún lugar de la Argentina, mañana uno de los insumos, agua, energía o el que quieran, que usa un VPU pasa a ser clave y es escaso, tiene prioridad el VPU por sobre la gente. Yo no sé si los gobernadores saben que con el RIGI están firmando estas cosas. Yo quería que me confirmaran esto”, aseguró Lousteau.

—El 191 no lo había leído. Lo estaba leyendo mientras lo explicabas. Por eso no tengo respuesta. –respondió Rodríguez Chirillo, quien supuestamente estaba en el Senado para aclarar las dudas de los legisladores no solo en materia de energía sino también en lo referido al RIGI, según el propio funcionario lo aclaró al comienzo de su intervención.  

, Redaccion EconoJournal