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5to ANIVERSARIO HACIA DONDE VA EL MERCADO?
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Año 5 • Número 3 • Junio/Julio de 2008 • Ciudad de Buenos Aires, Argentina.
Cómo será el nuevo mercadoLas inversiones en Oil & Gas parecen insuficientes para incrementar la oferta. La necesidad de diversificar la matriz es clave, de lo contrario el país se encamina a tener la energía más cara y escasa de la región.
Edición Especial: 5º AniversarioCrónica de los hitos más relevantes de este último lustro
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F Editor responsable y Dirección periodística:Daniel Barneda ([email protected])Gerencia Comercial:Gastón Salip ([email protected])Diseño y Diagramación: Do-k producciones 0116-556-8761 Fotografía: Fernando Serani.
Editado en Buenos Aires, República Argentina.Miralla 626- PB 4, (CP 1440), telefax: 4644- 4311, 15-5463-8782. Registro de la propiedad intelectual en trámite.Las notas firmadas no necesariamente reflejan la opinión del editor.
Prohibida su reproducción parcial o total (Ley 11.723) –Copyright PE.Prensa Energética es una publicaciónde V&B Prensa y Comunicación.e-mail: [email protected],
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EDITORIAL
UN COMPROMISO QUE SE RENUEVA…
Abril de 2003, tiempos difíciles para la Argentina con la mayoría de las empresas privatizadas en default y una deuda acumulada en bancos del exterior por U$S 10.000 millones. “Pese a todo” , titulaba el editorial de la primera edición de la revista Prensa Energética que incur-sionaba en el mercado editorial con la intención de alcanzar su más preciado objetivo: ser la prin-cipal y más confi able fuente de información del sector.Mucha agua ha pasado bajo el puente desde el año 2003 hasta hoy. Tras la salida abrupta de la Convertibilidad, la Ley de Emergencia Económi-ca modifi có sustancialmente las reglas de juego vigentes con la implantación de las retenciones petroleras, la liquidación de exportaciones y la ruptura de los contratos de concesión que repre-sentaron un golpe de timón en las decisiones es-tratégicas de las empresas.“En todos los casos se sabe que el futuro de la in-dustria energética estará fuertemente supeditado a la salida macroeconómica y a la posibilidad de un crecimiento sostenido de la Argentina y esto difícilmente se logre de la noche a la mañana”, señalábamos en aquella primera editorial.Y no estuvimos tan equivocados. Muchas de los anuncios y temas planteados en Prensa Energéti-ca fueron de alguna manera el presagio de lo que iba a suceder meses después. Siempre con toda la rigurosidad y el off the record en la informa-ción, considerando que la única verdad son los hechos acreditados y documentados.En el contexto de abril de 2003 costaba imaginar la realización de nuevos proyectos. Sin embargo, porque apostamos que muchas veces las crisis representan oportunidades llevamos adelante este emprendimiento periodístico que hoy ya cumple 5 años de existencia. Claro que parte im-portantísima de este logro ha sido gracias al apo-yo incondicional de nuestros exigentes lectores y por supuesto de las empresas que han confi ado en este proyecto. A ellos nuestro eterno agradecimiento y nuestro compromiso intacto y renovado de seguir por el camino del periodismo independiente.
SUMARIOSUMARIO
Nota de tapaViejos paradigmas Nuevos interrogantes
MarketingLa curva del olvido y el otro gran mercado
EfeméridesHace 86 años se creaba la Dirección de YPF
Proveedores y Servicios
Imagen y Estrategia
Recursos Humanos“La falta de ingenieros no condicionará el desarro-llo de futuras inversiones” (Por Alejandro Gallino)
Energía y ComunidadBettina Llapur: “Hoy el foco en Argentinapasa por la capacitación”
Informe TécnicoProyecto sobre Energías renovables
Cambio climáticoZona de riesgo
Crónica de los hechos más importantes del período 2003-2008 en la Argentina
Lo que se hizo y lo que no se hizo, (Por Roberto Kozulj)
Proponen crear un Ministerio de Energía
La importación de LNG: ¿Un buen negocio?
Cómo devolver la sustentabilidad a la oferta de gas natural (Por Daniel Montamat)
El mercado de Combustibles y la luz que aún no se ve
Perspectivas para el abastecimiento de la demanda
El dilema de las tres R
Entrevista a Fernando Navajas: ¿Qué pasa con las inversiones en Argentina?
Alejandro Sruoga: Tiempo de consensos
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Marzo de 2003. Clima de elecciones presidenciales en Argentina. Néstor Kir-chner, el candidato del
entonces presidente Eduardo Duhalde subía en las encuestas y, si bien pro-venía de una provincia petrolera como Santa Cruz, no convencía del todo a los empresarios de la industria por sus ideas intervencionistas. Su plan energético presentado en sociedad por Daniel Cameron, describía el siguiente panorama: “…la Ley 25.561 de Emer-gencia Pública impactó en el sector energético con las siguientes accio-nes; dos de origen jurídico y una a partir de intentar evitar la espiral inflacionaria.
Las dos primeras son: la pesificación de los contratos entre privados y la fi-jación de retenciones a la exportación de petróleo crudo y subproductos. La segunda: prolongada negociación del PEN con el sector respecto de la varia-ción relativa de los precios de los combustibles, sin lograr un acuerdo global, solo parcial en los precios del gas oil al sector del transporte de pasajeros y carga con dificultades en su cumplimiento.Si analizamos los mismos sectores,
a la luz de estos nuevos hechos po-demos observar: la ruptura de todos los contratos voluntariamente acor-dados en el pasado, públicos y priva-dos; quiebre de la ecuación económica
Viejos paradigmas, nuevos interrogantes
Resulta curioso como la Ley de Emergencia Económica diseñada para la transición, sigue aun vigente, luego de cinco años de elevado crecimiento económico ininterrumpido en un contexto de precios crecientes de los commodities y de la energía. Cuáles fueron los aciertos y errores en estos últimos 5 años en materia energética, según la mirada de Prensa Energética.
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Año 4 • Número 5 • Mayo – de 2007 • Ciudad de Buenos Aires, Argentina.
LATINOAMERICA: CONTRACARA DE LA TIERRA PROMETIDA
Pronóstico Reservado
El nuevo tablero económicoSu impacto en el sector energético
MINERIA: INVERSIONES VS EXTREMISMO AMBIENTAL
LOS SUBSIDIOS: UN ARMA DE DOBLE FILO
REPORTAJE A FRANCISCO MEZZADRI
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Año 4 • Número 3 • Julio/Agosto de 2007 • Ciudad de Buenos Aires, Argentina.
REFINACION: FALTAN INVERSIONES EN UN MERCADO ESPECULATIVO
El frío anticipado, la falta de lluvias y el retraso en las inversiones causaron un nuevo cuello de botella en la oferta energética de
Argentina. Los costos de la imprevisibilidad y del doble discurso.
ReservasBenditas
BOLIVIA, ¿UN SOCIO CONFIABLE?
NOTA DE TAPA Crónica de los hitos más relevantes de este último lustro
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de estos contratos; necesidad de rene-gociación de los mismos. …el gas que asumiendo una compo-
sición en dólares del 60% de su matriz de costo y una variación del 20% so-bre la parte nacional, debiera tener un precio de 0,8698 u$$s/mmbtu, mien-tras esta recibiendo 0.35 u$s/mmbtu (56,32% menos de lo razonable).…el precio monómico de la energía
eléctrica, asumiendo una composición en dólares del 70% de su matriz de costo y una variación del 20% sobre la parte nacional debiera tener un precio de 19.84 u$s/mwh, mientras esta reci-biendo 8,33 u$s/mwh(58,01% menos de lo razonable ).La producción de gas que presentaba
un desarrollo razonable, a partir de la pesificación de los contratos no tiene capacidad para: reponer reservas (sal-vo aquellas que surjan asociadas a la exploración de petróleo); desarrollar reservas, con lo cual de no revertirse la situación actual, se encuentra com-prometido el abastecimiento del in-vierno del año 2003 o en su defecto el del 2004.Respecto de la producción de petró-
leo, podemos decir que el esfuerzo ex-
ploratorio solo se mantendrá si el WTI se mantiene por encima de los 21 u$s/bll, para precios inferiores, de mante-nerse las actuales retenciones la explo-ración tenderá a paralizarse.En cuanto a la generación de ener-
gía eléctrica, la situación de riesgo se presentará dentro del segundo o ter-cer año, a partir de la reversión de la actual recesión, ya que ingresado en una etapa expansiva, el crecimiento de la demanda en los primeros dos o tres años oscilara entre el 6% y el 9%.Las medidas de corto y mediano pla-
zo deben estar orientadas a :
Fijar coordinadamente con el sec-tor productor de gas y el generador de energía eléctrica un sendero de pre-cios que en el término de 12 a 18 meses permita una rentabilidad razonable. Federalizar los hidrocarburos a
partir del proyecto de ley de los hidro-carburos de la Ofephi, más su actua-lización. Alinear la presión impositiva so-
bre los combustibles de acuerdo con el perfil de refinación. Analizar el costo/beneficio de que
la expansión de transporte en extra
alta tensión se recaude como un costo adicional en el MEM y que tal recurso atienda en partes predeterminadas a interconexiones de mercado y de de-sarrollo.• Instrumentar los mecanismos que
otorguen financiación para culminar Yacyretá y Atucha II.El triunfo de Néstor Kirchner en las
elecciones para presidente en mayo del 2003 anticipó un cambio de pa-radigma en la política petrolera de la Argentina con un rol más activo y pro-tagónico por parte del Estado.
¿Crecimiento o emergencia?
Frente al cambio de gobierno el es-cepticismo entre los empresarios era notorio. La Ley de Emergencia Eco-nómica había modificado sustancial-mente las reglas de juego vigentes con la implantación de las retenciones petroleras, la liquidación de exporta-ciones y la ruptura de los contratos de concesión.Resulta curioso como el conjunto de
normas (básicamente el paraguas ju-rídico de la “emergencia”) diseñado
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Año 4 • Número 5 • Mayo – de 2007 • Ciudad de Buenos Aires, Argentina.
LATINOAMERICA: CONTRACARA DE LA TIERRA PROMETIDA
Pronóstico Reservado
El nuevo tablero económicoSu impacto en el sector energético
MINERIA: INVERSIONES VS EXTREMISMO AMBIENTAL
LOS SUBSIDIOS: UN ARMA DE DOBLE FILO
REPORTAJE A FRANCISCO MEZZADRI
Año 5 • Número 2 • Abril de 2008 • Ciudad de Buenos Aires, Argentina.
HIDROCARBUROSEl dilema de la renta petrolera
GAS EN LA REGIONEl día que Evo Morales dijo no
Por qué, cómo y cuánto invierten las empre-sas energéticas en seguridad, prevención y protección de procesos industriales. Cómo minimizar riesgos y no morir en el intento.
La inversión más seguraLa inversión más segura
Año 4 • Número 6 • Diciembre de 2007 • Ciudad de Buenos Aires, Argentina.
Para el revisionismo histórico fi jar el 13 de diciembre de 1907 como día del descubrimiento de petróleo en Argentina es inexacto ya que años atrás se había encontrado en el norte del país. El de Comodoro Rivadavia sería el descubrimiento estatal y el inicio de un largo debate por la propiedad
del recurso y la renta petrolera entre “estatistas y privatistas”.
El día después…
LAS NOTICIAS DE 2007: OTRO AÑO SIN PROSPECTIVA
LOS SERVICIOS PUBLICOS 15 AÑOS DESPUES: FINAL ABIERTO
Centenario del descubrimiento de petróleo en Argentina
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para la transición, sigue aun vigente, luego de cinco años de elevado creci-miento ininterrumpido. El régimen se fue adaptando, con nuevas normas, a un contexto de precios crecientes de los commodities en general y de la energía en particular El 11 de diciembre de 2003, con mo-
tivo del Almuerzo del Día del Petró-leo y del Gas, Ernesto López Anadón, presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, expresaba a los pe-troleros:“El 2003 será recordado como un año
de recuperación, luego de una rece-sión de cuatro años, que redujo al PBI en 18%, cifra a la cual es bien difícil de encontrar un comparable. Si bien aún resta un largo camino para recobrar lo que se ha retrocedido y seguir ha-cia delante, es halagüeño pensar que este año el producto habrá aumen-tado alrededor del 7% y la industria manufacturera 12%, con la inflación relativamente bajo control. Nuestra industria, la de los hidrocarburos, ha acompañado y contribuido a esta re-cuperación en muchos de sus flancos. Lo obtenido para este año por impues-tos nacionales específicos sobre el sec-tor se proyecta en alrededor de 6.200 millones de pesos, más del 9% de la recaudación tributaria total, al margen de todos los demás gravámenes gene-rales que también paga como ganan-cias, IVA o transacciones bancarias. Por otra parte, las regalías sumaron en 2002 otros 2.400 millones de pesos para las arcas provinciales, monto que se estima será superior este año. Aún cuando persiste una gran dosis
de incertidumbre, las inversiones en materia petrolífera se han reactivado. Según los datos conocidos al momento se terminarán en 2003 25% más pozos que en 2002. Esto habla de una fuerte apuesta aún en tiempos difíciles”.Con errores y aciertos la década del
90 había arrojado inversiones para la industria energética que totalizaron 78.000 millones de dólares, de los cua-les más de la mitad se destinaron a exploración y producción, 16.000 mi-llones a la electricidad, 8.000 millones a refinación, 7.500 millones a la provi-sión de gas, 2.800 millones a la indus-tria petroquímica y 1.600 millones a la construcción de ductos.
Plan B y ¿Plan C?
Uno de los objetivos estratégicos del actual gobierno para ha sido la cons-trucción del gasoducto que unirá el nordeste argentino con Bolivia, un proyecto demorado desde hace cinco años, considerado clave para cubrir las necesidades energéticas del país. El proyecto había sido presentado en noviembre de 2003 por el titular del Grupo Techint, Paolo Rocca y anun-ciado con bombos y platillos por el gobierno en el Salón Blanco de la Casa Rosada.La Argentina firmó un ambicioso
acuerdo con el gobierno de Evo Mo-rales para cuadruplicar sus compras de gas natural en la próxima década y que incluyó el compromiso de cons-truir el ducto cotizado en unos U$S 1000 millones. El acuerdo firmado a fines de 2006 entre el presidente de
Bolivia, Evo Morales, y su par argen-tino, Néstor Kirchner contemplaba ampliar las exportaciones de gas al mercado argentino de 4,5 Mm3/d a 7,7Mm3/d el 2007; 16 Mm3/d entre el 2008 y 2009; y 27,7 Mm3/d entre el 2010 y el 2026. Por la venta del gas, Bo-livia recibirá en un plazo de 20 años la suma de U$S 17.000 millones estima-dos sobre el precio actual de 5 dólares por millón de BTU.“A partir del 2008 se empezarán las
inversiones, pero los resultados to-man tiempo. Los plazos son cortos. Si las cosas se hacen bien, se podría incrementar la capacidad de entrega adicional a mediados del 2009”, ase-guraban los funcionarios bolivianos.Según el contrato suscrito entre am-
bos países, Bolivia debía aumentar los volúmenes de exportación de gas na-tural a Argentina a partir de junio del 2008, hecho que nunca sucedió debido al incumplimiento por parte de este país del contrato firmado. Hoy apenas está exportando menos de 3 millones de metros cúbicos diarios cifra muy por debajo de los 7 millones compro-metidos.Un documento de IES consultores re-
saltó que las importaciones de Bolivia disminuyeron un 48%, lo que parece-ría mostrar las crecientes dificultades de ese país para mantener el abasteci-miento.Hoy la importación de gas por bar-
co para cubrir los incumplimientos de Bolivia y la mayor demanda local va camino a convertirse en una de las operaciones energéticas de emergen-cia más costosas de los últimos años. Según los valores que manejan los especialistas en energía, el aprovisio-namiento externo de GNL durante el período mayo-agosto le costará al Go-bierno entre 11 y 15 millones de pesos diarios. Hasta ahora, ya ingresaron al país tres barcos con unas 150.000 tone-ladas de GNL que aportaron a la red nacional un promedio de 8 MMCD de gas natural.
Por qué ENARSA
A casi 4 años y medio de la creación
NOTA DE TAPA Crónica de los hitos más relevantes de este último lustro
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2003 2004 2005 2006 2007 * 2008
Produccion de Petroleo en m3
* Período enero/ abril.
AUSTRAL
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Producción de Gas en miles de m3
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de ENARSA mucho es lo que se ha di-cho, aunque la información disponible es más bien escasa. Energía Argentina SA, fue creada el 20 de octubre de 2004 con el objetivo de impulsar la explora-ción de hidrocarburos ante la sosteni-da caída de las reservas de los últimos 5 años. El 20 de octubre de 2004 a través
del decreto 1.529, que promulgó la ley 25.943 se le otorgó a ENARSA la titularidad de todos los bloques off-shore bajo la jurisdicción del Estado Nacional.La empresa estatal tenía en carpeta 17
proyectos energéticos a concretar y en marcha, y que no son muy conocidos porque la compañía prefirió mantener el “bajo perfil”. En octubre de 2005 ENARSA y la petrolera venezolana PDVSA anunciaron la incorporación a su red de unas 600 estaciones de ser-vicio, hecho que finalmente tampoco sucedió. Tras meses de negociaciones en fe-
brero de 2006 ENARSA cerró un convenio para explorar junto a las petroleras Repsol YPF, Petrobras y Petrouruguay, tres bloques off shore de alto riesgo ubicados en la Cuenca Colorado Marina. También firmó otro convenio con Repsol y la filial local de la estatal chilena ENAP, Sipetrol Ar-gentina para explorar y desarrollar en forma conjunta dos áreas de la Cuenca Austral Marina.Recientemente un estudio de la Sindi-
catura General de la Nación (SIGEN), reveló que la empresa estatal Energía Argentina S.A., Enarsa, violó las Leyes 24.156 de Adminis-tración Financiera y 19.550 de Sociedades Comerciales, que rige su funcionamiento. Fue en 2007, cuando compró el 25 por ciento de las acciones de la firma Citelec (por la operación de Transener) por 27 millones de dólares con un préstamo del banco ABN AMRO.
E&P: Incentivos insufi cientes
El 11 octubre de 2006 el Se-
nado convirtió en ley el proyecto del gobierno de crear el Régimen Promo-cional para la Exploración de Hidro-carburos, (Ley 26.154 de Incentivos a la Exploración) destinado a impulsar la actividad petrolera y aumentar las reservas de crudo y gas. Para ello, se procuró incentivar a las empresas a asociarse con ENARSA en esa tarea. El régimen se aplicó en todo el terri-torio argentino y especialmente en las operaciones de prospección en la pla-taforma continental, el área menos ex-plorada del país en materia de hidro-carburos. La ley otorgó nuevas áreas y beneficios impositivos a las empresas que adhieran, aunque los más escép-ticos aseguraban que esta normativa estaba hecha a medida de los “neope-troleros” más cercanos el poder.Sin duda, un de los hechos más signi-
ficativos de estos últimos años ha sido la irrupción de los Estados Provincia-les en la política de hidrocarburos en nuestro país. A partir del 3 de enero de 2007 son las provincias las titulares de los derechos sobre el área continen-tal, y el Estado Nacional de las áreas que se exploten más allá de las 12 mi-llas marinas costeras, de acuerdo a la Ley 26 197. Luego, con la aprobación de la Ley 26.197 (Ley Corta) algunos especialistas consideran que se ha de-bilitado el rol fiscalizador y la necesa-ria centralización de la planificación energética, por lo que las provincias han estado promoviendo áreas ex-ploratorias en base a licitaciones por regalías, una modalidad que invita a
la especulación empresaria cuando no hay activos que respalden la oferta ga-nadora.
La compra de Transener
Con la compra de Transener, la em-presa que maneja los 8.800 kilómetros de redes de alta tensión del país, el Go-bierno dio un paso clave y estratégico. Petrobrás había puesto en venta la mi-tad de Citelec, que controlaba a aque-lla compañía. Los brasileños eligieron como comprador a Eton Park, pero el Gobierno dejó trascender su rechazo a esa opción, el embajador de EE. UU. intercedió por Eton, y finalmente la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia (CNDC) rechazó la ven-ta al fondo de inversión. Finalmente, el Ejecutivo logró que Enarsa y Elec-troingeniería se quedaran con el pa-quete accionario.
La trama de las retenciones
El 13 de febrero de 2002 se impusie-ron retenciones del 20% a las exporta-ciones de petróleo crudo y de 5% a las de preparados de petróleo (Decreto 310/2002). El 4 de marzo se fijó 10% de retenciones para los productos pri-marios y 5% para las manufacturas de origen agropecuario e industrial. “En principio, - explica el economis-ta Sebastián Scheimberg en unos de sus informes- las retenciones fueron introducidas para financiar el rescate del sector bancario. Sin embargo, en
NOTA DE TAPA Crónica de los hitos más relevantes de este último lustro
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Produccion de Petroleo en m3
* Período enero/ abril.
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la práctica la recaudación por reten-ciones fue incorporada a las cuentas generales del gobierno federal. En cambio, el gobierno compensó a los bancos con la emisión y cesión de deu-da pública en dólares y, en una segun-da etapa, emitió y canjeó bonos en dó-lares a los depositantes con depósitos pesificados, de modo de compensar diferencias cambiarias. De este modo, el rescate se tradujo en un incremento sustancial de la deuda pública en mo-neda extranjera”.A partir del 13 de mayo de 2004, en
respuesta a la crisis energética interna-cional, las retenciones sobre las expor-taciones de crudo se incrementaron al 25%; al 20% las de GLP; y al 5% las de algunos combustibles que no estaban hasta entonces grabados. Por el Decre-to 645/2004 se impuso un gravamen del 20% sobre la exportación de gas natural. Posteriormente, en agosto de ese año, el Ministerio de Economía creó un esquema de retenciones varia-bles en función del precio internacio-nal del petróleo “Entre 2003 y 2006- señala Scheim-
berg- hubo un aumento de precios del crudo y del gas natural en el mercado local, producto del movimiento inter-nacional y la recomposición domésti-ca, respectivamente. En el caso de los costos también ha operado la inercia del proceso productivo. Estos efectos combinados han provocado un nota-ble aumento de la renta petrolera, pa-sando de 1.732 a 5.228 y 12.341 millo-nes de dólares en los tres años.En relación con la distribución de esta
renta es notable como a partir de la de-valuación de la moneda en 2002 y las regulaciones operadas sobre el merca-do doméstico de la energía se ha pro-ducido una significativa transferencia desde el sector de los hidrocarburos hacia el resto de la economía”.Finalmente el 15 de noviembre de
2007 el gobierno estableció una mo-dificación en las retenciones (Resolu-ción 394/2007). Desde entonces, las petroleras reciben un ingreso tope de unos u$s42 por barril tanto para la exportación como para la venta en el mercado interno. A partir del mismo,
cualquier aumento de precios a nivel internacional que expe-rimenten los productos petro-leros que se exportan quedará para el Estado.
Las “benditas reservas”
La disminución de las reser-vas probadas, entre el 31 de diciembre de 2000 e igual fecha de 2005, fue del 30 % en el caso del Petróleo y del 39 % para el Gas. La relación negativa, entre diciembre de 2004 y del 2005, alcanzó al 12,09 % en las reser-vas de Petróleo y al 16 % en el Gas. Un hecho, que complica la situación interna, vinculado con la disminución de reservas fue, sin lugar a dudas, la concreción de los contratos de exportación de hidrocarburos a Chile, Uruguay y Brasil a través de gasoductos y oleo-ductos de reciente construcción. Con respecto a la caída de las actividades exploratorias, un índice que refleja objetivamente dicho aspecto lo cons-tituyen los pozos exploratorios perfo-rados en los últimos años. Entre 1960 y 1990, el promedio rondó siempre los 100 a 110 pozos exploratorios perfo-rados anualmente. Esa magnitud se redujo, en los últimos 5 años en casi un 80 %.En las cuencas productivas no se es-
tán explorando o se lo está haciendo en forma muy limitada. En las cuencas aún sin producción la actividad explo-ratoria es prácticamente nula.
El gas, un tema irresuelto
Hacia fines de abril de 2004 el Go-bierno argentino negoció con las au-toridades venezolanas y directivos de PDVSA la importación de 8 millones de barriles de fuel oil y 1 millón de ba-rriles de diesel para garantizar el abas-tecimiento a las generadoras térmicas.Para esa época la Secretaría de Ener-
gía y las productoras de gas firmaron el acuerdo para implementar el esquema de normalización del precio del gas en boca de pozo para los Grandes Usua-
rios tal como lo estableció el Decreto 180 y 181. Ante el fantasma de la crisis energética, el gobierno responsabilizó a las empresas productoras por la fal-ta de inversión en exploración desde 1998. Argentina decidió recortar la ex-portación de gas al mercado chileno. Las autoridades energéticas de ambos países analizaron la disponibilidad de gas y acordaron las restricciones a aplicar. El tema sigue siendo motivo de debate entre ambos países.Desde el año 1970 y hasta fines del
año 2006 el país produjo 33,18 TCF de gas. Sin embargo 21,65 TCF de ellos los consumió en los últimos 10-15 años donde el consumo se disparó alentado por las distintas políticas puestas en práctica. De este modo, y con un au-mento dramático en los últimos 3-4 años, llegamos a un consumo anual de 1,81 TCF en el 2006.Para ponerlo en términos económi-
cos, las posibilidades de incrementar reservas probadas de gas en el futu-ro inmediato están más relacionadas con el “upgrade” de las reservas pro-bables, posibles y recursos ya iden-tificados en la actualidad, que con la exploración de alto riesgo, tanto en las cuencas ya productivas cuanto las no productivas.Teniendo en cuenta que las reservas
probadas del país alcanzan a 15.4 TCF
NOTA DE TAPA Crónica de los hitos más relevantes de este último lustro
Inversiones que hacen faltaTodos los tramos de la cadena de valor de la
energía requieren fuertes y continuas inversiones. Para las actuales tasas de crecimiento de Argentina y demanda actual no menos de U$S 4.500 millones por año.
La falta de inversiones en exploración, la caída de las reservas de petróleo y gas, la explosión de la demanda energética, los cuellos de botella en la ofer-ta de generación eléctrica, las escasez de gasoil y la necesidad de diversifi car la matriz energética confor-man la agenda de temas pendientes para el gobierno en materia energética.
Hay dos objetivos fundamentales: por un lado, evitar llegar al 2016/2017 y tener la terminación de todas las concesiones prácticamente al mismo tiem-po, y evitar la disminución de inversiones desde varios años antes de la expiración.
Para los biocombustibles ha sido un lustro de gran-des anuncios. La Ley 26.093 tiene su foco en el merca-do interno, creando una demanda cautiva inicial -por efecto del corte obligatorio previsto para el año 2010- de 637.000 tns. de biodiesel y 160.000 tns. de bioe-tanol. Se habla de inversiones por U$S 1.300 millones.
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Inversiones que hacen faltaTodos los tramos de la cadena de valor de la
energía requieren fuertes y continuas inversiones. Para las actuales tasas de crecimiento de Argentina y demanda actual no menos de U$S 4.500 millones por año.
La falta de inversiones en exploración, la caída de las reservas de petróleo y gas, la explosión de la demanda energética, los cuellos de botella en la ofer-ta de generación eléctrica, las escasez de gasoil y la necesidad de diversificar la matriz energética confor-man la agenda de temas pendientes para el gobierno en materia energética.
Hay dos objetivos fundamentales: por un lado, evitar llegar al 2016/2017 y tener la terminación de todas las concesiones prácticamente al mismo tiem-po, y evitar la disminución de inversiones desde varios años antes de la expiración.
Para los biocombustibles ha sido un lustro de gran-des anuncios. La Ley 26.093 tiene su foco en el merca-do interno, creando una demanda cautiva inicial -por efecto del corte obligatorio previsto para el año 2010- de 637.000 tns. de biodiesel y 160.000 tns. de bioe-tanol. Se habla de inversiones por U$S 1.300 millones.
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tenemos un horizonte de reservas de 8,5 años.Tomando el periodo 1999/2005 las
reservas disminuyeron 48,75% en la Cuenca Neuquina correspondiendo una caída de 57,3% al área Loma La Lata y un 38,8% al área Aguada Picha-na. En el Noroeste la situación es simi-lar, con una reducción de las reservas de 54,75% correspondiendo una re-ducción de 75% al área Aguaragüe y 67% al área Ramos.Si analizamos las 7 áreas gasíferas
más importantes del país, que tienen 52,3% de reservas y 51,5% de pro-ducción vemos que con la sola ex-cepción de Cerro Dragón, todas dis-minuyeron en reservas y las dos más importantes como las áreas Loma La Lata y Aguaragüe también disminu-yeron en producción. Y aquí esta el núcleo del problema: la declinación de los yacimientos grandes es muy difícil de compensar si no se descu-bren yacimientos nuevos de magni-tudes similares.De acuerdo con estos datos, la única
manera de revertir la declinación de reservas sería descubriendo no menos de 2 TCF de gas por año, ya que la pro-ducción del año 2006 fue de 1,8 TCF. Esto equivale a otro Loma La Lata en los próximos 10 años. En petróleo en los últimos 10 años no
se han incorporado reservas por des-
cubrimiento. Según lo expertos para 2010 el horizonte de reservas de petró-leo y gas se reduciría a 6 años.
Tiempo de restricciones
Hasta el año 2005, las restricciones que se imponían a la demanda recaían sobre los usuarios interrumpibles. Se correspondían exclusivamente con el período invernal y asociadas a la capa-cidad de transporte en los gasoductos troncales. No se registraban restriccio-nes motivadas por insuficiente oferta de gas natural.A partir del año 2006, y con mayor
intensidad en el año 2007, se evidenció la insuficiencia de oferta. Un análisis del gas transportado por los gasoduc-tos troncales (San Martín, NEUBA I y NUBA II de TGS, Centro-Oeste y Nor-te de TGN) muestra que a partir de Mayo de 2007, existe una capacidad de transporte ociosa de entre 10 y 12 MMm3/día.Esto significa que en las cuencas se
están inyectando aproximadamente 110 MMm3/día a la red troncal, en un sistema con capacidad de transporte de 120 MMm3/día. Por otra parte, en-tre grandes usuarios con “ventana de corte”, grandes usuarios “interrumpi-bles” y centrales eléctricas operando con combustibles líquidos, existe una demanda doméstica no satisfecha del
orden de 25 MMm3/día. En el año 2005 el Gobierno Nacional
anunció el “Programa de Ampliacio-nes 2006-2008”, por medio del cual se ha proyectado incrementar la capaci-dad de transporte en 20 MMm3/día. Este programa, quedó enmarcado en el denominado “Fideicomiso Gas II”, cuyos cargos –amparados el la ley de “Cargos específicos”- ya se están tri-butando.Como consecuencia de las eventua-
les irregularidades acontecidas con la “Ampliación 2003-2005” ya ejecutada, y sufragada mediante el “Fideicomiso Gas I”, se produjo una demora en el lanzamiento de las obras del “Progra-ma de Ampliaciones 2006-2008”. El programa (ahora denominado
“Ampliaciones 2007-2009”) se ha re-formulado y se están dando los prime-ros pasos tendientes a incrementar la capacidad de transporte en 8 MMm3/día, que podrían estar disponibles so-bre mediados del año 2008 después del invierno.Por otra parte, el Gobierno Nacional
está intentando llevar adelante el Plan Energético 2004-2006, que prometía inversiones por 11.149 millones de pe-sos El programa ha sido reformulado en varias ocasiones, e incluye entre los emprendimientos más importantes: la elevación de la cota de YA-
CYRETÁ, lo que permitirá (junto con
NOTA DE TAPA Crónica de los hitos más relevantes de este último lustro
Retención fijada
5% naftas y gasoil y 20% crudo
5% naftas y 5% gasoil
20% gasoil; 5% GLP
0% naftas
5% gasoil
20% GLP
5% naftas
25% crudo
20% gas natural
Crudo retención variable
45% gas natural
Ingreso tope de U$S 42 por barril
Norma
Dec. 310/2002
Dec 690/2002
Dec 809/2002
R.ME 135/2002
R.ME 526/2002
R.ME 335/2004
R.ME 336/2004
R.ME 337/2004
Dec 645/2004
R.ME 532-7/2004
R.ME 534/2006
R. ME 394/2007
Promulgación
13/02/2002
26/04/2002
13/05/2002
01/07/2002
22/10/2002
11/05/2004
11/05/2004
11/05/2004
26/05/2004
04/08/2004
14/07/2006
15/11/2007
Vigencia
01/03/2002
03/05/2002
14/05/2002
04/07/2002
01/08/2002
13/05/2004
13/05/2004
13/05/2004
28/05/2004
05/08/2004
25/07/2006
15/11/2007
Observaciones
Fija retenciones del 5% para naftas y gasoil y del 20% para el crudo
Ratifica las retenciones del Dec 310/2002
Aumenta la retención del gasoil
Anula la retención a las naftas
Si bien el Dec. 809/2002 establecía que la retención del 20% para el gasoil se
reduciría al 5% recién el 01/10/2002, esta Res adelanta en forma retroactiva
esa reducción
Aumenta las retenciones al GLP del 5% al 20%
Deja sin efectos la anulación de la retención a naftas dispuesta por la Res ME 135/2002
Aumenta la retención del crudo del 20% al 25%
Fija retención del 20% al gas natural
WTI- retención desde 0-25%; 32,01-28%; 35 -31%; 37-34%; 39-37%; 41-40%; 43-43%; 45-45%
Toma como base para la retención de cualquier exportación el precio del acuerdo con Bolivia.
Las petroleras reciben un ingreso tope de unos u$s42 por barril tanto para la exporta-
ción como para la venta en el mercado interno. A partir del mismo, cualquier aumento
de precios a nivel internacional que experimenten los productos petroleros que se ex-
portan quedará para el Estado
"Fuente: CONCURSO DE ENSAYOS EN CONMEMORACIÓN A LOS 100 AÑOS DEL DESCUBRIMIENTO DE PETRÓLEO EN ARGENTINA “PETRÓLEO Y GAS:
SUS APORTES A LA ARGENTINA” ESEADE-ITBA, OCTUBRE 2007
Industria Petrolera: Motor de la Economía y Fuente de Recursos, Sebastián Scheimberg"
Retenciones a la exportación de hidrocarburos
REGULACIONES POST DEVALUACION(Ley 25 561 de Emergencia Pública)
15
Retención fijada
5% naftas y gasoil y 20% crudo
5% naftas y 5% gasoil
20% gasoil; 5% GLP
0% naftas
5% gasoil
20% GLP
5% naftas
25% crudo
20% gas natural
Crudo retención variable
45% gas natural
Ingreso tope de U$S 42 por barril
Norma
Dec. 310/2002
Dec 690/2002
Dec 809/2002
R.ME 135/2002
R.ME 526/2002
R.ME 335/2004
R.ME 336/2004
R.ME 337/2004
Dec 645/2004
R.ME 532-7/2004
R.ME 534/2006
R. ME 394/2007
Promulgación
13/02/2002
26/04/2002
13/05/2002
01/07/2002
22/10/2002
11/05/2004
11/05/2004
11/05/2004
26/05/2004
04/08/2004
14/07/2006
15/11/2007
Vigencia
01/03/2002
03/05/2002
14/05/2002
04/07/2002
01/08/2002
13/05/2004
13/05/2004
13/05/2004
28/05/2004
05/08/2004
25/07/2006
15/11/2007
Observaciones
Fija retenciones del 5% para naftas y gasoil y del 20% para el crudo
Ratifica las retenciones del Dec 310/2002
Aumenta la retención del gasoil
Anula la retención a las naftas
Si bien el Dec. 809/2002 establecía que la retención del 20% para el gasoil se
reduciría al 5% recién el 01/10/2002, esta Res adelanta en forma retroactiva
esa reducción
Aumenta las retenciones al GLP del 5% al 20%
Deja sin efectos la anulación de la retención a naftas dispuesta por la Res ME 135/2002
Aumenta la retención del crudo del 20% al 25%
Fija retención del 20% al gas natural
WTI- retención desde 0-25%; 32,01-28%; 35 -31%; 37-34%; 39-37%; 41-40%; 43-43%; 45-45%
Toma como base para la retención de cualquier exportación el precio del acuerdo con Bolivia.
Las petroleras reciben un ingreso tope de unos u$s42 por barril tanto para la exporta-
ción como para la venta en el mercado interno. A partir del mismo, cualquier aumento
de precios a nivel internacional que experimenten los productos petroleros que se ex-
portan quedará para el Estado
"Fuente: CONCURSO DE ENSAYOS EN CONMEMORACIÓN A LOS 100 AÑOS DEL DESCUBRIMIENTO DE PETRÓLEO EN ARGENTINA “PETRÓLEO Y GAS:
SUS APORTES A LA ARGENTINA” ESEADE-ITBA, OCTUBRE 2007
Industria Petrolera: Motor de la Economía y Fuente de Recursos, Sebastián Scheimberg"
Retenciones a la exportación de hidrocarburos
REGULACIONES POST DEVALUACION(Ley 25 561 de Emergencia Pública)
16
NOTA DE TAPA Crónica de los hitos más relevantes de este último lustro
la tercer línea de 500 kV, en construc-ción) que la central opere a plena po-tencia, incorporando una oferta de 900 MW la terminación de la Central Nu-
clear ATUCHA II (745 MW) la construcción de la CT RIO TUR-
BIO, a carbón (250 ó 300 MW) la implantación en Centrales exis-
tentes de 1500 MW distribuidos en sie-te (7) Turbinas de GasLa tabla siguiente muestra el elenco
completo de los proyectos de gene-ración que incluye aquellos que se encuentran en construcción y los que han sido anunciados oportunamente pero que aún no han comenzado a ejecutarse:
El arca del los subsidios
El año pasado mantener las tarifas le costó al gobierno 6.500 millones de pesos cuando el Gas Oil y Fuel Oil era producido en el mundo con un barril de petróleo a U$S 60 en promedio. Actualmente los brasileños y chilenos son industrialmente competitivos con combustibles y energía caras ( 120 u$s/MWh y Gas Oil a 4 $/litro ) “¿Porque no podemos serlo nosotros?”, se pre-guntan algunos. En la Argentina, los subsidios tota-
les llegaron a U$S 11.000 millones en 2007 y podrían aumentar en 2008. El Gobierno Nacional subsidió con 4.000 millones de dólares al sector eléctrico para mantener congeladas las tarifas entre 2004 y 2007, según se desprende de un informe elaborado por la Com-
pañía Administradora del Merca-do Mayorista Eléctrico.De acuerdo con la información de
la compañía que agrupa a los agen-tes generadores, transportistas, distribuidores y grandes usuarios del sector, los 4.000 millones de dólares de subsidios se utilizaron para la compra de fuel oil y gasoil, la importación de electricidad des-de Brasil y Uruguay, y el pago a empresas generadoras.Pero los subsidios no sólo fueron
destinados al sector energético, sino que también el Gobierno los derivó al transporte, alimentos y empresas públicas.Entre los cuatro sectores, los sub-
sidios del Estado subieron 125 por ciento durante 2007. Con esta fina-lidad, el fisco nacional destina 40 mi-llones de pesos diarios a subsidios. El año pasado mantener las tarifas
le costó al gobierno 6.500 millones de pesos cuando el Gas Oil y Fuel Oil era producido en el mundo con un barril de petróleo a U$S 60 en promedio. Actualmente los brasileños y chilenos son industrialmente competitivos con combustibles y energía caras ( 120 u$s/MWh y Gas Oil a 4 $/litro ) “¿Porque no podemos serlo nosotros?”, se pre-guntan algunos. En la Argentina, los subsidios tota-
les llegaron a U$S 11.000 millones en 2007 y podrían aumentar en 2008. El Gobierno Nacional subsidió con 4.000 millones de dólares al sector eléctrico para mantener congeladas las tarifas entre 2004 y 2007, según se desprende
de un informe elaborado por la Com-pañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico.De acuerdo con la información de la
compañía que agrupa a los agentes ge-neradores, transportistas, distribuido-res y grandes usuarios del sector, los 4.000 millones de dólares de subsidios se utilizaron para la compra de fuel oil y gasoil, la importación de electrici-dad desde Brasil y Uruguay, y el pago a empresas generadoras.Pero los subsidios no sólo fueron des-
tinados al sector energético, sino que también el Gobierno los derivó al trans-porte, alimentos y empresas públicas.Entre los cuatro sectores, los subsi-
dios del Estado subieron 125 por cien-to durante 2007. Con esta finalidad, el fisco nacional destina 40 millones de pesos diarios a subsidios.
PROYECTO
Foninvevem Belgrano TG 1
Foninvevem Belgrano TG 2
Foninvevem Belgrano CC (TV)
Foninvevem San Martin TG 1
Foninvevem San Martin TG 2
Foninvevem San Martin CC (TV)
Sudoeste (EPEC)
Sudoeste (EPEC)
Pilar (EPEC)
Ingentis TG
Ingentis CC
Ingentis EOLICA
9 de Julio (MAR DEL PLATA)
Loma La Lata CC
Guemes
Yacyreta
Termoandes
Rio Turbio
Atucha II
ENARSA (TG s 5x250 MW + 2x125 MW)
CH Condor Cliff
CH Barrancosa
Energia del Sur
Genelba
Vientos De La Patagonia
Maranzana
Albanesi Polo Petroquimico
POTENCIA
(MW)
265
265
265
265
265
265
115
65
320
180 / 265
360 / 135
100
55
185
100
900
220
240 / 300
745
1500
1000
600
125
80
60
120
140
FECHA
E/S
Jun´08
Ago´08
Ago´09
Oct´08
Dic´08
Dic´09
Feb´09
Abr´10
Ago´10
Oct´08
Oct´09
Ago´09
Dic´08
Sep´10
Nov´08
Ago´09
Oct´08
Sep´10
Ago´10
?
Jun´14
Dic´14
Mar´09
Oct´08
Sep´09
Nov´08
Dic´08
DE CONCRECIÓN
ALTA
ALTA
ALTA
ALTA
ALTA
ALTA
BAJA
BAJA
MEDIA
MEDIA
MEDIA
BAJA
MEDIA
ALTA
MEDIA
ALTA
MEDIA
BAJA
MEDIA
BAJA
BAJA
BAJA
MEDIA
BAJA
BAJA
ALTA
MEDIA
DE FECHA
ALTA
ALTA
MEDIA
ALTA
ALTA
MEDIA
BAJA
BAJA
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BAJA
?
MEDIA
MEDIA
MEDIA
MEDIA
BAJA
ALTA
MEDIA
PROBABILIDAD
17
1818
NOTA DE TAPA
La herencia
Como es sabido las reformas del sector energético en Argentina implicaron el traspaso de las deci-siones de inversión al sector privado con una muy débil exigencia respecto a inversiones obli-
gatorias. Se supuso que los incentivos de mercado, juntos a un marco institucional laxo y una regulación débil, serían los mecanismos idóneos para aumentar la competencia, lo-grar una eficiente asignación de recursos y aún lograr la expansión de la oferta. Ciertamente, la aplicación simultá-nea de este conjunto de políticas se dió en el contexto de la Ley de Convertibilidad, la que a su vez, era acompañada de una considerable apreciación de la moneda argentina respecto al dólar estadounidense. “La seguridad jurídica” de tal esquema radicaba en la fuerza de la ley, pero tam-bién de una serie de decretos que aunque no tuviesen tal carácter, podían ser asumidos por los inversores como pre-cedentes jurídicos de cierta robustez. Por otra parte a lo lar-go de la década del noventa, los precios internacionales del crudo registraron sus niveles históricos más bajos desde el primer shock petrolero de 1974. Todo ello favoreció que los precios internos de los distintos productos energéticos pudiesen hallarse relativamente alineados con los del mer-cado internacional. Ello fue cierto tanto para los precios del crudo, de los derivados y del gas. Por su parte las tarifas que remuneraban a los segmentos regulados también eran comparables con alguno de los niveles vigentes en los paí-ses desarrollados. La novedad de tal combinación de facto-res fue que para el promedio de los usurarios de productos energéticos, precios en dólares varias veces superiores a los que habían regido la historia de precios en la Argentina en los últimos 40 años, no fueran percibidos como exagerados respecto a los niveles previos. Por el contrario, en términos de poder adquisitivo de la moneda nacional hasta resul-taron, con excepción de los pequeños consumidores resi-denciales, más baratos que en el pasado. La adopción de esquemas de tarifas decrecientes con el nivel de consumo tenía por objeto asegurar el rápido retorno de las inversio-nes, porque estaban destinadas a aumentar las ventas como forma de maximizar el valor actual neto de las inversiones. De hecho causó despilfarro. Del mismo modo las políticas
seguidas por los productores de hidrocarburos estuvieron destinadas a monetizar reservas del modo más acelerado posible. Esto se realizó por la vía de las exportaciones de petróleo, derivados y gas y por la vía de la generación eléc-trica a través de ciclos combinados que permitieron valori-zar el gas. También es sabido que la entrada a los diversos segmentos del negocio se dio a valores por debajo del costo de los activos y aún por debajo de los flujos de caja proyec-tados a tasas de retorno más que razonables. De este modo el proceso fue exitoso en sus propios términos y objetivos de maximización de las rentas naturales y monopólicas. No así en términos de promover una expansión de la ofer-ta sostenible en el tiempo. Las inversiones en exploración respecto a las de explotación disminuyeron abruptamente durante los 90. Las expansiones de transporte de gas natu-ral se realizaron orientadas al mercado externo y las orien-tadas al mercado interno no incluyeron nuevos gasoductos sino la ampliación de la capacidad de compresión.
Ahora bien, desde 1994, pero más aún a partir de 1999 el esquema de la convertibilidad comenzó a mostrar con mayor fuerza su vulnerabilidad (recesión, pobreza, des-empleo, endeudamiento externo creciente, etc.). Sus con-tradicciones y sus efectos se fueron haciendo sentir hasta que a partir de marzo de 2001 el proceso de fuga de divisas culminó en el “corralito”, el que a su vez culminaría inevi-tablemente en la devaluación de 2002.
Este hecho, con un tipo de cambio flotante que en 2002 cotizó entre 3.4 y 3.8 $ por dólar conducía a una situación extremadamente compleja para internalizar los precios internacionales de la energía en moneda local a pesar de que aún el contexto de dichos precios era bajo. De hecho “mantener la seguridad jurídica” o continuar con las reglas de juego previas hubiese implicado multiplicar por 3, por 3.4 o por 3.8 las tarifas y los precios de la energía. Sincera-mente creo que ninguno de los operadores-a pesar de su insistencia en dolarizar las tarifas- hubiera resistido las re-acciones de la demanda, ni ningún poder político hubiera podido establecer una mínima gobernabilidad.
Los procesos de renegociación de tarifas se dieron a través de la UNIREN para los segmentos regulados y las retenciones fijas primero, móviles después, pusieron un te-cho a la transferencia de la renta petrolera.
Los cambios de contexto.
Al cambio de contexto macroeconómico y de precios relativos ocurrido entre 2002 y 2003 en Argentina, hacia
Lo que hizo y lo que no se hizo
Aciertos y errores de la política energética argentina 2003-2008: lo que se heredó, lo que cambió, lo que se hizo, lo que se pudo haber hecho.
Crónica de los hitos más relevantes de este último lustro
Por Roberto Kozulj (Fundación Bariloche)
1919
202020
2004 se comienza a sumar una complicación adicional. Los precios de la energía en el mercado internacional comienzan a incrementarse alejando las señales de pre-cios en Argentina aún más de las referencias interna-cionales. La respuesta de los productores se hace sentir en una oferta restringida, tanto más, cuanto el contexto es de rápida recuperación de la demanda energética y de la economía, precisamente a causa de la salida de la convertibilidad y de la obtención por esta vía de nuevas ventajas competitivas en un marco de crecimiento de los precios de las commodities que exporta la Argen-tina. Por otra parte los cambios institucionales en paí-ses clave como Bolivia y Venezuela, alteran los planes de expansión previstos para suplir con importaciones a precios razonables los requerimientos de importación para compensar el estancamiento de la oferta interna.
Lo que se hizo y lo que no se hizo.
En forma resumida, las principales medidas fueron:
-Restringir las exportaciones a Chile y otros países vecinos.
-Renegociar parcialmente los precios, contratos y concesiones.
-Mejorar las señales de precios al productor sin tras-ladarlo al consumidor enteramente.
-Segmentar los mercados.-Buscar alternativas de oferta externa.-Intentar sin éxito diversificar la matriz energética.-Congelar tarifas a usuarios finales residenciales
¿Fue todo ello acertado? En parte si, en parte no.La suspensión de exportaciones a Chile restó credi-
bilidad no sólo al gobierno sino también a los operado-res privados en Argentina. Algo indeseable desde todo punto de vista. Sin embargo evitó mayores cortes a in-dustrias y a generadores eléctricos en Argentina.
Claramente incrementar el costo de los energéticos hubiera sido una señal bien recibida por los producto-res y operadores, pero es difícil pensar en que ello se hubiera traducido en un incremento de inversiones. La historia previa no avalaría tal presunción, pero estamos ante un supuesto contra-fáctico típico. En cambio si po-demos saber que la inflación hubiera sido aún mayor y el crecimiento menor.
El acierto por lo tanto se vincula con mejorar la com-petitividad global, el error con no diseñar mecanismos claros y precisos para canalizar parte del excedente fis-cal en una política de inversiones para incrementar la oferta energética con un mayor control estatal, o bien negociar con el sector privado la transformación en in-versiones de la renta transferida incluyendo una posi-ción más dura respecto a la necesidad de cumplir los
compromisos de abastecimiento externo e interno.La no recomposición de tarifas después de más de 5
años constituye un desacierto porque es insostenible y ha castigado a los eslabones más débiles de la cadena energética.
Los mecanismos de subsidios y compensaciones, han sido además de complejos y poco transparentes, una forma de trasladar hacia delante la problemática sin resolverla. Por lo tanto un verdadero desacierto por no haberse previsto un desmonte temporal progresivo de dichos subsidios, destinando esas sumas a inversiones para incrementar la oferta interna. En forma simultá-nea, no ha habido una política energética para aliviar la pobreza, dándose el caso no recomendable de subsidiar a los que menos lo requieren y desproteger a los más vulnerables. En tal sentido el incentivo al despilfarro no fue corregido, ni se logró mayor equidad.
En síntesis el mayor desacierto ha sido la ausencia de una política energética integral y de largo plazo basada en el desarrollo de recursos internos. Ha habido así, un festival de improvisaciones, lo que para un sector estra-tégico como el energético no parece recomendable. Ello ha conducido a paradojas inexplicables (Ej. no auditar Loma La Lata y recurrir al abastecimiento via Buque Re-gasificador; la asignación de un rol confuso a ENARSA quien es capaz de invertir en una Hidroeléctrica Ecua-dor, pero no retomar la política de abastecimiento de gas, para mencionar lo más evidente).
Las consecuencias.
-Obras sin concluir y con un panorama de oferta in-cierto.
-Dilapidación de la renta petrolera-Utilización creciente de combustibles más costosos.-Dilación de la diversificación de la matriz energéti-
ca (hasta donde ello es posible)-Acumulación progresiva de desequilibrios financie-
ros y fiscales que serán más graves con el transcurrir del tiempo
-Situación explosiva si se corrigieran las señales de precios sin un desmonte gradual y progresivo de las se-ñales de precios distorsivas.
-Inclusión de las alternativas más costosas de abaste-cimiento externo (Ej. GNL)
-Ausencia de un marco institucional y legal coheren-te, creíble y definido en una sola dirección.
-Pérdida de posibilidades de integración y liderazgo regional.
Finalmente la pregunta es porqué no se hizo lo que hubiera podido hacerse. Quizás, simplemente, se trate de que la improvisación es un rasgo esencial del ser nacional. En este caso la previsibilidad y las estrate-gias frente a escenarios contingentes hubieran sido deseable.
NOTA DE TAPA Crónica de los hitos más relevantes de este último lustro
21
2222
NOTA DE TAPA
El Director del Instituto Ar-gentino de la Energía, Ge-neral Mosconi, Jorge Olme-do, propuso la creación del
Ministerio de Energía, integrado por la actual Secretaria de Energía y orga-nismos, empresas y ENARSA.“Esta cuestión estratégica no debe
ser atendida por un área de un Minis-terio gigantesco. Hay que separarla
y dotarla con recursos hu-manos, presupuestarios y tecnológicos adecuados”, explicó.
Ante un grupo de in-versores canadienses en un importante hotel céntrico, el especialista enumeró una serie de propuestas institu-cionales y regulatorias en el marco de una presenta-ción sobre “Perspectivas y Desafíos del sector energé-tico”.
Olmedo habló sobre la imperiosa necesidad de je-rarquizar el nivel político e institucional y en este senti-do criticó la fuerte concen-tración de decisiones que hoy radica en el Ministerio de Planificación y en la Se-cretaría de Comercio.
“En estos últimos 5 años hubo un virtual vaciamien-to de poder de la Secretaría de Energía y de los respec-tivos Entes Reguladores (ENRE y ENARGAS). Ese Ministerio también tomó la conducción política de CA-MMESA”, disparó.
Entre algunas de las propuestas, el representante del IAE, mencionó la idea de crear un Consejo un Con-sejo de Política Energética intermi-nisterial; diseñar una nueva Política Energética Nacional orientada a su-perar la vulnerabilidad del sector; crear un área de Planeamiento Ener-gético de estrategias nacionales de
mediano y largo plazo; abandonar los anuncios y medidas coyuntura-les; fortalecer los acuerdos de inter-cambio y complementación con los países del MERCOSUR; normalizar el funcionamiento de los los Entes con plena autarquía e independencia y aprobar reformas integrales a los Marcos Regulatorios Eléctrico y del Gas Natural.
También puso énfasis en la urgen-te sanción de una nueva Ley Nacio-nal de Hidrocarburos, que actualice la política y el marco jurídico de la ley 17.319 que ya lleva más de 40 años de vigencia y que promueva un flujo sostenido de inversiones y compren-da los sectores de exploración y pro-ducción hasta refinación y comercia-lización. “Deberá asegurar una visión y un manejo integrado de la política nacional de hidrocarburos, compati-bilizada con las provincias petrole-ras. La denominada “Ley Corta” está orientada sólo a la transferencia del dominio de los hidrocarburos a las provincias petroleras. Queda pen-diente una legislación que contemple el interés de los consumidores y de provincias no petroleras.
La agenda de asuntos pendientes es tan extensa como controvertida: realizar una auditoría independiente de Reservas, aplicar una nueva Po-lítica Exploratoria, concluir la rene-gociación de los contratos de conce-sión (gas y electricidad), encarar una recomposición gradual de los precios y tarifas de la energía y sancionar un régimen de “Tarifa Social” con subsi-dios presupuestarios explícitos.
“En estos últimos 5 años hubo un virtual vaciamiento de poder de la Secretaría de Energía y de los respectivos Entes Reguladores (ENRE y ENARGAS). Ese Ministerio también tomó la conducción política de CAMMESA”, disparó Jorge Olmedo, director del IAE ante un selecto grupo de inversores canadienses.
Proponen crear un Ministerio de Energía
Crónica de los hitos más relevantes de este último lustro
23
24
NOTA DE TAPA
Argentina se ha convertido en la décima octava nación del mundo en optar por el LNG. Claro que la opción
ha sido forzada frente a la imposibi-lidad de importar todo el caudal de gas contratado a Bolivia.
A pesar de los esfuerzos del Go-bierno boliviano en general, y de la empresa Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) en parti-cular para acelerar las inversiones en el sector hidrocarburos, la producción de gas natural no llega a cubrir la de-manda interna y de los mercados de Brasil y Argentina. Algo previsible.
El ministro de Hidrocarburos de
Bolivia, Carlos Villegas, admitió que en el 2008 va a ser imposible cubrir el envío de 7,7 millones de metros cúbicos por día (MMm3/D) de gas a Argentina, y sólo se van a destinar entre 2,7 y 4,6 MMm3/día, aunque en realidad hoy no se exporta más de 2 MMm3/día. Y se sabe, Argentina está última en las prioridades del go-bierno de Evo Morales.
Dentro de Latinoamérica, Argen-tina se encuentra en el tercer lugar de reservas probadas de gas natural, detrás de Venezuela y Bolivia, pero su alta demanda interna producto del congelamiento de precios, le hace destinar prácticamente toda su pro-ducción al consumo interno.
Esta situación obligó al gobierno argentino a firmar un acuerdo para “pasar el invierno” con la empresa Atlantic LNG, de Trinidad y Tobago, para satisfacer la demanda interna a través de un buque regasificador y otros que contendrán Gas Natural Licuado (GNL), conocidos como me-taneros.
El proceso a utilizarse es conocido como licuación-regasificación. Como su nombre lo indica el gas natural se encuentra en estado gaseoso. Me-diante un proceso de enfriamiento se lo lleva a 160 grados Celsius bajo cero, convirtiéndose en líquido. La ventaja de esta transformación es que al pasar de estado se comprime unas 600 veces.
La llegada del Excelsior
El primer embarque de 138.000 metros cúbicos se realizó durante los primeros días del mes de junio en el puerto de Ingeniero White a 7 km de la ciudad de Bahía Blanca a cargo del barco regasificador Excelsior, cuya función será la de convertir el GNL en gas natural, para luego ser volca-do en las instalaciones de la Compa-ñía Mega (firma controlada por YPF, Petrobras y Dow Chemical).
Se estima que el gas será transpor-tado por el gasoducto que conecta la planta General Cerri con la industria de fertilizantes Profertil y, desde allí, al sistema de gasoductos troncales operado por Transportadora de Gas del Sur (TGS).
Si bien el contrato de compra de LNG se ha manejado a puertas cerra-das, fuentes confiables aseguraron a PE que su precio está dado por el precio Henry Hub (por ejemplo para el barco que llega este valor es el de cierre de junio en NYMEX, U$S 12 /MBTU) más U$S 4,20 MBTU, (que surgen del flete de la venta de opor-tunidad) más U$S 1.80 MMBTU (el costo del alquiler del barco regasifi-cador prorrateado en 4 cargos).
¿El costo de la emergencia?
Tres interrogantes con final abier-to: ¿quién paga la importación? ¿Por qué pagar U$S 16 por MBTU cuando
La importación de LNG:¿un buen negocio?
La importación de LNG por parte de la Argentina abre algunos interrogantes en la viabilidad del negocio. ¿Quién paga la importación? ¿Por qué pagar U$S 18 por MBTU cuando el productor argentino percibe hoy menos de U$S 2 por MBTU? y ¿Quiénes ganan y pierden? La opción del GNL implicaría para el país un costo total de hasta US$ 620 millones durante los cuatro meses que se prevé utilizar esta alternativa de suministro. Los costos de la emergencia.
“Como un secreto a voces algunos empresarios aseguran que la decisión
del Gobierno Argentino a través del Ministerio de Planifi cación y la
Secretaría de Energía de hacer instalar un barco que transporta GNL y
además regasifi ca el mismo previo a su descarga, se inscribe en una más
de las acciones de emergencia para paliar parcialmente el importante
défi cit energético que con tozudez se pretende negar y que, como toda
medida de emergencia, tiene un costo económico mucho mayor que
cualquier acción planifi cada y de largo plazo”
Crónica de los hitos más relevantes de este último lustro
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el productor argentino percibe hoy menos de U$S 2 por MBTU? y ¿Quié-nes ganan y pierden con este nego-cio?
Como un secreto a voces algunos empresarios aseguran que la decisión del Gobierno Argentino a través del Ministerio de Planificación y la Secre-taría de Energía de hacer instalar un barco que transporta GNL y además regasifica el mismo previo a su des-carga, se inscribe en una más de las acciones de emergencia que imple-
menta el Gobierno para paliar solo parcialmente el importante déficit energético que con tozudez preten-de negar que existe y que, como toda medida de emergencia, tiene un cos-to económico mucho mayor que cual-quier acción planificada y de largo plazo.
El costo del gas natural bajo este sistema está alrededor de U$S 16 por MBTU por las siguientes razones principales: primero, porque solo hay tres barcos de esta capacidad y carac-
terística en el mundo. Segundo, se lo contrato con carácter de urgencia. Tercero, la producción de GNL en el mundo esta previamente contratada ya que en general la construcción de plantas de liquefacción se hace a demanda. Por último, para obtener volúmenes importantes de GNL hay que “robarle” el contrato de compra de gas a alguien y para ello se pagan importantes sobreprecios.
“Es el costo de la emergencia. No hay producción local que podría estar
NUEVO ADEERA
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NOTA DE TAPA
en el mercado con la misma rapidez (si funciona adecuadamente)”, preci-só un destacado consultor.
Se sabe que la importación del GNL la efectúa ENARSA S. A. quien compensará el mayor valor del gas natural mediante los subsidios que el estado tiene asignados al sector ener-gético a través del Plan Energía Total el cual considera partidas para cubrir diferencias de precios por importa-ción de GNL. Aparentemente el com-promiso se habría asumido luego del invierno pasado con las empresas del polo petroquímico, y en particular con Profértil, cuando se cortó el gas y se paralizó la producción de las em-presas del Polo, donde Repsol tiene importantes inversiones. Hay otro beneficiario que es la firma america-na Excelerate, la que alquila el barco.
Quienes ganan y quienes pierden
Según publicó un diario matutino local, los valores que manejan los especialistas en energía, el aprovisio-namiento externo de GNL durante el período mayo-agosto le costará al Gobierno entre $ 11 y 15 millones por día. Pese a la ausencia de información
oficial, los números que se barajan en el sector coinciden en señalar que la opción del GNL implicará para las arcas fiscales un costo total de hasta US$ 620 millones durante los cua-tro meses que se prevé utilizar esta
alternativa de suministro. El precio final promedio de ese es casi ocho veces superior al valor promedio de US$ 2,10 por millón de BTU que se les reconoce a los productores loca-les. Y resulta casi el doble del precio
Atlantic LNG y Excelerate Energy: ¿Quién es quién?
La compañía Atlantic LNG se for-
mó en julio de 1995 con el fi n de producir gas natural licuado en la planta Point Fortín, de Trinidad y To-bago. En el año1997 recibió un prés-tamo de Estados Unidos por 600 millones de dólares para completar las construcciones de plantas. En la actualidad Atlantic LNG es la quinta compañía más grande productora de GNL en el mundo.
Atlantic LNG está conformada por una empresa de Trinidad y To-bago, NGC, y otras cuatro empresas con amplia experiencia internacio-nal en la industria del gas natural: Amoco Trinidad LNG Company, con el 35 por ciento de acciones, British Gas Trinidad LNG Limited, con el 26 por ciento, y Repsol Internacional Fi-nance BV con el 20 por ciento.
Antes del arribo de la primera embarcación, dirigentes políticos, funcionarios técnicos y ambientalis-
tas, señalaron la posible existencia de riesgos para la población cerca-na al puerto de Ingeniero White. Uno de los puntos clave de los cuestio-namientos es que no se había de-sarrollado un adecuado estudio de impacto ambiental (EIA) por parte de las autoridades provinciales y la consultora estadounidense URS.
Como consecuencia de estas in-terrogantes se realizó una audiencia pública en la ciudad de Bahía Blanca, ubicada a 7 kilómetros de Ingeniero White. Participaron más de 500 per-sonas y se discutieron las condicio-nes ambientales y de seguridad del proyecto de regasifi cación, pero el juez federal Alcindo Álvarez Canale rechazó la medida cautelar que bus-caba prohibir el ingreso del barco.
El cuestionado buque Excelsior es uno de los ocho barcos que posee la empresa estadounidense Excele-rate Energy cuya sede esta ubicada en The Woodlands, Texas. Esta fl ota de barcos lleva el nombre de Energy Bridge Regasifi cation Vessels (Ener-gy Bridge regasifi cación de barcos),
pero son llamados comúnmente bar-cos regasifi cadores. Sin embargo, el Excelsior en las planillas de control del Puerto de Ingeniero White fi gura con la bandera belga, esto se debe a que el barco está bajo propiedad de la empresa Exmar con sede en Am-bar, Bélgica.
La mencionada empresa opera una fl ota de 33 buques metaneros, de los cuales el grupo es propietario de 10 y los restantes son fl etados por cortos o largos periodos. De esta forma, Exmar en el 2005 arregló con Excelerate Energy un contrato de va-rios años por el barco Excelsior, bo-tado ese mismo año en el astillero surcoreano Daewoo Shipbuilding & Engineering Co Ltd (DSME).
Por consiguiente, la compañía Excelerate Energy fue la origina-ria firma que desarrolló e imple-mentó el primer programa comer-cialmente viable de transporte de gas natural licuado a través de buque a buque transferen-cia (Ship–To–Ship Transfer).
Crónica de los hitos más relevantes de este último lustro
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TRANSPORTISTA INDEPENDIENTEDE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ALTA TENSIÓN
Jean Jaures 216, Piso 1 (C1215ACD). Buenos Aires—ArgentinaTel.: (54—11) 4865-9857 al 65 (int.2237), Fax: (54—11) 4866-0260
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que actualmente Argentina le está pagando a Bolivia por el gas que entrega por debajo de los volúmenes comprometidos. Hasta ahora, ya in-gresaron al país tres barcos con unas 150.000 toneladas de GNL que apor-taron a la red nacional un promedio de 8 MMCD de gas natural.
“El primer cargo YPF le mandó la factura a ENARSA que no pagó. Lue-go de 2 intimaciones apareció una transferencia del Banco Nación. Y no creo que YPF se beneficie, al contrario porque se expone a mora, porque el LNG ya estaba vendido”, advirtió un
ex funcionario.“Es claro- disparan los analistas
más críticos- que con este negocio se perjudica el ciudadano común que si-gue viendo como se dilapida por in-eficiencia sus impuestos; también se perjudica el país porque estas accio-nes alimentan la posición de los pro-ductores de no invertir en el país ya que aquí le pagan por el gas natural que extraiga U$S 2 por MBTU, mien-tras que si la misma inversión la hace en otro país (especialmente exporta-dor de GNL) gana 8 veces más”.
Por su parte, los chilenos ya pusie-ron el grito en el cielo y dicen que le queremos cobrar U$S 32 u$s/MBtu. Si así fuera parecería más lógico que los que cortarían el caño deberían ser ellos, porque ya es más económico usar gas-oil a U$S 27 /MBTU. En los últimos días esta versión pareció per-der peso debido a que los envíos al mercado chileno se han reducido sig-nificativamente.
“Chile va a pagar una mínima parte. Pero si viene una racha de días no muy fríos se genera un serio pro-blema: el barco tiene que estar vacío para poder recibir la carga que viene en viaje (y de no hacerlo, las multas son altísimas). Ante esto tendrán que regasificar sí o sí y entonces es posible que decidan exportar más”, arriesgó un petrolero local.
Según trascendió, hoy nadie esta-ría comprando ese gas. “Lo meten en una cuenta de ENARSA, en TGS (lo estacionan en el caño), y presionan para que la industria con contratos de compra de gas, que tiene transporte,
(por ejemplo, PROFERTIL) tome este gas y no el contratado por los produc-tores (que quedaría para las distribui-doras, que de otro modo deberían to-mar el regasificado)”, especulan.
Hace una semana, se convocó a una reunión en la que se comunicó que estaban viendo como vender el gas regasificado y que una forma era por subasta a viva voz y que era una excelente oportunidad para la indus-tria. No quedó nadie en el salón.
En definitiva, el costo que tendría toda esta operación no ha salido a la luz.
Se sabe que agregaría 8 millones de metros cúbicos por día, lo que puede descomprimir la demanda energética del polo industrial de Ba-hía Blanca, al que debieron cortarle el gas para abastecer al consumo re-sidencial, causando pérdidas de 500 millones de pesos a la industria.
En el mundo hay muy pocas opera-ciones como ésta que sin duda requie-re de un importante salto tecnológico y la necesidad de construir instalaciones muy costosas, lo cual implica analizar cuidadosamente la lógica económica y tecnológica del negocio.
Con relación al precio que se im-porta esta energía y lo que se paga a los productores en el mercado lo-cal se observa hoy cierta resignación por parte de los principales actores. No faltan quienes suponen que es de interés de algunos sectores que exista emergencia. ¿Será para justificar otra extensión de la Ley de Emergencia Económica? El tiempo dirá si fue o no una decisión acertada.
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El gas natural es la principal fuente de energía primaria en la Argentina (50%) y de su disponibilidad depen-
de el funcionamiento eficiente del parque de generación térmica. Su consumo combustible desplaza deri-vados de petróleo, pero una parte de su consumo industrial (25%) es ma-teria prima de productos químicos y petroquímicos. La escasez de gas do-méstico y la inseguridad del suminis-tro boliviano complican la salida de la crisis energética.
La abundancia relativa de gas na-tural respecto al petróleo en años de reservas -sobretodo a partir del des-cubrimiento del yacimiento gigante de Loma de la Lata en 1977- alentó
políticas de sustitución de petróleo y combustibles líquidos en el merca-do interno que fueron desarrollando nuevas demandas durante las últi-mas 3 décadas del siglo pasado.
A la demanda inicial de las in-dustrias y los hogares se le sumó en la década del ochenta el desarrollo del gas natural vehicular. Con la trans-formación del sector energético en la década del 90, la desregulación del mercado y la privatización de los dis-tintos segmentos de la industria, apa-reció con fuerza el negocio del “gas por cable”, alentado por las moder-nas tecnologías de centrales de ciclo combinado; a su vez, la necesidad de monetizar reservas en períodos más reducidos de tiempo llevó a explorar
oportunidades de colocación en los mercados externos, por lo que a la demanda del mercado doméstico se le sumó la demanda de exportación (con Chile como principal destino ex-portador).
Tras la megadevaluación en el 2002 los precios del gas natural fueron congelados y las reglas de juego de los distintos segmentos de la indus-tria quedaron sujetas a revisión. La prolongación de la emergencia preci-pitó en el 2004 la crisis energética que tuvo su epicentro en el abastecimien-to del gas natural. La demanda había seguido creciendo por las señales de precios administrados –en el 2003 ha-bía empezado la escalada de precios del crudo - y la producción empezó a
Cómo devolver la sustentabilidad a la oferta de gas natural
El peor error de gestión energética fue comprometer el abastecimiento sustentable de gas natural, opina Daniel Montamat, ex secretario de Energía de la Nación y autor del libro “La energía argentina: otra víctima del desarrollo ausente”.
NOTA DE TAPA
Escribe Gustavo Montamat (*)
Crónica de los hitos más relevantes de este último lustro
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sobreexplotar reservas probadas que declinaban con rapidez.
Las ampliaciones en el sistema de transporte prácticamente quedaron paralizadas (en el 2005 existieron solo algunas ampliaciones realizadas bajo acuerdos de fideicomiso propiciados por el Estado Nacional). Aunque en el 2004 hubo un sendero para reacomo-
dar los precios del gas natural para el sector productivo, los precios resi-denciales se mantuvieron congelados y el precio promedio que obtenían los productores dejó de alentar nuevas inversiones para desarrollar reservas probables o descubrir gas nuevo.
Síntomas de estancamiento
La producción de gas se estancó. A partir de entonces el país enfrenta un problema de demanda insatisfe-cha que determinó cortes de exporta-ciones a Chile, necesidad de importar de nuevo gas de Bolivia (las importa-ciones se habían cortado en 1999) y el recurso al racionamiento durante los meses de mayor consumo (evitando los cortes en el sector residencial).
Frente al problema de reservas y producción que planteaba el merca-do doméstico, las reservas de Bolivia aparecieron como la mejor solución. Los planes del gobierno apuntaron a ampliar la capacidad de transporte con financiamiento fiduciario y car-gos específicos a pagar por los con-sumos industriales, y nueva oferta proveniente de Bolivia. Sin embargo, nuestro estado de necesidad precipi-tó la radicalización de las posiciones políticas en Bolivia sobre la explota-ción del gas natural y la propiedad de las reservas. El proceso de nacio-nalización del vecino país y las nue-
vas reglas sobre apropiación de renta petrolera desalentaron nuevos com-promisos de inversión de las empre-sas allí radicadas. El proyecto de un nuevo gasoducto desde Bolivia que comenzaría a operar con volúmenes crecientes de importación desde el 2006 fue postergado año tras año. El gas que importamos de Bolivia hoy
nos cuesta 7.8 dólares el MMBTU (el promedio de las cuencas argentinas está alrededor de 1.5 dólares el MM-BTU), pero los volúmenes compro-metidos no están disponibles (Bolivia requiere desarrollar reservas adicio-nales). La solución boliviana hoy se ha tornado cara e insegura. Habrá que revisar el contrato firmado con el país del Altiplano y asegurarse cláu-sulas de “delivery or pay” para poder avanzar sobre terreno más seguro con la construcción del nuevo gasoducto.
Las alternativas de importar gas por barco (GNL) tienen las limitacio-nes de que todavía no contamos con una planta de regasificación. Este año, para paliar la escasez de sumi-nistro, se ha recurrido a la importa-ción de GNL de Trinidad y Tobago y Argelia para cubrir los picos de de-manda usando un barco que hace de eslabón regasificador en el puerto de Bahía Blanca. La operación de impor-tación vincula a Repsol con la estatal Enarsa. Se menciona volúmenes de 8 millones de m3/día. El barco regasi-ficador estará operando entre junio y septiembre. Se manejan cotizaciones de 14 dólares por MMBTU para el primer cargamento y de 16 a 18 U$S por MMBTU para los siguientes.
La construcción de una planta de regasificación en territorio argentino o uruguayo para importaciones fu-turas de GNL todavía está en etapa
de prefactibilidad. La inversión está condicionada a la necesidad de contar con contratos de suministro de largo plazo, hoy muy complicados debido a que el mercado del gas natural lí-quido está sobredemandado (la ca-pacidad de regasificación duplica la capacidad de licuefacción disponible en el mundo).
Otra alternativa a la que se apela-ría este invierno es la de inyectar gas indiluido (Propano) en el sistema de La Matanza-Echeverría en el área de demanda de MetroGAS, con el obje-to de descomprimir la demanda del área más congestionada.
El sistema de transporte troncal fue ampliado en 5 MMm3/día y hay ampliaciones previstas por otros 20 MMm3/día que están sujetas a la dis-ponibilidad de mayor oferta de gas natural. La mayor capacidad de trans-porte alivia los problemas de corte durante la estacionalidad invernal, pero está supeditada a la capacidad de inyección de las distintas cuencas. Con disponibilidad de gas abundan-te las limitaciones del transporte se resuelven con relativa facilidad y en poco tiempo.
Recomposición de precios
La escasez de oferta de gas que padece argentina impone una estra-tegia de largo plazo, donde las alter-nativas de importación de Bolivia o de importación por barco deben ser complementarias al desafío priori-tario de relanzar la industria de gas natural en la Argentina. Para eso es fundamental una recomposición de precios internos a partir de un precio en boca de pozo que durante un perío-do de transición debería regularse en
“El gas que importamos de Bolivia hoy nos cuesta 7.8 dólares el MMBTU (el promedio de las cuencas argentinas
está alrededor de 1.5 dólares el MMBTU), pero los volúmenes comprometidos no están disponibles (Bolivia requiere
desarrollar reservas adicionales). La solución boliviana hoy se ha tornado cara e insegura. Habrá que revisar el
contrato fi rmado con el país del Altiplano y asegurarse cláusulas de “delivery or pay” para poder avanzar sobre
terreno más seguro con la construcción del nuevo gasoducto”.
NOTA DE TAPA Crónica de los hitos más relevantes de este último lustro
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el entorno de los 4,5 dólares por MM-BTU para el promedio de cuencas y sin discriminar entre gas nuevo y gas viejo. Esa señal permitiría monetizar reservas probables en los yacimientos en producción e intensificar la explo-ración de riesgo para descubrir gas nuevo (a mayor profundidad o en zonas todavía no productivas). El pe-ríodo de transición debería converger a un sistema de precios que tomen en cuenta costos económicos y donde haya un gradual desmantelamiento del esquema de retenciones que afec-tan la producción de hidrocarburos.
La política de la actual adminis-tración para el gas y la energía en general tiende a profundizar la divi-soria de aguas entre energía nueva y energía vieja. El Plan GAS PLUS es un remedo del Plan Energía Plus. El Plan Energía Plus estaba orientado a establecer precios diferenciales para los electrones nuevos a ser deman-dados tomando como base los consu-mos del 2005; aquí se busca premiar
con otros precios al gas nuevo que se tipifica de una manera amplia (en general la producción no alcanzada por los acuerdos negociados entre el Gobierno y las productoras por el pe-ríodo 2007-2011).
El precio de este gas nuevo de libre comercialización queda sujeto a “los costos asociados y una rentabilidad razonable”. Si se hubiera sometido a toda producción de gas incremental a un precio de libre negociación entre partes, las perspectivas de aumentar la producción y revertir la declina-ción de la oferta interna serían más promisorias. Tal como quedan los
estímulos y las señales de precios es difícil que el gas nuevo asociado a este Plan pueda revertir la tendencia al estancamiento y declinación de la producción de los últimos años.
El eje de una nueva política secto-rial pasa por devolver sustentabilidad a la oferta de gas natural. Potencian-do el desarrollo de nuevas reservas en Argentina, importando de la re-gión bajo condiciones que aseguren el suministro, y construyendo una planta regasificadora para aprove-char las oportunidades que ofrecerá el futuro mercado mundial del GNL en el invierno del hemisferio Sur.
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NOTA DE TAPA
En el sector de combustibles tanto el panorama, como el diagnóstico, es crítico. Con un crecimiento de la econo-
mía del orden del 8% anual, no se tomó ninguna previsión en la fase tanto pro-ductiva como logística. No se amplia-ron ni construyeron nuevas refinerías, es insuficiente la flota de camiones tan-que autorizados y hay un cierre conti-nuo de estaciones de servicio.
Ante la escasez de gas natural se es-timula el uso de gas oil como combusti-ble alternativo, subsidiando la diferen-cia en los precios (Programa Energía Total). Lo mismo en el caso del GNC reemplazándolo por nafta (igual que el Programa de Sustitución de Combusti-bles Líquidos, pero al revés). Además, hay dificultades operativas para im-plementar el plan en la industria (falta capacidad almacenaje, operatoria con camiones, etc).
Así lo describió el Ing Jorge Gaima-ro durante su presentación en el Insti-tuto Argentino de la Energía “General Mosconi” el 6 de mayo pasado.
En la síntesis de su documento, el especialista advirtió que existe un cla-ro déficit en la capacidad instalada de refinación para atender la demanda ac-
tual y futura. “Ya nos hemos con-
vertido en importador neto de gasoil entre otros consumos energéticos. Existe un claro déficit en la capacidad de planifi-cación a corto, mediano y largo plazo que atienda y entienda la evolución de los mercados. Se hace necesario asumir la crisis y tender hacia un sinceramiento en los precios de los combustibles, eliminan-do los subsidios cruzados. Estos repre-sentan un alto costo fiscal y dificulta las decisiones de inversión tanto en la oferta como en la demanda. El esque-ma de una economía subsidiada y de precios administrados ya no funciona. Se debe trabajar en la solución de los problemas estructurales, dotando de la jerarquía natural a las áreas competen-tes. Estamos dependiendo de fuentes externas de suministro en un contexto de precios internacionales por demás complicado”, explicó.
Y agregó que el crecimiento de la actividad económica no debe ser to-mado como causante del problema de falta de insumos energéticos. “Por el
contrario, debe ser considerado como disparador para la búsqueda de solu-ciones. Para ello se debe contar con una adecuada estrategia de asignación de los recursos y planifi-cación para el corto,
mediano y largo plazo”, señaló.
El juego de la oferta y demanda
En el informe presentado en el IAE por Gaimaro se revelaron estadísticas sobre el funcionamiento actual de la oferta y la demanda.
La oferta del mercado de combusti-bles hoy esta dada por una fuerte con-centración en la elaboración de deriva-dos. Sólo 4 empresas (25%) dominan más del 97% del sector; 2 de ellas están integradas verticalmente y 1 domina más de la mitad de la oferta de naftas y gasoil (56.7%). La utilización de la capacidad instalada está al borde de su límite técnico ( 90%). Y la participación del Estado es escasa.
Durante el año 1999 se alcanzó el pico más alto en la elaboración de naf-tas y gas Oil (20.200.000 m3) con 11 plantas de refinación. Cuatro empresas (6 refinerías) conformaban el 91.1% de la oferta. En el año 2007 se produjeron poco más de 18.800.000 m3 de naftas y gas oil, contando con un parque de 21 refinerías. Actualmente 4 empresas re-presentan el 97.6% de la oferta.
El mercado de combustibles y la luz que aún no se ve
El esquema de una economía subsidiada y de precios regulados sigue generando distorsiones en un mercado donde se difi culta las decisiones de inversión tanto en la oferta como en la demanda. Si para muestra basta un botón las importaciones de gasoil para atender al mercado interno totalizaron en 2007 casi 850.000 m3, 89.5% más con respecto al año 2006 y más de 3.5 veces el volumen importado durante el 2003.
Crónica de los hitos más relevantes de este último lustro
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En tanto, la producción de gas oil durante el año 2007 alcanzó casi los 13.000.000 m3 con un incremento del 2.7% respecto al año anterior y un 9% respecto a 2003. La producción total de naftas fue de casi 6.000.000 m3 durante el año 2007 siendo un 1.3% superior al 2006 y un 4.6% inferior al año 2003.
En lo que hace a la demanda el mer-cado se caracteriza hoy por una fuerte concentración en la venta de derivados. Sólo 4 empresas (33%) dominan más del 95% del mismo; 2 de ellas están in-tegradas verticalmente y sólo 1 de estas domina más de la mitad de las ventas de Naftas y Gas Oil (54.6%).
Las ventas de gas oil al mercado interno alcanzaron durante 2007 casi 14.000.000 m3 con un incremento del 7.1% respecto al año anterior y un 31% respecto a 2003. Por su parte, las ventas totales de naftas en 2007 tuvieron un incremento del 16.6% respecto a 2006 y de un 46.9% respecto de 2003, totali-zando casi 5.000.000 m3.
Lo más significativo fue la evolu-ción en la demanda de naftas tipo Pre-mium, creció un 18.4% respecto a 2006 y casi el 200% respecto a 2003
Con respecto a la demanda de gas oil destinada al agro históricamente
se la consideró un 25% de la demanda total. Hoy puede situarse en el 30% y en ascenso dado el impulso en la acti-vidad. La demanda total anual ronda los 4.000.000 m3.
Acerca de la demanda de gas oil con destino a generación de electrici-dad durante el 2007 alcanzó las 630.000 ton (aprox. 740.000 m3) siendo 557% superior al año anterior y más de 43 ve-ces superior al 2003, debido a la falta de gas natural para generación.
Cuánto se importa, cuánto se exporta
Las cantidades importadas de gas oil para atender al mercado interno to-talizaron en 2007 casi 850.000 m3 sien-do 89.5% superior al año 2006 y más de 3.5 veces el volumen importado duran-te el 2003, según revela el documento de Gaimaro.
En naftas, las importaciones alcan-zaron casi 23.000 m3, un 29.1% inferior al año 2006 pero casi 5 veces más que durante el año 2003. La casi totalidad de la nafta importada corresponde a la categoría Súper con más de 19.000 m3 siendo el 80.5% superior al año 2006 y casi 6 veces más que durante el 2003.
Las exportaciones de gas oil su-frieron una fuerte retracción debido a las condiciones impuestas. Estuvie-ron dirigidas principalmente a Bolivia por parte de Refinor. Por otra parte, la exportación de naftas sigue una ten-dencia declinante. Mejoró la situación de las empresas atenuando la baja en la rentabilidad de la operación local. Principalmente se exporta nafta co-mún en un 75% y nafta súper y algo de ultra (25%). Los destinos son Cen-
tro y Sudamérica.Durante 2007 las exportaciones de
gas oil totalizaron poco más de 46.000 m3, siendo un 57.2% inferior al año anterior y unas 34 veces menos que durante el 2003. En tanto, las exporta-ciones de naftas sumaron 1.400.000 m3 durante 2007, siendo 30.1% inferior al año 2006 y casi la mitad de lo que se exportaba en el 2003.
Precios y abastecimiento
Pero, ¿qué pasó en estos últimos 5 años con el precio de los combusti-bles?
Los precios están desregulados, pero controlados por el gobierno. Existe un notable atraso respecto a los valores in-ternacionales que no reflejan la escasez y el alto costo de la materia prima (hoy por encima de los 100 U$D/bbl)
El desfasaje con los precios de la región obliga al cobro de precios dife-renciales para extranjeros (entre 1.5 y 2 veces más caro). Esto induce a la gene-ración de un mercado paralelo en zo-nas limítrofes.
La logística en el mercado de com-bustibles muestra algunos flancos críti-cos, según muestra el informe. El abas-tecimiento de Gas Oil, que se volvía más problemático en la última semana del mes, dado que se agotaban los cu-pos impuestos por todas las petroleras, hoy se ha extendido a las naftas.
Se ha llegado a generalizar el quie-bre de stock en la red de distribución minorista. Mientras esto ocurre, y sien-do un problema generalizado, se san-ciona a algunas empresas petroleras amparándose en la Ley de Abasteci-miento.
NOTA DE TAPA Crónica de los hitos más relevantes de este último lustro
Anuncios sólo anuncios Construcción de una nueva refi nería de petróleo (posiblemente en la zona de Cerro
Dragón). Las principales petroleras apoyaban el proyecto. Convenio entre ENARSA y RHASA (Rutilex) para el alquiler con opción a compra de
la destilería que esta posee en Campana (hoy inactiva). También participaría PDVSA. Convenio entre ENARSA y PDVSA para la implementación de una red de aprox. 600
EESS (actuaría como empresa testigo). Ante la versión del posible retiro de ESSO del país, la Cía. tomó la decisión de con-
tinuar. En Brasil acaba de vender sus activos que incluyen una red de 1500 estaciones de servicio. Estarían avanzadas las tratativas en el resto de la región (Chile y Uruguay). Se estaría en tratativas para el embanderamiento de estaciones blancas Shell
no participa.
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TGS Mate
edicion
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NOTA DE TAPA Crónica de los hitos más relevantes de este último lustro
A efectos de analizar las probables restricciones a la demanda, se ha ela-borado desde el Gobier-
no un balance energético con dos escenarios extremos, un escena-rio “Optimista” que supone que se concretan todos los proyectos anunciados o en etapa de estudio y un escenario “Pesimista” que su-pone que sólo se materializan los proyectos actualmente en cons-trucción.
El propósito de este análisis al que Prensa Energética tuvo acceso es determinar los extremos, permi-tiendo conocer la profundidad y duración de las restricciones que aparecen en sendos escenarios.
El Gráfico 1 muestra el balance energético para el Escenario Opti-mista, partiendo en el año 2006 con una situación de equilibrio oferta - demanda, quebrándose durante los años 2007 y 2008. Situación que se revierte recién en el año 2009, me-diante la incorporación de nuevas
obras de generación y transporte al Sistema Interconectado.
Se aprecia también que de mantenerse tasas de crecimiento previstas para la demanda, la to-talidad de los proyectos previstos resultan insuficientes para satisfa-cer la demanda de energía eléctrica a partir de 2017, con lo cual debería preverse la incorporación de oferta adicional, teniendo en cuenta los plazos de implementación.
El Gráfico 2 muestra el balan-ce energético para el Escenario Pesimista, partiendo de idénticos valores para el 2006 y 2007, pero dejando sin efecto en la prospecti-va, todos los proyectos que aún no han sido confirmado por su inicio. Se puede advertir que a partir del año 2008 la profundidad del déficit es mayor que en el caso Optimista y no existe una importante recupe-ración para los años siguientes, pa-sando nuevamente a una situación negativa a partir del año 2012.
Es importante destacar que a la
Perspectivas para el abastecimiento de la demanda
En el mejor de los escenarios de mantenerse tasas de crecimiento previstas para la demanda, la totalidad de los proyectos previstos resultan insufi cientes para satisfacer la demanda de energía eléctrica a partir de 2017, con lo cual debería preverse la incorporación de oferta adicional, teniendo en cuenta los plazos de implementación.
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fecha, la regulación vigente, prio-riza el abastecimiento de energía eléctrica a los usuarios con de-manda de potencia inferior a 300 kW. dejando el cubrimiento de los usuarios con potencias superiores, sujeto a disponibilidad del Merca-do Spot o bien a la existencia de acuerdos de abastecimiento con
nuevos generadores (Contratos de Energía Plus).
Por tal motivo los valores de restricciones calculados, deberán ser soportados por los usuarios con demandas superiores a 300 kW. haciendo que el peso relativo tome mayor incidencia para estos usuarios del servicio eléctrico.
Lo antedicho se aprecia en de-talle en el Gráfico 3, donde se ha representado el balance energético comparando: la oferta neta de de-manda de usuarios con potencia menor a 300kW. para los escena-rios Optimista y Pesimista Vs. la demanda de los usuarios con po-tencias > 300 kW.
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NOTA DE TAPA Crónica de los hitos más relevantes de este último lustro
Todos los días escuchamos de los sufrimientos que tiene el país en materia energética, sin embargo vale la pena ha-
cer algunas reflexiones que servirán para la toma de conciencia.
El mundo entero esta preocupado por este tema ,a medida que millones de personas se incorporan al mundo eléctrico año tras año y no se encuen-tran nuevos reservorios de energia primaria en el mundo no árabe, los problemas se suceden y las nuevas tecnologías van atrasadas a las nece-sidades de todos los habitantes.
La falta de fuentes de energía es una cuestión de interés mundial: cada año se incorporan al mercado global de consumidores de energía 200 mi-llones de personas
El gran desafío de los gobernantes en este siglo no es solamente mante-ner los índices económicos de creci-miento sino establecer pautas estra-tégicas para que la disponibilidad energética acompañe el desarrollo de las naciones
La capacidad total instalada crece-rá un 94% en 2030. Ante una demanda que crece en forma sostenida la ofer-
ta en generación resulta insuficiente. En tanto, el deterioro en la calidad de servicio y el aumento del costo de la energía eléctrica es algo ciertamente predecible.
Es cierto que hay una guerra no declarada pero guerra al fin, las reser-vas petroleras del mundo árabe son mas del 60% de los totales mundiales, y a partir de la guerra en Irak se han incrementado paulatina y sostenida los valores del petróleo y gas.
¿Qué hacer? En países como el nuestro rico en el sentido práctico de la palabra, es un plan de explora-ción y explotacion, con empresas que quieran invertir en nuestro país, dar-les un marco regulatorio apropiado sostenido y sustentable en el tiempo, aprobado por el Congreso Nacional, en donde se aliente a los potenciales inversores a buscar fuentes de ener-gía primaria dentro y fuera de nues-tras costas La inversión es mucha y les tendremos que asegurar la renta a Riesgo. Esta es la primera R.
Plan Federal I y II
La segunda R son las Redes. A pe-
sar del importante avance generado a través de la implementación del Plan Federal I queda por resolver el impor-tante retraso en el desarrollo de los Sistemas de Transporte Regionales. El Gobierno Nacional está trabajando en la red de transporte de 500kv ,fal-tando la ejecución de la NOA NEA ,y la COMAHUE CUYO ,para cerrar el anillo ,donde la energia llegara con abundancia ,desarrollara nuevas in-dustrias y agregara PBI al conjunto nacional,es en realidad una vieja deu-da con las provincias argentinas.
El Consejo Federal de Energía con la participación de las Provincias, Agentes del MEM y asociaciones, desarrolló el Plan Federal Eléctrico II, basado en los siguientes objetivos: garantizar el abastecimiento a usua-rios finales; eliminar restricciones de transporte en el corto y mediano pla-zo en el MEM-MEMSP.
A tal fin el Plan Federal II propone incorporar obras en tensiones menores (220kV, 132kV y 66kV) destinadas a me-jorar la calidad de servicio y producto de la distribuidoras provinciales.
Se debe trabajar muy duramente en las obras de infraestructura que hacen falta: las energéticas tienen poca incidencia en el PBI, pero sin ellas el país no avanza. Es preciso de-sarrollar proyectos de generación y transporte con valores cercanos a los 1000 MW cada año, fomentados a tra-vés de capitales mixtos.
Reglas claras
La última de las tres R son las reglas que harán previsibles y sustentables los contratos e inversiones.
El peor escenario para nuestro país es importar, si lo hacemos, pagaremos todos los habitantes un precio desme-dido que no nos merecemos, costará es-fuerzo y miles de millones de dólares, sino basta con mirar como se ha cuadri-plicado el precio del combustible en el gran país del Norte y Europa.
El dilema de las tres RRiesgo de inversión con seguridad jurídica, redes para la ampliación del sistema de transporte argentino, y reglas claras que harán previsible y sustentables los contratos fi rmados, constituyen las tres R que plantea en este artículo el ex presidente de Transener, Silvio Resnich.
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Tenemos ejemplos cercanos a se-guir, como así también la necesidad de comenzar a trabajar en el cambio de la matriz energética, con energía renovables ,solar eólica, biomasa, hi-drógeno, geotérmica, microturbinas, energías de las olas del mar y otras que permitan un desarrollo adecua-do de localidades ,sin grandes in-versiones. Si no lo hacemos y esto es un paquete, el costo a pagar para las próximas generaciones será altísimo.
En síntesis:
Es imprescindible la aplicación de reglas claras que permitan fomentar la inversión en la infraestructura eléc-trica a fin de lograr un mercado sus-tentable en el mediano y largo plazo.
Establecer un marco regulatorio
perdurable en el tiempo, acorde a las necesidades energéticas del país y orientado a dar la seguridad nece-saria para elevar el índice de confia-bilidad que los inversionistas están
procurando. Si las inversiones constituyen la
base del desarrollo económico del país el marco regulatorio se constitu-ye así en una prioridad de Estado.
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Los sectores tales como avia-ción, salud, turismo, trans-porte, petróleo y gas y ser-vicios financieros figuran
en la “zona de riesgo” en el informe sobre los riesgos asociados al cam-bio climático emitido por KPMG, la firma de servicios profesionales. Esto significa que tienen una calificación alta con relación a los riesgos que enfrentan, pero cuentan con una cali-ficación baja en términos de nivel de preparación para abordarlos.
A su vez, KPMG afirma que los 18 sectores incluidos en el informe- in-cluso aquellos tres que se consideran dentro de la “zona segura”- no están lo suficientemente preparados para afrontar los nuevos riesgos asociados con el cambio climático.
Los riesgos derivados del cambio climático a los que las compañías de-berían prestar mayor atención son físicos, normativos y de reputación, así como también el nuevo riesgo relacionado con las acciones legales. Sin embargo, el alcance y posible im-pacto de estos riesgos suele ser sub-estimado por todos los sectores.
Si bien el sector de Petróleo y gas se encuentra mucho mejor prepara-do que cualquier otro ubicado en la “zona de riesgo”, los asuntos relati-vos al cambio climático que enfren-ta lo posicionan como el de mayor riesgo. Por el contrario, el sector del transporte es uno de los menos ries-gosos, pero su nivel de preparación es el peor.
Sin embargo, un análisis más ex-haustivo de las conclusiones llevado a cabo por KPMG sugiere que aún los sectores que se encuentran en la “zona segura” puede que no estén tan seguros como, por ejemplo, el de alimentos y bebidas. Supuestamente, este es un sector de bajo riesgo, sin embargo, los últimos acontecimien-tos han demostrado que esta indus-
tria es considerablemente vulner-able a los riesgos relacionados con el clima, tales como el aumento en los costos de los insumos utilizados por el sector agrícola. Por lo tanto, la idea de que este sector se encuentra relati-vamente ajeno a los efectos del cam-bio climático, probablemente refleje una subestimación significativa del riesgo.”
“Al analizar la emisión de in-formes sobre el riesgo, resulta llama-tivo el trato superficial que las empre-sas dispensan a determinados riesgos climáticos, aún cuando cuentan con técnicas de administración adecu-adamente establecidas para abordar otros tipos de peligro”, explica el in-forme.
Según el documento, algunos ries-gos se materializan independiente-mente de la velocidad real del cambio climático, generando una dinámica y un ritmo propios. Las compañías no sólo deberían procurar mejorar su entendimiento acerca del efecto de dichos riesgos en sus negocios, sino que también deberían buscar alter-nativas para mitigarlos. Contar con un adecuado nivel de preparación genera resultados positivos. Las em-presas que cuenten con un acabado entendimiento de los riesgos climáti-cos estarán mejor posicionadas para administrarlos y, a su vez, podrán obtener una ventaja comparativa inherente a todo entendimiento ex-haustivo y oportuno.
Zona de riesgo
Resulta llamativo el trato superfi cial que las empresas dispensan a determinados riesgos climáticos, aún cuando cuentan con técnicas de administración adecuadamente establecidas para abordar otros tipos de peligro”, explica el informe elaborado por la fi rma KPMG.
CAMBIO CLIMÁTICO
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Los sectores tales como avia-ción, salud, turismo, trans-porte, petróleo y gas y ser-vicios financieros figuran
en la “zona de riesgo” en el informe sobre los riesgos asociados al cam-bio climático emitido por KPMG, la firma de servicios profesionales. Esto significa que tienen una calificación alta con relación a los riesgos que enfrentan, pero cuentan con una cali-ficación baja en términos de nivel de preparación para abordarlos.
A su vez, KPMG afirma que los 18 sectores incluidos en el informe- in-cluso aquellos tres que se consideran dentro de la “zona segura”- no están lo suficientemente preparados para afrontar los nuevos riesgos asociados con el cambio climático.
Los riesgos derivados del cambio climático a los que las compañías de-berían prestar mayor atención son físicos, normativos y de reputación, así como también el nuevo riesgo relacionado con las acciones legales. Sin embargo, el alcance y posible im-pacto de estos riesgos suele ser sub-estimado por todos los sectores.
Si bien el sector de Petróleo y gas se encuentra mucho mejor prepara-do que cualquier otro ubicado en la “zona de riesgo”, los asuntos relati-vos al cambio climático que enfren-ta lo posicionan como el de mayor riesgo. Por el contrario, el sector del transporte es uno de los menos ries-gosos, pero su nivel de preparación es el peor.
Sin embargo, un análisis más ex-haustivo de las conclusiones llevado a cabo por KPMG sugiere que aún los sectores que se encuentran en la “zona segura” puede que no estén tan seguros como, por ejemplo, el de alimentos y bebidas. Supuestamente, este es un sector de bajo riesgo, sin embargo, los últimos acontecimien-tos han demostrado que esta indus-
tria es considerablemente vulner-able a los riesgos relacionados con el clima, tales como el aumento en los costos de los insumos utilizados por el sector agrícola. Por lo tanto, la idea de que este sector se encuentra relati-vamente ajeno a los efectos del cam-bio climático, probablemente refleje una subestimación significativa del riesgo.”
“Al analizar la emisión de in-formes sobre el riesgo, resulta llama-tivo el trato superficial que las empre-sas dispensan a determinados riesgos climáticos, aún cuando cuentan con técnicas de administración adecu-adamente establecidas para abordar otros tipos de peligro”, explica el in-forme.
Según el documento, algunos ries-gos se materializan independiente-mente de la velocidad real del cambio climático, generando una dinámica y un ritmo propios. Las compañías no sólo deberían procurar mejorar su entendimiento acerca del efecto de dichos riesgos en sus negocios, sino que también deberían buscar alter-nativas para mitigarlos. Contar con un adecuado nivel de preparación genera resultados positivos. Las em-presas que cuenten con un acabado entendimiento de los riesgos climáti-cos estarán mejor posicionadas para administrarlos y, a su vez, podrán obtener una ventaja comparativa inherente a todo entendimiento ex-haustivo y oportuno.
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ENERGIA Y COMUNIDAD
“En actualidad los grandes capi-tales y grupos inversores buscan in-vertir, comprar acciones en empresas socialmente responsables, el no ser socialmente responsable dejó de ser negocio Hoy la empresa para sentir-se que actúa responsablemente y tie-ne planes de Responsabilidad Social Corporativa tiene que diseñar pro-gramas con todos los grupos de inte-rés, y diferentes Stake-holders, entre ellos la comunidad”.
La frase pertenece a la Directora de Relaciones Externas de Gas Na-tural BAN y Directora de Relaciones Institucionales de la Fundación Gas Natural, María Bettina Llapur, quien define el concepto de Responsabili-dad Corporativa como un sistema de gestión integrado en las políticas y en la toma de decisiones de la empresa, en un firme compromiso con la so-ciedad, y estratégicamente enfocado hacia la calidad del servicio y al creci-miento sostenible.
Ninguna acción o programa de RSE puede llevarse a cabo fuera del contexto social imperante. Prueba de ello fue la situación que se vivió en Argentina a fines de 2001 donde en medio de una profunda crisis social, económica y política, las empresas tomaron conciencia de los problemas de desocupación y pobreza y asu-mieron un mayor compromiso con la comunidad en pos del desarrollo sustentable.
“Así como en el 2001-2002 los programas de RSE apuntaban a Ta-lleres de Nutrición, hoy la tendencia pasa por la empleabilidad y con la necesidad de crear condiciones para trabajar en un mercado insatisfecho
“Hoy el foco en Argentina pasa por la capacitación”
La Directora de Relaciones Externas de Gas Natural BAN y Directora de Relaciones Institucionales de la Fundación Gas Natural, María Bettina Llapur, dialogó con PE sobre la evolución del concepto de Responsabilidad Social Corporativa y habló sobre las futuras tendencias.
Tendencias sobre Responsabilidad Social Corporativa
Bettina Llapur
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TRANSPORTISTA INDEPENDIENTEDE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ALTA TENSIÓN
Jean Jaures 216, Piso 1 (C1215ACD). Buenos Aires—ArgentinaTel.: (54—11) 4865-9857 al 65 (int.2237), Fax: (54—11) 4866-0260
e-mail: [email protected]
tanto del lado de la oferta como de la demanda. Actualmente el foco en Argentina pasa por la capacitación. De hecho que en todos los programas diseñados por Gas Natural BAN hay un capítulo educativo y formativo que sin duda contribuye a crear capi-tal humano”, señala Llapur.
Y aclara como date clave que una empresa puede y debe formularse programas más concretos, más inte-grales, que promueven el desarrollo sostenible de la comunidad. “Con actos puramente asistencialista se puede satisfacer una necesidad de-terminada que hasta puede ser muy acuciante, pero no alcanzar para pro-mover el desarrollo sostenible”.
Acciones y programas
Desde el inicio de sus actividades, un objetivo primordial de Gas Natu-ral BAN -consecuente con el concepto de responsabilidad social que sostie-ne el Grupo Gas Natural es su cons-tante compromiso con la comunidad en la que la compañía se encuentra insertada. Un claro ejemplo de ello son los diversos programas que Gas Natural BAN ha venido desarrollan-do desde el inicio de sus operaciones en la Argentina. El proyecto empre-sarial del Grupo Gas Natural tiene como eje estratégico el desarrollo de una política activa en materia de res-ponsabilidad corporativa que, desde los orígenes de la Compañía, se ha venido materializando en un firme compromiso con la sociedad. El do-
cumento “Misión, Visión, Valores“ es el marco de referencia de la polí-tica de responsabilidad corporativa, y pretende garantizar la creación de valor continuado para los accionistas y el equilibrio entre los intereses de todos los diferentes Stake-holders de la Compañía. Las acciones de RSE de-sarrolladas por Gas Natural BAN se plasman en los diferentes programas
que la Compañía desarrolla como son: Programa Primera Exportación, Programa de Voluntariado Corpora-tivo, Proyecto Huerta Comunitaria, San Juan Diego, en La Matanza pro-vincia de Buenos Aires, Programa de Reciclado de Papel, Programa “El Gas en la Escuela”, Otorgamiento de Becas para la Maestría de Desarrollo Sustentable”.
Botón de muestral PROGRAMA PRIMERA EXPORTACION
La Fundación Gas Natural lanzó en el año 2001 el programa Primera Exporta-ción, destinado a pequeñas y medianas empresas que buscan expandir su ne-gocio hacia mercados internacionales independientemente del sector al que pertenezcan.
El programa se basa en los siguien-tes objetivos:
� Incentivar la conciencia exporta-dora y las posibilidades de inserción en el exterior de las pequeñas y medianas empresas (PyMES) argentinas, como for-ma de desarrollo empresarial y social, mediante un esquema de asesoramiento y capacitación gratuito.
� Fomentar la asociación entre las empresas para que sumen sus produc-ciones y simplifiquen sus exportaciones.
� Fomentar el concepto de produc-ción limpia, como herramienta para el cuidado Medioambiental.
El programa primera exportación también ofrece capacitaciones y semi-narios gratuitos por todo el país, celebra
anualmente el Ciclo de Marketing In-ternacional con la Universidad Pompeu Fabra de Barcelona y organiza viajes de capacitación y negocios al exterior.
l PROGRAMA GAS EN LA ESCUELA
Desde 1995 se desarrolla el programa pedagógico El Gas en la Escuela, destinado a alumnos de 4 y 5° año de EGB de escue-las oficiales y privadas de 30 partidos de la Provincia de Buenos Aires. El objetivo es lle-gar a las familias y a la comunidad a través de los niños, para hacer conocer la historia del gas, su explotación en Argentina y en el mundo y los beneficios de contar con una energía primaria con reservas suficientes en el planeta. Asimismo se busca crear en los chicos conciencia a futuro acerca de la importancia del uso racional de este recur-so no contaminante del medio ambiente.
Durante los trece primeros años de desarrollo del programa -que en 2000 fue declarado “de interés provincial” por la Dirección General de Cultura y Educa-ción de la Provincia de Buenos Aires- han participado más de 103.000 niños, 1582 escuelas ubicadas en 30 partidos del norte y oeste bonaerense, área donde brinda servicios la empresa.
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ENERGIA Y COMUNIDAD
Organizado por el Consejo Empresario Argentino para el Desarrollo Sos-tenible (CEADS) se llevó
a cabo en Buenos Aires el Seminario Anual “Empresa y Desarrollo Sos-tenible 2008”.
La apertura contó con las palabras de bienvenida del Presidente del CEADS, el Sr. Arturo Acevedo, y el Sr. Ministro de Trabajo de la Nación, el Sr. Carlos Tomada, quienes acen-tuaron la importancia de generar espacios de reflexión y encuentro, donde puedan interactuar los difer-entes sectores sociales para delinear y compartir acciones y redes de trabajo sostenibles. Luego se compartieron los desafíos que tenían las empresas
con respecto al cambio climático y las acciones, que se proponían a partir del Protocolo de Kyoto, para lograr un equilibrio ambiental.
“El caso empresario argentino”
Por la tarde, una dinámica y polémica mesa redonda estuvo ori-entada a abordar desde un punto de vista académico el denominado “caso empresario argentino”. En una presentación, a cargo de Miguel Ángel Gardetti (IESC), se realizó un adelanto de la presentación del Li-bro “El Caso Empresario Argentino, un análisis académico de 10 años de buenas prácticas empresariales”, que aborda la tendencia que ha marcado el empresariado argentino en ma-teria de desarrollo sostenible en la última década. La publicación –que tomó como base de estudio 340 casos compilados por el CEADS durante 10 años- reúne prácticas de estrategias implementadas en materia de ecoefi-ciencia, sistemas de gestión ambien-tal, diseño para el medio ambiente, comunicación con stakeholders, base de la pirámide que deben inspirar
a los futuros líderes de negocios en nuestro país.
Reconocidos académicos, como Bernardo Kosacoff (CEPAL), Mar-celo Paladino (IAE), Osvaldo Roby (UNCU), José Luis Roces (ITBA) y Miguel Ángel Gardetti (IESC), justi-ficaron, desde la academia, la utili-dad de esta clase de análisis y de la inserción en las universidades de la temática de gestión de empresas y desarrollo sostenible.
El Seminario contó con más de 150 participantes, entre los que se en-contraban importantes empresarios, académicos y representantes de orga-nizaciones sociales, quienes confor-maron un interesante y heterogéneo público.
El Consejo Empresario Argen-tino para el Desarrollo Sostenible (CEADS) es el capítulo argentino del World Business Council for Sustain-able Development (WBCSD), una asociación global que componen más de 230 compañías líderes y que a partir del trabajo conjunto con los CEOs que la integran, está definien-do la agenda del desarrollo sostenible a nivel mundial.
El Desarrollo Sostenible bajo la lupa
Empresarios, académicos y repre-sentantes de organizaciones sociales participaron de una nueva edición del Seminario “Empresa y Desarrollo Sostenible, iniciativa que busca responder a la creciente demanda en nuestra sociedad sobre herramientas de gestión sustentable.
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La escuela técnica no siem-pre fue capaz de seguir los rápidos cambios en la tec-nología y menos aún los
aspectos ambientales y sociales vin-culados a la evolución tecnológica. Estos tópicos no suelen estar adecu-adamente incorporados en los con-tenidos curriculares. Una de las ac-ciones posibles para solucionar este problema, es desarrollar proyectos reales en la escuela aplicando nuevas tecnologías y analizando la implican-cia de estos proyectos en el medio ambiente y el entorno social.
Con este objetivo, la Universidad de Buenos Aires y dos escuelas técni-cas (una especializada en Electricidad y otra en Informática) desarrollaron un Proyecto que resultó selecciona-do en la convocatoria realizada por la Fundación Antorchas YPF para proyectos de innovación en la es-cuela media, denominado “Energías alternativas y automatización en In-ternet”. El principal objetivo educa-tivo del proyecto es integrar investi-gadores, profesores y estudiantes de diferentes niveles de enseñanza para trabajar en conjunto en la solución de una aplicación tecnológica concreta. Esto requirió desarrollar diferentes aspectos: tecnológicos, organizacio-nales, metodológicos, conceptuales y sociales.
El proyecto técnico consistió en la ejecución de dos pequeñas instala-ciones de energía solar con automa-tización del proceso y conexión a In-ternet. Los paneles solares se orientan según las horas del día y la radiación solar, mediante un sistema desarrol-
lado específicamente por docentes y alumnos, y la instalación puede co-mandarse y supervisarse desde un sistema de control local o a distancia desde un web site.
El proyecto tuvo también un carácter integrador de diversas áreas temáticas pues requirió aplicar entre otros conocimientos de electricidad, electrónica, sistemas de control, in-formática, comunicaciones, mecánica y medio ambiente.
Permitió además integrar las ma-terias de taller con materias tradicio-nales de la curricula . Finalmente se describen y clasifican los resultados
obtenidos tanto tecnológicos como pedagógicos, las dificultades encon-tradas en su desarrollo y se plantean las líneas de acción futura.
Conclusiones del proyecto
Para los estudiantes, lo central fue recibir la capacitación adecuada para resolver problemas reales. Par-ticipando en un proyecto tecnológico novedoso el estudiante resultó mejor preparado para insertarse en una me-dio industrial cambiante. Se observó que los alumnos que participaron del Proyecto tuvieron mayor facilidad
Proyecto educativo sobre Energías Renovable
El principal objetivo educativo del proyecto fue integrar investigadores, profesores y estudiantes de diferentes niveles de enseñanza para trabajar en conjunto en la solución de una aplicación tecnológica concreta
INFORME TECNICO
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para insertarse laboralmente.Desde la perspectiva docente la
selección de cursos, contenidos, ejer-citación y material de estudio, nec-esarios para desarrollar el Proyecto, permitió replantear los contenidos actuales.
Esto originó una curricula tenta-tiva de nuevos contenidos referidos a energías renovables y automa-tización, que han ido incorporándose en las materias. Uno de los cambios curriculares más importantes fue el reemplazo, para los alumnos de 5to y 6to año, de la materia “Taller” por una materia de Proyecto en la que los alumnos pueden trabajar sobre proyectos y aplicaciones concretas.
El desarrollo de este proyecto favoreció un interesante intercam-bio entre los docentes de niveles se-cundario y universitario. Esto llevó a que varios docentes de nivel se-cundario se hayan incorporado a la enseñanza e investigación universi-taria y viceversa.
A raíz de este proyecto surgieron otros, tanto pedagógicos como tec-
nológicos, entre los que se destacan:Un proyecto de urgencia social
financiado por la Universidad de Buenos Aires orientado al manten-imiento dentro del sistema educativo de estudiantes de escuelas primarias a través de la realización de proyec-tos tecnológicos con estudiantes de la escuela secundaria.
Un proyecto en el que lo alumnos de la escuela secundaria están de-sarrollando celdas de hidrógeno, en conjunto con la Universidad y otras instituciones.
El Proyecto también fomentó el con-tacto de los docentes y alumnos del nivel medio con diversas empresas e institu-ciones (como por ejemplo la CONEA), además de con la Universidad.
Por Fabiana Ferreira Carlos Orlandelli Carlos Godfrid Julia Denazis (Facultad de Ingeniería Uni-versidad de Buenos Aires- Instituto 13 de Julio)
Trabajo técnico presentado en el CIDEL Argentina 2006
Congreso Internacional de Distribución Eléctri-ca realizado en Buenos Aires.
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Sin duda, uno de los retos a los que tendrá que enfren-tarse las compañías euro-peas es la contratación de
mano de obra altamente calificada, ya que su población está envejecien-do. Estados Unidos ha sabido atraer una inmigración de alta formación, pero Europa ha hecho totalmente lo contrario, y en particular Espa-ña”, por lo que es probable que las empresas norteamericanas tengan mayor facilidad para sortear la es-casez de talento. De cara al futuro, si las compañías europeas no solven-tan esta falta de jóvenes cualifica-dos, se verán obligadas a tener que deslocalizar su producción hacia los países emergentes que, por lo gen-eral, gozan de sistemas educativos de calidad en los que preparar a las futuras generaciones.
Lo dice C.K.Prahalad, recono-cido como uno de los diez mayores expertos en gestión del mundo, y considerado uno de los gurúes más influyentes de la actualidad.
En una entrevista concedida a Universia-Knowledge@Wharton, el especialista consideró que una de las alternativas de las multina-cionales para sobrevivir es “descu-brir cómo convertir a los pobres en consumidores e introducirlos en el mercado global”. Este experto con-sidera que, hasta ahora, las grandes compañías se han olvidado de un mercado que representa alrededor del 70% de la población mundial, alentadas por la errónea idea de que la falta de recursos es sinónimo de baja rentabilidad.
“Las compañías deben apostar por la búsqueda de nuevos merca-
dos. Alrededor de 4.000 millones de personas disponen de pocos re-cursos económicos, es decir, el 70% de la población mundial es pobre. Por tanto, el siguiente paso es des-cubrir cómo convertir a los pobres en consumidores e introducirlos en el mercado global, ya que existe la idea infundada de que vender a gente con pocos recursos no es rent-able”, señala.
Brasil, China o India, son hoy claros ejemplos de este fenómeno: están ofreciendo productos y servi-cios con precios bajos y alta calidad, logrando una amplia cartera de cli-entes entre la población más pobre.
Prahalad resume su teoría so-bre la curva del olvido afirmando que todos estamos habituados a pensar de una forma. “Por ejem-plo, creemos que los pobres no son un mercado porque no tienen dinero para gastar. Sin embargo, si ideamos un nuevo modelo de negocio, como las tarjetas prepa-go mediante un servicio telefónico móvil, podemos convertirles en consumidores efectivos. Este nue-vo modelo ha abierto el mercado de la telefonía móvil a tres mil millones de personas”, concluye.
(*)Prahalad es Profesor de la Ross School of Business de la Universidad de Michigan, es con-sejero de varias empresas, como AT&T, Citigroup, Colgate, Palmolive, Motorola o Whirlpool. Junto a Gary Hamel, es autor de The multinational misión. Competing for the future, considerada una de las obras más emblemáticas de la década de los noven-ta. El artículo es un extracto de una entrevista con-cedida al portal Universia-Knowledge@Wharton.
“La curva del olvido y el otro gran mercado”
MARKETING
Internet, los mercados emergentes y el acceso a la población pobre, están suponiendo una auténtica revolución en la economía global con el desembarco de nuevos competidores que pueden torcerle el brazo a las grandes multinacionales.
Escribe C.K.Prahalad(*)
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“Hace falta un cambio copernicano para generar un clima de inversiones
en Argentina”
Cuáles han sido para Ud los principales aciertos y errores de la gestión 2003- 2008 en materia energética?
Existen dos objetivos centrales de la política energética que, desde un punto de vista económico, deben conside-
rarse para evaluar cualquier gestión. El primero es el ob-jetivo de eficiencia económica según el cual los recursos se asignan en función del costo de oportunidad y de la
voluntad de pago de la demanda. El segundo es el obje-tivo de seguridad energética según el cual los mercados energéticos, en particular en aquellos bienes que no son perfectamente (o de un modo irrestricto) comerciables internacionalmente como el gas natural y la electricidad, deben estar adecuadamente balanceados para evitar dis-rupciones severas o faltantes estructurales. Yo creo que evaluada frente a estos dos objetivos, la gestión desde 2003 ha sido de lo peor que uno pueda imaginarse. Hoy la formación de precios y señales a mediano plazo está totalmente divorciada de cualquier criterio de eficiencia o costo-efectividad porque la Argentina decidió reducir al extremo los precios de los energéticos en medio de un shock del precio de la energía a nivel mundial que no tie-ne precedentes. Por estas mismas distorsiones y por pro-blemas acumulados de la década anterior hoy vivimos
en un marco de inseguridad energética impensado años atrás. Las virtudes de la gestión, por paradójico que ello suene, devienen de un manejo administrativo dirigido a hacer “trouble-shooting” y resolver cuellos de botella a partir de problemas generados por la propia política. Es como decir que uno es eficiente en repartir las velas y los candelabros después que las políticas que adoptó dejaron a oscuras a la economía.
¿Cuál es el panorama del gas natural y la gene-ración eléctrica dos sectores muy complicados?
En gas natural está muy complicado porque desde un punto de vista de balance a largo plazo, e insistiendo en la configuración de la matriz que heredamos y hoy tenemos, la demanda nominal o potencial de gas natural va camino a duplicar la capacidad de producción doméstica. Y el Plan A que era traer gas boliviano es hoy a esta altura una farsa ba-
¿
“Es como decir que uno es efi ciente en repartir las velas
y los candelabros después que las políticas que adoptó
dejaron a oscuras a la economía”.
ENTREVISTA
“El principal error de los 90 en materia energética fue no haber armado una buena planifi cación o manejo de escenarios a futuro. El gran error de esta década radica en una visión errónea de cómo funciona la economía de la energía y la asignación de recursos, advierte el Economista Jefe y Director Ejecutivo de la Fundacion de Investigaciones Económicas Latinoamericanas (FIEL)
Fernando Navajas
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Fernando Navajas
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sada en un contrato insostenible. Los responsables de firmar ese contrato de fantasía van a tener que dar explicaciones al Congreso y a la sociedad. Aún cuando uno pueda tener una visión benevolente basada en que las reservas de Bo-livia existen, lo criticable es no haber puesto en marcha un Plan B. Hoy la Argentina tiene la producción de gas natural estancada, el gas natural importado de Bolivia que se ubica en 3 millones de m3 día menos (5 millones si se toma Junio) que el importado en 2007 y un barco regasificador que evita que la crisis sea impresionante y es la imagen viva del des-equilibrio. En electricidad, y refiriéndome al problema de faltante de capacidad o potencia, yo soy algo más optimis-ta que muchos diagnósticos disponibles. Con las adiciones programadas al 2010 creo que vamos de a poco a ir cerrando la brecha sin que ello implique dejar de vivir en condiciones de estrés. Desde un punto de vista económico todo esto es poco defendible, y si las distorsiones continúan lo único que estaremos viendo son adiciones de capacidad que no tienen un trasfondo sostenible. En el corto plazo estamos compli-cados porque las adiciones de capacidad originadas en las centrales del Foninvemen y de los programas (de energía plus y energía distribuida) alcanzan sólo para acompañar el crecimiento de la demanda potencial, dejando a los des-equilibrios estructurales igual que en 2007 y a merced de la temperatura. Y la demanda voló cuando la temperatura bajó en Junio, mostrando que hay todo un trasfondo de decisio-nes de equipamiento e intensidad de uso de los hogares en el pico que es serio. Estos datos de Junio, bien analizados, muestran que la propaganda oficial del uso racional y las lamparitas cubanas fueron superados en los hechos por de-cisiones individuales de equipamiento de aire frío calor y de intensidad de uso.
¿Cómo se soluciona el problema de la falta de oferta energética
En varios años, poniendo los precios más cerca de los valores que significan señales razonables y rogando que el sector privado y la geología respondan bien. No hay otra forma. Los hacedores de falacias en los debates en la Argen-tina usan el argumento de que la oferta no va a responder
y que por consiguiente se estarían trasfiriendo rentas, ergo no hay que mover los precios. Eso está mal porque existen mercados y mecanismos, tanto en gas natural como en elec-tricidad, que se pueden encargar de transmitir las señales correctas de los precios sombra o de escasez sin transferir rentas intra-marginales, es decir que los precios más altos no tienen porque ir a todos los oferentes sino a las adiciones, si bien una convergencia plena va a ser deseable en el largo plazo. Además, si la geología no responde entonces prepa-rémonos para ver los valores sombra de la energía a valores aún más altos y alejarse de los mismos es todavía peor.
¿Qué hace falta para generar un clima de nego-cios y atraer inversores extranjeros?
Creo que hace falta un cambio copernicano porque la mentalidad de los tomadores de decisiones no está a la al-tura de las circunstancias que hoy enfrenta el país y el mun-do. No digo que no pueda hacerse –yo por lo pronto no me ofrezco- pero me resulta una tarea muy difícil para un país con el Outlook energético de la Argentina atraer inversores extranjeros. El mensaje es exactamente el opuesto y sólo hay que mirar la plataforma electoral de Kirchner Presidente en el año 2003 para darse cuenta de las cosas. Hay un objeti-vo no confesado, que no son precisamente buenas noticias para cualquiera que quiera invertir excepto en condiciones de asociación.
¿Cómo se sale de esta política de subsidios que ha planchado las tarifas en el sector?
Con aumentos que a la vez segmenten y protejan a los hogares de menores recursos. Hay tres modelos para esta salida que son discutidos en un libro sobre tarifa social en los sectores públicos de infraestructura que voy a editar en un par de meses y que contiene trabajos académicos. Uno es el modelo chileno de subsidios focalizados a los hogares según
ENTREVISTA Enamoramiento ideológicoEl principal error de los 90 en materia energética es no haber
armado una buena planifi cación o manejo de escenarios a futu-ro, luego de enamorarse con la privatización y sus instituciones que son los entes reguladores, y que son muy buenos e impres-cindibles para administrar contratos pero no para planifi car. El principal error de esta década ya lo mencioné antes y radica en una visión errónea y maniquea de cómo funciona la economía de la energía y la asignación de recursos. A pesar de toda la verbo-ragia de tener un estado fuerte, hoy la planifi cación no existe y la secretaría de energía está tan raquítica como en los 90 o peor todavía dado el contexto mundial. Paradójicamente, por otro lado, y en esto también discrepo con los que critican la falta de un plan energético, tal vez lo mejor en estas circunstancias sea continuar sin un plan explícito y dejar que la discrecionalidad se imponga al uso de reglas. Es que cuando este gobierno anuncia reglas lo hace para el lado de los tomates. El ejemplo de moda es el de las retenciones móviles al sector agropecuario. La primera vez que quiso anunciar una regla terminó paradójicamente peor que con la discrecionalidad porque reveló objetivos que llevaron a un confl icto nacional y a una paralización productiva.
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la comprobación previa de medios de vida. Otro es el mode-lo colombiano de subsidios focalizados según las caracterís-ticas de las viviendas de los hogares que consumen energía. El tercero es el modelo argentino de subsidio según el nivel de consumo. El ranking en cuanto a eficiencia y equidad va en el mismo orden que la mención de estos modelos. La Ar-
gentina no está hoy en condiciones de aplicar bien el modelo chileno (algunas provincias tienen una aproximación a esto pero me temo que es imperfecta) pero sí y a bajo costo el modelo colombiano y mezclado con el modelo argentino. Creer que dar subsidios a bajos consumos es una solución significa un error, porque hay hogares pobres que por razo-nes de características del hogar y del equipamiento son tre-mendamente ineficientes y consumen mucha energía. Sobre ellos hay que actuar con políticas que corrijan el problema de eficiencia energética.
usan el argumento de que la oferta no va a responder y que por consiguiente se estarían trasfiriendo rentas, ergo no hay que mover los precios. Eso está mal porque existen mercados y mecanismos, tanto en gas natural como en elec-tricidad, que se pueden encargar de transmitir las señales correctas de los precios sombra o de escasez sin transferir rentas intra-marginales, es decir que los precios más altos no tienen porque ir a todos los oferentes sino a las adiciones, si bien una convergencia plena va a ser deseable en el largo plazo. Además, si la geología no responde entonces prepa-rémonos para ver los valores sombra de la energía a valores aún más altos y alejarse de los mismos es todavía peor.
¿Qué hace falta para generar un clima de nego-cios y atraer inversores extranjeros?
Creo que hace falta un cambio copernicano porque la mentalidad de los tomadores de decisiones no está a la al-tura de las circunstancias que hoy enfrenta el país y el mun-do. No digo que no pueda hacerse –yo por lo pronto no me
ofrezco- pero me resulta una tarea muy difícil para un país con el Outlook energético de la Argentina atraer inversores extranjeros. El mensaje es exactamente el opuesto y sólo hay que mirar la plataforma electoral de Kirchner Presidente en el año 2003 para darse cuenta de las cosas. Hay un objeti-vo no confesado, que no son precisamente buenas noticias para cualquiera que quiera invertir excepto en condiciones de asociación.
¿Cómo se sale de esta política de subsidios que ha planchado las tarifas en el sector?
Con aumentos que a la vez segmenten y protejan a los hogares de menores recursos. Hay tres modelos para esta salida que son discutidos en un libro sobre tarifa social en los sectores públicos de infraestructura que voy a editar en un par de meses y que contiene trabajos académicos. Uno es el modelo chileno de subsidios focalizados a los hogares según la comprobación previa de medios de vida. Otro es el mode-lo colombiano de subsidios focalizados según las caracterís-ticas de las viviendas de los hogares que consumen energía. El tercero es el modelo argentino de subsidio según el nivel de consumo. El ranking en cuanto a eficiencia y equidad va en el mismo orden que la mención de estos modelos. La Ar-gentina no está hoy en condiciones de aplicar bien el modelo chileno (algunas provincias tienen una aproximación a esto pero me temo que es imperfecta) pero sí y a bajo costo el modelo colombiano y mezclado con el modelo argentino. Creer que dar subsidios a bajos consumos es una solución significa un error, porque hay hogares pobres que por razo-nes de características del hogar y del equipamiento son tre-mendamente ineficientes y consumen mucha energía. Sobre ellos hay que actuar con políticas que corrijan el problema de eficiencia energética.
ENTREVISTA
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5686Ya el 23 de septiembre de 1919, el Presidente Yrigo-yen en su mensaje al Con-greso, sostuvo que “las
minas son bienes nacionales que no pueden dejarse librados a la explo-tación de los grandes monopolios internacionales”. Ese mismo año, en-vió al Congreso un proyecto de ley por el que se organizaba la Dirección General de Yacimientos Petrolíferos Fiscales.
En su libro “Historia del Petró-leo en Argentina” (1907-1955: desde los inicios hasta la caída de Perón), el historiador Nicolás galano relató: “……la renuncia de un personaje de enorme experiencia y prestigio en el sector petrolero como el ingeniero Hermitte aumentó la presión de la opinión pública y la oposición en el Congreso a la actitud del gobierno respecto de la administración de Co-modoro. En marzo de 1922 el diario La Razón publicó un artículo titula-do “Es irregular la administración de la explotación petrolífera”.
El presidente Hipólito Irigoyen estaba cerca de finalizar su manda-to y los problemas en la explotación del petróleo estatal habían provoca-do una crisis política que convulsio-naba a su gobierno y había tomado estado público.
Como respuesta el 4 de junio de 1922 se creó la Dirección General de Yacimientos Petrolíferos Fiscales con la firma del Dr. Hipólito Irigo-yen como Presidente de la Repúbli-ca y el Dr. Vargas Gómez como su Ministro de Agricultura establecien-do el siguiente decreto: Art. 1º: Se equipara la administración de los Yacimientos Petrolíferos Fiscales de la Nación, en cuanto a sus atribu-ciones y deberes administrativos a la categoría de Dirección General y en lo sucesivo se denominará: YACI-MIENTOS PETROLÍFEROS FISCA-LES, dependiente del Ministerio de Agricultura.
En los fundamentos del decreto, Irigoyen reprochaba al Congreso no haber tratado el proyecto de ley en-viado 4 años atrás, y se justificaba se-ñalando que debía adoptar medidas que tiendan a subsanar el vacío.
En opinión de Gadano, “la crea-ción de YPF ha estado rodeada de visiones polémicas desde el comien-zo. Para los nacionalistas es un hito fundamental en la construcción de la industria petrolera estatal que enal-tece la gestión de Irigoyen. Otros au-tores, sin embargo, consideran que la creación de YPF fue la respuesta política de Yrigoyen a la profunda crisis administrativa que sufrió la explotación estatal y a la denuncias de corrupción que se ventilaban en
los diarios y en los debates parla-mentarios que pesaban sobre la Di-rección de Explotación del Petróleo de Comodoro.
En el momento de la creación de YPF no existían en el mundo antece-dentes de explotación petrolera es-tatal. No obstante, el nacimiento de YPF no resolvió los serios problemas administrativos y financieros de la explotación petrolera estatal.
El 19 de Octubre de 1922 asumió la dirección el ingeniero militar En-rique Mosconi. Hasta ese momento YPF no contaba con un presupues-to aprobado y tenía un rojo de casi 70.000 pesos en sus cuentas banca-rias y un déficit anual de dos millo-nes de pesos.
Con escasas excepciones los fla-mantes empresarios petroleros ar-gentinos prefirieron ubicarse en un rol de intermediarios y gestores de los petroleros internacionales antes que dedicarse a desarrollar com-pañías propias. La estrategia de los locales preocupaba a los petroleros internacionales que arribaban al país en busca de oportunidades para in-vertir:
“El país entero ha sido tomado por gente que no tiene ninguna in-tención de trabajar las áreas que está esperando los resultados de otros, y que es responsable del injustificado boom del petróleo que ha seguido a la contracción severa en las lanas, las carnes y los cereales. En general, cada estanciero considera que su tierra tiene potencial petrolero. No podemos afrontar la exploración del país para otros que no están en el de-sarrollo del petróleo, sino en la pura especulación de los cateos”.
Este comportamiento especulati-
Yrigoyen creaba la Dirección General de Yacimientos Petrolíferos FiscalesEl 3 de junio pasado se cumplió el 86º aniversario de la creación de la Dirección General de Yacimientos Petrolíferos Fiscales por decreto del Presidente Hipólito Yrigoyen. Fue el primer caso en el mundo en el cual el Estado se involucraba directamente en el negocio.
HACE 86 AÑOS…..
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5786vo de los capitalistas locales tendría una influencia importante en el de-venir de la política petrolera durante el gobierno que sucedió a Yrigoyen. El dilema entre explotación estatal o privada de los recursos petroleros se convertiría en la opción entre explo-tación estatal nacionalista o explota-
ción privada extranjera.A raíz de la llegada de Mosconi,
durante la presidencia de Marcelo T de Alvear, (1922-1928) la empresa creció, multiplicando su capacidad
de exploración y explotación. YPF se convirtió así en una competidora de peso para las empresas privadas que importaban petróleo, como la Standard Oil Company. Durante el gobierno de Alvear, la organización petrolera estatal se consolidaría de-finitivamente como un actor central
de la industria petrolera argentina. El año 1926 señala la entrada de
YPF en el mercado de combustibles con sus propios productos. Las ga-nancias capitalizadas y reservas as-
ciendían a más de 71 millones de pesos; el beneficio líquido del ejerci-cio era de 6 millones. La producción fiscal de petróleo alcanzaba 415.558 metros cúbicos, volumen equivalen-te al 76,9% del total nacional.
“….“la creación de YPF ha estado rodeada de visiones polémicas desde el
comienzo. Para los nacionalistas es un hito fundamental en la construcción
de la industria petrolera estatal que enaltece la gestión de Irigoyen. Otros
autores, consideran que la creación de YPF fue la respuesta política de
Yrigoyen a la profunda crisis administrativa que sufrió la explotación
estatal y a la denuncias de corrupción que pesaban sobre la Dirección de
Explotación del Petróleo de Comodoro”
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PROVEEDORES Y SERVICIOS
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Semana de la prevención en ALBA
Estudio Técnico DOMA SA certifica ISO TS 29001
Semana de la prevención en ALBADurante el mes de mayo, ALBA, líder en el negocio de pinturas argentino, organizó la 3ra. Semana de la Prevención de Accidentes de Trabajo, con una nutrida agenda de actividades y acciones de difusión que incluyó la realización de una campaña gráfica protagonizada por personal y gerentes de la empresa.Con el objeto de reforzar la toma de conciencia sobre actitudes y comportamientos que pueden generar actos inseguros, se organizaron reuniones a las que asistieron 393 empleados, con una inversión prome-dio de 2.5 horas por participante.A través de las distintas actividades, se destacó que la seguridad no sólo debe estar presente en lo material y en el ambiente de trabajo; sino que es parte de la responsabilidad y el compromiso de las personas que practican la prevención. Y esto se demuestra con su actitud. Complementariamente, se desarrolló una campaña gráfica que contó con la participación de todos los integrantes de la compañía. Desde ge-rentes hasta operarios fueron “Protagonistas” de la serie de afiches que tuvieron como objetivo promover la reflexión sobre la construcción de una empresa segura y comprometida, desde cada puesto de trabajo.La Semana de la Prevención, que fue evaluada con un alto grado de satisfacción por parte de los empleados de la empresa, se inscribe en el marco de la Política de Seguridad, Salud y Medio Ambiente de ALBA.
Estudio Técnico DOMA SA certifica ISO TS 29001Las ISO/TS 29001 (publicado en 2003) definen los requisitos del sistema de gestión de la calidad para el diseño, el desarrollo, la producción, la instalación y el servicio de los productos para la industria petrolera, petroquímica y del gas natural.Son el resultado directo de una sociedad entre ISO y la industria del petróleo y gas (representados por el API). Las ISO 29001 se centran específicamente en industrias petrolera, petroquímica y gas natural.Se considera que esta norma pasará a ser la base común y única de los requisitos formulados en términos de sistemas de gestión de calidad de la industria oil&gas en todo el mundo. La norma ISO/TS 29001 incorpora el texto exacto de la ISO 9001:2000 e incluye los requisitos detallados, específicos de cada sector para el dise-ño, desarrollo, producción, trazabilidad de las materias primas e instalación y servicio de los productos.Estos requisitos se han desarrollado por separado de asegurarse de que son claros y verificables. También ofrecen consistencia global y garantía mejorada en la calidad de la fuente, materias primas utilizadas para realizar los productos y/o servicios. Esto es particularmente importante cuando la falta o la falla del produc-to o servicios tienen ramificaciones severas para las compañías y las industrias complicadas.Estudio Técnico DOMA SA busca asegurar a partir de la certificación de esta norma juntamente con las ISO 9001, la confiabilidad total de los productos que fabrica asegurando no solamente que los procesos internos de diseño, fabricación, venta y posventa son realizados en forma sistemática y controlada, sino que además busca asegurar la trazabilidad total de los componentes que conforman sus equipos.
Camuzzi Gas del Sur incorpora nuevas redesCamuzzi Gas del Sur incorpora nuevas redesCamuzzi Gas del Sur incorporó las redes de distribución de gas de Rio Pico, Corcovado y Villa Lago Rivadavia, recientemente habilitadas, a su sistema de distribución en la provincia de Chubut. Las mismas en su conjunto permitirán la conexión a 900 potenciales clientes y representan mas de 62.200 metros de cañería.De esta manera, Camuzzi Gas del Sur será la responsable de operar y mantener las nuevas redes, como lo hace en toda su área de concesión en las cinco provincias del sur; bajos los mas estrictos están-dares de calidad, priorizando el cuidado del medioambiente, la propiedad privada y las personas. “Estamos muy contentos de comenzar a operar en estas localidades, por un lado porque somos con-cientes del beneficio que traerá a sus habitantes y por el otro porque significa un crecimiento para la provincia de Chubut, específicamente para los municipios que llevaron adelante las obras.” comentó Tirso Gómez Brumana, Coordinador de Medios y Gobiernos Locales de Camuzzi Gas del SurCamuzzi Gas del Sur abastece a casi el 85% de las 510.000 viviendas de la región. Cuenta con más de 9.667 km de redes y 3.648 km de ramales y gasoductos.
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SOCOTHERM AMERICAS reviste gasoductos de PetrobrasSOCOTHERM AMERICAS reviste gasoductos de PetrobrasSocotherm Americas obtuvo, a través de su subsidiaria Socotherm Brasil, la adjudicación de contratos por 19,6 millones de dólares para el revestimiento de los tubos destinados a los gasodutos de “Uruguá-Tambaú-Mexilhão” y “Pilar-Ipojuca” en Brasil. Ambos proyectos serán desarrollados y operados por Petrobrás y tendrán una extensión total de 377 km, destacándose que el primero se localizará en la Bahía de Santos, área del recientemente descubierto yacimiento de Tupi.Las tubos revestidos deberán ser entregados entre septiembre del corriente año y agosto del 2009.”Estos contratos tienen una significativa relevancia ya que respaldan nuestra decisión estratégica de relocalizar la planta de Ubu en nuestras instalaciones de Pindamonhangaba con el fin de asegurar las oportunidades de negocio que surgen de los nuevos desarrollos de Petrobrás en la Bahía de Santos. Hecho que recientemente se vio corroborado por el hallazgo de Tupi, del cual se espera una producción de crudo 100.000 barriles diarios para el 2010, además de gas” -señaló el Ing. Roberto Gozalvez, Director Comercial de la empresa.Socotherm Brasil, en el caso del gasoducto de “Uruguá-Tambaú-Mexilhão”, revestirá unos 183 km de tubería de 18” de diámetro con un sistema de protección anticorrosivo externo de polipropileno (PLASTIKOTE®); mientras que para el gasoducto “Pilar-Ipojuca” se aplicarán, conjuntamente, un sistema anticorrosivo externo de polietileno de alta densidad (PLASTIKOTE®) y un revestimiento interno como mejorador de flujo (FLOWKOTE®) sobre unos 193 km de tubería de 24” de diámetro.
Simulacro de derrame de combustible en CórdobaSimulacro de derrame de combustible en CórdobaEn la localidad cordobesa de Villa Giardino se realizó un simulacro de choque entre un camión cisterna y un automóvil con posterior derrame de combustible. El escenario del supuesto accidente fue sobre la banquina de la ruta 38 en la mano Cruz del Eje-La Falda a aproximadamente 400 metros de la salida del peaje de Villa Giardino. Participaron de esta práctica preventiva Petrobras Energía S.A., Caminos de América S.A., Bomberos de Villa Giardino, La Falda y La Cumbre, Policía, Defensa Civil, CEM Emergen-cias Médicas, Trasnporte UTE Solans y Tranef SRL y la empresa de respuestas de emergencias ambienta-les CINTRA SRL. Como testigo, estuvo presente Juan José Ochoa, intendente de Villa Giardino. El objetivo del ejercicio fue continuar optimizando la preparación y la interrelación de distintos actores que, ante el desarrollo de un incidente real con múltiples complejidades, deberán integrar protocolos de actuación diferentes en un único modelo de respuesta que garantice la asistencia a víctimas y la protec-ción ambiental.El ejercicio, que duró unas tres horas, comenzó cuando se simuló la colisión entre un camión cisterna de Petrobras Energía S.A. cargado con gasoil y un auto particular. Como consecuencia del supuesto impac-to, se produjo una fisura en la cisterna que provocó el derrame del combustible (simulado con agua) en la banquina de la ruta con posterior incendio (representado con bengalas).
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ENFOQUE
Las autoridades que asumieron en el año 2003 encontraron una situa-ción extremadamente difícil para su gestión: por un lado debían asegurar una oferta suficiente para apunta-lar la recuperación de la economía, pero por el otro, estaban obligadas a moverse dentro de un contexto ma-croeconómico incierto y que poco ayudaba al logro del primer objetivo si se pretendía mantener las bases del modelo: solo por citar algunos ejem-plos, i) el default de la deuda pública sin resolver, ii) la renegociación de los contratos y licencias de servicios públicos todavía en sus inicios, e iii) infinidad de reclamos derivados de la pesificación asimétrica.
Las medidas de política energética dictadas por el nuevo Gobierno, aun-que legítimas y razonables, tuvieron un color de fuerte intervencionismo en el mercado. El objetivo de la in-tervención siempre fue garantizar el cubrimiento de la demanda, y trató de proveer lo que los incentivos na-turales de mercado no brindaban. El modelo podría haberse ajustado en di-cho proceso, modificando las leyes de Marco Regulatorio, pero no se hizo, y ello debe evaluarse como un acierto.
La gestión iniciada en el 2003 pue-de exhibir buenos resultados: en el
2001 la demanda rondaba los 14.000 MW, hacia los inicios del 2007 se abastecían más de 18.000 MW, luego vinieron las restricciones. Si, es cier-to que la demanda abastecida creció, pero también es cierto que en el 2003 el Gobierno se encontró con un sec-tor bien invertido, con excedentes de oferta, que solo requería de una ad-ministración acorde a las circunstan-cias que vivía el país, y el Gobierno así lo hizo.
Pero, por el alto esfuerzo en la ad-ministración del día a día, el Gobierno perdió de vista el mediano plazo, no planificó acertadamente el momento en que se saturara la capacidad insta-lada y las demandas incrementales se abastecieran con inversiones nuevas.
Es cierto que se pusieron en prác-tica esquemas novedosos, algunos mejores otros peores, pero todos li-mitados, ninguno sirvió eficiente y eficazmente a los objetivos. Todos llegaron tarde: primero la demanda, después la oferta, y ello significa res-tricciones si la capacidad ya ha sido utilizada al límite.
Hoy el sistema opera con niveles altos de riesgo de falla, depende de las importaciones para cubrir los pi-cos de demanda en los meses fríos, no tiene reservas para enfrentar los años
“Es el tiempo de los consensos”
“Es el tiempo de los consensos y los acuerdos; solo la acción fi namente integrada entre el Estado, el Gobierno y los actores del mercado conducirá a la puerta de salida y logrará que a partir de ahora las inversiones lleguen antes que los crecimientos de la demanda”, señala el ex Secretario de Energía de la Nación.
Por Alejandro Sruoga
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secos, sus precios están totalmente distorsionados y no cubren los costos económicos del sistema; el sector de-manda enormes subsidios de los di-neros públicos para funcionar, y eso no es bueno.
Pero el signo más preocupante de la fragilidad del sistema es que no hay grandes obras en construcción en Argentina como siempre las hubo; son sólo ejemplos: Salto Grande, El Chocón, Piedra del Águila, Luis Pie-drabuena, Embalse, Guemes, los ci-clos combinados de los años noventa, las centrales del Foninvemem. Eran obras públicas, obras privadas, algu-nas mixtas, en ambientes de mercado o producto de la planificación del Es-tado, pero había obras.
Tener obras en construcción de envergadura que se habilitarán cier-tamente en los próximos 2, 3 o 4 años, es un dato determinante a la hora de evaluar las posibilidades de superar una crisis como la que hoy tenemos.
Hoy las obras de magnitud no es-tán, ese es el dato que mas preocupa.
Soluciones posibles
Es el tiempo de los consensos y los acuerdos; solo la acción finamente in-tegrada entre el Estado, el Gobierno y los actores del mercado conducirá a la puerta de salida y logrará que a partir de ahora las inversiones lle-guen antes que los crecimientos de la demanda.
El nuevo Gobierno debería planifi-car estratégicamente el sector. Planifi-
car significa básicamente dos grandes cosas: 1) Definir los recursos prima-rios que se utilizarán en los próximos 20 años, las tecnologías de utilización de los recursos, los requerimientos de impacto en la comunidad (por ejemplo las cuestiones ambientales) y las coberturas consecuentes, y 2) es-pecificar como se paga y financia la expansión, y quienes los hacen y de que forma.
Luego, sobre la base de los re-sultados de la planificación, debería convocar a las fuerzas del mercado, a los agentes, a los inversores, a los financiadores, para que pongan lo mejor de sí y hagan sus negocios con eficiencia y transparencia.
Así es posible la convergencia en-tre el interés público y los negocios privados. La convergencia deseada significa que, al tiempo que se desa-rrollan los mejores proyectos energé-ticos que necesita la Argentina para los próximos 20 años, la industria desarrolla y expande sanamente su actividad.
Estamos entrando a tiempos nue-vos en los que es necesario redefinir las relaciones entre los agentes públi-
cos y privados, con inteligencia, con sentido común, con acuerdos básicos y compromisos sólidos, sobre la base de la mutua confianza, aprovechando las fortalezas de unos y las capacida-des del otros, todo con el gran objeti-vo del desarrollo de los mejores pro-yectos para la Argentina del futuro.
Pero, antes de definir los acuerdos y emprender las mejores obras, es ab-solutamente necesario que: 1) se nor-malice institucionalmente al sector, que la Secretaría de Energía tenga una relación funcional directa con el Presidente ya que la naturaleza de sus problemas es singular, y requiere de un tratamiento extraordinario, y que los Entes Reguladores tengan plena autarquía e independencia para el ejercicio de sus funciones específicas con responsabilidad y compromiso, y 2) se regularice el sistema de precios y tarifas, calculando primero los costos económicos que debe contener cada precio y cada tarifa, y que sólo des-pués se apliquen subsidios y aportes de dineros públicos, utilizando un sistema transparente y eficiente, para que toda la comunidad tenga acceso irrestricto al Servicio Público.
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Edelap denuncia robo de cables
En lo que va del 2008 se registraron 300 hechos delictivos (más de dos por día) en donde los malvivientes se alzaron con 15.000 metros de cables. Según técnicos de la empresa, el valor de reposición supera los $ 587.000.
El robo de cables para su reducción y comercialización en el mercado negro es un problema de importancia creciente. Estos hechos se producen ge-neralmente en zonas poco pobladas y sobre el tendido aéreo de baja tensión y han afectado a 330 clientes en lo que va del año.
Los costos de reposición superaron los 3 millones de pesos, tomando en cuenta el valor de los materiales y la mano de obra empleada desde 2004 a la fecha. Los más de 190 kilómetros sustraídos hasta el momento equivalen a más de 49 toneladas de cobre y aluminio, material que es reducido por los malvivientes para su comercialización.
Las zonas, dentro del partido de La Plata, donde las cuadrillas de la em-presa detectan hechos de este tipo con más frecuencia son: Olmos, Arturo Se-guí, Romero, Villa Elisa, Villa Elvira, Barrio Aeropuerto, La Balandra, Abasto y Los Hornos; además en la periferia de la localidad de Berisso.
Alejandro Macfarlane fue reelecto en ADEERAAlejandro Macfarlane, presidente de EDENOR, fue reelecto como Presidente de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la Re-pública Argentina (ADEERA). La decisión se adoptó por unanimidad en la Asamblea General Ordinaria de la entidad y por un nuevo período estatutario.En calidad de Vicepresidentes lo acompañarán José Luis D’Odorico (EDESA Salta); José María Hidalgo (EDESUR S.A.); Daniel Bonetto (EPEC Córdoba) y Casimiro Gutiérrez (EJE S.A. Jujuy).Los cargos de la Comisión Directiva se comple-
tan con Daniel Cantalejo (EPESF Santa Fe), Tesorero; Oscar Montero (Grupo Cooperativas de la provincia de Bs. As.), Protesorero; Ulises Soroeta (EDE-LAP SA) y Neal Bleasdale (EDEMSA Mendoza), Secretarios; Juan José Mit-jans (EDEA SA), Prosecretario; y finalmente, quince vocales que representan a las restantes distribuidoras asociadas.La Comisión Revisora de Cuentas seguirá integrada por Osvaldo Arrúa (EMSA Misiones), Norberto Bruno (EDERSA Río Negro) y Alberto Kozicki (EDECAT S.A. Catamarca).Es una asociación conformada por 42 distribuidoras de energía eléctrica, de origen público, privado y cooperativo, que brindan servicio a más de 11 mi-llones de clientes en todo el país y cuentan como usuarios a 37 millones de personas.
INGENTIS se apresta a comenzar las obras
Se realizó la audiencia pública convocada por el Ministerio de Ambiente y Control del Desarrollo Sustentable de la Provincia del Chubut para analizar el estudio de impacto ambiental presentado por Ingentis S. A., que prevee construir en proximidades de Dolavon una central térmica -con una potencia instalada de 200 MW- para generar energía eléctrica utilizando gas natural como combustible.
El acto fue presidido por el subsecretario de Medio Ambiente, doctor Ariel Gamboa y en representación de la empresa hicieron uso de la palabra el gerente de proyectos, ingeniero Guido Hampel, y la responsable del área de Ambiente y Desarrollo Sustentable, Lic. María Eugenia Ivanissevich. Entre los presentes, se encontraban el Ministro del área, Juan Garitano, y el Intendente local, Martín Bortagaray.
La energía generada será evacuda al SADI por intermedio de una ET de 500 KV a construir en el emplazamiento de la central, que estará conectada a la línea de extra alta tensión 500 KV Puerto Madryn-Pico Truncado, recientemente inaugurada. La producción anual se estima en 1600 GWh y estará orientada a la demanda de grandes consumi-dores industriales y comerciales, en el marco del programa Energía Plus.
La Cámara de la Industria del Petróleo (CIP), organización que agrupa a las principales empresas del sector en la República Argentina, designó nuevo Presidente para el período 2008-2010.
En la Asamblea Anual realizada el 24 de Abril pasado, la CIP eligió nuevas autoridades, designándose Presidente al Ing. Décio Oddone da Costa, Director General Ejecutivo de la em-presa Petrobras Energía SA.
Antes de ser designado Director General Eje-cutivo de Petrobras Energía S.A, Oddone se des-empeñaba como Gerente Ejecutivo Internacional del Cono Sur de Petrobras y Presidente del Consejo de Administración de Petrobras Energía S.A. y de Petrobras Energía Participaciones S.A.
Nacido hace 47 años, Oddone es Ingeniero Electrónico egresado de la Universidad Federal de Río Grande do Sul. Integró el equipo pionero en exploración en aguas profundas (off shore) en Brasil y ocupó diversos
cargos gerenciales para Petrobras tanto en Brasil como en la Argen-tina, Angola, Libia y Bolivia, donde fue Presidente de Petrobras Bolivia entre 1999 y 2004.
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Nuevo presidente en la CIP
Imagen & Estrategia
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MEDANITO anunció nuevas inversiones
Con la asistencia del Gobernador Jorge Sapag y el Subsecretario de Combustibles de la Nación, Alejandro Rodríguez, la empresa MEDANITO S.A. puso en marcha en la localidad de Rincón de los Sauces de la Provincia del Neuquén, nuevas instalaciones para gas, terminó la perforación de un pozo a las arenas compactas y anunció un proyecto de generación eléctrica.
El mencionado pozo profundo es el último de una Campaña de perfora-ción de 15 pozos exploratorios realizados en los yacimientos de su concesión “Aguada del Chivato” y “Dos Picos”, que dio lugar a nuevas producciones y reservas de petróleo y de gas natural. La producción de gas ha sido cana-lizada por sendos gasoductos hacia el Yacimiento “El Trapial” (32 Km.) y a la mencionada localidad (15 Km.), con una capacidad de 300 mil m3/día cada uno.
Para acondicionar esos cau-dales, se montó una nueva Planta Compresora de gas de 4.400 HP de capacidad inicial y toda la infraes-tructura asociada. Para la nueva producción de petróleo (hoy 200 m3/día) se montó una Planta de tratamiento de Crudo –PTC- de hasta 600 m3/día de capacidad.
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PAE obtiene préstamo por U$S 200 millones
La Sucursal Argentina de Pan Ame-rican Energy (PAE), la segunda produc-tora de hidrocarburos de la Argentina, firmó un acuerdo con un sindicato de bancos para la obtención de un présta-mo financiero por 200 millones de dó-lares. La compañía destinará el crédito para financiar parte de su programa de
inversiones previstas para este año en la Argentina. El crédito obtenido es a tres años de plazo con dos años de gracia y
se amortizará en tres cuotas semestrales, devengando un interés a tasa variable en base Libor, que en el actual contexto internacional de tasas bajas resulta en un costo sumamente atractivo para la empresa.
El sindicato de bancos fue liderado por Calyon y JPMorgan que, conjuntamente con ABN Amro, conformaron el grupo de Joint-Lead Arrangers. Junto a estos bancos también participaron del crédito Itaú, Natixis, Rabobank y Export Development Canada.
El nuevo préstamo supone una reafirmación de la confianza que los bancos de relación tienen para con la solvencia financiera y la capacidad de gestión que exhibe PAE, hecho que quedó demostrado con el incre-mento del monto de la transacción (originalmente de 150 millones de dólares), debido a la sobreoferta de fondos por parte de los bancos.
Petrobras moderniza planta de Campana
Con una inversión total de US$ 32 millones, Petrobras Energía concluyó el
plan de modernización e incremento de capacidad productiva para el complejo de fertilizantes de Campana, cuyas mejoras le permitirán incrementar su producción un 15%. Además del incremento en la pro-ducción, un objetivo principal de este plan en Campana fue optimizar la operatividad de la planta de acuerdo con los lineamientos de segu-ridad y cuidado ambiental de Petrobras.
En paralelo, se invirtieron US$ 4 millones en la Planta de almace-namiento de líquidos, ampliándola a 90.000 toneladas de capacidad y aumentando un 30% la capacidad de despacho, con el fin de mejorar el servicio a clientes en épocas de campaña.
El complejo, ubicado en el kilómetro 79,4 de la ruta 9, comenzó a funcionar en 1968 y actualmente produce amoníaco, urea sólida, los fertilizantes líquidos UAN, foliares, tiosulfato de amonio y tiosulfato de potasio. Para estas mejoras, las operaciones se detuvieron durante dos meses, en los cuales se desarrollaron tareas de mantenimiento y ampliación. A lo largo de este tiempo, unas 600 personas, entre perso-nal propio y empleados de empresas contratistas, estuvieron involu-cradas en la obra. Esto representa casi el doble de la dotación regular en Campana.
Semana de la Ingeniería 2008Del 2 al 6 de junio pasado se llevó en el
Centro Argentino de Ingenieros la Semana de la Ingeniería en su edición 2008.
Esta nueva edición, denominada “La Ingeniería - Compromiso con el Futuro”, el objetivo fue reflexionar durante tres jornadas consecutivas de conferencias magistrales sobre la función del ingeniero en el presente y en el futuro, su integración con otras disciplinas, la acción empresaria y la re-lación con la sociedad.
El Presidente de la Semana de la Ingeniería, Ing. Horacio Cristiani, jun-to al Presidente del CAI, Ing. Luis Di Benedetto, abrieron las jornadas en las que participaron el Ministro de Educación de la Nación, Lic. Juan Carlos Tedesco, y el Jefe de Gobierno de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Ing. Mauricio Macri.
“Los Jóvenes Ingenieros y el Desarrollo Laboral”, “Energía y Cambio Climático”, “La Matriz Energética actual y prospectiva” e “Infraestructura Urbana, las grandes ciudades y su conglomerado urbano”, fueron los prin-cipales temas que se abordaron durante el seminario.
El cierre de las jornadas estuvo a cargo del Ing. Luis Di Benedetto, el Ing. Horacio Cristiani y Autoridades del Gobierno Nacional invitadas. El evento finaliz con una visita técnica guiada para conocer la Planta de Peak Shaving de Gas Natural Argentina ubicada en la localidad de General Rodríguez.
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Siemens inaugura Laboratorio en Argentina.
La unidad de Transmisión y Distribución de Energía de Siemens puso en marcha un Laboratorio de Protecciones y Automatización de Subestacio-nes en su centro operativo ubicado en la localidad de Villa Ballester, (Pcia. de Buenos Aires), con el fin de proveer nuevos servicios al creciente mercado eléctrico argentino.
En el nuevo laboratorio se desempeña un equipo de ocho especialistas, dedicados a los ensayos de aceptación en fábrica de los sistemas que desarro-lla Siemens para las principales áreas en Automatización de Energía: Sistemas de Protección, Sistemas de Automatización de Subestaciones, y Sistemas de Comunicaciones por Onda Portadora.
Actualmente, allí ya se desarrollan los ensayos de recepción en fábrica de los tableros de protección que se instalarán en la Estación Transformadora Río Coronda 500 kV, la estación transformadora que conectará a la nueva Central Termoeléctrica José de San Martín (TSM) que Siemens está construyendo en Timbúes (Provincia de Santa Fe) al Sistema Interconectado Nacional (SIN). En el caso de estos tableros, las tareas implican efectuar los controles y pruebas fun-cionales necesarias antes de proceder a la entrega e instalación de los equipos.
El nuevo Laboratorio posiciona a la unidad de Transmisión y Distribu-ción de Energía de Siemens como un actor clave en la integración local de Sistemas de Automatización de Subestaciones modelo SICAM, cumpliendo la norma IEC61850, y construcción de Sistemas de Protección, soluciones de importante aplicación en los programas de obras de 132 kV y 500 kV que se están desarrollando en el sistema eléctrico argentino.
Una obra clave para Yacyretá
Yacyretá registró un avance trascendente para su terminación al des-vincularse la desembocadura del Arroyo Aguapey del espejo de agua del embalse, debido a que comenzó a operar el Canal Aguapey, una obra que protege áreas urbanas y 30.000 hectáreas cultivables en te-rritorio paraguayo.Este avance en las obras era de una importancia estratégica para subir el embalse a cota 79 m.s.n.m a fines de junio de 2008. Con esta desvinculación física del embalse de Yacyretá (río Paraná) del arroyo Aguapey, entró en operación el canal del Aguapey cuyas obras fueron inauguradas por el Presidente de Paraguay Dr. Nicanor Duarte Frutos y la Presidenta de Argentina Dra. Cristina Fernandez de Kirchner hace pocos meses. De este modo, Yacyre-tá cumple con las ins-trucciones de las Altas Partes realizadas por medio del Acuerdo de Ministros de Argentina y Paraguay y ratificado por sendos Decretos Presidenciales de am-bos países.
La UCA cumple 50 años
El pasado 15 de mayo la UCA celebró su Cincuentenario. En el marco del aniversario se realizó una Misa de Acción de Gracias presidida por S.E. Cardenal Jorge Mario Bergoglio y luego tendrá lugar un Acto Académico de conmemoración de la trayectoria de la Universidad desde sus inicios. El ámbito elegido para la Misa y el Acto fue el Auditorio Juan Pablo II, Edificio San José, Av. Alicia M. de Justo 1600, que se inauguró en esa oportunidad.
Desde su creación, el 7 de marzo de 1958, la Pontificia Univer-sidad Católica Argentina ha significado -en el extendido ámbito de la educación católica- una contribución oportuna y generosa de la Iglesia en la labor formativa de varias generaciones de argentinos.
La UCA en cifras: - 19.000 alumnos, que cursan las más de 110 carreras de pregrado, corta
duración, de grado, y posgrado y actividades de extensión que ofrece la Uni-versidad.
- 54.000 graduados que han surgido de ellas.- 3.100 docentes.- 4 sedes, funcionando en Mendoza, Rosario, Paraná, Pergamino y Ciudad de
Buenos Aires; esta última, con localización en el Campus de Puerto Madero, Cam-pus de Colegiales (Facultad de Ciencias Agrarias) y Devoto (Facultad de Teología).
- 340.000 libros en su Biblioteca Central, más de 60.000 volúmenes en la Biblioteca de Teología y bibliotecas especializadas, y más de 2.000 revistas especializadas en su hemeroteca.
En función del programa Proyecto GENTE anunciado en julio de 2006 para la búsqueda de 500 profesionales, YPF ya incorporó 370 para las princi-pales actividades de Exploración y Producción.
El programa de YPF busca incorporar, entre los años 2007 y 2009, a 300 profesionales experimentados y 200 de reciente graduación, de los cuales ya han ingresado el 74% del total. Estas cifras demuestran el interés manifestado por los candidatos para sumarse al proyecto de desarrolla de la compañía.
Asimismo, y sólo este año para Exploración y Producción, el Proyecto Gente de YPF incluye en su diseño al Programa de Nuevos Profesionales, el cual busca facilitar la integración de los graduados en la cultura de la empre-sa. Desde 2005 a hoy, YPF incorporó en su plantilla 268 jóvenes que iniciaron su primera etapa de profesionales en distintas áreas de negocios de la princi-pal empresa del país.
De esta manera, YPF seguirá incrementando su plantilla en el área de Exploración y Producción, con el objetivo de sumar recursos humanos de excelencia para ejecutar las actividades y acciones que consoliden el posicio-namiento estratégico de la compañía en el país.
Los ingresados hasta el momento provienen de las carreras de Ingeniería y Geociencias, cubriendo puestos en diferentes especialidades como Geolo-gía, Geofísica, Perforación, Reservorios, Producción, Proyectos, y Medio Am-biente Seguridad y Calidad
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YPF incorporó 370 profesionales para E&P
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RECURSOS HUMANOS
ADEERA 37
AESA 03
BAKER HUGHES 31
BARRICK 33
BJ SERVICES 51
CONTRERAS 05
GAS NATURAL BAN 27
INDUSTRIAS DELGADO 39
INVENSYS 25
KAMET 02
LITSA 15
Listado de anunciantesMETROGAS 21
PAN AMERICAN ENERGY 17
PETROANDINA 13
PETROBRAS 11
REPSA 43
SIEMENS 29
SILVIA SAENZ 45
SULLAIR 22
TECNA 09
TENARIS 19
TESTO 41
WEATHERFORD 52
YPF 47
Las siguientes consideracio-nes no se refieren a la mano de obra en general sino al personal profesional que
se requiere en la industria energéti-ca. Efectivamente existe un marcado déficit en la cantidad de profesiona-les de la ingeniería que son deman-dados por la industria. Esto puede atribuirse a un conjunto de factores, tales como:
El reducido número de inscriptos en las carreras de ingeniería debido el esfuerzo que implica una carrera de este tipo y la incertidumbre en su sa-lida laboral en las últimas décadas..
El incremento en la demanda de ingenieros asociados a la reactivación del aparato productivo registrado en los últimos años.
La discontinuidad en el proceso de capacitación en el ámbito empre-sario, dado el aporte de ingeniería del exterior y la no renovación del perso-nal técnico.
La escasa difusión o conocimiento de las carreras y especializaciones de la ingeniería. No se conoce el campo de actividades que se ofrecen a partir de la
formación básica de la ingeniería. No es razonable pensar que la es-
casa disponibilidad de profesionales de la ingeniería se constituya en una limitante para desarrollar proyectos de inversión. En todo caso dentro de los proyectos se deben contemplar los costos de capacitación, tanto en carre-ras de grado, posgrados o especiali-zaciones. Por lo tanto es razonable esperar que las empresas suscriban convenios con institutos educativos de distintos niveles e implementen carreras o cursos para cubrir sus ne-cesidades. Este proceso ya se está ve-rificando.
Por otra parte cada empresa inclu-ye, en la medida de sus necesidades, programas de capacitación en el ex-tranjero o solventa la realización de posgrados. Esto permite que un inge-niero sea reciclado si su experiencia es de otro campo o adquiera una es-pecialización que no se corresponde con su título de grado.
Las empresas resultan quienes se benefician al disponer de profe-sionales capacitados de acuerdo con sus necesidades. De ese modo es ra-
zonable esperar que contribuyan, ya sea colaborando económicamente apoyando determinadas carreras con subsidios o asumiendo compromisos de becas y facilitando verdaderas pa-santías profesionales.
Esto tiene validez para Universi-dades privadas o estatales.
El Estado debería prever las nece-sidades profesionales de sus propios organismos, de regulación, control, planificación, supervisión, obras y explotación. En ese sentido debería colaborar con los institutos educa-tivos para facilitar la formación de los profesionales que requiere con la particular orientación que significa la tarea profesional para el estado.
Reconocer las experiencias exito-sas en la coordinación y complemen-tación entre la actividad empresaria y la universitaria es el camino que se debe transitar en la Argentina para acelerar la formación y disponibili-dad de profesionales.
(*) El Ing. Alejandro Gallino es profesor de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Austral, ex Subsecretario de Energía de la Nación.
“La falta de ingenieros no condicionará inversiones”
Según el especialista es razonable esperar que las empresas suscriban convenios con institutos educativos de distintos niveles e implementen carreras o cursos para cubrir sus necesidades.
Escribe Alejandro Gallino(*)
AL FINAL
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