prensa Año 14 • Número 1 4 • Marzo/Abril Octubre/Noviembre de 2018 de • Ciudad 2017 • de Ciudad Buenos de Aires, Buenos Argentina. Aires, Argentina.
Desde el sector privado buscan no perder rentabilidad y apuntan a bajar los costos para mantener sus planes de inversión.
El Gobierno, por su parte, intenta mostrar señales de credibilidad y
confianza a los inversores para reducir el déficit de la balanza energética.
LA INVERSIÓN PETROLERA CRECERÍA 24%
LO NO CONVENCIONALES SALVARON EL 2017
QUÉ PASARÁ CON EL PRECIO DE LOS COMBUSTIBLES
INTEGRACION REGIONAL: ¿ES POSIBLE?
EL MERCADO DE EMPLEOS EN EL SECTOR ENERGÉTICO
LOS NUMEROS DE VACA MUERTA
STAFF EDITOR RESPONSABLE Y DIRECCIÓN PERIODÍSTICA: Daniel Barneda danielbarneda@prensa-energetica.com GERENCIA COMERCIAL: Gastón Salip gastonsalip@prensa-energetica.com Diseño y Diagramación: Diego Yankelevich
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La integración,
de una opción a una necesidad La Semana de la Energía estuvo compuesta por 14 eventos realizados del 4 al 7 de diciembre, en Buenos AiresArgentina. Durante la semana se congregaron más de 700 participantes representantes de gobierno, organismos internacionales, conferencistas, panelistas nacionales e internacionales y miembros de la academia. 21 delegaciones oficiales de Países Miembros de Olade se dieron cita en la XLVII Reunión de Ministros. La reunión dejó bien en claro que la integración ha pasado de ser una opción a ser una necesidad de los países. El XII Foro de Integración Energética Regional FIER, aportó con nuevos elementos para el análisis y discusión, al incorporar insumos, que a partir de ahora serán con seguridad, parte del trabajo que vienen desarrollando los gobiernos, con el apoyo de los organismos internacionales y la banca multilateral, para de esta manera alcanzar la tan anhelada integración energética de la región, cuyos beneficios ya no son materia de discusión, lo que ahora se evidencia en los casos de éxito que se han expuesto en este foro. Ahora estos beneficios se deben reflejar en el usuario final y traducirse en reducción de costos, calidad de servicio y seguridad
en el abastecimiento. El evento logró convertirse en uno de los espacios más importantes para el diálogo sobre la integración energética de los países de América Latina y el Caribe. Los diálogos que se generaron con relevante contenido técnico y político en el sector energético, dieron paso a una serie de exposiciones sobre las necesidades específicas de nuestros países. Este espacio permitió evidenciar que la integración energética puede dar respuesta a los desafíos que enfrenta el sector. Parte de las actividades que brindó la Semana de la Energía, incluyó el área de networking, en donde participaron organismos internacionales, gobiernos y empresas de la región. Ambiente propicio para el intercambio de conocimientos, desarrollo de negocios y cooperación entre los distintos actores regionales. En el marco de la Semana de la Energía, en donde se dieron cita 21 delegaciones de los 27 Países Miembros que son parte de la Organización. Espacio donde el Secretario Ejecutivo de OLADE Alfonso Blanco, presentó su rendición de cuentas con los avances alcanzados en su primer año de gestión.
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Sumario
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EL SECTOR PETROLERO,
- HACIA LA NORMALIZACIÓN DE LA INDUSTRIA DEL GAS
TRIBUNA ABIERTA
NOTA DE TAPA
¿VUELVE A LA RACIONALIDAD?
- RE-IMAGINANDO LOS SEGUROS
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ACTUALIDAD
EL MERCADO DE EMPLEOS SE MUEVE CON FUERTE DINAMISMO
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CON LA MIRA PUESTA
UN HORIZONTE SUSTENTABLE
EL DOWNSTREAM ARGENTINO
RENOVABLES
SUSTENTABILIDAD
COYUNTURA
EN SU LABERINTO
EN ATRAER CAPITALES 35 16$ 35 16$ HQHUJHWLFD
50
35 16$
35(16$
35(16$
MARKETING AL DIA
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INTERNACIONALES
CHINA PONE EL FOCO
(1(5*(7,&$ (1(5*(7, $ (1(5*(7,&$ 6
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NOTA DE TAPA
EL SECTOR PETROLERO, ¿VUELVE A LA RACIONALIDAD?
EN EL CORTO PLAZO LA EXPLOTACIÓN DE LOS RECURSOS NO CONVENCIONALES PODRÍA SER LA RESPUESTA MÁS INMEDIATA DE LA INDUSTRIA AL DECLINO DE LA PRODUCCIÓN. SIGNIFICATIVO INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN NO CONVENCIONAL Y CAÍDA DE LA PERFORACIÓN DE POZOS.
L
as últimas estadísticas del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) sobre las cifras acumuladas entre los últimos dos años demuestran que la producción de petróleo total país del año 2017 fue de 27,8 millones de m3, es decir 76.202 m3/ día, un 6,12 % menos que el año anterior que fue de 81.168 m3/día. En tanto, la producción de petróleo no convencional creció un 30 % en el año 2017, alcanzando los 7.055 m3/ día, contra los 5.429 m3/día correspondiente al año 2016. Por su parte, la producción de gas natural total país en 2017 alcanzó los 45 miles de millones de m3, o sea 122,2 millones de m3/día, un 0,6 % inferior a lo producido en el año anterior que fue de 122,9 millones de m3/día. En tanto, la perforación bajó un 7 %, tenemos 1.019 pozos terminados 8
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en el último año, respecto de los 1.097 pozos perforados en el año previo. En cuanto a las importaciones de gas natural se incrementaron 1,4 %, 11.088,6 millones de m3 importados durante el año 2017, mientras que en el año anterior se importaron 10.937,8 millones de m3. La exportación de petróleo bajó un 30 %; se exportaron 1.636.198 m3 durante 2017, contra 2.353.377 m3 exportados durante 2016; mientras que las importaciones de petróleo subieron un 33,6 % respecto de los 950.988 m3 importados durante el año 2016, hasta llegar a 1.270.781 m3 en 2017. Además, la elaboración de petróleo cayó un 2,4 %, en el año 2017 se elaboraron 29 millones de m3, en comparación con los 29,7 millones de m3 elaborados en el año 2016. Las ventas de motonaftas, por su lado, (Común +Súper +Ultra) en el año 2017 fue de 9,2 millones de m3,
el 7% de incremento respecto al año anterior que fue de 8,7 millones de m3, mientras que la venta de gas oil registró un 3,3 % de aumento con 13 millones de m3 vendidos al mercado. Por último la venta de GNC registró una caída de 9 %; se vendieron 2.557,7 millones de m3 contra 2.817,8 millones de m3 consumidos en el año 2016 Un dato importante: La producción de gas no convencional de 2017 se incrementó el 22,2 %, alcanzando los 11,5 miles de millones de m3, es decir 31,4 millones de m3/día superando los 25,7 millones de m3/día registrados en el año 2016.
TIEMPOS DIFÍCILES
“Se acabó el tiempo en el que desde el gobierno se decía qué, cómo y cuándo invertir. Esto está nuevamente en manos del sector privado. Son ustedes, en la medida en que respeten los marcos regulatorios, los responsables
de regir sus intereses. Bienvenida la vuelta a la racionalidad que es lo que nosotros necesitamos, recuperar cierto sentido de racionalidad para nuestro país”, aseguraba el Ministro de Energía y Minería de la Nación, Juan José Aranguren. Las palabras del funcionario no pasaron inadvertidas por los empresarios, especialistas y funcionarios que participaron de los festejos del 110° aniversario del descubrimiento del petróleo en Argentina en el almuerzo tradicional que organiza todos los años el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG). Sobre la convergencia con los precios internacionales comentó: “No tenemos que volvernos a separar nunca más de esta referencia. Algunos tienen dudas de si cuando los precios suban se va a respetar este compromiso del gobierno. Yo no tengo dudas. Tengo confianza. Nosotros vinimos a decir la verdad, a respetar la ley, y, salvo que la ley cambie, desde el Ejecutivo no vamos a tomar ningún tipo de medida para que esto no sea así”. Al referirse a la producción de crudo, resaltó: “La verdad, es decisión de ustedes. No me preocupa que eso ocurra. No hubo desabastecimiento en la Argentina. Con la recuperación de precios seguramente habrá más perforación de pozos de petróleo”. Y agregó que “en la actualidad tenemos un 25% de la demanda de gas que no podemos cubrir con la oferta local
EL PRÓXIMO INVIERNO SE IMPORTARÁ MÁS GAS Según
el
informe
mensual
de
los precios internos, por encima de las
tendencias del Instituto Argentino de
expectativas trazadas, o un crecimiento
Energía (IAE) Mosconi, además de la
de los subsidios proyectados para la
caída del petróleo, la producción de gas
demanda (los clientes).
acumulaba una baja del 0,9% hasta el
En el período analizado desde el IAE
décimo mes de 2017. Además, durante
Mosconi destacaron una reducción
el mismo período, la demanda interna
en los subsidios energéticos. Si bien
del fluido creció alrededor del 0,6%.
en noviembre crecieron un 17% en
Con estos datos los especialistas
términos nominales, en la anualización
aseguran que se necesitará importar
se reporta un recorte del 35,5%.
la misma cantidad o más gas que
Sin embargo el dato saliente tiene que
durante el año pasado.
ver con el plan Gas, los programas que
“Esto implica que de mantenerse estos
finalizaron el 31 de diciembre pasado, y por
niveles de producción, con su tendencia
los que el gobierno reconoció deudas por
ya declinante, el país continuará con
26.200 millones de pesos. La ejecución
importando Gas Natural desde Bolivia
al anteúltimo mes de 2017 era de 21.903
y como GNL en iguales o mayores
millones de pesos, un 23,2% menos que en
cantidades que hasta el presente”,
el mismo periodo del año anterior.
indica el informe y agrega que en el
Esos números en tanto pese a la baja
último año móvil desde octubre, la
nominal representaron un crecimiento
importación creció a un ritmo del 11,1%.
en el esquema total de subsidios a la
Además señalaron que los precios del
energía del Estado. Los programas de
gas, tanto en el país como en el exterior,
incentivo a las petroleras pasaron de
continúan una tendencia alcista por
representar un 16,3% a un 22,6% en
lo que su traslado local difícilmente
los meses analizados.
pueda obviarse. A esta situación le proyectaron dos salidas: un aumento de
Fuente: Motor Económico
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NOTA DE TAPA “cada vez más áreas con recursos no convencionales están entrando en la etapa de desarrollo y muchas otras están anunciando que lo harán en un futuro cercano. La industria ha incorporado tecnología de última generación para esto, ha hecho esfuerzos en bajar sus costos, se han hecho acuerdos con los sindicatos que van permitiendo mejorar la eficiencia operativa, todos encaminados a poder mantener este tipo de operaciones de manera sustentable”.
INVERSIONES POR US$ 90.000 MILLONES
y tenemos que importar. Dentro de unos cuatro años, las compras al exterior bajarán al 15%“. “Nosotros dijimos en un primer momento que el Plan se terminaba este año, y que el estímulo del Estado nacional para no convencionales es para provocar que las empresas pasen de la etapa piloto a la de desarrollo”, enfatizó el titular de Energía. Acerca del lanzamiento de la Ronda 1 del Plan de Exploración de hidrocarburos costa afuera (offshore) en la Plataforma Austral Norte, la Cuenca Malvinas Oeste y la Cuenca Argentina Norte, Aranguren destacó que la Argentina tiene “una de las áreas menos exploradas del mundo” y que “esta primera etapa será seguida en 2019 por una segunda ronda en la cual se incorporará la Cuenca Argentina Sur, que cuenta con un área aproximada de 120.000 km2. Por su parte, el titular del IAPG, López Anadón, explicó que esta industria a través de toda su cadena de exploración, producción, tratamiento, transporte y distribución, refino, estaciones de servicio, servicios de ingenie10
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ría y construcción, fabricación de productos, “no solo es sostén de muchas economías regionales, sino también da empleo a lo largo y ancho del país”. Si bien puntualizó que actualmente existe “una importante carga impositiva en toda su cadena de actividades, hay una integración nacional del 85% en el convencional y de cerca del 70% en el no convencional cuyo porcentaje irá creciendo con el aumento de la actividad”. Rescató lo significativo que es “tener una industria de esta envergadura”, y lo importante que resulta para cualquier país. “El gas y petróleo tienen un rol fundamental para la sustentabilidad de los sistemas energéticos, por su abundancia, flexibilidad y costos que permiten que cada vez más personas tengan energía” agregó. Además dijo que “en el corto plazo tenemos la explotación de los recursos no convencionales, que será la respuesta más inmediata de la industria al declino de la producción. Hoy el 25% del gas y el 9% del petróleo provienen de estos recursos”. Y argumentó sobre este punto que
Un informe del Ministerio de la Producción detalla que los privados invertirán 30.000 millones en minería, 20.000 en gas y petróleo, 15.000 en renovables, 10.000 millones en proyectos hidroeléctricos y el resto en transporte eléctrico, termoeléctricas y la rama nuclear. El gobierno prevé inversiones privadas por 270.000 millones de dólares hasta 2023 y el sector que concentraría los mayores desembolsos es el de la energía, según un informe elaborado por el Ministerio de la Producción al que accedió EconoJournal. La previsión oficial es que los capitales privados inviertan 90.000 millones de dólares en petróleo, gas, minería y electricidad durante los próximos seis años. Las mayores expectativas están puestas en la minería donde esperan 30.000 millones de dólares. En segundo lugar se ubica la rama de petróleo y gas donde el gobierno espera 20.000 millones de dólares de inversión, fundamentalmente en la formación Vaca Muerta. La producción no convencional constituye uno de los atractivos principales para los inversores extranjeros y el gobierno busca apuntalar esa tendencia mejorando la cadena de abastecimiento para que converja con los estándares internacionales y logrando una mayor especialización y competencia. Para ello se trabaja con políticas específicas como el Programa de Desarrollo de Proveedores (Prodepro). A fines del año pasado ya había 211 firmas del sector identificadas e inscriptas en el Prodepro.
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NOTA DE TAPA
EL OFF SHORE,
LA CARTA MENOS PENSADA TANTO SHELL COMO STATOIL, EXXON Y CHEVRON ESTÁN CONSIDERANDO PARTICIPAR EN LAS LICITACIONES. HABRÍA MAYOR INTERÉS EN LA CUENCA ARGENTINA NORTE POR SER LA MÁS GRANDE Y LA MENOS EXPLORADA.
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casi un año del inicio de los trabajos de sísmica para el sondeo en la pesca de hidrocarburos en el mar argentino, el ministro de Energía Juan José Aranguren anunció la apertura de la Ronda 1 de lo que denominó como el Plan de Exploración Offshore del país, que en este primer paso pondrá en oferta nada menos que 225.000 kilómetros cuadrados. Las propuestas se recibirán recién a partir de julio del año entrante y podrán
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aspirar en esta primera etapa a 130.000 kilómetros cuadrados de la Cuenca Argentina Norte, 90.000 kilómetros cuadrados de la Cuenca Malvinas Oeste, y cerca de 5.000 kilómetros cuadrados de la Plataforma Austral Norte. Según detalló el gobierno se espera que los trabajos de exploración en sí comiencen en los últimos meses del 2018. Pero las expectativas del gobierno nacional van aún más allá, dado que ya se aseguró que habrá una Ronda 2 en 2019, para la cual se pondrán en oferta unos 120.000 kilómetros cua-
drados de la Cuenca Argentina Sur. Las rondas licitatorias partirán de la información que están recolectando las dos empresas autorizadas para la realización de sísmicas en 2D. Se trata por un lado de la noruega Spectrum ASA que en convenio con la petrolera de bandera, YPF, focalizó su atención en un área de 360.000 kilómetros cuadrados que comprende desde la zona límite con Uruguay hasta el norte de Comodoro Rivadavia, en la latitud 45° abarcando aguas profundas de hasta 3.500 metros.
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NOTA DE TAPA
La segunda firma que lleva adelante estudios sísmicos es la australiana Searcher Seismic, que obtuvo un permiso para estudiar más de 100.000 kilómetros cuadrados correspondientes a las cuencas Austral Marina y Malvinas Marina. Según se fijó en las resoluciones que autorizaron los estudios, sus resultados pasarán a formar parte del Banco de Datos de Hidrocarburos, el archivo base para la consulta de la empresas interesadas en la exploración. En el anuncio realizado en el almuerzo por el Día del Petróleo que organizó el IAPG, Aranguren destacó que “la Costa Afuera argentina es uno de los espacios más extensos y menos explorados con potencial de recursos hidrocarburíferos a nivel global, configurando una oportunidad única para la atracción de inversiones al país, y uno de los proyectos más importantes que tiene la Argentina para extender el horizonte de las reservas de gas y petróleo”. La producción offshore del país se concentra en la Cuenca Marina Austral en donde Total –en sociedad con Wintershall y PAE– puso en marcha este año el bloque Vega Pléyade que tiene una potencialidad de 10 millones de metros cúbicos de gas por día. Según consigna la agencia de noticias Reuters, tanto Shell como Statoil, Exxon y Chevron están considerando participar en las licitaciones. Bain & Company es la empresa contratada por el gobierno para relevar interés en este tipo de inversiones. Desde la firma aseguran que los grandes jugadores estarían más interesados en la Cuenca Argentina Norte por ser la más grande y la menos explorada de las tres. La Cuenca Austral, sería de mayor interés para la explotación de gas para el mercado local. En la actualidad existen dos exploraciones offshore en Argentina. La compañía francesa Total tiene la explotación de Vega Pléyade en Tierra del Fuego, mientras que ENAP Sipetrol opera Magallanes en el límite entre Santa Cruz y Tierra del Fuego. Fuente: GAPP , Reuters 14
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EMPRESAS - TGS TGS INVERTIRÁ U$S 250 MILLONES EN VACA MUERTA
Transportadora de Gas del Sur S.A. (TGS), desarrollará obras fundamentales para transportar y acondicionar la producción de gas natural de la formación Vaca Muerta, en la provincia del Neuquén, a través de una inversión que en esta primera etapa se prevé en U$S 250 millones en 2018/2019. El gasoducto atravesará las áreas hidrocarburíferas de: Bajada de Añelo, Bajo del Choique, La Invernada, Pampa de las Yeguas I y II, Parva Negra Este y Oeste, La Escalonada, Rincón La Ceniza, Los Toldos Norte, Sur, Este y Oeste, La Calera, El Orejano y Sierra Chata, beneficiando también a otras áreas en su zona de influencia. Adicionalmente, se incluye la construcción de una
Planta de Acondicionamiento que adecuará la calidad del gas natural antes del ingreso a los gasoductos troncales, con 5 MMm3/día capacidad inicial y ajuste del punto de rocío de hidrocarburos. Asimismo, se prevé incluir módulos de ampliación, hasta 56 MMm3/día. El total de las inversiones estimadas en el Proyecto Vaca Muerta alcanzará los 800 millones de dólares. Finalmente, este Proyecto TGS en Vaca Muerta permitirá dar un salto de magnitud en las actividades Midstream y junto con su infraestructura de gasoductos troncales y de extracción de líquidos, refuerzan su interés de invertir en el país para continuar integrando la producción con el mercado energético. Este Proyecto, sumado a los $7.000 millones de inversión comprometidos con el Estado Nacional para el período 2017/2021 en su Sistema de Transporte, TGS consolida su compromiso con la seguridad de abastecimiento energético del país y confirma la visión de sus accionistas respecto al rol protagónico de la inversión privada como sostén del crecimiento económico y generación de empleo.
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EMPRESAS Y NEGOCIOS
Albanesi inauguró Central Térmica en Santa Fe El grupo empresario pondrá en funcionamiento la Central de Cogeneración Timbúes, que demandó una inversión de 181 millones de USD y aportará al sistema nacional 170 MW de potencia instalada Con la presencia del Jefe de Gabinete de Ministros, Marcos Peña, y del Gobernador de Santa Fe, Miguel Lifschitz, el Grupo Albanesi inauguró la “Central Térmica Timbúes”, ubicada en el complejo industrial de Renova en San Lorenzo, que generará 170 MW de potencia eléctrica para el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), y que Demandó una inversión de 181 millones de USD. El jefe de Gabinete aseguró que “desde que declaramos la emergencia energética al comienzo de la gestión se instalaron 26 centrales térmicas, lo que permitió cubrir con generación propia el récord histórico de demanda que se produjo en febrero”. Por su parte, el Gobernador Miguel Lifschitz, subrayó que se trata de “un proyecto emblemático para la región, donde se encuentra el complejo agroindustrial más importante del país”. Y agregó que “hablar de energía es vital, nos va a garantizar el crecimiento y el desarrollo para los próximos años”. Armando Losón, Presidente de Albanesi, dijo que “es un orgullo poner en marcha el primer proyecto de cogeneración del grupo”, y destacó “la convocatoria que hizo el gobierno a través de la resolución 21/2016 de la Secretaría de Energía Eléctrica, para invertir en el sector”. La planta cuenta con una turbina modelo SGT5-2000E de Siemens, y para su construcción se emplearon 500 personas, entre puestos directos y contratistas. Está previsto para fin de año incorporar una caldera de recuperación, y aprovechar el calor de los gases de escape de la turbina para producir energía a partir del vapor, que será destinada en su totalidad para el complejo Renova. Con la puesta en marcha de la Central de Timbúes, Albanesi generará en Santa Fe un total de 310 MW, al sumar los 140 MW de la Central Generación Rosario (Ex Sorrento). También está construyendo la Central Centro, ubicada en Arroyo Seco, que producirá 120 MW. 16
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EMPRESAS Y NEGOCIOS
Edesur apuesta a su fuerte plan de inversiones Ya está en servicio la nueva subestación móvil en Temperley que beneficia a 25 mil clientes de Lomas y Almirante Brown. Se invirtieron 33 millones de pesos, en el marco de un plan de obras por 22 mil millones en cuatro años. EDESUR puso en funcionamiento la nueva Subestación Móvil Puesto Roca en Temperley, que beneficia directamente a 25 mil clientes de Lomas de Zamora y Almirante Brown. La empresa, subsidiaria del Grupo Enel, invirtió 33 millones de pesos, en el marco de un plan que contempla obras por más de 22 mil millones en los próximos 4 años. Sólo en 2017 se hicieron trabajos de mejora por unos 3.800 millones de pesos. En ese marco fue inaugurada en enero la nueva Subestación Padre Novak, en Florencio Varela, para beneficio de 42 mil clientes. El Presidente de Edesur, Juan Carlos Blanco, señaló: “Seguimos mejorando la red tal como nos comprometimos a hacerlo en la Revisión Tarifaria Integral. Nuestros clientes notarán progresivamente la mejora en el servicio gracias a estas obras que estamos inaugurando”. Para acortar los tiempos de reposición de servicio en caso de interrupciones en Media Tensión, se instaló un telemando en la nueva subestación móvil. La obra realizada por Edesur en Temperley consistió en la instalación de un transformador de 35 MVA; la construcción de un nuevo tablero de Media Tensión con ocho alimentadores; y el tendido de 13 kilómetros de cables. Los barrios beneficiados son: Temperley, Turdera, Banfield, Santa Catalina (Lomas de Zamora); Llavallol y José Mármol (Almirante Brown). El año pasado se realizaron obras similares en Pompeya, Caballito, Santa Rita, Quilmes y Gerli (Partido de Lanús). Maurizio Bezzeccheri, country manager de Enel, empresa controlante de la distribuidora Edesur, señaló: “Estamos fuertemente comprometidos a elevar la calidad de servicio a los niveles que Enel tiene en todo el mundo. El grupo ha comprometido inversiones por€ 1.150 millones de EUROS para la Argentina entre 2018 y 2020 durante la presentación del Plan Estratégico global”. 18
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EMPRESAS Y NEGOCIOS
ENAP unifica su marca a nivel global Con miras a fortalecer y unificar su identidad en todos los lugares donde opera, ENAP inició un proceso de migración de marca en todos los países en donde posee activos. Desde ahora, la filial Argentina dejará de llamarse Enap Sipetrol para sumarse a la denominación global de ENAP. Esta modificación busca dar respuesta a los cambios estratégicos que impulsan a la compañía hacia el futuro, apuntalando las definiciones que guían a ENAP en su crecimiento. Se trata de una expresión que apuntala la identidad de la empresa como un actor clave en la integración y el desarrollo energético de la región. En este sentido, durante 2016 y 2017, ENAP realizó un proceso colaborativo para redefinir su propósito: ser una empresa articuladora de soluciones energéticas. Este proyecto incluyó no sólo la estandarización de la imagen, sino también la construcción participativa de un nuevo logo, símbolo que representa los desafíos actuales y futuros de la compañía.
ESTRATEGIA EN EL OFF SHORE ENAP Argentina se encuentra enfocada en un plan de crecimiento para proyectar una nueva compañía y posicionarla sustentablemente en un lugar de liderazgo. Con ese fin, y con la idea de aumentar la oferta de hidrocarburos para el país y la región, la empresa adquirió recientemente el área costa afuera Octans Pegaso, ubicada en la Plataforma Continental Argentina frente a las costas de la Provincia de Santa Cruz. Se trata de un bloque off shore que se encuentra a una distancia de 20 kilómetros de la costa, en su punto más cercano, y que posee una superficie total de 886 km2. La compra del 100% de dicho bloque fue hecha al consorcio conformado por las compañías Total Austral (35%), Wintershall (35%) y ENI (30%).
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EMPRESAS Y NEGOCIOS
Gas Natural Fenosa: inversiones por más de $ 1.700 millones Durante 2017, Gas Natural Fenosa en cumplimiento de su plan de inversiones para el quinquenio 2017-2021, ejecutó numerosas obras, por un total de 597 millones de pesos, a partir de las cuales se realizaron refuerzos en la red de alta y media presión, adecuación e instalación de nuevas plantas reguladoras, así como también obras de expansión para llevar el gas a nuevos barrios del conurbano bonaerense. Para 2018 la empresa prevé invertir más de 1.700 millones de pesos Con relación a la expansión de red, durante 2017 Gas Natural Fenosa comenzó la ampliación de la misma a numerosos barrios, entre ellos Illía, Quijote, Aguaribay y El Molino, en Moreno; y El Hornero, Rayo de Sol, La Loma y Santa Catalina, en Marcos Paz; permitiendo que un total de 3.500 nuevas viviendas puedan acceder a la red de gas natural por redes. Además, con el objetivo de mejorar y optimizar el sistema de distribución, se realizaron refuerzos en la red de media presión en varios municipios, entre ellos Zárate, Luján, José C. Paz, Malvinas Argentinas, Moreno, Tres de Febrero y San Fernando. A su vez, se han realizado ampliaciones de capacidad e instalación de Estaciones Reguladoras de Presión en San Fernando, Pilar, y José C. Paz, en tanto se están realizando obras en los municipios de San Martín, San Isidro, Tres de Febrero, José C. Paz, La Matanza y Exaltación de la Cruz. Estas obras se encuentran en el marco del plan de inversiones presentado por la empresa para el quinquenio 2017-2021, en el cual invertirá 6.500 millones de pesos destinados a obras de infraestructura para expansión, al mantenimiento del sistema de distribución; a la confiabilidad del sistema de distribución; a la mejora del servicio aplicando nuevas tecnologías, y en especial, a la expansión del sistema de distribución mediante la ejecución de nuevas redes de distribución.
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EMPRESAS Y NEGOCIOS
Crece el negocio de Lubricantes shell El Grupo ASAP se incorporó a la familia de distribuidores de Shell con el foco puesto en la industria. El grupo ASAP se sumó a la familia de distribuidores de Lubricantes Shell, con una experiencia acumulada de más de un siglo en grandes empresas como Anacapri, Sasper y Prialis, logrando una visión estratégica que apunta a satisfacer las necesidades en lubricación de la industria argentina. Opera como especialista en el área de Capital Federal y la Zona Oeste y Norte de GBA, además de 14 partidos del norte de la provincia de Buenos Aires. El Distribuidor de Lubricantes ASAP es una nueva empresa con una misión y objetivos claros de crecimiento y profesionalización en toda su estructura que asiste y agrega valor a todos los procesos productivos de la Industria. Por ello se contrataron diez profesionales conformando un equipo de ventas liderado por un gerente especializado en el negocio de lubricantes, Ingeniero Mecánico de profesión, con más de 20 años de experiencia en el sector Industrial, complementado por dos técnicos en lubricación, un laboratorio industrial y la implementación de la venta a granel, buscando así marcar un camino de liderazgo y expertirse en el negocio. Shell Lubricantes trabaja junto a ASAP, en el marco de la profesionalización de todo el equipo de ventas y de Servicios, a través de un programa específico profesional para Expertos. Dicho programa tuvo su inicio, en nuestra Planta de Lubricantes en Planta Sola, Barracas, por el equipo de Centro Técnico de Shell. En la misma se trataron temas como tipos de lubricantes, lubricación de engranajes, sistemas hidráulicos y lubricación de motores Diesel, normas, especificaciones y nuevas tecnologías. Luego de la capacitación, se disfrutó de un almuerzo, para luego poder hacer una recorrida por toda la Planta de Lubricantes y el Depósito.
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TRIBUNA ABIERTA
HACIA LA NORMALIZACIÓN
DE LA INDUSTRIA DEL GAS POR R. GARCIA CONSULTORES
LA AGENDA DE CAMBIOS QUE SE VIENEN Aún restan definir aspectos de la agenda de un modelo energético de largo plazo que permita alcanzar los objetivos de la Ley de Gas de manera sostenida y que incluye entre las cuestiones regulatorias más relevantes – y no simplemente un ´fine tuning´: a) tarifas asociadas costos razonables para brindar servicios de calidad a los usuarios, para todos los prestadores, incluyendo los subdistribuidores, largamente ignorados en todas las revisiones tarifarias y cuyos servicios alcanzan las mismas categorías de usuarios que atienden los propios distribuidores de gas en sus zonas licenciadas ; b) la ampliación y el mejoramiento de regulaciones en mercados secundarios, con su correspondiente determinación de peajes óptimos de intercambio, c) rediseñar la estructura tarifaria heredada de la administración anterior; d) analizar mejoras en los criterios de inclusión de usuarios pasibles de una tarifa social y evitar también los errores de focalización; d) evaluar económicamente cuál es el tipo de energía más conveniente para satisfacer las necesidades energéticas de las poblaciones más dispersas, logrando así universalizar la utilización de energías eficientes a lo largo de todo el país (evitando el 26
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dispendio de recursos) Por cierto la agenda de medidas para mejorar el funcionamiento del sector es mucho más amplia, pero este artículo hace foco en las tendencias que se aprecian a partir de la presente revisión tarifaria.
HACIA NUEVOS PRECIOS RELATIVOS DE LA ENERGÍA El actual proceso de modificación de precios relativos en el sector energético, que tuvo origen en el año 2016, es de tal magnitud que hasta presenta un notorio protagonismo macroeconó-
CUADRO 1- PROYECCIÓN DE LAS TARIFAS MEDIAS FINALES DE GAS NATURAL APERTURA POR CADA COMPONENTE - CABA, 2016 A 2021 - USD POR MMBTU OCT-16
ABR-17
ABR-18
DIC-21
10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0
GAS
TRANSPORTE
DISTRIBUCIÓN
TARIFA TOTAL
3,94 4,25 4,97 6,79
0,33 0,51 1,15 1,15
0,71 0,91 1,89 1,89
4,98 5,67 8,01 9,83
Fuente: Elaboración propia de RG CONSULTORES, en base a Resoluciones MINEM, ENARGAS dictadas en el año 2016 y 2017. (*) La evaluación comprende todas las categorías de usuarios, a saber: RESIDENCIALES, SGP, GNC, FD e IT. Los valores de precios de gas en boca de pozo y de las tarifas fueron ponderados por su participación en la demanda de cada segmento. Las tarifas medias incluyen todos los componentes del cuadro tarifario. (**) El precio del gas incluido en las tarifas residenciales se corresponde con el establecido para aquellos que no efectúen un ahorro igual a superior al fijado por el MINEM. (***) El precio de gas en boca de pozo para industrias fue estimado en base a consultas en el mercado. (****) Los ajustes semestrales tarifarios fueron emulados considerando las fórmulas establecidas por el ENARGAS y se proyectaron en los períodos de abril y octubre de cada año. (*****) No se incluyen ajustes tarifarios que podrían ser aplicados a partir de abril de 2018, como el Factor K de inversión, ni el “Factor de Compensación”, que eventualmente podrían incrementar las tarifas de transporte y los márgenes de distribución.
DESDE EL INICIO DE SU GESTIÓN, EL GOBIERNO NACIONAL DEBIÓ DEBATIR Y DETERMINAR SUS POLÍTICAS DEL SECTOR ENERGÉTICO EN UN MUY BREVE LAPSO. LAS PRINCIPALES LÍNEAS PROGRAMÁTICAS SE HAN CONCENTRADO EN LA DETERMINACIÓN DE SEÑALES DE PRECIOS DE LA ENERGÍA MÁS COMPATIBLES CON EL COSTO DE PRESTACIÓN DE LOS SERVICIOS Y, ASIMISMO, SE INTENTÓ GARANTIZAR LA DISMINUCIÓN PAULATINA DE LOS SUBSIDIOS ENERGÉTICOS, CONTEMPLANDO UN ESCENARIO DE NORMALIZACIÓN DE PRECIOS Y TARIFAS HACIA EL 2021.
mico en cuanto a las inversiones y el crecimiento por un lado, y su efecto sobre el nivel de precios por el otro. La evolución esperada de las tarifas, de acuerdo con proyecciones realizadas por RG Consultores: (ver cuadro 1) Del Cuadro 1 se desprende que la tarifa media alcanza a casi los USD 8,01 por MMBTU en el mes de abril de 2018, y a casi los USD 9,83 por MMBTU en el año 2021, en todo los casos sin impuestos. Cabe destacar que un 69% de la tarifa final hacia el 2021 corresponde al precio del gas natural, cifra que implica un cre-
cimiento en la participación relativa del mismo, pues en los ’90 rondaba un 40%. Estos valores ahora expresados en pesos no resultan menores para los usuarios residenciales, pues, el metro cúbico en abril de 2018 rondaría, expresado como tarifa media, los $ 7,26 por m3; cuando en 2016 era de $ 2,87 por metro cúbico consumido, representando un aumento del +152,6%. El Cuadro 2 muestra la evolución de las tarifas de los usuarios residenciales, categorizados por tramos de consumo en base a una proyección estimativa de
diversas variables intervinientes en su cálculo (caso tipo de cambio, IPIM): (ver cuadro2).
LOS IMPUESTOS EN LAS FACTURAS DE GAS Debe explicitarse que las facturas además se ven fuertemente incididas por las cargas impositivas que alcanzan a representar hasta el 40% del valor final de la misma, incluyendo el IVA, si se contemplan las tasas aplicadas por algunos municipios que llegan al 20% sobre la factura sin impuestos. Estas
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TRIBUNA ABIERTA alícuotas han venido creciendo y reflejando sobre todo las complejidades de los municipios para cobrar impuestos en sus jurisdicciones. En este sentido, cobra importancia la vía de recaudación impositiva que, aplicada sobre una demanda inelástica y caracterizada por ser un servicio público, ha crecido sustancialmente, implicando una proporción no desdeñable, que recae sobre una prestación cuyo costo aumenta fundamentalmente en los inviernos y se circunscribe a una primera necesidad de la sociedad.
2021, el aumento de tarifas de gas podría explicar un incremento acumulado de un poco más del +8,02% en el IPC. Esta situación en el plano generalizado de acomodamiento de los precios de la economía (gas, electricidad, transporte, peajes, aguas), debería ser integralmente abordada. La cuestión, además del reacomodamiento tarifario propuesto por el MINEM en tiempo discreto, en cada mes de abril y octubre, se circunscribe al efecto ulterior sobre los precios
yor certeza al usuario en el pago de sus facturas, como es la opción de factura plana mensual vis a vis la facturación bimestral tradicional que es mucho más variable, particularmente en el período invernal (Véase artículo Cronista Comercial, 20 de Marzo 2018).
MEDIDAS COMPLEMENTARIAS Las señales tarifarias adicionalmente deberían ser acompañadas por reformas que paulatinamente permitan alcanzar mercados o hubs de intercam-
CUADRO 2- EVOLUCIÓN ESTIMATIVA DE LAS TARIFAS RESIDENCIALES DE GAS NATURAL (SIN IMPUESTOS) - CABA, 2016 A 2021 - CARGO FIJO (EN $ POR BIMESTRE) Y CARGO VARIABLE (EN $ POR M3) CATEGORIA
CONCEPTO
OCT-16
DIC-17
ABR-18
ABR-19
ABR-20
ABR-21
DIC-21
CARGO FIJO R1
EN $ BIM
$ 42,2
$ 95,6
$ 130,7
$ 164,1
$ 189,7
$ 214,1
$ 224,8
CARGO FIJO R21
EN $ BIM
$ 44,6
$ 101,0
$ 138,1
$ 173,5
$ 200,5
$ 226,3
$ 237,6
CARGO FIJO R22
EN $ BIM
$ 51,0
$ 115,5
$ 158,0
$ 198,4
$ 229,2
$ 258,7
$ 271,7
CARGO FIJO R23
EN $ BIM
$ 57,7
$ 130,6
$ 178,6
$ 224,3
$ 259,2
$ 292,6
$ 307,2
CARGO FIJO R31
EN $ BIM
$ 75,2
$ 170,2
$ 232,8
$ 292,3
$ 337,8
$ 381,3
$ 400,4
CARGO FIJO R32
EN $ BIM
$ 87,2
$ 197,5
$ 270,0
$ 339,1
$ 391,8
$ 442,3
$ 464,4
CARGO FIJO R33
EN $ BIM
$ 116,8
$ 264,6
$ 361,8
$ 454,3
$ 525,0
$ 592,6
$ 622,2
CARGO FIJO R34
EN $ POR M3
$ 189,0
$ 427,9
$ 585,1
$ 734,8
$ 849,1
$ 958,4
$ 1006,4 $ 13,78
C M3 CONS R1
EN $ POR M3
$ 1,94
$ 3,93
$ 5,68
$ 8,81
$ 11,63
$ 13,13
C M3 CONS R2 10
EN $ POR M3
$1,94
$ 3,93
$ 5,68
$ 8,81
$ 11,63
$ 13,13
$ 13,78
C M3 CONS R2 20
EN $ POR M3
$ 2,07
$ 4,24
$ 6,11
$ 9,35
$ 12,25
$ 13,82
$ 14,52
C M3 CONS R2 30
EN $ POR M3
$ 2,13
$4,37
$ 6,28
$ 9,57
$ 12,50
$ 14,11
$ 14,82
C M3 CONS R3 10
EN $ POR M3
$ 3,36
$ 5,84
$ 7,93
$ 10,91
$ 13,37
$ 15,09
$ 15,85
0
C M3 CONS R3 2
EN $ POR M3
$ 3,36
$ 5,84
$ 7,93
$ 10,91
$ 13,37
$ 15,09
$ 15,85
C M3 CONS R3 30
EN $ POR M3
$ 3,64
$ 6,49
$ 8,82
$ 12,03
$ 14,66
$ 16,55
$ 17,38
C M3 CONS R3 4
EN $ POR M3
$ 4,55
$ 7,29
$ 9,62
$ 12,41
$ 14,69
$ 16,58
$ 17,40
0
Fuente: Elaboración propia de RG CONSULTORES, en base a Resoluciones MINEM, ENARGAS dictadas en el año 2016 y 2017. Tipo de Cambio de conversión del gas natural, expresado por el MINEM. No incluye IMPUESTOS (IVA, IIBB). (**) El Precio incluido para los usuarios residenciales se corresponde con el PIST (precio del gas punto de inyección al sistema de transporte) establecido para aquellos que no efectúen un ahorro igual a superior al establecido por el MINEM (15%, 20%). (***) En abril de 2018 se han considerado las tarifas propuestas por Metrogas, en oportunidad previa al debate de la Audiencia Pública conforme la Actuación 2.381/18. (****) Los ajustes semestrales tarifarios fueron emulados considerando las fórmulas establecidas por el ENARGAS y se proyectaron en los períodos de abril y octubre de cada año. (*****) Se ha asumido una misma evolución del Tipo de Cambio y del IPIM. (******) No se incluyen ajustes tarifarios que podrían ser aplicados a partir de abril de 2018, como el Factor K, ni el “Factor de Compensación”, que eventualmente podrían incrementar las tarifas de transporte y los márgenes de distribución.
LA INFLACIÓN NÚCLEO Se estima que el aumento de las tarifas de gas natural en abril de 2018 (en CABA), del orden del +42,7% para un usuario residencial cuyo consumo promedia los 1.000 m3 de consumo anual, podría incidir en la explicación de un aumento en el nivel general de precios (IPC ) núcleo del +0,67. Se proyecta que hacia el 28
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en el segmento de electricidad y en los costos de la actividad industrial, lo que requiere un análisis pormenorizado de los datos a nivel microeconómico por categorías de usuario.
QUE EL USUARIO ELIJA EL ESQUEMA DE FACTURACIÓN En este marco, habría que convalidar un esquema que permitiera dar ma-
bios, que aumenten la competencia en todos los segmentos de la cadena de valor, con sus beneficios en los mecanismos de formación de precios de gas a través de procedimientos transparentes. Las inversiones en la cadena del gas. Como consecuencia de esta reconstrucción de precios relativos se ponen en marcha inversiones significativas. Se proyecta que unos USD 526 millones
CUADRO 3- EVOLUCIÓN DE LOS MÁRGENES BRUTOS DE LAS LICENCIATARIAS EN DISTINTOS PERÍODOS 1993 A 2021 - USD POR CADA 1.000 METROS CÚBICOS 70,00 60,00
57,56 51,00
50,00 40,00 30,00 20,00
15,31
10,00
12,30
RECOMENDACIÓN (EN CONTINUADO)
0,00 Fuente: Elaboración propia de RG CONSULTORES, en base a Resoluciones del ENARGAS y Balances Contables de las Licenciatarias de Gas Natural. (**) Relación cambiaria: Pesos Argentinos 15,89 por USD (diciembre 2016). (**) La evolución de las variables para el lapso 1993-2005, fue analizada ajustando dichos valores por el PPI (internacional US) de cada período.
de dólares al año, serán volcados en expansiones de redes y gasoductos, y permitirán incluir nuevos usuarios y abastecer demandas insatisfechas, que hallaban su imposibilidad en los cuellos de botella en infraestructura (explicitadas en cortes de suministro, consumo de combustibles más caros, y la no habilitación de conexiones a la red de gas existente), con más algunas destinadas a optimizar y dar confiabilidad
Por último, completando el panorama de inversiones en la industria, en el área de producción de crudo y gas, las mismas ascenderían, de acuerdo con información reportada por el MINEM (en el área de la Secretaría de Planeamiento Energético Estratégico), a los USD 39.000 millones acumulados hasta el año 2030, a razón de 3.250 millones por año.
al sistema, los cuales se arrastraban de larga data. Cabe destacar que estos valores de inversión en el downstream, solo se han verificado en los en la década posterior a las privatizaciones, pues, en esa oportunidad ascendían a los USD 653 millones promedio por año, y tales montos no fueron alcanzados hasta el actual proceso de Revisión Tarifaria Integral de 2017.
Los pasos dados por el Gobierno en vista a la aplicación plena del Marco regulatorio, la contractualización paulatina en la cadena de gas, la recomposición de los márgenes de las licenciatarias (véase Cuadro más abajo Márgenes Brutos de Distribución), profundizando en una agenda para un modelo energético sustentable de largo plazo, requerirá eliminar distorsiones tarifaria y de, mayor transparencia en las transacciones. Sin duda son parte de los ingredientes que sustentan la efectivización de los planes de inversión, crecimiento del sector y mejor calidad de servicio para todos los usuarios. prensa
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TRIBUNA ABIERTA
RE-IMAGINANDO
LOS SEGUROS
C
POR MARCELO RODRÍGUEZ, PRESIDENTE DE RISKGROUP ARGENTINA
omo en las películas, siempre llega un momento clave. En nuestro caso, la consolidación del Mercado de Seguros. Nunca imaginamos que comenzaría por los grandes operadores globales y así de sorpresivo fue el anuncio de la adquisición de Chubb por la agresiva ACE y, a pesar que el nombre elegido siguió siendo Chubb, mucho cambió con la fusión. Mientras tanto, AIG se aleja de la región vendiendo sus filiales a los canadienses de Fairfax. Tokio Marine acuerda comprar al grupo Kiln del Lloyds, en la más importante incursión nipona de seguros en el extranjero. La australiana QBE decidió la venta de filiales LatAm a ZURICH (involucrando la emblemática “La Buenos Aires”) y, más recientemente, la francesa AXA reaparece comprando la ya fusionada XL-Catlin. El mapa del seguro va mutando totalmente. Si bien los resultados técnicos han sido favorables, con pérdidas catastróficas bajas y, aunque en general la industria de seguros está en “bastante buena forma”, el aumento continuo de la capacidad y la necesidad de preservar cuotas de mercado para garantizar ganancias seguirán imprimiendo presión sobre las tarifas. Al menos así lo entiende el vicepresidente de Berkshire, la aseguradora de Warren Buffett. Todos los signos entonces sugieren que esta tendencia hacia la consolidación continuara los próximos años.
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Miles de millones de dólares en danza para mantener estatura global. Debemos decir que la industria de seguros ha estado concentrándose durante al menos veinte años, pero nunca con esta magnitud y esta velocidad. Quizás hasta se parezca a una inmensa “burbuja”. Pero, ¿Cómo afecta todo esto a los asegurados? Para las Empresas aseguradas, principalmente, es importante entender como estas fusiones pueden incidir en su programa de seguros y sus programas de administración de riesgo. Deben estar muy atentos para evitar que sus coberturas sean afectadas negativamente. Las siguiente son algunas de las cuestiones que deberían considerarse:
• LÍMITES Quizás el impacto más inmediato y obvio que una fusión puede tener sobre un programa de seguros es la cantidad de cobertura que la empresa combinada estará dispuesta a ofrecer. Por ej.: si la Empresa tiene un programa de Responsabilidades, por US$ 20.000.000 contratado 50% con la aseguradora compradora y el otro 50% con la aseguradora comprada. ¿La nueva aseguradora fusionada le seguirá ofreciendo 20 millones o solo una proporción de sus dos antecesoras? La respuesta a esta pregunta puede ser preocupante. Pues hasta introducir una nueva coaseguradora puede significar la renegociación de los precios, las fechas de retroactividad y hasta las cláusulas específicas.
• ESTRUCTURA También puede verse afectada la estructura de un programa de seguros. El asegurador combinado puede decidir no seguir la misma política de suscripción de sus antecesores y cambiar precios, condiciones o las líneas de negocios donde actúa. Esta situación sino es vigilada adecuadamente puede conducir a huecos en el alcance o la continuidad de la cobertura. El tomador de seguros debería entender los riesgos potenciales y las ventajas que pueden surgir a causa de una fusión y solicitar que su broker lo asesore anticipadamente.
• PRECIO Incluso si una fusión no afecta los límites o la estructura, el Premio puede ser impactado. La aplicación de nuevas políticas de suscripción son la razón más habitual para el cambio de las acciones comerciales de las aseguradoras fusionadas.
• MANEJO DE SINIESTROS Las fusiones pueden tener un impacto significativo sobre el personal y la cultura de la empresa adquirida. El comprador de seguros debería consultar con su broker sobre la nueva filosofía de atención de siniestros. Algunas adquirentes han indicado que ellos solo planifican actuar como Holding y que no cambiarán mucho. Otros han reorganizado las nuevas empresas y generado un cambio sustancial.
• BROKERS Las modificaciones afectan principalmente a los pequeños asesores de seguros al perder sus “suscriptores amigos” o sus “aseguradoras de cabecera”. Los Agentes con menos de US$ 2 millones de ingresos encontraran cada vez más difícil negociar con las aseguradoras, sobre todo para líneas comerciales. Principalmente estos pequeños asesores dependerán cada vez más de cooperativas y organizadores para colocar el negocio, alargando la cadena de distribución y siendo menos rentable. Pero, no siempre más grande es mejor. Aparecerán corretajes más especializados. Esto puede relacionarse con la consolidación de la industria, por el apetito en su cartera de negocios o la posibilidad de consorciarse con un broker más decisivo para enfrentar el momento en que deban competir con operadores más grandes.
• LA GENTE Como con la mayor parte de estas ope-
raciones, es razonable esperar que existan promociones a nuevos cargos, pero también algunos despidos. Una u otra situación podría afectar relaciones de muchos años con los asegurados y sus brokers.
• LA OFERTA Las fusiones finalmente reducen la cantidad de operadores disponibles en el mercado para una línea de negocios. Esto hace que las practicas de licitaciones super pobladas traigan el efecto contra-productivo de otorgar ventaja al incumbente y agotar rápidamente la disponibilidad de alternativas competitivas en el mercado.
CONCLUSIÓN Como la consolidación de mercado sigue, no se detiene, el comprador de seguros empresariales debe estar alerta para que su cobertura no se vea afectada negativamente. Una mirada positiva nos dice que pueden abrirse algunas nuevas oportunidades, el amerizaje de
“Es fundamental que las Empresas trabajen con brokers y asesores experimentados en estas situaciones recurrentes, con capacidad de compra y de negociación para reducir al mínimo cualquier potencial impacto negativo que la consolidación puede tener sobre sus programas de seguros”.
algún nuevo operador con intenciones de reposicionarse y ofrecer coberturas más amplias y costos más competitivos. Es fundamental que las Empresas trabajen con brokers y asesores experimentados en estas situaciones recurrentes, con capacidad de compra y de negociación para reducir al mínimo cualquier potencial impacto negativo que la consolidación puede tener sobre sus programas de seguros.
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ACTUALIDAD
EL MERCADO DE EMPLEOS se mueve con fuerte dinamismo EL SECTOR ENERGÉTICO ARGENTINO HA DEMOSTRADO SER UNO DE LOS MÁS DINÁMICOS Y CON POTENCIAL PARA PROYECTARSE COMO UNO DE LOS DE MAYOR INTERÉS PARA LAS INVERSIONES.
S
egún un reciente trabajo de Page Executive, en base a las búsquedas de 2017, el 18% de las compañías del sector de generación, transporte y distribución de energía eléctrica han comenzado a realizar movimientos en sus plantillas profesionales. En el caso de la industria de Oil&Gas, que ha sido impulsada por cambios en la política energética nacional, un 38% de sus empresas están produciendo cambios en su estructura organizacional. El área de energías renovables, quizás una de las más atractivas por las capacidades y cualidades que tiene la Argentina, representa - de acuerdo a este balance de Page Executive - un 10% en la búsqueda de personal profesional del sector. La actividad minera explica que un 19% de sus empresas estén tras la caza de nuevos talentos, mientras que por último servicios conexos del sector, como es el caso de contratistas y fabricantes de maquinarias, lo hacen en un 15%. De acuerdo a Guido Caleca, Associate Director de Page Executive, estos
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cambios se sustentan en “las necesidades energéticas del país, que han generado el primer paso en la renovación de los cuadros directivos”. El trabajo también hace foco en las posiciones con mayor movimiento. En ese sentido, el 32% de las búsquedas obedece a búsquedas de gerentes generales, 25% a directores de operaciones, 16% a directores comerciales, 10% a directores de recursos humanos, 9% a directores de relaciones institucionalaes y 8% directores Financieros. El desafío para la formación de profesionales es otra tendencia en el sector energético. Una política orientada a que el 20% de la matriz de generación sea de fuentes renovables hacia 2020 impulsa al sector a generar soluciones frente a una escasez de perfiles ejecutivos con esta expertice. Perfiles ejecutivos de otras industrias que desarrollen estas nuevas habilidades, o que varias empresas multinacionales enfoque ya sus búsquedas en expatriados para realizar el change management y formar jóvenes para roles executivos, son
actuales practicas en este sector. El informe también hace estimaciones para el año 2018. En ese sentido se prevé que en el sector de generación, transporte y distribución eléctrica el 15% de las empresas estén en proceso de búsqueda profesional, fundamentalmente en el primer semestre. En Oil&Gas la cifra se eleva a un 40%, área con cambios más concretos y orientados a la generación no convencional. En minería las búsquedas ocuparán al 15% de las compañías, sector que aguarda modificaciones en el marco legal de su actividad, lo que podría una vez efectuadas, proyectarse con protagonismo hacia 2019. Por último servicios y maquinaria para la energía tendrá al 10% con movimiento, aunque a la baja. Las mismas proyecciones para 2018 explican que las búsquedas se concentrarán para gerentes generales con un 30%, directores de operaciones 20%, directores comerciales 20%, directores financieros 10%, directores de relaciones institucionales 5% y directores de recursos humanos 15%.
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BREVES
AIE ADVIERTE SOBRE EL DOMINIO DE EEUU
La caída en la producción de petróleo de Venezuela estaría obligando a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) a limitar el incremento de capacidad general a 750.000 barriles al día hasta 2023, según cálculos de la Agencia Internacional de Energía (AIE). El pronóstico lo hizo el organismo tras la disminución de la capacidad de producción de petróleo de Venezuela, que en seis años caería al nivel más bajo desde la década de 1940. Estados Unidos ha sido quien más ha aprovechado la sitación pues aunque los recortes de esta han reducido la oferta de petróleo en el mercado, esto ha servido para que esta economía pueda elevar su cuota de mercado y en medio del auge del ‘shale oil’ apunte sus previsiones a una producción de crudo próxima a los 17 millones de barriles diarios en 2023. ESPERAN QUE EL “COMPRE NACIONAL” SE CONVIERTA EN LEY
En el Gobierno creen que para lograr ofrecer a otros inversores mayor previsibilidad e impulsar el doble objetivo de bajar precios y mejorar la integración de piezas locales, sobre todo en enormes inversiones de infraestructura (se prevén desembolsos por cerca del 5% del PBI), se necesita la aprobación de la ley de “compre nacional”. 34
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El oficialismo cree que el proyecto, que creíble. Como ya lo dijimos el año patiene media sanción de Diputados, se sado, la continuidad del programa de ajustes tarifarios torna casi imposible convertirá en ley el mes próximo. el cumplimiento de la meta de inflaEL MOTOR DE LA INFLACIÓN ES EL AUMENTO ción”, completa el economista. DE LAS TARIFAS Y LOS PRECIOS REGULADOS EL GRUPO MACRI DESEMBARCA EN EL NEGOCIO DE LA ENERGÍA
El motor de la inflación se encuentra primordialmente determinado por decisiones del gobierno nacional, mediante la actualización tarifaria y el incremento en otros precios regulados. Así lo puntualiza el último reporte del Centro de Estudios de la Nueva Economía (CENE) de la Universidad de Belgrano. De hecho, si bien el año pasado concluyó con un incremento de 24,8% en el Índice de Precios al Consumidor Nacional (el CENE había pronosticado un 25%), la variación anual de los precios regulados o que tienen alto componente impositivo fue del 38,7%. “En ‘Vivienda, agua, electricidad y otros combustibles’, la suba interanual fue de 55,6%, reflejando la entrada en vigencia de los nuevos cuadros tarifarios de gas por red, electricidad y, en menor medida, agua potable. Y en Cuyo, el Noroeste y la región Pampeana llegó a 65,1; 63,7 y 56,4%, respectivamente. También afectado por los ajustes tarifarios, el rubro Comunicaciones tuvo un aumento de 34,1%”, señala al respecto Víctor Beker, director del CENE. “Con un incremento anual del 20,6%, el rubro Transporte tuvo el año pasado un efecto morigerador de la inflación. Sin embargo, este ítem ya sufrió ajustes significativos y lo seguirá haciendo a lo largo de 2018. Por eso, la rectificación de la metas de inflación fijadas por el Banco Central, de 10 ± 2% a 15% para 2018 aún resulta exigua para ser
Socma, buque insignia de la familia Macri, creó la firma Gea Energy para vender gas y electricidad a grandes consumidores. Quiere crecer en el negocio de las energías renovables. También potenciará Green Oil Services, una empresa de servicios petroleros con base en Neuquén. El Grupo Socma, buque insignia de la familia Macri, quiere ganar terreno en los negocios de la energía y el petróleo. Hasta mediados del ’90, el holding creado por Franco Macri jugó un papel relevante en el sector, con participaciones en la construcción de la represa Yacyretá y en Galileo, principal exponente del desarrollo del Gas Natural Comprimido (GNC). Sin embargo, con el paso del tiempo ese protagonismo se fue diluyendo. La apuesta hoy es recuperar el lugar perdido. El grupo Macri -cuyo alto managment es conducido por Leonardo Maffioli- apuntaló dos nuevos vehículos empresariales para incrementar su participación en la industria. El primero, Gea Energy, es una start up creada a fines del año pasado para vender, comercializar y traddear gas y electricidad en el mercado argentino.
Fuente: Cronista, Página 12, UB, Clarin, Nación y Ambito Financiero.
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BREVES
UN NEGOCIO MILLONARIO PARA LOS PRÓXIMOS AÑOS
VACA MUERTA Y BOLIVIA
te. La Paz incluso prohíbe a Argentina enviarle el excedente de gas boliviano que le sobra en verano. ACUERDO ENTRE YPF Y STATOIL
El desmantelamiento de plataformas y pozos con más de 25 años de operación está aumentando drásticamente, más de 700 unidades offshore de petróleo y gas están programadas para el término de la producción o fin de productividad en los próximos cinco años. Los gastos de desmantelamiento deberán crecer de US $ 3.500 millones al año actualmente a US $ 6.000 millones para 2022. De esa cantidad de pozos en fines de operación, cerca del 19% están en el Mar del Norte, representando el 17% de los gastos mundiales de desmantelamiento. Actualmente son tres las regiones de mayores actividades de descomisión global: Mar del Norte, Golfo de México y Asia (Pacífico). En el Golfo de México, cerca de 55 campos estarán en este programa, entre 2018-2022, con gastos previstos superiores a unos 3.000 millones de dólares. De acuerdo con el IHS Markit’s Offshore Decommissioning Study Report, hay previsión de dos mil proyectos de desmantelamiento en el mundo para el período 2020-2040, que significarán gastos por el orden de US $ 200 mil millones, ya involucrando países como Brasil, Angola, Australia, Indonesia , Nigeria y Tailandia, entre otros. En Brasil se encuentran en operación 150 unidades offshore donde, de acuerdo con la ANP, el 54% está operando desde hace más de 25 años. Hay 74 plataformas fijas programadas para desmantelamiento, entre 15 y 20 están con aviso a la ANP de que serán descomisionadas a partir de 2020. 36
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El secretario de planeamiento energético del Ministerio de Energía y Minería, Daniel Redondo, señaló hace un tiempo: “Nosotros creemos que Argentina, por el desarrollo de Vaca Muerta, puede abastecer el 100% de la demanda del país en el 2021 con excepción de los meses de invierno”. Además, adelantó que este escenario lo llevará a buscar renegociar su contrato de importación de gas con Bolivia, que expira en 2026. Históricamente Argentina fue exportadora de gas pero durante los últimos diez años dependió del gas boliviano, país del cual importa casi el 20% de su suministro. El anuncio podría significar un duro golpe para Bolivia, cuyo crecimiento económico durante la última década dependió en gran parte de sus ventas de gas, su principal exportación. El 90% del gas boliviano se exporta a Argentina y Brasil y ambos mercados ahora están en peligro. A partir de 2019 Argentina volverá a enviar gas a Chile durante los meses de verano, retomando así las exportaciones que debió suspender en 2004. El Ministerio de Energía señaló que en el trascurso de cuatro años, a medida que aumente la producción, se buscará exportar a Chile todo el año La influencia de Vaca Muerta también podría cambiar las rutas sudamericanas del gas de forma indirecta, aseguran algunos. Según la empresa de análisis geopolítico Stratfor, la presión argentina, sumada a la brasileña, podría obligar a Bolivia a “normalizar relaciones con Chile”, país con el que mantiene una disputa por una salida al mar. Gracias a ese diferendo Chile no puede recibir gas de su vecino del nor-
La Argentina YPF y la petrolera noruega Statoil firmaron un Memorandum de Entendimiento para analizar oportunidades de desarrollo conjunto en el sector de los hidrocarburos y distintos ámbitos del negocio energético. YPF y la noruega Statoil ya habían firmado en enero los acuerdos definitivos para encarar de manera conjunta la exploración y eventual desarrollo del área Bajo del Toro, en Vaca Muerta, en la cuenca neuquina. El convenio contempla la cesión del 50 por ciento del permiso de exploración sobre el área a favor de Statoil, aunque YPF continuará siendo el operador de la misma y conservará, directa e indirectamente, el 50 por ciento de participación restante en el permiso. Entre los acuerdos se contempla el desarrollo en conjunto de un programa de trabajo en dos fases, por la cual se realizarán primero dos pozos horizontales y luego otros seis con la correspondiente infraestructura asociada a las perforaciones. Statoil abonará a YPF 30 millones de dólares y luego, adicionalmente, aportará el cien por ciento de los costos e inversiones que demande el programa de trabajo y el eventual desarrollo del área hasta la suma de 270 millones de dólares.
Fuente: Cronista, Página 12, Clarin, Nación y Ambito Financiero.
ENERGÍAS RENOVABLES
ENERGÍAS RENOVABLES:
con la mira puesta en atraer capitales ANTECEDENTES
En sintonía con los datos incorporados al informe publicado por KPMG en diciembre de 2016, “Desarrollo de Energías Renovables: El contexto latinoamericano y el caso argentino”, la implementación de fuentes de energías limpias continúa siendo un tema de interés global, tanto en lo referente a la eficientización de las inversiones en generación energética debido a su creciente preponderancia como oportunidad de negocio, como en lo que concierne a la preocupación general por el cambio climático. En este sentido, aunque los montos totales de inversiones en la materia a nivel mundial se desaceleraron levemente durante 2016 –debido principalmente a la reducción de los costos asociados a la implementación de proyectos-, las principales tendencias que ya venían delineándose el año anterior se intensificaron: para cubrir una demanda energética siempre creciente, la capacidad añadida de generación de energía proveniente de fuentes renovables alcanzó los 161 GW1, superando incluso la cifra de 2015 (147 GW), que había sido récord en la incorporación de este tipo de fuentes energéticas a la capacidad global. 38
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De ese total añadido, el 46,5% fue aportado por la energía solar fotovoltáica, el 34,1% por la eólica y el 15,5% por la hidráulica, en tanto que el 4% restante se distribuyó entre las energías provenientes de la biomasa, los biocombustibles y otras fuentes como las geotérmicas y termosolares. En total, la capacidad mundial se incrementó un 9%, llegando a 2017 GW hacia fines del 2016. Asimismo, se mantuvo la preferencia ya observada en 2015 de invertir en energías limpias en lugar de en combustibles fósiles, razón por la cual las energías renovables representaron aproximadamente un 62% de la adición mundial neta a la capacidad energética en 2016. Durante 2015 el gran envión a las inversiones en energías limpias provino de los llamados estados emergentes, ya que por primera vez en la historia los países en vías de desarrollo destinaron más recursos a proyectos de energías renovables que los países desarrollados2, gracias al impulso de China, India y Brasil que ese año aportaron alrededor del 50% del total global de inversiones en este tipo de energías. No obstante, los fondos destinados por estas economías tendieron a estabilizarse
y equipararse durante 2016, mostrando incluso cierta desaceleración que determinó un nivel de inversión global en energías limpias un 20% menor (US$ 242.000 millones)3 a la cifra del año anterior. Sin embargo, la caída reciente en las inversiones globales en este tipo de energías puede atribuirse fundamentalmente a dos factores: i) en primer lugar, a la desaceleración de las inversiones en países como Japón y China, que impactan negativamente en el total global; y, ii) en segundo lugar, a la significativa reducción en los costos asociados a los proyectos de generación solar y eólica, lo que ha mejorado la competitividad de este tipo de fuentes. De esta manera, aunque en números absolutos el flujo de inversiones se vio reducido, “el resultado fue que en 2016 los inversores pudieron adquirir más capacidad energética proveniente de fuentes renovables por menos dinero”5. En cuanto a las regiones líderes en inversiones limpias, China sigue siendo el principal destino de este tipo de proyectos, acaparando aproximadamente el 32% del financiamiento destinado a energías renovables, seguido por Europa (25%), Estados Unidos (19%), Asia y Oceanía (ex-
cluyendo a China e India, 11%), la región americana (3%, excluyendo a Brasil y EE.UU.), Medio Oriente (3%), África (3%) y Brasil (3%).
EL CASO ARGENTINO: EVOLUCIÓN RECIENTE
La ley N° 27191 del 2015, que busca fomentar la generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables, establece de manera específica la meta de alcanzar un 8% de generación de energías limpias para fines del año 2018, y de un 20% para fines del 2025. Hasta 2015, año de aprobación de la mencionada ley, Argentina contaba con una matriz energética primaria compuesta en un 85% por hidrocarburos, de la cual el gas natural representaba el 50%, mientras que las energías renovables tenían una participación mínima en el total nacional, con menos del 5%. Asimismo, la normativa establece que todos los usuarios de energía eléctrica de la Nación deberán contribuir con el cambio en la matriz energética nacional, siempre que se encuentren conectados al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), siguiendo un esquema de objetivos para el porcentaje de consumo mínimo de energías renovables al año. Con la mira en atraer capitales que invirtieran en el desarrollo del sector y permitieran alcanzar las nuevas metas previstas, el Ministerio de Energía y Minería (MINEM) lanzó en mayo de 2016 un llamado a licitaciones públicas en el marco del Programa RenovAr para adicionar 1000 MW de energía limpia a la matriz energética nacional. A fin de ofrecer un adecuado nivel de transparencia y fomento en lo referente a financiamiento, las garantías y la previsibilidad de pago a los proyectos adjudicados, se obtuvieron avales del Banco Mundial y se creó el Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER). Las 123 ofertas recibidas incorporaron valores de adjudicación que rondaron un 40% menos de los fijados como límite máximo, haciendo que los precios involucrados fueran los más bajos en la historia. Para la generación de
energía de tipo eólica, que representó el 60% del total de las propuestas, el precio promedio por MWh se ubicó en menos de US$ 70, mientras que para la solar (un 30% del total de presentaciones) el monto rondó los US$ 76. Inmediatamente después de la publicación de los proyectos adjudicados para esta licitación, el MINEM
convocó a una nueva ronda, el RenovAr 1.5, para captar aquellos proyectos eólicos y solares fotovoltaicos que quedaron fuera de las adjudicaciones del RenovAr 1. El objetivo era incorporar a la matriz energética nacional 600 MW de energía limpia, adicionales a los 1000 MW de la ronda anterior. El RenovAr
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ENERGÍAS RENOVABLES
SE CREÓ LA CÁMARA EÓLICA ARGENTINA Luego de varios meses de trabajo a partir del impulso que las energías renovables tuvieron en la Argentina, once empresas protagonistas de este desarrollo en el país conformaron la Cámara Eólica Argentina (CEA). La constitución de la Cámara Eólica Argentina, dentro del año de las Energías Renovables, para quienes trabajan alrededor de esta especialidad renovable, además de ser una plataforma para el desarrollo, promoción y difusión de esta actividad en la Argentina. El objetivo de la CEA es representar y defender los intereses de las empresas asociadas que se rela-
1.5 buscaba regionalizar diversos proyectos, dotando al programa de un carácter más federal que su versión anterior. Para esta ronda, el MINEM recibió 47 ofertas por un total de 2486 MW (1561 MW para proyectos eólicos, 925 MW para solares), de los cuales se seleccionaron 30 proyectos que representarían un incremento de la capacidad nacional mayor a los 1280 MW, es decir más del doble del monto inicial licitado por el Gobierno. De las propuestas adjudicadas, 10 correspondían a proyectos eólicos por más de 760 MW y 20 a desarrollos solares, por alrededor de 516 MW. El precio promedio se ubicó en torno a los US$ 54 por MWh, mejorando incluso las ofertas económicas del RenovAr 1. Entre los 59 proyectos adjudicados en ambas rondas (29 de la Ronda 1, por 1142 MW, y 30 de la Ronda 1.5, 40
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cionan con la actividad eólica, a fin de construir y resguardar las condiciones necesarias para su desarrollo y potenciación, incluyendo los siguientes propósitos: representar los intereses colectivos de los miembros; divulgación y asesoramiento sobre la actividad eólica; el cuidado del medio ambiente y de la seguridad de las personas y de las instalaciones relacionadas; promoción e impulso de investigaciones y estudios vinculados a la generación eólica, y asegurar la libre celebración y cumplimiento de los contratos relativos a la actividad, entre otros.
por 1281 MW), Argentina adquirió en total casi 2500 MW de capacidad en energías renovables durante 2016. A partir de los buenos resultados obtenidos en las dos rondas licitatorias publicadas el año anterior, durante 2017 se lanzó el RenovAr 2.0. En noviembre de ese año se conocieron las ofertas económicas para esta ronda, a través de la cual se preveía aportar 1200 MW de energías limpias adicionales a la matriz energética nacional. El objetivo era distribuir la adjudicación por zonas: 200 MW para Comahue, Patagonia y Buenos Aires, con un tope de 450 MW, y 100 MW para el resto del país en lo referente a energía eólica. En tanto, en lo que respecta a energía solar, 200 MW para la región del NOA y Cuyo (con un monto máximo de 350 MW) y 100 MW para el resto del territorio nacional.
Se recibieron 228 proyectos por 9321 MW, de los cuales se calificaron 192 (que representaron una potencia de alrededor de 7500 MW) y adjudicaron 66, que aportarán aproximadamente 1400 MW. El precio mínimo de esta ronda fue de alrededor de US$ 37 por MWh para la tecnología eólica en la provincia de Buenos Aires, y de US$ 40 por MWh para la solar en la provincia de La Rioja, mejorando incluso las ofertas recibidas durante la Ronda 1.5, que ya de por sí se ubicaban por debajo de las expectativas oficiales. Según destacaron desde el MINEM, se trata de valores comparables a los mejores resultados en el mercado internacional.
CONSIDERACIONES FINALES
El año 2017, presentado por el Gobierno argentino como “Año de las Energías Renovables”, sentó varios precedentes para lo que se espera sea el plan más ambicioso en la historia nacional en la materia. Si bien no se cumplió con el objetivo establecido en 2015 para finales de ese año (la meta de alcanzar el 8% de generación de energía renovable, proyectada originalmente para el 31/12/2017, se pospuso para el 31/12/2018), las experiencias de las rondas RenovAr arrojaron resultados que pueden considerarse alentadores, allanando el camino para inversiones futuras y posicionando a la Argentina como uno de los destinos preferidos para los capitales foráneos de la industria. Asimismo, tanto la creación del Fondo para el Desarrollo de las Energías Renovables como el aval del Banco Mundial y los beneficios fiscales e impositivos previstos en la ley N° 27.191 aportaron seguridad financiera y económica para los participantes de las licitaciones, haciendo que Argentina se consolide como uno de los países más destacados a nivel global en la promoción de la generación de energía proveniente de fuentes limpias. Fuente: KPMG
EVENTOS
ARMINERA 2019 SE PROMOCIONA EN CANADÁ Representantes de CAEM y Messe Frankfurt Argentina, organizadores de Arminera 2019, dijeron presente en PDAC (Prospectors & Developers Association of Canada), el tradicional encuentro minero que se desarrolla por estos días en Toronto. El objetivo: establecer contactos y promocionar la exposición local, además de mostrar el potencial minero argentino para la inversión y el desarrollo de proyectos. De esta manera se fortalece la difusión del evento nacional, que ya en su pasada edición se mostró completamente renovado y superó todas las expectativas: 261 expositores y 7.366 visitan-
tes de diversos países. El Gerente de Proyecto de Arminera, Ezequiel Gorbarán, comentó desde Toronto: “Volvemos a PDAC porque es una gran vidriera para promocionar nuestra exposición. Este año, además, podemos mostrar en concreto los buenos números que tuvimos en 2017”. La comitiva argentina está integrada por importantes autoridades del sector público y privado, entre ellos el Presidente de CAEM, Dr. Marcelo Álvarez. “Además del trabajo mancomunado con la autoridad política minera, CAEM ha lanzado hace más de un año Hacía una Minería Sustentable (HMS), un programa
AOG PATAGONIA 2018 ARRANCA CON ÉXITO AOG Patagonia 2018 se realizará del 3 al 5 de octubre de 2018 en el Espacio DUAM de la Ciudad de Neuquén, Argentina. En la adjudicación de espacios se vendió el 100% de los metros disponibles, por lo que los organizadores decidieron agregar un nuevo hall a la comercialización. El pasado 23 de noviembre se realizó en el Hotel Comahue de la Ciudad de Neuquén la adjudicación de espacios de
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AOG Patagonia 2018, la exposición del petróleo y el gas que tendrá lugar del 3 al 5 de octubre del año próximo en la capital provincial. El evento contó con la presencia de 90 empresas y se vendió con éxito el 100% de los lugares disponibles, es decir, la misma cantidad de metros ocupados en 2016. Debido a la gran demanda, se decidió incorporar un nuevo hall de 2.000 m2.
7-9.5.2019 Centro Costa Salguero para promover e implementar prácticas más transparentes y sustentables en el sector empresario minero. El HMS es una herramienta fundamental pues considera todos los aspectos que competen al uso responsable de los recursos naturales, así como las relaciones con las comunidades y el estricto control de procesos al más elevado nivel tecnológico alcanzado hasta ahora por la industria minera en el mundo”, declaró el Presidente de CAEM en su discurso. En sintonía con HSM, la nueva imagen de Arminera promueve una minería sustentable y moderna, sujeta a los más altos estándares in-
ternacionales de protección del medio ambiente. En PDAC se puede apreciar un gran interés por parte de las empresas en visitar la exposición, ya que entienden que es el mejor lugar para conocer el nuevo escenario argentino y al mercado en su conjunto. “Como país no sólo tenemos potencial, también contamos con proveedores competitivos, tecnología de punta, profesionales calificados y una legislación acorde, y creo que en eso se basa este atractivo”, agrega Gorbarán.
Para más información: www.arminera.com.ar
3-6.10.2018 Espacio DUAM, Neuquén De esta manera se dio comienzo formal a la comercialización de la muestra que organiza el IAPG y que por primera vez realiza y comercializa Messe Frankfurt Argentina. La compañía es subsidiaria de Messe Frankfurt GmbH -el organizador de exposiciones y congresos con recinto propio más grande a nivel mundial- y ya tuvo a su cargo las últimas dos AOG Expo en
Buenos Aires. Tras el éxito de estos eventos, el IAPG decidió confiar nuevamente en la empresa, esta vez para la edición Patagonia. Se estima que la muestra contará con la participación de 150 firmas y más de 7 mil visitantes entre profesionales, empresarios y público interesado. Además de los 3 pabellones habrá un importante sector al aire libre destinado a diversas demostraciones.
OLADE: II ENCUENTRO DE TRABAJO CON EL CUERPO DIPLOMÁTICO Alrededor de 22 Embajadores acreditados en Ecuador, representantes de los Países Miembros de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), se dieron cita este miércoles 14 de marzo del 2018, en la ciudad de Quito-Ecuador, durante el II Encuentro de Trabajo con el Cuerpo Diplomático. Evento que se desarrolló con el objetivo de visibilizar las acciones presentes y futuras de OLADE, y establecer un ámbito periódico de diálogo con el Cuerpo Diplomático, representantes
de países fuera de la región y organismos de cooperación. En este espacio el Secretario Ejecutivo de Olade, Alfonso Blanco, presentó su informe de Rendición de Cuentas 2017, en donde se destacan los avances alcanzados en su primer año de gestión y los cinco ejes de acción: Institucional, Financiero y Organizacional; Fortalecimiento de Sistemas de Información; Complementariedad, Integración Regional y Representatividad Internacional; Fortalecimiento de Capacidades Técnicas y Apoyo a
14.3.2018 Centro Costa Salguero Políticas Sectoriales; y Seguridad de Suministro y Acceso a Energía Sostenible. Como logros relevantes realizados en el 2017 resaltó: la apertura y libre acceso a los sistemas de información energética de OLADE a la comunidad; el inicio del proyecto que se desarrolla conjuntamente con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), sobre Bienes Públicos Regionales, y la apertura de los trabajos en coordinación que se realiza con la Agencia Internacional de Energía,
CEPAL y CIER. Además, el Secretario Ejecutivo de OLADE informó sobre la firma que se efectuó con el Banco Mundial, para llevar a cabo el proyecto de fortalecimiento de los sistemas de información en 5 países del Caribe; así como el Sistema de Información Energética Regional para Brasil, que se ejecuta con el apoyo del Banco de Desarrollo de América Latina (CAF), entre otras importantes iniciativas que se han trazado en el transcurso de su gestión.
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SUSTENTABILIDAD
UN HORIZONTE SUSTENTABLE PAN AMERICAN ENERGY (PAE), LA PRIMERA PRODUCTORA PRIVADA DE HIDROCARBUROS DE LA ARGENTINA, NO DEMORÓ EN ASUMIR EL DESAFÍO Y ENFOCAR SUS METAS DE RSE EN SINTONÍA CON LOS OBJETIVOS DE
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DESARROLLO SOSTENIBLE (ODS). uando en enero del 2016 las Naciones Unidas pusieron en marcha los 17 Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS), no sólo dieron el puntapié inicial a una de sus iniciativas más ambiciosas sino que hicieron un llamado universal a poner fin a la pobreza, proteger el planeta y asegurar la paz y el bienestar de todos los habitantes del mundo, actuales y futuros. En ese llamado para garantizar la viabilidad de sus ODS, una verdadera agenda inclusiva para los siguientes quince años, el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo pidió la olaboración de los gobiernos, el sector privado, la sociedad civil y los propios ciudadanos con el fin de poder asegurarle un mejor planeta a las generaciones futuras. Los 17 objetivos planteados por el Programa se basan en los logros de los Objetivos de Desarrollo del Milenio,
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peroincluyen nuevos tópicos como el cambio climático, la desigualdad económica, la innovación, el consumo sostenible, la paz y la justicia, entre otras prioridades, todos interrelacionados de modo que la clave del éxito de uno involucrará las cuestiones más frecuentemente vinculadas con otro. El llamado de las Naciones Unidas encontró rápido eco en líderes y referentes mundiales, y al mismo tiempo marcó un antes y un después para las empresas en la política de Responsabilidad Social Empresaria, porque la sustentabilidad comenzó a marcar la agenda de las acciones. Pan American Energy (PAE), la primera productora privada de hidrocarburos de la Argentina, no demoró en asumir el desafío y enfocar sus metas de RSE en sintonía con los ODS. “Nos interesa generar cambios genuinos y mejorar la calidad de vida en las comunidades donde estamos insertos. Para eso es fundamental asumir un com-
promiso auténtico, con una mirada de mediano y largo plazo, y con acciones sostenidas en el tiempo”, resumió Agustina Zenarruza, líder de Responsabilidad Social Empresaria y Sustentabilidad de la compañía.
METODOLOGIA DE TRABAJO
De los 17 ODS de la ONU, la compañía concentró sus acciones en más de la mitad: Salud y bienestar; Educación de calidad; Agua limpia y saneamiento; Energía asequible y no contaminante; Trabajo decente y crecimiento económico; Industria, Innovación e infraestructura; Vida de ecosistemas terrestres, y Alianzas para lograr objetivos. La metodología de trabajo de PAE se basa en pilares como el desarrollo de acciones sostenidas en el tiempo, el fortalecimiento de la capacidad local para colaborar con el progreso de la región, el seguimiento de las iniciativas implementadas y la articulación público-privada.
Es así que, desde hace quince años ininterrumpidos, PAE, con el apoyo de FUNDASAMIN y el Ministerio de Salud, implementa Creciendo Juntos, una iniciativa orientada a colaborar a disminuir a mortalidad infantil en la zona de Comodoro Rivadavia, provincia de Chubut. Debido a los excelentes resultados, el programa se extendió a otras localidades de la provincia y, desde hace tres años, comenzó a aplicarse en la provincia de Neuquén. En cuanto al fortalecimiento de la capacidad local de cada lugar donde desarrolla sus operaciones, el Programa Pymes PAE, destinado a pequeñas y medianas empresas regionales, cerró el último año con más de 32.000 horas de formación dictadas a través de unas 180 actividades que incluyeron capacitaciones, asistencias y jornadas, con más de 4.200 inscriptos entre referentes de empresas y emprendedores de cada región, y 534 Pymes involucradas en capacitaciones abiertas. La metodología de seguimiento de las iniciativas implementadas llevó a que el año pasado se visitaran 16.198 viviendas en el norte del país para el control de vectores en el marco de un programa destinado a combatir enfermedades como dengue, zika y chikungunya, mientras que la articulación público-privada permitió un trabajo mancomunado con ministerios, municipalidades, hospitales, escuelas, universidades, ONGs, agencias de desarrollo, capacitadores y referentes locales en pos de objetivos comunes.
CUATRO EJES ESTRATEGICOS Las iniciativas y programas de PAE en materia de RSE se desarrollan con cuatro ejes estratégicos de trabajo: -Educación y cultura: fortalecimiento de la educación ofreciendo becas a alumnos de todos los niveles y capacitaciones a docentes. -Salud y deporte: promoción del cuidado de la salud con programas de formación profesional y de concientización sobre el cuidado del cuerpo y hábitos saludables. -Desarrollo local: apoyo al crecimiento de las economías regionales y la generación de empleos. -Ambiente: desarrollo de programas de conservación de especies y cuidado del entorno ambiental. La implementación de esos ejes estratégicos se cumple en base a una serie de premisas, transversales a todas las acciones que se emprenden, y que en primer lugar contemplan una mirada de mediano y largo
plazo que las haga sostenibles en el tiempo, además de ubicar a la compañía dentro de un esquema de articulación público privada que complementa el rol del Estado, en un trabajo mancomunado del que también participa la sociedad civil. Para el desarrollo más adecuado de ese esquema, PAE forma alianzas de trabajo con socios estratégicos y socios técnicos. Los primeros son los actores locales que tienen la responsabilidad final en la implementación de las actividades, ya sea un ministerio, un hospital, una escuela, o referentes que llevan adelante la política pública en ese tipo de acciones. Los socios técnicos, en tanto, pueden ser una ONG, un consultor, una universidad, y son quienes tienen los conocimientos para implementar las acciones. Fuente: PAE
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COYUNTURA
EL DOWNSTREAM ARGENTINO
EN SU LABERINTO ANTECEDENTES El Gobierno, tomó la decisión de liberar, a partir del 1 de octubre de 2017, el precio de los combustibles, luego de 16 años de regulación estatal. El convenio estaba cimentado en la necesidad de respaldar el valor del barril de petróleo producido en la Argentina en alrededor de los 55 dólares. Hasta ahora funcionaba una fórmula polinómica donde el Estado junto con las petroleras definían el precio bajo diferentes variables. Ese método ya no funcionará más y estará librado al precio internacional del crudo. Conforme un comunicado de la cartera de Energía y Minería conducida por Juan José Aranguren, al haber alcanzado el precio internacional del crudo los 58 dólares por barril (tipo Brent, cotización en el mercado de Londres), conforme a lo previsto en el acuerdo se permitiría, a partir de entonces, “la liberación de los precios internos con un funcionamiento pleno de las reglas del mercado”. Hasta ese momento, el aumento de los combustibles desde el inicio de 2017 había sido del 15 por ciento. El acuerdo alcanzado por el Ejecutivo con las petroleras fue, entonces, que no se dispusieran aumentos de precios 46
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LA LIBERACIÓN DE PRECIOS EN EL MERCADO DE COMBUSTIBLES DISPUESTA EN EL MES DE OCTUBRE POR EL ACTUAL GOBIERNO HABILITÓ EL CUARTO AUMENTO DESDE SU PUESTA EN VIGENCIA. EN 4 MESES LA SUBA ACUMULADA LLEGA AL 23,5 POR CIENTO. hasta la fecha de las elecciones legislativas, que se realizaron el domingo 22 de octubre. A pocas horas de cerrado los comicios, las petroleras ya informaron el aumento del 10 por ciento que entraría en vigencia desde el lunes 23. A partir de entonces, las redes que comercializan combustibles en el país (las principales son YPF, Shell, Axion, Petrobras y Oil) aplicaron en forma prácticamente coincidente, otros tres aumentos: a principios de diciembre, entre la segunda y tercera semana de enero, y finalmente, el de la primera semana de febrero. ESCENARIO ACTUAL Y EFECTOS COLATERALES El incremento acumulado en esos cuatro ajustes de precios desde la liberación del mercado supera el 23 por ciento, y si se considera el total de los aumentos de los últimos doce meses el salto es mayor al 40 por ciento. Por lejos, más de 15 puntos de diferencia,
muy superior a la evolución del índice de precios al consumidor. La rápida adecuación de los precios de las naftas y el gasoil está señalando el interés de las compañías petroleras por recuperar rentabilidad, aprovechando una situación de falta absoluta de competencia en el mercado interno. El comportamiento de las distintas compañías refinadoras y comercializadoras es prácticamente idéntico y se mueven por reflejo imitativo Este comportamiento frustra las intenciones del gobierno de obtener un descenso en la tasa de inflación, al menos durante la primera parte del año en curso. El impacto del mayor costo del transporte sobre el resto de la economía es inmediato, por lo cual es de esperar un próximo traslado a precios finales de diferentes productos. La suba de los combustibles se agrega al ya diagramado y en aplicación de las tarifas del transporte público y de las correspondientes a los servicios de
electricidad y gas domiciliarios. Las autoridades del Ejecutivo, sin embargo, rechazan que esta política de liberación de precios de los combustibles sea responsable de generar mayor inflación. MÁS PRESIÓN SOBRE LA BALANZA COMERCIAL En el último año de regulación estatal, las importaciones de petróleo totalizaron hasta noviembre u$s 367,7 millones, un 45,4% más que en los primeros once meses de 2016, según se desprende de las planillas del Ministerio de Energía. Los especialistas del sector anticipan que el cuadro se profundizará durante este año por los altos precios internos, el mayor consumo y la extendida caída en la producción. La importación de crudo por las refinadoras en Argentina llegó a 6,6 millones de barriles, con un aumento interanual de 19,2% en las cantidades. El crecimiento de las importaciones su-
cedió en el mismo lapso en que la producción de crudo disminuyó un 7,2% entre enero y octubre pasado (145 millones de barriles). A la menor producción se le agregó una demanda de naftas en ascenso. Hasta noviembre, el consumo de nafta súper aumentó un 3%, mientras que en las estaciones de servicio se despachó un 19,9% más de nafta premium. La liberación del mercado de combustibles permitió a las petroleras importar el crudo sin autorización previa. La medida era pedida por la industria para oxigenar sus finanzas, dado que traer petróleo del exterior suele ser más barato que producirlo acá y la importación cubre la demanda no satisfecha en el mercado interno. En los primeros once meses de 2017, el comercio exterior arrojó una balanza energética negativa en U$S 3.099 millones, según el ministerio de Energía. Representa un 40% del déficit comer-
cial, que hasta ese momento quedó en U$S 7.656 millones. ARGENTINA, LA SEGUNDA MÁS CARA Uruguay tiene el costo más elevado de la región con un precio de 1.33 dólares por litro. Este alto precio se explica por varios motivos: por un lado, la gasolina no está subvencionada y el país no cuenta con pozos petrolíferos; por otro, el peso uruguayo se ha devaluado sobremanera frente al dólar, especialmente, desde el pasado año. Argentina y Cuba ocupan el segundo lugar de este ranking debido a que el litro de combustible puede llegar a costar 1.23 dólares. En Brasil, la gasolina actualmente se vende en un valor de 1.11 dólares el litro; la crisis económica y política que atraviesa el país ha favorecido el consumo de etanol frente al de la gasolina por ser más barato, aunque menos
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COYUNTURA
PERSPECTIVAS
del sector sobre la demanda El INDEC dio a conocer los resultados del Indicador Sintético de Energía (ISE), que mide el desempeño de la producción del sector a partir de un conjunto representativo de formas secundarias de energía. El informe difunde las perspectivas de la industria petrolera sobre diversas cuestiones relacionadas, entre ellas la demanda de combustibles. En ese sentido, el organismo reveló que el 57,1 por ciento de las firmas consultadas estima que durante los primeros meses del año el consumo local de sus productos aumentará, mientras que el restante 42,9 considera que no variará. Respecto a la capacidad instalada, si se compara el primer trimestre de 2018 con igual período de 2017, el 87,5 por ciento de las empresas estima que la utilización no variará, mientras que para el restante 12,5 aumentará. Con relación al nivel de utilización de la capacidad instalada para el primer trimestre, el 62,5 de las compañías prevé utilizar entre 80 y 100 por cien-
eficiente. Siguiendo el ranking de países con la gasolina más cara, se encuentran Costa Rica, Paraguay, Honduras, Nicaragua y Perú, con precios que oscilan entre los 0.86 centavos y 1.05 dólares el litro. A excepción de unas 25 naciones que reciben subsidios estatales a los combustibles, según datos del Global Petrol Prices, en el resto de países si el precio del petróleo sube, los usuarios deberán pagar más por la gasolina y por el transporte, lo mis-
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to de la misma, mientras que 25 utilizará entre 60 y 80 de sus instalaciones y el restante 12,5 hará uso del 40 al 60 por ciento de las mismas. No obstante, la mayoría de las empresas no espera cambios en la dotación de personal para el primer trimestre, mientras que para el 37,5 por ciento aumentará. Respecto de las horas trabajadas, el 75 por ciento cree que no variarán, mientras que para 25 restante subirán. Asimismo y en lo que respecta a las inversiones el 43,8 por ciento de las firmas pertenecientes al sector petrolero, tiene previsto realizarlas en el primer trimestre, mientras que 37,5 continuará con las iniciadas en períodos anteriores y el restante 18,7 no efectuará. En cuanto al destino de las inversiones, merece destacarse que 71,4 por ciento se orientará a aumentar la producción, 14,3 a mejorar la calidad del producto o servicio e igual porcentaje a incrementar la participación en el mercado interno.
mo sucede a la inversa. En Ecuador el precio del litro de gasolina está en 0.39 centavos. Bolivia tiene un precio de 0.52 centavos por litro y Venezuela 0.01 centavo el litro. Este último es considerado el valor más bajo del mundo, según el Global Petrol Prices. Cabe mencionar que estos países cuentan con subsidios en los combustibles por parte de sus Gobiernos locales. El valor que los Estados invierten anualmente en subsidios, en el mundo, es de 800.000 millones de dólares
CÓMO SE COMPONE EL PRECIO DE LAS NAFTAS Desde YPF indicaron que “los precios internos de los combustibles básicamente están fijados por los costos, en los que incide la inflación, el valor del dólar y el precio internacional del barril”. Además indicaron que el Gobierno dispuso una “reducción en las cargas tributarias, a excepción del gravamen por emisiones de Carbono”. La reforma tributaria aprobada en diciembre determina que el Impuesto a la Transferencia de los Combustibles (ITC), que significa un 26% sobre el precio de venta, pasará a ser variable y no un cargo fijo, para amortiguar las subas de los precios al público cuando se encarece el petróleo. En menor medida, explicaron desde YPF, “incide el precio del biocombustible”, pues las mezclas de combustibles fósiles en el país deben incorporar un 10% de biodiesel en la mezcla con el gasoil y un mínimo de 12% de bioetanol en el corte con la nafta de uso automotor. QUÉ DICEN LOS ESPECIALISTAS Jorge Lapeña, ex secretario de Energía y presidente del Instituto Mosconi, explicó: “Es lógico que haya más importaciones porque la producción cae con fuerza y hay un incremento moderado de la demanda. Lo que se espera ahora es que las petroleras independientes, que no tienen integración vertical, busquen en el exterior mejores precios, y las empresas que sí producen acá van a tener que bajar los suyos, que no son transparentes. Va a haber competencia”. Otras fuentes del mercado estiman que “la liberación del mercado repercutirá en mayores importaciones. Y el informe de una importante consultora sectorial pronosticaba que con la reforma tributaria, convendría más exportar la producción local y comprar afuera para satisfacer el consumo interno”. Por su parte, el director del Observatorio de la Energía, Tecnología e Infraestructura para el Desarrollo (Oetec), Federico Bernal, afirmó que “el primer impacto fuerte que tiene la decisión de liberalizar el precio de combustibles es sobre el crudo refinable que se trae básicamente de
la cuenca neuquina y del golfo San Jorge, que ya viene con una declinación drástica, con niveles de producción durante este año que son los peores desde el 2012”. Y aclaró que “las refinadoras van a comprar petróleo afuera más barato, ya que el precio del medanito y del escalante están por encima del precio internacional (WTI); y este contexto de liberalización, es el golpe de gracia a la producción nacional”. En cuanto a los precios en los surtidores, para Bernal el proceso va a ser similar a lo que “sucede en Uruguay o Chile” aunque “la diferencia es que acá tenemos una economía en retracción y atada al dólar, por lo que cualquier efecto positivo que se tenga en el precio del barril, una eventual caída, no la van a poder trasladar de lleno al surtidor porque también va a estar atada a la cotización del peso al dólar”. ESTADÍSTICAS QUE PREOCUPAN Según datos del IAPG, la venta de motonaftas (Común, Súper y Premium) en 2017 fue de 6,8 millones de metro cúbicos, un 6,7% de incremento respecto al mismo período del año anterior que fue de 6,4 millones de metros cúbics, mientras que la venta de gasoil registró un 3% de aumento con 9,6 millones de metros cúbicos vendidos al mercado. Por último, la venta de GNC registró una caída de 9%; se vendieron 1,9 miles de millones de metros cúbicos contra 2,1 miles de millones de metros cúbicos consumidos en el mismo período de 2016.
Cabe destacar que las importaciones de gas natural se mantuvieron en el mismo orden con 9,2 miles de millones de metros cúbicos importados durante los primeros nueve meses de 2017, muy similar al número de 2016. No así la exportación de petróleo que bajó un 54% llegando a los 735 miles de metros cúbicos exportados en 2017, contra los 1.600 miles de metros cúbicos exportados en 2016. ¿POR QUÉ LAS NAFTAS AUMENTAN EN LA ARGENTINA? En primer término, las empresas que venden combustibles, como YPF, Shell, Axion, Petrobras y Oil les cobran a los consumidores finales en pesos (salvo una porción mínima que se exporta). Pero al menos un 80% de sus costos está en dólares, la moneda en que cotiza el petróleo, la principal materia prima de las naftas y el gasoil. Como es sabido el Gobierno de Macri abrió el cepo cambiario , pero también convalidó una devaluación. De manera que esas empresas necesitan más pesos para pagarles a sus proveedores. Es la primera clave del aumento. Lo interesante de nuestro país es que los combustibles aumentaban al público mientras no mejoraban el precio del crudo a los productores y a las provincias. Concretamente, el precio al público aumentó un 40% mientras los productores siguen recibiendo lo mismo, o menos. Es que en este momento hay una retracción muy fuerte de la demanda in-
terna, las refinerías están llenas y reciben crudo con cuentagotas. El problema es de tal dimensión que varias empresas han bajado sus ritmos de producción y otras han tenido que construir baterías de almacenamiento especiales para aguantar el stock de crudo que no pueden vender. Además, se presenta un problema adicional. Mientras el gobierno permite que el crudo esté internamente más caro que a nivel internacional, muchas refinadoras ya están pensando en importar crudo porque es más barato. Y esto agravaría la producción nacional, a tal punto que muchos productores ya están vendiendo por debajo del precio fijado para no financiar almacenaje de crudo. Mientras tanto, los refinadores dicen que el precio de los combustibles sigue barato, haciendo una ecuación en la cual ingresa el “atraso cambiario” del que todos hablan pero nadie puede demostrar. Pero además, contabilizan aumentos de los precios de la energía y de los salarios, más la inflación general. Además, como no han mejorado los márgenes de comercialización a los estacioneros, si bajan los precios, tendremos nuevos conflictos laborales con todas las estaciones de servicio del país. El tema pierde claridad porque se perdieron las relaciones de precios relativos. Lo único claro es que por el momento los precios no bajan y es probable que suban por el efecto inflacionario. Fuentes: IAPG, IAE, Página 12, OETEC, CECHA, CEPH, La Nación, Surtidores.com
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MARKETING AL DÍA
ACUERDO ENTRE PAE Y EL MINISTERIO DE EDUCACIÓN QUE BENEFICIA A ESCUELAS RURALES EN NEUQUÉN En la semana en la que se celebra el Día Mundial del Agua, el Ministerio de Educación, en alianza con Pan American Energy, hizo entrega de filtros de agua a escuelas rurales de la provincia, a través de la implementación del programa “Escuelas Activas”, de la empresa social Agua Segura que busca mejorar las condiciones de acceso y consumo del agua. Con esta iniciativa se deja en funcionamiento 20 filtros microbiológicos que garantizan el acceso inmediato a agua segura para el consumo, beneficiando la salud a más de 450 niños y 200 docentes de la provincia, que se encuentran en lugares remotos, sin acceso a red de agua potable.
IMPORTANTE RECONOCIMIENTO TECNOLÓGICO PARA GENELBA La Central Termoeléctrica Genelba fue distinguida con el premio a la “Transmisión de Tecnología” otorgado por el Electric Power Research Institute (EPRI). Según este reconocido instituto del sector, la central de Pampa Energia, ubicada en la localidad de Marcos Paz, diseñó e implementó con éxito un programa para establecer y mantener la capacitación con simuladores para operadores de planta y otro personal, y de esta forma proporcionó las mejores prácticas de la industria. Los Premios de Transferencia de Tecnología EPRI destacan el valor de la investigación colaborativa para el sector eléctrico y son prestigiosos dentro de la actividad porque reconocen a las empresas líderes e innovadoras que han aplicado la investigación EPRI para producir resultados significativos. Los ganadores de los premios han demostrado una aplicación excepcional de investigación y tecnología EPRI para resolver un problema de importancia, han impulsado el progreso en el sector de la electricidad y proporcionado beneficios significativos para sus grupos de interés y para la sociedad.
NUEVO CEO DE IMPSA Juan Carlos Fernández será el CEO en la nueva etapa de IMPSA. Fernández, que trabajó en la compañía hasta 2016, fue designado por consenso entre la Familia Pescarmona, actuales accionistas de la compañía y del Comité de Acreedores quienes compartirán el nuevo paquete accionario. Será el responsable de liderar una nueva etapa de IMPSA que está finalizando en las próximas semanas su restructuración financiera y continúa operando como actor relevante en el sector energético. El nuevo CEO es ingeniero Electromecánico recibido en la Universidad Tecnológica Nacional y posee títulos de posgrado de la Universidad de Stanford y de la Escuela de Negocios de Harvard. Ingresó a IMPSA en 1979 y ha ocupado diferentes cargos en los departamentos de ingeniería, planeamiento y comercial; se desempeñó además como Presidente de IMPSA Asia y de IMPSA Energy. Su nombramiento permitirá a IMPSA beneficiarse de la experiencia adquirida en su recorrido profesional, a fin de fortalecer las oportunidades comerciales de la firma. 50
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EDUARDO TAPIA, NUEVO GERENTE GENERAL DE ENAP SIPETROL ARGENTINA Eduardo Tapia Alvayay asumió el 15 de febrero como gerente general en Enap Sipetrol Argentina, en reemplazo de Martín Cittadini, quien dejará el cargo para asumir un nuevo desafío profesional. Eduardo Tapia, quien actualmente y desde hace nueve años se desempeña como gerente general de ENAP Sipec, en Ecuador, ha obtenido en dicho cargo importantes logros en materia de seguridad y desempeño productivo.
QUE DIJERON LOS MEDIOS
RELANZAN UN REGISTRO CON DATOS PETROLEROS El Ministerio de Energía presentó esta semana un nuevo Banco de Datos Integral de Hidrocarburos (BDIH), que contiene datos primarios de los principales estudios geológicos exploratorios y productivos. La información, considerada de “vital importancia para la industria hidrocarburífera del país y su crecimiento”, servirá para que inversores locales e internacionales conozcan en rápidos pasos datos geológicos sobre Vaca Muerta y las cuencas marítimas, próximas a ser exploradas masivamente. PODRÍA DESEMBARCAR GAZPROM Tras la reciente visita del presidente Mauricio Macri a Rusia empezó a sonar la posible asociación entre YPF, la principal petrolera argentina, y Gazprom, compañía controlada por el Gobierno de Vladimir Putin y que además es el mayor productor de gas del planeta. En las negociaciones, que todavía están en marcha, podría resultar clave un área en la provincia de Río Negro que está siendo licitada por la gobernación de Alberto Weretilneck. PARQUE EÓLICO: YPF INVERTIRÁ 180 MILLONES DE DÓLARES La petrolera YPF avanzará este año en la construcción de un parque eólico de 100 megavatios (Mw) de potencia en la provincia, con una inversión por US$ 180 millones, que ampliará la participación de la compañía en el negocio de la generación de electricidad. Se trata del Parque Eólico Cañadón León, que acaba de recibir la aprobación del estudio de Impacto Ambiental presentado en octubre en audiencia
pública, informaron a Télam fuentes de la compañía. Este nuevo parque eólico es similar al que YPF construye en la localidad de Manantiales Behr, en la provincia de Chubut, a 30 kilómetros de Comodoro Rivadavia, explicaron. Se prevé que Manantiales Behr se ponga en marcha a fines de junio próximo, informaron fuentes de la empresa al indicar que ya están en el puerto de Comodoro Rivadavia los últimos 15 aerogeneradores que faltan instalar. El proyecto Cañadón León, a cargo de la subsidiaria YPF Energía Eléctrica, entregará una potencia de 100 Mw, el equivalente al doble del consumo anual de las poblaciones de Santa Cruz Norte, Las Heras, Caleta Olivia, Pico Truncado y Cañadón Seco. Para este proyecto se prevé la instalación de 30 aerogeneradores -la misma cantidad que la de Manantiales Behr- en el yacimiento de hidrocarburos Cañadón León, operado por YPF. El desarrollo demandará de US$ 180 millones para la construcción y operación del parque en una superficie de unos 18,7 kilómetros cuadrados que permitirá agregar la energía producida a la red del Sistema Argentino de Interconexión.
la energía, tecnología e infraestructura para el desarrollo (OETEC), la producción de gas en Argentina volvió a caer por primera vez desde 2014. De acuerdo a lo informado por la entidad, en 2015 la producción de gas creció un 3,4%, resultado de una recuperación que había comenzado en 2012. Al concluir 2016, la producción se había expandido un 4,9% a consecuencia del yacimiento Vega Pléyade (Total Austral) heredado de la gestión anterior. “Pero en 2017, Vega Pléyade no logró compensar la caída generalizada de la producción. El resultado fue una retracción de -0,9%. en el país con el gas de pozo más caro del mundo. Se trata del peor resultado desde 2013 y la primera caída desde 2014”, detallaron desde OETEC. RÍO NEGRO RENOVÓ EL 95% DE SUS ÁREAS PETROLERAS Y APUNTA A LA ENERGÍA EÓLICA Río Negro ya renovó las concesiones de casi el 95% de las áreas hidrocarburíferas de su territorio y ayer se sumaron las empresas YPF y Capex, que presentaron su interés formal en los permisos de exploración del área petrolera Cerro Manrique, informó oficialmente el gobierno provincial. “Alrededor del 95% de las áreas ya renovaron las concesiones, con aumento de regalías y compromisos de incremento en las inversiones de exploración y explotación”, precisó Sebastián Caldiero, Secretario de Energía de la provincia, a través de un comunicado oficial.
POR PRIMERA VEZ DESDE 2014, CAYÓ LA PRODUCCIÓN DE GAS La baja del 0,9% en 2017 cortó una racha ascendente que se mantenía aun con el actual gobierno. En medio de tarifazos y con la demanda estancada, las perspectivas no son auspiciosas para el sector. De acuerdo a lo informado por el Observatorio de la energía, tecnología e infraestructura para el desarrollo (OETEC).De acuerdo Fuentes: Cronista, Economista, a lo informado por el Observatorio de Econojournal, BAE, Página 12
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INTERNACIONALES
CHINA PONE EL FOCO EN AMÉRICA LATINA AMÉRICA LATINA Y EL CARIBE ES LA SEGUNDA ZONA QUE RECIBE MÁS INVERSIÓN EXTRANJERA DIRECTA (IED) DESDE CHINA CON UN 14% DEL TOTAL, LUEGO DE ASIA
“C
hina ocupa un lugar central en el futuro de la región que no está marcado, y que debemos construir entre todos desde ahora”, señaló el presidente Tabaré Vázquez en el discurso de inauguración de la Cumbre ChinaLAC (Latinoamérica y el Caribe), realizada en Punta del Este en noviembre del año pasado. Rondas de negocios entre representantes de empresas chinas de tecnología, industria química e infraestructura, con empresarios de Uruguay y toda la región tuvieron lugar en una de las tres jornadas de duración de la Cumbre. El país asiático está invirtiendo cada vez más en la región. América Latina y el Caribe es la segunda zona que recibe más Inversión Extranjera Directa (IED) desde China con un 14% del total, luego de Asia, según datos presentados por Uruguay XXI durante la Cumbre. Según un informe del Foro Económico Mundial, China es el principal socio comercial de Argentina, Brasil, Chile, Perú y Uruguay, y el segundo de México. Respecto a las
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inversiones del gigante asiático en la región, desde el año 2003 se ha invertido más de US$ 110.000 millones (hasta 2017), y más de la mitad fue en los últimos cinco años. Es claro que el interés chino en América Latina se ha profundizado. Pero ¿en qué países y sectores está invirtiendo más? Para averiguar eso, la Red Académica de América Latina y el Caribe sobre China, coordinada por la Universidad Nacional Autónoma de México, publicó a mediados del año pasado un monitor sobre la IED china en los principales países de América Latina y el Caribe. Según publicó el diario El Observador, uno de los coautores del estudio, Samuel Ortiz, comentó que la idea es contribuir a mejorar la calidad de la estadística de la inversión extranjera directa de China en América Latina, con base en la metodología actual que reportan instituciones como el Ministerio de Comercio de China. El país que recibió más inversión china fue Brasil, en los sectores mineros, energéticos, y en la construcción de ómnibus eléctricos, entre otros sectores. En segundo lugar y con amplia diferencia respecto al monto
se encuentra Perú, luego Argentina, Cuba y Jamaica. Brasil: sector energético y minero, ómnibus eléctricos, paneles solares Perú: minería (cobre) Argentina: ferrocarriles y paneles solares Cuba: infraestructura, telecomunicaciones y turismo Jamaica: Construcción de una Zona Económica Especial, y un parque industrial, actividad minera Chile: sector financiero, agroindustrial, infraestructura y sector eléctrico México: extracción petrolera, ensamblaje de vehículos, comercio al por mayor Ecuador: centrales hidroeléctricas, minería, telecomunicaciones Guyana: minería Barbados: turismo Bermuda: industria automotríz Venezuela: infraestructura y actividades extractivas de petróleo Colombia: sector agrícola y telecomunicaciones Trinidad y Tobago: infraestructura Uruguay: automotríz, productos químicos, combustibles, tecnología y agroindustria Fuente: Elobservador.com
OPEP: PRONÓSTICOS PARA 2018A
L
a OPEP ha elevado su previsión de demanda mundial de petróleo para este año a 98,6 millones de barriles por día. Según el nuevo informe de la organización, se espera que el crecimiento de la demanda en 2018 sea de 1,59 millones de barriles al día. El informe de enero pronosticaba un crecimiento de 1,53 millones al día. El aumento de la previsión corresponde principalmente a una perspectiva más positiva en el desarrollo de las economías de los países de la OCDE (Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos) en América del Norte y del Sur, Europa y Asia”, reza el informe.
Los futuros del crudo WTI cerraron el 2017 sobre los 60 dólares por barril por primera vez en dos años y medio, pintando un panorama de estabilidad para el mercado del petróleo en el 2018 a medida que se recorta la producción petrolera global. Sin embargo, los expertos tienen bajo la lupa cinco importantes focos de incertidumbre que podrían cambiar los pronósticos, según afirma el analista Nick Cunningham para Oil Price.
CUMPLIMIENTO DEL ACUERDO DE LA OPEP
El experto señala que los países miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), así como Rusia, han cum-
plido satisfactoriamente —en un 115%— con el acuerdo de reducción petrolera, destinado a frenar el exceso de oferta mundial que ha hecho bajar los precios y los ingresos en los últimos años. No obstante, Cunningham señala que tales recortes, que en noviembre fueron renovados hasta el final de 2018, se toparían con un aumento de la demanda del recurso, que a su vez elevaría los precios e impulsaría a los firmantes —en particular a Rusia— a buscar prematuramente la puerta de salida del pacto.
Fuente: https://actualidad.rt.com
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Imagen & Estrategia Securitas Argentina presentó soluciones para la Industria Minera
MetroGAS inaugura oficina comercial en Florencio Varela
Securitas Argentina presentó su Visión 2020 junto con los servicios y soluciones de protección para el sector minero, en el marco de la Convención Internacional Minera, PDAC 2018 Toronto- Canadá que se realizó del 4 al 7 de marzo de este año en las instalaciones del recinto ferial del Metro Toronto Convention Centre. A través la estrategia de la Visión 2020, Securitas está liderando la transformación de la Industria, pasando de un modelo de seguridad tradicional a uno de protección. Entre los servicios de Protección se encuentran: Seguridad Física, Seguridad Mobile, Seguridad Remota, Seguridad Electrónica, Protección contra Incendios y Safety, y Gestión del riesgo Corporativo. Securitas es la empresa líder mundial en Soluciones de Protección, con operaciones en 53 países y brinda empleo a más de 335.000 personas a nivel global.
MetroGAS anunció, en audiencia con el Intendente Andrés Watson, la llegada de la Oficina Comercial al Municipio de Florencio Varela. La apertura se da en el marco del Plan quinquenal de Inversiones Obligatorias que se encuentra en marcha y a través del cual ya se han destinado más de $200 millones al distrito para el mejoramiento general del tendido de redes de gas natural. Durante el encuentro, que se realizó en Municipalidad de Florencio Varela, el mandatario comunal, el Director General de MetroGAS Eduardo Lifschitz y el Director Comercial de la empresa Sebastián Mazzucchelli; compartieron inquietudes y necesidades para estrechar lazos de confianza y trabajar cada vez más en conjunto. El punto de partida fue común para ambos: mejorar la calidad de vida de los vecinos del Municipio. La nueva oficina estará ubicada en Juan B. Alberdi al 3200 y contará con más de 250 mtrs2 para ofrecer a los vecinos del Municipio y alrededores un punto de contacto dinámico que facilite la atención a los vecinos.
Geopark anuncia adquisición en Argentina
Nueva edición del programa de Becas Universitarias y Tecnicaturas
35 16$ GeoPark Limited (“GeoPark” o la “Compañía”) (NYSE: “GPRK”), empre16$ sa35 latinoamericana independiente y líder en exploración, operación y 35(16$ de petróleo y de gas con operaciones y plataformas de consolidación crecimiento en Colombia, Chile, Brasil, Argentina y Perú informa la adquisición de tres bloques en la Cuenca Neuquina en Argentina con recursos, reservas y producción de petróleo y gas. El 18 de diciembre de 2017, GeoPark celebró un Contrato de Adquisición de Activos (“APA por sus siglas en Inglés) con Pluspetrol, una compañía privada de petróleo y gas con fuerte presencia en latinoamérica, con el fin de adquirir el 100% de la participación y operación de los bloques Aguada Baguales, El Porvenir y Puesto Touquet (“los (1(5*(7,&$ bloques”) por un valor total de USD 52 millones. El cierre de la transacción está sujeto a aprobaciones regulatorias, que se esperan para (1(5*(7, $ el primer trimestre de 2018.
Pan American Energy (PAE) lanzó la convocatoria 2018 para su programa de Becas Universitarias y Tecnicaturas, destinado a estudiantes del Golfo San Jorge. La compañía lleva adelante esta iniciativa en un trabajo articulado con Fundación Cimientos, el Ministerio de Educación de Chubut y el Concejo Provincial de Educación de Santa Cruz. Este programa tiene por finalidad facilitar la continuidad y finalización de estudios universitarios y técnicos a aquellos alumnos que evidencien un buen nivel académico y posean dificultades económicas para afrontar los estudios. Aquellos jóvenes que deseen aplicar deben ingresar a www.pan-energy. com/comunidad y completar la ficha de inscripción hasta el 30 de marzo. En Comodoro Rivadavia, el programa alcanza a la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco (UNPSJB) con las siguientes carreras: Ingeniería en Petróleo, Ingeniería Química, Ingeniería Mecánica, Ingeniería Electrónica, Ingeniería Industrial y Geología.
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