perspectivas 2019: lo que resta por hacer€¦ · convencionales de vaca muerta — se trata de un...

Anuario

Anuario Anuario Anua-

rio Anuario Anuario Anuario Anua-

rio Anuario Anuario Anuario Anuario Anuariario

Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario

Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario

Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anua-

rioAnuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anua-

rio Anuario Anuariario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario

Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario

Anuariario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario

Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuariario Anuario Anuario Anuario Anuario Anua-

rio Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anua-

rio Anuario Anuario Anuario Anuariario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario

Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuariario Anuario Anua-

rio Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anua-

rio Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuariario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario

Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario

Anuariario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anua-

rio Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuariario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario


Anuario Anuario Anuario Anuariario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anua-

rio Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuariario Anuario Anuario


Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuariario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anua-

rio Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario

Anuariario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anua-

rio Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuariario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario


Anuario Anuario Anuario Anuariario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario

Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuariario Anuario


Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuariario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario


Anuario Anuariario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario

Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuariario Anuario Anuario Anuario

Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anua-

rio Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuariario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario


riario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario

Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuariario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario


rio Anuario Anuario Anuario Anuariario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario

Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuariario Anuario


rio Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuariario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario


rio Anuario Anuariario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario

Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuariario Anuario Anuario Anuario

Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario nuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario

nuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario nuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario nuario Anuario

Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario nuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario nuario Anuario Anuario Anuario

Anuario Anuario Anuario nuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario nuario Anuario Anuario Anuario Anuario

Anuario Anuario nuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario nuario Anuario Anuario Anuario Anuario

Anuario Anuario nuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario nuario Anuario Anuario Anua-

rio Anuario Anuario Anuario nuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario

nuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario Anuario nuario Anuario Anua-

rio Anuario Anuario Anuario Anuario nuario Anuario Anuario Anua-

rio Anuario Anuario Anuario nuario Anuario Anuario

Anuario Anuario Anuario Anuario nuario

Anuario Anuario Anuario

Anuario Anuario

Anu

Anuario 2018

Perspectivas 2019: Lo que resta por hacer

Editora: María del Rosario Martínez, [email protected]. redaccion@energiay negocios.com.ar- Medios Electrónicos: Pablo Bianchi Martínez -

Publicidad: [email protected], Suscripciones: Nora Palermo: [email protected], [email protected].

ar - [email protected] Editado en Buenos. Aires. - Argentina. Sarmiento 1889 piso 2 Capital Federal Tel: 4371-0010/6019- Las notas fimadas no

necesariamente reflejan la opinión del editor. Prohibida su reproducción total o parcial (Ley 11.723) © E&N. www.energiaynegocios.com.ar

Sum

ario

Hacia un país más eficienteJavier IguacelPag. 10

Renovables y gas, una oportunidad única para el desarrollo de ArgentinaSebastián KindPág. 12

Calidad del servicio: el gran desafío del ENREAndrés ChambouleyronPág. 17

2018, el año que el ENARGASrecuperó la institucionalidadMauricio RoitmanPág. 24

Argentina y la roca prometidaJosé Luis SuredaPág. 29

La revolución energética posibleDaniel MontamatPág. 30

Es hora de para la pelota y reordenar la estrategia energéticaJorge LapeñaPág. 32

La vuelta a la integración gasíferaArgentina-Chile en la era del shale gas.Griselda LambertiniPág.34

Hacia un régimen de precios energéticos competitivos y establesSebastián ScheimbergPág. 40

La transición energética en laeconomía del siglo XXIAgustin TorrobaPág. 42

Crítica de la razón energéticaGerardo RabinovichPág. 44

Salvando obstáculos en la dirección correctaDaniel De NigrisPág. 46

La debilidad de la OPEP produceremezones políticosEmilio CárdenasPág.48

El reto de explorar la plataformacontinental argentinaFermín BerraondoPág.52

Las políticas energéticas y el desafío ante el nuevo paradigmaMariano Humberto BernardiPág.56

El NEA, medio siglo de postergaciónOscar DoresPág. 62

Convertir recursos en reservasMauro G. SoaresPág.64

Hacia un cambio de paradigmaMariano JimenaPág. 68

Externalidades económicas y regulación para la formación de precios de la energía eléctricaErnesto BadaracoPág.70

Las medidas gubernamentales promueven la competitividadAlberto FernándezPág. 74

La confiabilidad de los sistemas eléctricosOscar FerreñoPág.76

Balance, perspectivas y estrategias 2019. La opinión de los Ceo’sPág. 80

En cifrasPág.86

10

11

Luego de tres años de gobierno, la alianza Cambiemos puede exhibir algunos buenos lo-gros en materia energética. Durante esta ges-tión, un bien escaso como el gas natural, pasó a ser abundante y con un precio más adecuado entre la oferta y la demanda, con un regulador muy activo en el tema.

La restauración de los marcos regulato-rios indica una vocación institucionalista, ras-go muy destacado por el radicalismo, miembro con más tradición política y experiencia de go-bierno dentro de la coalición Cambiemos.

Hay más. En materia de renovables, las ron-das RenovAr permitieron la inauguración de muchos parques de generación de fuente limpia que resultan un vistoso escaparate en el que los inversores miden y comparan posibilidades de inversión y rentabilidad. En térmica se instala-ron casi 3.000 Mw de respaldo, muy necesario para la mejora del servicio. La puesta en mar-cha del Mercado Electrónico del Gas y la ha-bilitación de las compras directas de combusti-ble por parte de las generadoras —con precios más competitivos— con tarifas previsibles para los usuarios, sumando a un aumento de la pro-ducción de gas shale del 256% y en petróleo no convencional del 60% son el resultado de las acciones conjuntas del Gobierno y el sector pri-vado.

Pese a este palmarés, la gestión tiene débi-tos importantes, en casi todas las áreas.

Desde el punto de vista económico, el em-presariado —núcleo duro de Mauricio Macri, electoralmen-te hablando— señala con descon-cierto el tijeretazo aplicado al presupuesto de obra pública. En materia impositiva también hay desconcierto por promesas incumplidas: se mantienes las retenciones al agro y a las manu-facturas.

Muchos de ellos se preguntan sobre las ra-zones que llevaron a los técnicos del gobierno, a diseñar un recorte de esta naturaleza. Cual-quiera conoce las ventajas sociales y políticas que conlleva la inversión en infraestructura y en obra pública y de su impacto inmediato: reduc-ción de la desocupación y aumento del número de consumidores, circulo virtuoso del capitalis-

mo. El núcleo duro empresarial, señala también que la altísima inflación, el aumento de la des-ocupación el alto riesgo país y tasas exhorbitan-tes requieren de acciones políticas inmediatas. Reclaman, entre otras acciones, el incentivo a las medianas y pequeñas empresas, fundamen-talmente a aquellas con capacidad exportadora.

Ese riesgo país muestra el talón de Aqui-les de la credibilidad argentina. Por lo elevado nivel, se frenaron casi todos los contratos de Participación Público Privada (PPP) como por ejemplo, la hidroeléctrica Portezuelo del Vien-to, que iba a ser licitada vía PPP y debió ceder paso al sistema de financiamiento tradicional.

Bienvenidas las exportaciones de recursos primarios, pero éstas deben tener como benefi-ciarias no sólo a las empresas productoras sino a la cadena de valor energética. Las pymes hoy están golpeadas por una fractura en la cadena de pagos motivada por las astrónomoicas tasas de descubierto.

Otro tema que no es posible dejar pasar y es el ato nivel de endeudamiento asumido por la Argentina. No es la primera vez recae sobre el país un endeudamiento que no tiene por objeto el desarrollo ni la inversión. En este asunto, la historia argentina muestra cómo las políticas fi-nancieras desacopladas de la economía real ter-minan en calamidad.

Es preciso recordar que la alta inflación combinada con alto desempleo, —sumado a un altísimo endeudamiento externo— derivan en un notable aumento de la pobreza; sabemos que el resultado tiene un alto costo y que sin excep-ción tiene consecuencias sombrías, tanto en lo social como en lo económico y lógicamente en lo político.

Los ciudadanos de pie esperamos que las políticas razonables primen sobre los intereses sectoria-les y se de paso a la concreción de los postulados que llevaron a Cambiemos y a Mau-ricio Macri a la presidencia de nuestra querida República.

Aldo Bianchi Alzugaray Director

Edito

rial

Luces y sombras de una gestión dispar

12

Desde que asumimos la gestión hemos tomado dos gran-des decisiones políticas. La primera: que los argentinos dis-pongamos de energía abundante, limpia y a precios competiti-vos y la segunda, que nos convirtamos en un exportador serio de energía a nivel mundial.

Para llevar adelante estos dos grandes objetivos estratégi-cos que nos hemos trazado, debimos avanzar en la restaura-ción y mejora de los marcos regulatorios energéticos.

Regulando lo que deba ser regulado y poniendo en com-petencia todo aquello que pueda competir, de modo transpa-rente, creando un mercado de energía con abundancia, para que esa abundancia termine transformándose en bajos pre-cios, estos son los ejes de acción principales.

Tenemos enormes ventajas competitivas para lograr es-tos objetivos. En primer término, poseemos los recursos no convencionales de Vaca Muerta — se trata de un yacimien-to word class— además de todas las shales de nuestro terri-torio argentino.

Nos hemos convertido en el tercer productor mundial de no convencional —Estados Unidos, Canadá y Argentina— pero ninguno que lo haga de forma más competitiva.

En 2014, se realizaba una fractura por día y entre 2015 y 2016 se hicieron dos fracturas por día y hoy se hacen 6. Tres equipos de un mismo operador, trabajando en simul-táneo, dos hicieron 6 pozos y uno hizo 8 en el mismo día. Con menor capital invertido multiplicamos por 6 la producti-vidad entre 2014 y 2018, el promedio con el que esta operan-do EE.UU. que hoy es de 6/7 fracturas por día.

En cinco años podremos duplicar la producción de petró-leo y la producción de gas, es decir, que estaríamos exportan-do lo mismo que consumimos, generando 500 mil empleos en forma directa e indirecta en toda la cadena de valor en energía principalmente asociados a Vaca Muerta.

Podemos dar un salto positivo y llegar a US$15.000 millo-nes en exportaciones en el 2023, pasando de US$ 7.000 mi-llones negativos en el 2013 a US$ 15.000 millones positivos en el 2023. Uno de los logros más importantes de nuestra ges-tión, es que logramos revertir la curva declinante de 20 años gracias al aumento del 60% de la producción no convencio-nal. Pasamos de 5.000 barriles de crudo en 2015 a 65.000 en septiembre de 2018 rozando los 70.000 y proyectamos crecer un 3% en la producción anual. Después de EE.UU. somos el mayor productor de petróleo shale.

Y en las renovables no nos quedamos atrás. Tenemos una altísima competitividad dado que son óptimas las horas de sol en el norte y una frecuencia constante e intensa del viento en la Patagonia y desde norte de la región y sur de la Provincia de Buenos Aires y toda la región del Comahue y toda la me-seta Patagónica y también la la zona Atlántica.

Esa son las ventajas competitivas que hacen que un dólar

Hacia un país más eficiente

Javier Iguacel, Secretario de Estado de Energía

repasa las acciones políticas de su gestión. Marca

los puntos salientes en materia de petróleo, gas,

electricidad, sectores regulados y en competencia

y señala los temas de trabajo poniendo énfasis en

atraer a las inversiones requeridas para el desarrollo

de la infraestructura de toda la cadena de valor

energética

Por Javier Iguacel (*)

13

invertido en la Argentina en cualquiera de los rubros —tanto en renovables como en gas y petróleo no convencional— sea muy eficiente gracias a la prodigalidad de la naturaleza.

Gracias a Vaca Muerta hemos mejorado considerablemen-te los costos de exploración, logística, eficiencia y competiti-vidad y en el caso de las renovables a partir de los incentivos de las rondas Renovar tenemos 150 proyectos licitados, 90 en construcción y hemos empezado a desarrollar industrias loca-les sobre todo de las grandes columnas y partes de los moli-nos eólicos, es decir, desarrollar una cadena de valor.

En petróleo y gas tenemos ya desde hace mucho tiempo una cadena de valor, pero que se fue adaptando a las deman-das de la explotación no convencional.

Un dato relevante: el gas natural shale aumentó en Vaca Muerta 256% en la comparación interanual, medido desde octubre de 2017 a 2018 y en petróleo un 60%.

Estos aumentos de producción redujeron las importacio-nes y comenzaran las exportaciones, aunque todavía con in-suficiencia en los inviernos pero con grandes excedentes en el verano. Este es el gran marco en el que estamos trabajan-do y en los últimos cuatro meses hemos avanzado muchísimo.

Otra tarea relevante ha sido salir del esquema de precios del gas fijando un sendero de precios y hemos puesto en mar-cha el Mercado Electrónico de Gas (Megsa) que es transpa-rente y competitivo que ha hecho que:

a) Bajen los precios en dólares considerablementeb) Permitiésemos a los generadores comprar su propio

combustible c) Comenzase a funcionar el mercado a término para las

renovables, es decir, las transacciones privadas de energía de fuentes renovables

d) y reglamentásemos la Ley de Generación Distribuida para que todos los usuarios puedan generar en su casa y de este modo compensen mediante medidores bidireccionales la generación y la inyección de excedentes en la red.

Comenzamos una negociación adulta y sensata con Boli-via para que el contrato, que nos obligaba a comprar gas que hoy no necesitamos se adapte a nuestras verdaderas necesida-

des. Producto de ese acuerdo ha disminuido el ingreso de gas de Bolivia y sustituirla por nuestra producción.

Otro hito importante de nuestra gestión: despedimos el barco de Bahía Blanca y comenzamos las exportaciones a Chile, con la reglamentación para las exportaciones por cada categoría y lo pusimos en marcha. También le dimos una ma-yor frecuencia a la mesa de hidrocarburos de Vaca Muerta y también lanzamos la primera y más importante ronda off-sho-re, que incluye bloques del talud continental con 38 bloques, son contratos muy interesantes que vamos a abrir en marzo.

En los próximos meses nos abocaremos a concluir el es-quema de funcionamiento para que los distribuidores y los grandes usuarios eléctricos puedan contratar la generación di-recta y no pasen por CAMMESA.

Esamos trabajando también en terminar de definir la re-glamentación para las inversiones en infraestructura del mindstream, sobre todo el transporte de gas y de petróleo y publicarlas. Sabemos que van a atraer a inversores que no son productores ni refinadores, sino que, simplemente invierten en infraestructura ofreciendo capacidad, recuperando su in-versión —que es importante— en el corto plazo .

Otro aspecto que no quiero dejar pasar: en biocombusti-bles estamos avanzado, después de que la ley de Presupuesto dejó algo de lado, pero tenemos algunas ideas para avanzar y que todo estas ideaas que tenemos tomen dinámica y contri-buyan a bajar el costo de la energía eléctrica.

En definitiva pretendemos tener tarifas previsibles del gas para el próximo invierno ofreciendo un sistema del tipo “flat” para que a la gente pueda prever cuánto va a pagar y que le llegue una factura mas o menos pareja todo el año, sin los so-bresaltos del invierno.

(*) Secretario de Energía y Minería de la Nación

14

La matriz energética argentina se encuentra en plena eta-pa de transformación gracias al aprovechamiento de nuevas fuentes. Las energías renovables y los hidrocarburos no con-vencionales (HNC) están jugando un papel central como nun-ca antes sucedió en la historia de nuestro país. Su desarrollo en paralelo, no obstante, es motivo de constante debate en el sector energético, en virtud de los intereses afectados y las implicancias en términos económicos, sociales y ambientales de cada alternativa. Muchos lo conciben como una contradic-ción, fundados en datos en su mayoría errados, cuando el ar-gumento subyacente es la imposibilidad de capturar un mer-cado doméstico limitado y en menor medida, la dificultad de atraer las inversiones necesarias para el desarrollo de ambas en simultáneo.

La realidad es que su abordaje conjunto constituye una oportunidad única para nuestro país que no debemos desapro-vechar, ya que nos lleva a disponer de una matriz diversifica-da, accesible, limpia y sustentable, con potencial de generar divisas, mejorar las cuentas fiscales y promover un crecimien-to de largo plazo.

La complementariedad entre los objetivos de obtener gas natural a precios convenientes, sustituyendo combustibles lí-quidos en el mercado doméstico y abriendo nuevos merca-dos de exportación, y el de diversificar la matriz energética con renovables, cobra fuerza en un contexto en el que los al-tos costos de acumulación y el acotado alcance de los inter-cambios transfronterizos limitan el desarrollo masivo de altos porcentajes de penetración de fuentes intermitentes, como el viento o el sol, a pesar de sus innegables bondades.

Gestión en materia de Energías Renovables

El desarrollo de las energías renovables en Argentina constituye hoy una realidad incuestionable. Industrias, rutas y puertos dan cuenta de la movilización de recursos huma-nos y materiales inherente a su despliegue a lo largo de todo el territorio, mientras que a nivel internacional se destacan los aciertos del curso asumido posicionando a nuestro país entre los 10 destinos más atractivos del mundo para invertir en el sector (según el índice RECAI) o con la noticia de saber que Argentina representó este año el tercer mercado global para VESTAS, el mayor fabricante mundial de aerogeneradores.

Todo ello es posible gracias a la decisión tomada de con-vertir a las energías renovables en una verdadera política de

Renovables y Gas, una oportunidad única para el desarrollo de Argentina

Sebastián Kind llama a superar el desafío de

captar inversiones para el desarrollo simultáneo de

las fuentes renovables y también del gas natural.

Señala también la importancia de proteger ambas

fuentes energéticas y su infraestructura del riesgo

país, permitiendo que las inversiones de capital

se sostengan en el tiempo a través de mercados

competitivos

Por Sebastian Kind (*)

15

Estado a partir del desarrollo de un marco regulatorio sóli-do, respaldado por un sistema innovador e inédito de garan-tías que probó otorgar certidumbre y previsibilidad, atributos ineludibles a la hora de planificar una política que propenda a desarrollar sectores de alta intensidad de capital y largos pe-ríodos de repago.

La ley 27.191 estableció como objetivo lograr un incre-mento progresivo en la participación de las fuentes de ener-gía renovable en la matriz eléctrica hasta alcanzar el 20% al año 2025. Entendiendo que la consecución de dicho propósi-to requería de la ingente entrada de inversiones y que los an-tecedentes de nuestro país al momento de la promulgación de la ley imponían sendas limitaciones a que ello se efectiviza-ra, la creación de un sistema de garantías en cascada demostró ser la piedra angular del éxito del Programa RenovAr, junto con una cantidad de medidas adoptadas, tales como el ofreci-miento de la prórroga de jurisdicción para posibilitar el arbi-traje internacional en caso de disputas, la consulta pública de documentos antes de la sanción de las normas de convocato-ria o la eliminación de riesgos de congestión por cuestiones inherentes a la red eléctrica, todo esto como parte fundamen-tal del diseño regulatorio.

Más tarde, en aras de regular el cumplimiento de las me-tas de la Ley por parte de los Grandes Usuarios (GU), con de-mandas de potencia iguales o mayores a 300 kW, se sancio-nó una norma conocida como MATER (Mercado a Término de Energía Renovable) que facultó a los GU a autogenerar-se o contractualizar sus demandas, hasta el 100% si así lo de-seasen, en el libre mercado con cualquier generador renova-ble independiente. El desarrollo de esta normativa terminó de cumplir con el objetivo buscado en el Decreto Reglamentario 531/2016 de la Ley 27.191, de establecer dos posibles cana-

les para la contractualización de energía renovable de poten-cia en el país, las compras conjuntas del Estado Nacional por un lado (RenovAr) y el MATER, instrumentado a través de la Res. 281/17.

El desarrollo de los proyectos adjudicados en el marco de RenovAr, así como los que resultaron de contratos celebrados en el MATER ha mostrado una marcada evolución, aún en contextos macroeconómicos adversos como los experimenta-dos durante el segundo y tercer trimestre de 2018.

De hecho, este año ha marcado el inicio de un período de maduración de las políticas asumidas años atrás, dando cuen-ta de la fortaleza del marco regulatorio y el sistema de garan-tías que lo respalda, así como de la credibilidad del mundo in-versor internacional en el camino emprendido. No obstante, esto no significa que la coyuntura macro no agregue conside-raciones desafiantes al momento de conseguir los financia-mientos requeridos.

Prueba del éxito obtenido hasta el momento son las 115 nuevas centrales de energía renovable, entre las 20 en opera-ción comercial (llegando a 30 en las próximas semanas) y las 95 en plena construcción hasta el día de la publicación de esta nota, que en suma significan 4.260 MW, 6.250 MMus$ de in-versión directa genuina y más de 8.800 nuevos puestos de tra-bajo. Asimismo, durante el año 2018 se han firmado 87 con-tratos, 5 de los cuales corresponden a proyectos adjudicados en el marco de la Ronda 1.5 y 82 de la Ronda 2, finalizando así un hito fundamental con altísimo porcentaje de éxito, la contractualización del 97,5% de los proyectos adjudicados en todo el programa.

Todos ellos sin excepción habiendo conformado las co-rrespondientes garantías millonarias en tiempo y forma. Res-pecto a la rescisión de contratos firmados, apenas en 2 pro-

ENERGÍAS RENOVABLES (Estado de situación)

4.260 MWTotales

6.246 MM USDinversión total

115 Proyectosentre operación comercial

y construcción

20PROYECTOS EN OPERACIÓN COMERCIAL16 proyectos: Ronda 1, 1.5, 2022 proyectos: Ronda 22 proyectos: MATER

95PROYECTOS EN CONSTRUCCIÓN41 proyectos: Ronda 1, 1.5, 20229 proyectos: Ronda 225 proyectos: MATER

3.767 MWInversión Estimada

5.440 MM USD

493 MWInversión Estimada

806 MM USD

16

yectos de los 157 adjudicados se ha iniciado dicho proceso, lo que da cuenta del compromiso asumido por los oferentes y de la firmeza del Estado en aplicar las sanciones necesarias, pre-establecidas para los casos de incumplimiento.

En atención a los resultados obtenidos y la expectati-va generada en la continuidad de la política emprendida, he-mos tomado la decisión de lanzar este mismo año una nueva convocatoria con el fin de promover la instalación de nueva capacidad de generación de energía eléctrica de fuente reno-vable, en el cumplimiento de las metas establecidas en la ley 27.191, a través de la Res. 100/18.

En esta oportunidad, considerando las restricciones de ca-pacidad y transporte existentes en las líneas de Alta y Extra Alta Tensión y las capacidades disponibles en las redes de Media Tensión, la invitación se ha orientado a proyectos de baja escala, contribuyendo a una mayor estabilidad en las re-des, acercando la generación a la demanda, disminuyendo así las pérdidas eléctricas y fomentando el desarrollo regional y la sustitución de generación forzada de combustibles alterna-tivos existentes. Asimismo, se persigue el objetivo de atraer inversiones de actores no tradicionales hacia el sector de ge-neración de energía eléctrica a partir de fuentes renovables, a través de un marco contractual probado, sólido y confiable.

Teniendo en cuenta las diferencias de esta convocato-ria respecto de las anteriores rondas del Programa RenovAr, debido a la menor escala de los proyectos, el nivel de ten-sión al que éstos se conectarán y la necesaria participación de los Agentes Distribuidores, se trabajó en un diseño espe-cífico tanto del procedimiento de selección, como del contra-to de abastecimiento a celebrar y de la estructura de garantías a otorgar. Los detalles pueden consultarse en el Pliego de Ba-ses y Condiciones que figura como Anexo en la Res. 100/18.

Promoción de la industria nacional

La participación de la industria nacional cobra cada vez más fuerza gracias a la evolución de la normativa desde el año 2016, que ha buscado adaptar las condiciones de integra-ción de componente nacional exigidas, a la capacidad, efecti-va y potencial, de los proveedores locales para satisfacerla en condiciones competitivas de calidad y precio.

Todo esto sin perjuicio del objetivo de obtener menores precios de generación de energía respecto a los que preva-lecieron durante la gestión anterior, que alcanzaron los 129 USD/MWh para la tecnología eólica y los 597,8 USD/MWh para la solar fotovoltaica, muy superiores a los precios pro-medios ponderados de 59,4 USD/MWh obtenidos en la Ron-da 1 y USD 40,9 USD/MWh en la Ronda 2 para la eólica; y los 59,7 USD/MWh y 42,8 USD/MWh respectivamente, para la solar fotovoltaica, a los cuales debe añadirse en promedio un 5,5% en concepto del factor de incentivo, utilizado para promover la rápida entrada en operación de las centrales. Al tratarse de contratos de 20 años y de manera de brindar ma-yor certidumbre a la inversión, estos precios son indexados a su vez con un factor de ajuste por inflación. La incorpora-ción en la comparación de precios frente a otras fuentes de-

biera depender de la longitud de los contratos de las fuentes a comparar.

La integración de componente nacional, considerando to-das las tecnologías, pasó del 14% en la Ronda 1 al 30% en la Ronda 2, lo que implica que en tan sólo un año se logró más que duplicar la participación de la industria local. En el caso de la tecnología eólica, los datos son aún más reveladores: se pasó de un 11% en Ronda 1 a un 37% en Ronda 2, con proyec-tos provistos casi en su totalidad con equipos de origen nacio-nal. Ello fue posible gracias al trabajo mancomunado del sec-tor público y privado para crear las condiciones regulatorias, técnicas y económicas que posibilitaran la inserción de la in-dustria nacional en la cadena global de valor de la tecnología eólica, de la mano de los principales fabricantes de aerogene-radores a nivel mundial.

La realidad demuestra que la decisión política de conver-tir la integración de componente nacional en una opción eco-nómicamente conveniente, y no en un mandato, ha sido la co-rrecta, en la medida que cada vez son más los desarrollos que revelan su preferencia hacia el contenido nacional sin afectar con ello los mejores precios históricos obtenidos, gracias a los incentivos del marco regulatorio sustentado en la Res. Con-junta del ex Ministerio de Energía y ex Ministerio de Produc-ción N° 1 y el Decreto 814 del año 2017. La inauguración de la planta de producción de aerogeneradores de la firma Vestas en la localidad de Campana, en noviembre de este año, confir-ma lo antedicho. La presencia del mayor fabricante mundial de aerogeneradores supone la inserción de la industria nacio-nal en una de las cadenas de valor con mejores perspectivas de crecimiento y proyección internacional, en un contexto don-de la lucha contra el cambio climático mediante la incorpora-ción de energía renovable se impone, ya no como una opción, sino como una necesidad de primer orden. Ello significa una oportunidad única para la industria de incorporar valor, gene-rar empleo y ganar competitividad internacional. En la mis-ma línea, otro de los principales fabricantes a nivel mundial se encuentra en plena construcción de sus capacidades de fabri-cación, con proyección de inicio de producción comercial en serie en febrero de 2019 y un objetivo declarado por la com-pañía de obtener la primera máquina de origen nacional hacia el mes de abril de 2019, con un volumen estipulado del mismo orden de magnitud que la anteriormente mencionada.

El creciente interés de desarrolladores, inversores y fabri-cantes mundiales de componentes da cuenta del valor de los recursos naturales y humanos del país, y fundamentalmente de la credibilidad en el marco regulatorio que se ha logrado instaurar y debe preservarse.

En ese contexto, la industria nacional debe seguir inser-tándose de un modo inteligente y sostenible en el tiempo, incorporando el conocimiento de los principales jugadores, agregando valor y ganando competitividad y prestigio a ni-vel internacional.

Perspectivas del sector renovable a nivel mundial

La energía renovable ofrece una clara oportunidad para

17

balancear el trilema energético entre seguridad, equidad y sus-tentabilidad, a la vez de generar impactos positivos a nivel económico y social, a escala local y global. En materia de se-guridad energética, permite una administración eficiente de los recursos naturales, acercando la demanda a la oferta y re-duciendo la dependencia a los combustibles fósiles. En rela-ción a la equidad, posibilita el acceso masivo a la energía a costos competitivos, aún frente a los hidrocarburos cuyo con-sumo se encuentra fuertemente subsidiado por un monto que, en 2017, superó los 300.000 MMus$ (según datos de IEA). En cuanto a la sustentabilidad, las fuentes renovables prome-ten jugar un rol central en la lucha contra el cambio climático, contribuyendo al 60% de la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero prevista para 2050 y al 90% considera-da en conjunto con la eficiencia energética. La implementa-ción de políticas tendientes a acelerar su desarrollo constituye entonces una condición necesaria para una transición energé-tica que propenda al abastecimiento de energía más segura, económica y limpia. Según datos de la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA), el 19% de la energía mundial proviene de fuentes renovables, con una tasa anual de creci-miento de 0,17% en los últimos 5 años. En términos de po-tencia, más de la mitad de las inversiones en nueva capacidad durante el mismo período se volcaron a proyectos de energías renovables, superando los 300.000 MMus$ en 2017 (monto equivalente a los subsidios al consumo de fósiles mencionado ut supra), de los cuales el 80% correspondieron a las tecno-logías solar y eólica. Aún en un contexto de fuerte reducción en los costos tecnológicos y de operación y mantenimiento, el desarrollo masivo de las energías renovables enfrenta impor-tantes desafíos, en especial en los países en desarrollo, aso-

ciados a los riesgos políticos, económicos y financieros inhe-rentes a ellos. La intensidad de capital y los largos períodos de maduración de las inversiones asociadas a los proyectos de energía renovable demandan marcos regulatorios estables y previsibles, dotados de mecanismos de cobertura de riesgo y garantías que permitan la celebración de contratos de lar-go plazo. El Programa RenovAr ha marcado una bisagra en la política energética de nuestro país, posibilitando la atrac-ción de capital privado de largo plazo en un contexto marca-do por antecedentes de incumplimiento de contratos, reglas discrecionales y hasta en casos arbitrarias y falta de previsi-bilidad. Los resultados obtenidos han captado la atención y el reconocimiento a nivel internacional, incluso al convertir-se, RenovAr, en Caso de Estudio de la Universidad de Har-vard el pasado mes de Abril. Hemos demostrado que cuando un objetivo se convierte en política de Estado es posible pla-nificar más allá de la gestión de un gobierno y el desarrollo de infraestructura requiere justamente de eso, de una mirada de largo plazo, de incentivos bien orientados y de mecanismos de garantías acordes y suficientes al nivel de riesgo.

Desafíos energéticos de largo plazo en Argentina

El futuro de la energía en la Argentina despierta una serie de interrogantes asociados a las fuentes a desarrollar, las in-versiones requeridas por cada alternativa y las políticas nece-sarias para su efectivo abordaje.

La abundancia de recursos naturales de nuestro territorio nos posiciona en la ventajosa circunstancia de poder elegir qué matriz energética resulta más compatible con el objeti-vo de alcanzar un desarrollo sostenible al menor costo, por lo

GENERACIÓN DE EMPLEO (EN ENERGÍAS RENOVABLES)Argentina. Diciembre 2018

57%

RenovAr y MATER

Total: 6.449 MW 16.225 Empleos

2.137 Empleos

4.059 MW 7.694 Empleos

809Empleos

Construcción

Eólica

Operación & Mantenimiento

Construcción O & M

2.077 MW 5.782 Empleos

449Empleos

Solar Construcción O & M

281 MW 2.316 Empleos

798Empleos

Bioenergías Construcción O & M

32 MW 433 Empleos

81Empleos

PAH Construcción O & M

Bioenergías: Biomasa, Biogás y Biogás de Relleno Sanitario. PAH: Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos

Total RenovAr y MATER

Total: 4.260 MW 8.666 Empleos

181 Empleos

EMPLEO ACTUAL: 8.847 32% 10% 1%

PORCENTAJES EN BASE AL

EMPLEO TOTAL

PROYECTADO

EMPLEO SEGÚN TECNOLOGÍA PREDOMINANTE POR REGIÓN:

25% 6%

3% 8%

17%

5%

17%

100%

100%

83%

90%

100%

69%

86%

43%

19%

Total Proyectado 18.362 Empleos210 Proyectos adjudicadosRenovAr y MaTer

115 Proyectos en desarrolloRenovAr y MaTer

(95 proyectos en construcción y 20 en operación comercial)

Construcción Operación & Mantenimiento

18

que el diseño de una planificación energética de largo plazo emerge como una cuestión central. La fuerte dependencia a los combustibles fósiles acarrea consecuencias económicas y ambientales que deben sopesarse. En tal sentido, la transición hacia una mayor diversificación en base al aprovechamiento de las fuentes renovables de energía constituye una oportu-nidad económicamente conveniente, además de una exigen-cia ambiental.

El desarrollo de largo plazo de las energías renovables en-frenta dos desafíos principales: la disponibilidad de capaci-dad de transporte y el acceso al financiamiento. Respecto al primero, la expansión de las redes de alta tensión constituye una necesidad primordial para permitir el despliegue de nue-vos proyectos de gran escala (por sobre los ya adjudicados) y acelerar la inserción de las renovables en la matriz. Con vis-tas a dar solución a dicha barrera, el gobierno ha impulsado en 2018 un programa de licitaciones de líneas de transmisión, con plazos de construcción de hasta 33 meses y períodos de operación y mantenimiento de 15 años desde la habilitación.

El éxito de tales convocatorias, no obstante, se encuentra vinculado al segundo gran desafío, referente a la estabilidad macroeconómica y al acceso al financiamiento.

La viabilidad de los proyectos de largo plazo, como los asociados a la generación y al transporte de energía, requiere de condiciones financieras accesibles en la medida que impli-can el desembolso de grandes inversiones en períodos cortos, pero de largo repago. Si bien el sistema de incentivos y garan-tías de RenovAr demostró ser sólido permitiendo a los pro-yectos adjudicados sortear en gran medida la volatilidad ma-croeconómica del año, la dimensión y el alcance del mercado dependerá de las condiciones de financiamiento a los que pue-dan seguir accediendo los proyectos en los próximos años. Si-tuación que no es ajena al resto de las necesidades de infraes-tructura que afronta el sector y el país. Respecto al desarrollo a gran escala de los HNC, uno de los principales desafíos se vincula también con la atracción de inversiones, necesarias en este caso para la explotación y el transporte del recurso, es-timadas en decenas de miles de millones de dólares para los

años venideros. Asimismo, la evolución del precio internacio-nal del petróleo, influenciado en gran medida por una crecien-te y vertiginosa electrificación del transporte a escala global, sumado a cuestiones geopolíticas complejas, constituye una variable de relevancia en la explotación futura de este recurso.

El objetivo de producir un volumen de energía que dupli-que, como mínimo, al actual impone la necesidad de conver-tirnos en exportadores netos, lo que sólo será alcanzable a tra-vés del despliegue de infraestructura específica (gasoductos y plantas de licuefacción), y una alta competitividad internacio-nal en costos de producción (upstream), situación que Argen-tina no tiene por qué no alcanzar en un futuro cercano.

Superar el desafío vinculado a captar inversiones para el desarrollo simultáneo de ambas fuentes de energía y de la in-fraestructura asociada requiere de reglas de juego claras y pre-visibles, que las blinden todo lo posible del riesgo país y per-mitan que el despliegue del capital se sostenga en el tiempo, permitiendo la formación de precios a través de mercados competitivos. Tenemos la posibilidad de llevar adelante una política energética de largo plazo que congregue a las fuentes renovables con los HNC dentro de un objetivo común de de-sarrollo económico, limpio y sostenible.

Me niego a aceptar que podamos darnos el lujo de decir-le NO a semejante oportunidad.

(*) Subsecretario de Energías Renovables y Eficiencia Energética

EL FUTURO ES ENERGÍA

19

A casi ya un año de la normalización del ENRE, con su di-rectorio nombrado por concurso de oposición y antecedentes y participación del Congreso de la Nación, con una Revisión Tarifaria Integral (RTI) concluida y con plena vigencia del Marco Regulatorio (Ley 24.065) y de los contratos de conce-sión, podemos hacer un breve balance de la situación actual, lo hecho hasta ahora y los desafíos que enfrentamos para los próximos años. Voy a concentrarme en dos aspectos centra-les de la calidad del servicio prestado por las distribuidoras eléctricas, por un lado, la frecuencia y la duración promedio de las interrupciones y por otro un aspecto clave de la calidad comercial del servicio que son los reclamos por consumos es-timados y por consumos excesivos y su resolución por parte de las concesionarias.

Con respecto al primer tema y como es de público cono-cimiento, el ENRE mide la calidad del servicio que prestan EDENOR y EDESUR con frecuencia semestral a través de dos índices: la frecuencia ó cantidad promedio de interrup-ciones por usuario (SAIFI) y la duración de cada interrupción promedio por usuario (SAIDI). La novedad que introdujo la última RTI fue que ahora dichos índices se miden por Partido (pcia. de BA) y por Comuna (CABA) a diferencia de lo que se hacía hasta enero del 2017 donde se computaba un solo ín-dice en forma agregada para cada concesionaria.

Estos dos índices son muy importantes porque además de medir la frecuencia y duración promedio de las interrupcio-nes están íntimamente vinculados a dos variables clave de las concesionarias: su nivel de inversión y el nivel de gestión de sus recursos. Normalmente se verifica que un bajo (alto) nivel de inversión se traduce en una alta (baja) frecuencia de cortes (SAIFI) ya que en lugar de reemplazar instalaciones defec-tuosas se las repara impidiendo así que se reduzca la cantidad de interrupciones. Por otra parte, una mala (buena) gestión de los recursos (tiempo, mano de obra y materiales) está normal-mente correlacionada con una alta (baja) duración de las in-terrupciones (SAIDI) ya que ante una falla, la concesionaria tarda más tiempo (menos) en atender el reclamo y proceder a su resolución definitiva alargando (reduciendo) así la dura-ción de los cortes.

Las penalidades que pagan las distribuidoras por deficien-cias en la calidad del servicio se traducen en bonificaciones automáticas a los usuarios en sus facturas mensuales y que son calculadas como el tiempo que permaneció el usuario sin servicio durante un semestre determinado multiplicado por el valor económico de la energía no suministrada y afectado este producto por los valores de SAIDI y SAIFI del Partido o Co-muna donde habita el usuario con respecto a los valores obje-

Calidad del servicio: el gran desafío del ENRE

Por Andrés Chambouleyron (*)

Andrés Chambouleyron, presidente del Ente

Nacional Regulador de la Electricidad, en esta

columna, desarrolla dos de los temas fundamentales

de su gestión y de los objetivos planteados en

la Ley 24.065 referidos a la calidad del servicio:

la frecuencia y la duración promedio de las

interrupciones y la calidad comercial, que junto con

los reclamos por consumos estimados constituyen

los principales reclamos de los usuarios.

20

tivo de estos índices fijados por la autoridad regulatoria. Si los índices de calidad de un determinado Partido o Comuna es-tán un 50% por encima del valor objetivo fijado por el ENRE, la compensación al usuario será entonces un 50% superior a aquella que le correspondería si los índices de ese Partido o Comuna coincidieran con los valores objetivo. A mayor (me-nor) desvío de los índices promedio por Partido o Comuna con respecto a los valores objetivo fijados por el ENRE ma-yor (menor) es la bonificación pagada por las concesionarias a los usuarios que sufrieron los cortes. Si bien los índices de calidad del servicio se miden (y se aplican para calcular san-ciones) por Partido y por Comuna1, su evolución reciente se puede ilustrar como promedio ponderado agregado por con-cesión que es lo que ilustran los siguientes gráficos: Estos dos primeros gráficos ilustran la evolución del SAIFI (frecuen-cia de cortes por usuario y por semestre) promedio ponderado por concesión para ambas distribuidoras (EDENOR y EDE-SUR) incluyendo (barra azul) y excluyendo (barra naranja) eventos declarados por las concesionarias como de fuerza ma-yor, a partir del semestre 39 (setiembre 2015 – febrero 2016) hasta el semestre 44 (marzo – agosto 2018), último semestre disponible. Los gráficos también ilustran una línea punteada negra que es el valor objetivo de SAIFI impuesto a las conce-sionarias durante la RTI para el quinquenio 2017 – 2021 (tam-bién promedio ponderado por concesionaria). Este valor ob-jetivo se obtuvo en ambos casos partiendo del valor promedio de cada índice durante el período 2013 – 2015 reduciéndose gradualmente según una función exponencial hasta lograr du-rante el último semestre del quinquenio (setiembre 2021 – fe-brero 2022) el valor promedio que el índice tenía durante el período 2000 – 2003.

De la simple observación de estos 2 primeros gráficos se pueden sacar algunas conclusiones importantes. En primer lu-gar, se observa que el SAIFI objetivo inicial de EDENOR era muy superior al de EDESUR, 4.82 vs. 3.28 reflejando las con-diciones de partida de ambas concesiones. La frecuencia de cortes en el área de EDESUR era sustancialmente más baja que la de EDENOR durante 2013 – 2015 y por lo tanto más exigente en el tramo inicial del sendero objetivo. Sin embargo y dado que el valor objetivo de llegada hacia febrero del 2022

es similar en ambas (2.76 en EDENOR vs. 2.14 en EDE-SUR) la tasa de reducción del índice (i.e. de mejora en la ca-lidad) debe ser necesariamente superior en EDENOR que en EDESUR (i.e. curva con mayor pendiente). En otras palabras, EDENOR tiene que reducir la frecuencia de los cortes en su área de concesión más rápidamente (mayor inversión) que EDESUR para cumplir con las metas establecidas en la RTI. En segundo lugar y vinculado al primer punto, EDENOR vie-ne cumpliendo más holgadamente con el sendero que EDE-SUR a pesar de tener ambos hoy un SAIFI similar (3.57 EDE-NOR vs. 3.78 EDESUR) nuevamente los diferentes puntos de partida explican en parte la diferencia en el grado de cumpli-miento del sendero de cada concesionaria.

Con respecto a la evolución de la duración promedio de los cortes por semestre y por usuario (SAIDI) sucede algo di-ferente que con el SAIFI: EDESUR parte de un valor objeti-vo superior al de EDENOR (17.3 vs. 15.1 respectivamente) reflejando nuevamente su condición inicial durante el perío-do 2013 – 2015, pero además el valor final a alcanzar hacia fi-nes del quinquenio es más bajo para EDESUR que para EDE-NOR (4.12 vs. 5.38 respectivamente) por lo cual caso en este caso va a ser EDESUR la que va a tener que realizar el ma-yor esfuerzo de reducción en la duración media de los cortes mejorando sustancialmente la calidad en la gestión de sus re-cursos humanos y materiales para atender y resolver más rá-pidamente los reclamos por corte en el suministro (i.e. la pen-diente de la curva de EDESUR es mucho más pronunciada que la de EDENOR).

Si bien sería hoy relativamente apresurado sacar conclu-siones sobre el grado de cumplimiento de las concesionarias con respecto a la calidad objetivo (fundamentalmente porque las inversiones comprometidas en la RTI tardan tiempo en materializarse y en ponerse en servicio) y recordando nueva-mente que dicho objetivo se fija por Partido y por Comuna y no agregadamente para toda un área concesionada, sí se pue-de afirmar que los niveles de calidad de ambas concesionarias vienen mejorando lenta pero sostenidamente con dos mejo-ras visibles que son la de EDENOR en frecuencia (SAIFI) y EDESUR en duración (SAIDI) reflejando un esfuerzo en ma-teria de inversión por parte de la primera y de mejora en la

EDENOR - SAIFI6,0

5,0

4,0

3,0

2,0

1,0

0,0

SAIF

I

SAIFI - Resultados RTI - todas las interrupciones SAIFI - Resultados RTI - aceptando fuerza mayor

SAIFI - Calidad objetivo

semestres

4,82 4,68 4,534,36

4,173,96

3,713,43

3,12

2,765,33

4,83

4,014,294,93

4,51 4,374,25

5,114,36

3,993,57

39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51

EDESUR - SAIFI6,0

5,0

4,0

3,0

2,0

1,0

0,0

SAIF

I



semestres

3,28 3,19 3,10 2,992,88 2,75

2,622,47 2,32

2,144,724,39

2,803,26

4,07

3,40 3,313,13

5,144,36 4,13

3,78

39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51

21

gestión por parte de la segunda. Nuevamente, cuando habla-mos de mejoras lo hacemos siempre en términos relativos con respecto a sus valores objetivo (sendero) que son muy dife-rentes para una que para otra concesionaria a pesar de que am-bas tienen hoy índices muy similares entre ellas, SAIFI EDE-NOR = 3.57 y SAIFI EDESUR = 3.78 y SAIDI EDENOR = 13.35 y SAIDI EDESUR = 14.11.

Desafíos futuros

El problema que tiene el análisis de la calidad promedio por Partido o Comuna es que siempre tiende a ocultar la situa-ción de lo que verdaderamente ocurre en cada uno de los di-ferentes barrios de un Partido o Comuna. Si bien hubo un im-portante avance en la RTI al pasar de índices agregados por concesionaria a índices por Partido o Comuna, está claro que un SAIDI o un SAIFI objetivo razonables para un Partido es necesariamente el resultado de un promedio que involucra va-lores inferiores pero también superiores a dicho promedio. En otras palabras, un Partido con una duración promedio de cor-te de 14 horas es perfectamente compatible con barrios con 100 horas de corte por semestre. Mientras menor cantidad de usuarios tenga un barrio mayor podrá ser su índice SAIDI o SAIFI (i.e. peor su calidad de servicio) pero menor será su impacto sobre el promedio de la calidad del Partico o Comuna y menor será el incentivo de la distribuidora a invertir o me-jorar la gestión en dicho barrio para cumplir con el objetivo. Siempre será más rentable invertir y gestionar mejor en ba-rrios con mayor densidad de población ya que impactan más en el promedio del Partido o Comuna. Esto es lo que ilustra el próximo gráfico.

Cada punto de la nube que ilustra el gráfico anterior es una central transformadora (CT) de barrio con ordenadas que in-dican el SAIFI de dicho CT dividido por el SAIFI objetivo del Partido o Comuna en el que dicho CT se encuentra (SAIFI / SAIFI objetivo) en el eje vertical y el SAIDI de dicho CT di-vidido por el SAIDI objetivo del Partido o Comuna en el que dicho CT se encuentra (SAIDI / SAIDI objetivo) en el eje ho-rizontal para ambas concesionarias y para el semestre 44 de las concesiones que acaba de terminar en agosto del año co-

rriente. Evidentemente si la totalidad de los CTs del AMBA (32.391) tuvieran índices de calidad iguales a los del sende-ro de su correspondiente Partido o Comuna la nube de puntos debería entrar en el cuadrado con abscisa y ordenada al ori-gen iguales a 1, cosa que claramente no ocurre. Esto sin em-bargo no quiere decir que la mayoría de los usuarios viva en barrios con índices de calidad por arriba del valor de sendero, muy por el contrario, el 69% de los usuarios (3.8 millones so-bre 5.5 millones) vive en barrios con CTs con índices con va-lores entre 0 y 1 y el 63% de los CTs del AMBA (20.390 so-bre 32.391) entran en dicho cuadrado. Dicho de otra manera, el 31% de los usuarios del AMBA y el 37% de los CTs tienen índices de calidad con respecto a su sendero superiores a 1. De ese 37% el 21% de los CTs tiene factores de sendero en-tre 1 y 2, 8% entre 2 y 3 y 8% superiores a 3 veces su sendero.

Esto implica que una concesionaria puede cumplir con el valor promedio de calidad para un Partido pero al mismo tiempo tener CTs que tengan índices de calidad de 4, 5 ó 10 veces el sendero (ver Gráfico de dispersión arriba). Es por esta razón que desde el ENRE se impulsó una sanción com-plementaria que ataca este problema con el siguiente razona-miento: no es indiferente para la regulación como se llegue al valor promedio de calidad, el promedio es importante pero también lo es la dispersión de la distribución de los valores individuales. Analizar solamente el promedio genera incenti-vos para que las concesionarias inviertan solamente en aque-llos barrios que tienen mayor densidad poblacional o instala-ciones en mejor estado, postergando a aquellos más alejados de los centros urbanos, de menor densidad poblacional e ins-talaciones en peor estado.

Las Resoluciones ENRE 198/18 y 199/18 imponen san-ciones complementarias a las distribuidoras que son propor-cionales al número de usuarios conectados a CTs con pro-medio ponderado entre SAIDI y SAIFI superiores a 2 veces el sendero de cada Partido. Estas sanciones obligarán a las concesionarias a cumplir con los promedios objetivo pero al mismo tiempo asignando las inversiones y la gestión de los recursos de forma más equitativa de forma tal de reducir la dispersión de los índices dentro de un mismo Partido o Co-muna.

EDENOR - SAIDI22,0

20,0

18,0

14,0

12,0

10,0

8,0

6,0

4,0

0,0

SAIF

I



semestres

15,10 14,795 14,4013,89 13,23

12,3611,24

9,77

7,87

5,3815,01

14,3812,75

13,12 13,8412,3312,89

12,27

16,86

13,9814,65

13,35

39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51

EDESUR - SAIDI22,0

20,0

18,0

14,0

12,0

10,0

8,0

6,0

4,0

0,0

SAIF

I



semestres

17,30 16,9516,49 15,88

15,0513,93

12,44

10,43

7,74

4,12

20,8318,86

16,4718,94 18,04

14,1915,66

14,60

20,3618,95

14,3414,11

39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51

22

En materia de calidad comercial el ENRE analiza y con-trola todos los aspectos de la calidad comercial de las conce-sionarias desde dos ámbitos diferentes: a nivel de la política comercial que implementa cada una de las empresas contro-ladas y desde la óptica que proporcionan los reclamos indivi-duales iniciados por los usuarios. Las variables que se con-trolan son: tiempos de conexión, cantidad de estimaciones de consumos, resolución de reclamos, tiempos de rehabilitación de suministros suspendidos, calidad de atención en la ofici-nas comerciales de las distribuidoras, la calidad de atención en el “call center”, control en la facturación y las obligacio-nes emanadas en el Reglamento de Suministro, Ley de Defen-sa del Consumidor, con la inspecciones en locales comercia-les de las distribuidoras, cumplimiento del procedimiento por cierre de oficinas comerciales, etc.

Unos de los reclamos que más ha requerido la atención y el trabajo del ENRE en los últimos meses han sido aque-llos por consumos estimados 2 y por consumos excesivos. Un caso típico de reclamo por consumos estimados y exce-sivos es el que se ilustra en el próximo gráfico. A este usua-rio (hipotético) la distribuidora no le leyó los consumos rea-les que tuvo en los semestres 1 al 5 sino que los estimó en 100 KWh/mes (200 KWh/bimestre ó 1.000 KWh en los 5 bimes-tres estimados) utilizando un criterio ad–hoc sin analizar sus consumos históricos y le cobra al usuario una factura calcu-lada en base a esos consumos estimados. En el último bimes-tre del año sin embargo la distribuidora hace una lectura real del medidor y decide ajustar el consumo estimado del usua-rio durante los bimestres 1 al 5 cobrándoselos junto al consu-mo del bimestre 6 en una sola factura emitida al finalizar este bimestre. Dado que los consumos mensuales de 100 KWh co-rresponden a una categoría de usuario T1 – R1 el monto de cada factura mensual abonar por el usuario durante los prime-ros 5 bimestres asciende a $581.3/bimestre ($290.6/mes) in-cluidos impuestos.

Asumiendo que el consumo real del usuario a lo largo de todo el año fue de 3.400 KWh y dado que durante los prime-ros 5 se le cobró un estimado de 100 KWh/mes (200 KWh/

bimestre ó 1.000 KWh durante los 5 primeros bimestres) el “ajuste” que debe hacer la distribuidora en el bimestre 6 es de 3.400 KWh/año menos los 1.000 KWh ya cobrados, lo que es igual a 2.400 KWh en el bimestre 6 o 1.200 por cada mes de dicho bimestre como ilustra el gráfico superior. Esta práctica extendida durante el presente año presenta varios perjuicios para el usuario, a saber:

a) El Reglamento de Calidad de Servicio permite sólo una estimación de consumo por año para facturaciones bi-mestrales y dos para facturaciones mensuales3, toda factura con consumo estimado en exceso de esa cantidad abonará al usuario una multa del 30% de la factura estimada 4.

b) Si el consumo se estimó en un valor artificialmen-te bajo, se minimiza también la multa o bonificación al usua-rio y se ubica a este en una categoría tarifaria “artificialmen-te baja” pagando una factura artificialmente baja en función de la estructura tarifaria progresiva fijada por la RTI del 2017 para EDENOR y EDESUR.

c) Por el contrario, el consumo “ajustado” del bimestre 6 (1.200 KWh/mes ó 2.400 KWh/bimestre) ubica al usuario en una categoría tarifa “artificialmente” alta (T1 – R8 en este caso) obligándolo a pagar un cargo fijo que supera los mil pe-sos o una factura mensual de $5.685 ($11.370.2 por bimestre) incluyendo impuestos.

d) Todo este proceso incorrecto de estimación de con-sumos le representa a este usuario hipotético un gasto anual de $14.277 menos las bonificaciones del 30% de las facturas estimadas ($13.579/año) que como ya se vio son reducidas a través del mismo proceso de (sub) estimación de consumos.

e) Por último, y a pesar de ser el consumo correspon-diente al bimestre 6 también estimado 5, normalmente la dis-tribuidora lo considera real y por ende el usuario no recibe la bonificación del 30% de la factura correspondiente.

Traduciendo el gráfico superior a pesos por mes, por bi-mestre y por año en la tabla siguiente se puede observar el flu-jo de gastos que debería erogar este usuario hipotético sujeto a una estimación incorrecta de sus consumos y a bonificacio-nes por estimación mal liquidadas.

EDN EDS15

14

13

12

11

10

9

8

7

6

5

4

3

2

1

0

SAIF

I / o

bjet

ivo

SAIF

I

SAIDI / objetivo SAIDI

33323130292827262524232220191817161514131211109876543210

23

Para revertir esta práctica tan perjudicial para el usuario el ENRE tomó varias medidas, a saber:

a) En primer lugar se dictaron las Resoluciones ENRE 209/18 y 210/18 que fijan un polinomio de uso obligatorio para las distribuidoras al momento de estimar consumos. Este polinomio fue obtenido econométricamente y estima el con-sumo de un determinado usuario en un determinado bimestre en función de sus consumos históricos, utilizando parámetros que minimizan el error de estimación. De esta forma los con-sumos no se pueden estimar de manera ad-hoc de forma de minimizar la multa sino siguiendo un procedimiento reglado simulando el consumo real del usuario.

b) Al utilizar el polinomio para estimar consumos, es-tos reflejan más cabalmente el consumo real del usuario, las sanciones se aplican sobre facturas más en línea con las reales del usuario y el ajuste realizado en el bimestre 6 del gráfico superior no es tan severo, evitando así saltos en los montos de las facturas que superen el 75% del promedio del mismo pe-ríodo de los 2 años anteriores por el que artículo 31 de la Ley de Defensa del Consumidor presume que hay error de factu-ración 6.

c) Siguiendo el espíritu del mismo artículo 31 de la ley el ENRE también estableció un mecanismo de sanciones a las distribuidoras en caso de consumo excesivo. Toda vez que un usuario haga un reclamo por consumo excesivo y no haya sido adecuadamente resuelto por la distribuidora esta le pagará al usuario una sanción por resolución inadecuada de reclamo, además de ordenar la corrección del consumo y la emisión de una nueva factura.

El resultado de la aplicación de todas estas medidas pue-de ilustrarse en el gráfico siguiente. Al ser ahora los consu-mos estimados según un algoritmo matemático reflejan más cabalmente el consumo real histórico. Esto implica que, por un lado, la factura reflejará más cabalmente su valor real pero además, las multas del 30% por estimación de consumo se aplicarán a facturas calculadas en base a consumos en lí-nea con los históricos, no a consumos “artificialmente” bajos como ilustra el gráfico inferior.

Nótese que el consumo anual del usuario es similar al del gráfico anterior e igual a 3.400 KWh, sin embargo su distri-bución bimestral es sustancialmente diferente en línea con los consumos históricos del usuario y reflejando su estacionali-

Consumo anual de 3.400 kwh con gasto total de $14.2771400

1200

1000

800

600

400

200

0

Cons

umo

en k

wh/

mes

Consumo ajustado en el bimestre 6 en categoría T1 - R8

Bimestre1 2 3 4 5 6

Todos consumos mal estimados en categoría T1 - R1

1

2

3

4

5

6

Bimestre

100

100

100

100

100

1200

1.700

3.400

T1-R1

T1-R1

T1-R1

T1-R1

T1-R1

T1-R8

$ 291

$ 291

$ 291

$ 291

$ 291

$ 291

$5.685

$7.138

$14.277

N/C

$203

$203

$203

$203

$203

N/C

$ 6.790

$ 13.579

Total semestreTotal año

Consumo(Kwh/mes)

Categoría Factura ($/mes) Menos 30%

24

dad dentro una categoría tarifaria T1 – R2. Si bien hay tam-bién ahora un ajuste del consumo estimado en el bimestre 6 (cayendo ahora en categoría T1 – R4), este no es tan abrupto como en el caso anterior no superando el 75% del promedio estacional histórico. Este nuevo perfil de consumo estimado en base a un algoritmo matemático impuesto por el ENRE lo-gra una sustancial reducción en el monto a pagar por el usua-rio debido a 2 efectos, por un lado la reducción en la categoría tarifaria del consumo ajustado del bimestre 6 (de R8 a R4 con una reducción del cargo fijo del 91% de $1.203 a $107.3 por mes) y por otro el aumento en las bonificaciones que recibirá el usuario de la distribuidora por el 30% de multa por factura con consumo estimado.

En efecto, la siguiente tabla ilustra el flujo de consumos y montos facturados bajo este escenario de estimaciones y bo-nificaciones correctamente realizadas.

La correcta estimación de consumos y la correcta bonifi-cación de sanciones le representan al usuario una reducción en su gasto anual del 47% en la factura eléctrica, de $13.579 a $7.232.

Conclusiones y desafíos futuros

En cuanto a la evolución de los índices de calidad y te-niendo en cuanta el poco tiempo transcurrido desde la apli-cación de la RTI (febrero 2017) no sería prudente sacar con-clusiones tajantes al respecto pero la concesionarias viene cumpliendo razonablemente con el sendero fijado por la au-toridad regulatoria. Las mejoras más visibles son para EDE-NOR en SAIFI (inversión) y EDESUR en SAIDI (mejora en gestión) porque parten de índices objetivo superiores. Sin em-bargo y precisamente porque parten de valores superiores, el esfuerzo que tendrán que hacer para reducir los índices en los próximos 3 años que quedan hasta llegar a los niveles prome-dio del 2000 – 2003 va a tener que ser mucho mayor.

Es importante recalcar los objetivos de calidad que se fi-jaron en la RTI. Si todo sale como fue planeado y cada parte cumple con su rol, en diciembre del 2021 el SAIFI y el SAI-DI promedio por concesionaria van a ser similares a los que

tenían en diciembre del 2001. En otras palabras, en diciembre del 2021 vamos a haber tardado 20 años en recuperar los ni-veles de calidad que teníamos hará 20 años. Si bien esta frase puede sonar algo desmoralizante, no lo es sencillamente por-que de esos 20 años, los primeros 14 (2002 a 2015) fueron de destrucción sistemática, destrucción contractual, económica e institucional del sector mientras que en sólo 6 años de esos 20 (2016 al 2021) se va a reconstruir todo lo que a las 2 adminis-traciones anteriores les llevó 14 años destruir.

Con respecto a la calidad comercial es mucho lo que se ha hecho pero también mucho lo que resta por hacerse. Hay que pasar de un control ex - post de la facturación de las empresas a uno ex – ante en donde la autoridad regulatoria monitoree en forma diaria la totalidad de la facturación de las concesio-narias y sea capaz de detectar cualquier anomalía en la con-fección de la factura (i.e. consumos estimados, errores en la estimación, consumos excesivos, falta de la bonificación co-rrespondiente, etc.) y pueda corregirlos antes de que la factura salga a la calle y llegue al usuario reduciendo así drásticamen-te la cantidad de reclamos y la cantidad de recursos dedicados a atender dichos reclamos. La facturación debería ser electró-nica abandonando el papel y reduciendo los costos asociados con un traslado parcial de dicho ahorro a los usuarios.

Por último, todos los aspectos de la calidad del servicio de distribución de electricidad pueden mejorarse con la adopción de tecnología como medidores inteligentes y redes inteligen-tes. Con los primeros se acaba la necesidad de leer y estimar consumo ya que la toma de estado del medidor se hace on-li-ne en tiempo real y con las segundas se reduce drásticamente el tiempo transcurrido entre la ocurrencia de una falla y su re-paración ya que la detección de esta también se realiza on-line en tiempo real. La adopción de tecnología durante los próxi-mos años debería acelerar la convergencia de los índices de calidad a sus respectivos senderos reduciendo al mismo tiem-po las necesidades de inversión para lograr dichos objetivos.

1 Para ver los valores de SAIDI y SAIFI para cada uno de los Partidos del GBA y Comunas de la CABA ver https://www.argentina.gob.ar/sites/default/files/tercer-arevision_calidadservicioedenoredesur_semestre44_revisado271118.pdf

Consumo anual de 3.400 kwh con gasto total de $9.589500450350300250200150100

500

Cons

umo

en k

wh/

mes

Consumo ajustado en el bimestre 6 en categoría T1 - R4

Bimestre

1 2 3 4 5 6

Consumos estimados correctamente en categoría T1 - R2

25

1

2

3

4

5

6

Bimestre

320

280

180

180

300

440

1.700

3.400

T1-R1

T1-R1

T1-R1

T1-R1

T1-R1

T1-R8

$ 867

$ 767

$ 519

$ 519

$ 817

$ 1.306

$4.795

$9.589

N/C

$537

$363

$363

$572

$914

$ 3.616

$ 7.232

Total semestreTotal año

Consumo(Kwh/mes)

Categoría Factura ($/mes) Menos 30%

2 EDENOR ha estimado un promedio mensual de 8.600 facturas durante los últimos 6 años, alcanzando un valor máximo de 41.000 durante el primer semestre de 2016. EDESUR, en el mismo período estimó 36.000 facturas mensuales, alcanzando valores superiores a 200.000 durante el segundo semestre del 2017. En 2018, la cantidad de lecturas mensuales estimadas alcanzan a 11.000 en EDENOR y 132.000 en EDESUR.

3 Ver Anexo XVI, Sub – Anexo 4 de las Resoluciones ENRE 63/17 y 64/17, puntos 4.1.2, 4.13

4 Ibid. 5.5.3.2 y 5.5.3.3.

5 Si la lectura inicial del bimestre 6 es estimada y la final es real, el consumo es necesariamente estimado con lo cual la distribuidora debe pagar al usuario la multa del 30% del monto de la factura.

6 http://servicios.infoleg.gob.ar/infolegInternet/anexos/0-4999/638/texact.htm

(*) Ingeniero Industrial y Doctor en Economía, Presidente del Directorio del (ENRE), Buenos Aires, República Argentina

26

Si bien 2018 será recordado como un año de turbulen-cia en el plano macroeconómico, también quedará registra-do como el año en que concluyó la normalización de tarifas para el transporte y la distribución de gas natural, de acuerdo con el marco regulatorio cuya vigencia había sido interrum-pida por la Ley de Emergencia Pública y Reforma del Régi-men Cambiario.

También en el corriente año se ha dado la restitución insti-tucional plena del Ente Nacional Regulador del Gas (ENAR-GAS), con un Directorio elegido por concurso abierto de an-tecedentes, que cumple un año en sus funciones, persiguiendo los objetivos establecidos en el artículo 2 de la Ley 24076.

La recuperación institucional y de tarifas se termina de formalizar con la finalización de la vigencia - durante casi dieciséis años - de la Ley de Emergencia Pública, el 31 de di-ciembre de 2017, tras completar el proceso de Revisión Tari-faria Integral (RTI). La RTI recién logró materializarse com-pletamente este año.

Un instrumento clave para la recuperación institucional y para la transparencia del proceso de readecuación de tarifas fue la realización -sin interrupciones desde 2016 hasta el pre-sente- de Audiencias Públicas en diversos puntos del país, con enlaces virtuales desde otras sedes del organismo para facili-tar la participación y un canal web para el seguimiento y par-ticipación virtual.

Las Audiencias Públicas son –junto con la puesta en con-sulta pública de los proyectos normativos de alcance general- uno de los canales más efectivos de participación de la so-ciedad en el proceso de toma de decisiones del ENARGAS. Antes de resolver, el Directorio del Ente ha tenido especial consideración de las opiniones expresadas por los usuarios, las asociaciones de usuarios, las organizaciones no guberna-mentales, los Defensores del Pueblo, las autoridades políticas y actores de la cadena del gas, y responde formalmente todas y cada una de ellas.

Las novedades no sólo se han dado en materia institucio-nal. El regreso al marco regulatorio de la actividad y su actua-lización a través del trabajo conjunto del entonces Ministerio, actualmente Secretaría de Gobierno de Energía, ha dado un nuevo impulso a la actividad productiva.

Al mismo tiempo que las empresas de servicios tuvieron la posibilidad de recuperar sus derechos económicos y sus obligaciones contractuales, se ha producido un punto de in-flexión en materia de inyección de gas natural proveniente, principalmente, de la cuenca Neuquina. Ello crea empleo y conocimiento local y sustituye al mismo tiempo cada vez más gas importado. Este crecimiento fue acompañado por el Ente

2018, el año que el ENARGAS recuperó la institucionalidad

Por Mauricio E. Roitman (*)

Durante el último año, el ENARGAS recuperó

la institucionalidad y la plena vigencia del marco

regulatorio establecido en la Ley 24.076. Se

normalizó el sistema de fijación de tarifas del

transporte y la distribución tras una revisión integral.

En esta nota Mauricio Roitman —presidente del

organismo— nos trae una auténtica novedad: el

órgano que preside se encuentra elaborando un

Plan Estratégico 2019-2023, en el marco y con los

mandatos de la Ley.

27

con medidas de normalización del mercado, por ejemplo, eli-minando distorsiones mediante la unificación del precio del gas por categoría de usuario.

Argentina está recuperando su industria gasífera recrean-do condiciones de competencia en los mercados, otrora muy distorsionados), y reemplazando las decisiones centralizadas por la contractualización spot y a término voluntaria entre partes. En tal sentido, el ENARGAS se encuentra colaboran-do estrechamente con la Secretaria de Gobierno de Energía para la generalización del sistema de subastas del Mercado Electrónico de Gas (MEGSA). La recuperación de la produc-ción de gas local va a permitir en el futuro un traslado de pre-cios del gas a tarifas más sustentable en el tiempo para la in-dustria y los usuarios.

También en línea con el objetivo de dar un entorno de com-petencia al mercado y de mejorar la eficiencia regulatoria, du-rante el corriente año ENARGAS tomó importantes medidas para regularizar el cumplimento de las restricciones a la inte-gración vertical de la Ley 24.076, que habían sido flexibiliza-das por interpretación de este mismo organismo en el pasado.

El principio de normalización tarifaria alcanzó también a los márgenes de los subdistribuidores, muchos de los cuales presentaban una situación económico-financiera acuciante.

Si bien la actualización de precios y tarifas ha requeri-do un esfuerzo significativo por parte de los usuarios, ello permitió la recuperación de los mecanismos de mercado que dan incentivo al desarrollo de los recursos hidrocarburíferos y también el incremento sustancial de inversiones en infraes-tructura a través del Programa de Inversiones Obligatorias 2017-2021 (PIO).

El ENARGAS monitorea también que la expansión de la oferta de gas y la infraestructura necesaria para su transporte permita dar factibilidad para nuevas conexiones. Se ha venido trabajando con las licenciatarias para dar factibilidad a nue-vos usuarios vinculados a proyectos de ampliación del trans-porte, como el gasoducto Cordillerano y el de la Costa, todos proyectos financiados por el Estado Nacional. Otros proyec-tos vinculados a la comercialización del gas de Vaca Muerta

también han tenido principio de ejecución, y una diversidad de ellos se encuentra en estudio.

Las obras del PIO también permiten un incremento en las inversiones para garantizar la seguridad pública e integridad de la red, mantener un suministro confiable y modernizar la tecnología del sistema. En el primer año del PIO, el monto de las inversiones alcanzó 5.488,7 millones de pesos y, para el periodo 2017-2021, totalizarán 46.821,6 millones de pesos (ajustados del mismo modo que la tarifa). El ENARGAS ha estado comprometido con el control del PIO y los avances se consideran satisfactorios. En la página web del organismo se publica la información actualizada sobre los avances econó-mico-financieros y físicos de las inversiones.

En materia de fiscalización y control, este año el ENAR-GAS publicó por primera vez en su sitio web su Plan Anual de Auditorías. Los controles que antes se hacían aisladamen-te por cada unidad administrativa confluyen ahora en un plan único.

Para atender el mayor impacto en las facturas de los con-sumos de gas invernales, se ha abogado por la implementa-ción de mecanismos que amortigüen la estacionalidad de la demanda en las facturas de invierno de los usuarios un siste-ma de “factura previsible”. Una de las alternativas, el finan-ciamiento opcional de un porcentaje de las facturas de invier-no, fue implementada en el corriente año y sigue en estudio para su mejora. Otra de las alternativas en estudio, por ejem-plo, es un esquema de “aplanamiento” de las facturas median-te cuenta corriente por usuario.

Adicionalmente, para transparentarle al usuario el costo fiscal sobre el servicio, se unificaron normas de facturación para evitar que se incorporen conceptos de recaudación ju-risdiccional (municipal, provincial, etc.) no vinculados con el servicio y que, si lo estuvieran, previa aprobación de ENAR-GAS, se expliciten en forma separada en las facturas.

Durante el invierno 2018, se adoptaron medidas tendien-tes a agilizar la atención de los reclamos comerciales y técni-cos, que suelen intensificarse en la época invernal. Entre otras acciones, se amplió el horario de atención del call-center, se

28

acortaron los plazos de tramitación de los reclamos y se co-menzó a trabajar en una aplicación para celulares para que los usuarios puedan gestionar consultas y reclamos, como parte de la estrategia de digitalización del organismo.

En lo respectivo al proceso sancionatorio inherente al de-ber de control del organismo, existía lentitud e ineficacia. Estos problemas surgían del tiempo que transcurría hasta la efectiva aplicación de las sanciones y de la desactualización del monto de las multas. Ambos extremos han sido aborda-dos, lográndose acortar los tiempos de los procesos y actuali-zación de las multas.

La actualización de multas, realizada durante el corriente año por primera vez desde el año 1992, es fundamental como elemento disuasivo de prácticas contrarias a brindar una ma-yor calidad de servicio al usuario. En esa línea, el ENARGAS acaba de penalizar a una distribuidora con el monto máximo del régimen actualizado de multas.

Asimismo, en línea con mejorar los incentivos de las li-cenciatarias para tener una gestión eficiente, se están actua-lizando los indicadores de calidad de servicio (comerciales y técnicos) con la idea de inducir una práctica de gestión em-presarial moderna que utilice nuevas tecnologías y procesos para brindar un mejor servicio al usuario.

Atacando otra problemática muy compleja que debe equi-librar entre el confort del usuario y las condiciones de segu-ridad necesarias para una normal operación de una instala-ción de gas, se está trabajando intensamente en la emisión de la NAG 226 que facilita y agiliza le revisión de instalaciones internas, manteniendo condiciones de seguridad. En línea con ello, se trabajó este año en un programa de emergencia de re-visión de instalaciones internas para garantizar la seguridad en escuelas, en forma coordinada con las distribuidoras y las autoridades educativas provinciales. También se está trabajan-do con otras áreas del PEN para poder otorgar microcréditos a los hogares socioeconómicamente más vulnerables para ade-cuaciones y reparaciones de instalaciones internas. En igual sentido, se fomentó la creación de líneas de crédito bancarias para financiar a tal efecto.

Respecto del despacho de gas, también se registró un pro-ceso de regularización mediante la emisión de un texto orde-nado de las normas que lo rigen, el cual devuelve a las licen-ciatarias su responsabilidad primaria para la operación. Ello, junto a la contractualización del mercado de gas entre pro-ductores y distribuidores, contribuyó a permitir que transcu-rriera el pasado invierno sin necesidad de convocar a Comités de Emergencia. La re-implementación de las penalidades por desbalance para las Licenciatarias también apunta a conseguir una operación más eficiente y segura del sistema, poniendo lí-mites rigurosos a una mala práctica del pasado.

El ENARGAS también se encuentra trabajando en mate-ria de regulación del GNL. Se está avanzando en nuevas nor-mas NAG, no sólo en cuanto a la normativa de seguridad para las grandes plantas de licuefacción y almacenamiento, sino también como combustible en el transporte. Debe destacarse que se aprobó la instalación del primer surtidor de GNL pilo-

to para el suministro de los primeros seis camiones impulsa-dos por este combustible en el país.

También se ha dado un nuevo impulso al uso del GNC, tecnología en la cual Argentina se ha venido destacando desde hace décadas. Se está trabajando junto al Ministerio de Trans-porte de la Nación para promover la adopción de GNC por parte del transporte urbano de pasajeros, incluyendo la nor-mativa para los vehículos importados equipados en origen. Adicionalmente, se están tomando medidas para transparen-tar y dar mayor seguridad al cliente de talleres de conversión de vehículos. Se está avanzando también en esta área en la di-gitalización del sistema de control.

El ENARGAS ha encarado reformas en materia de trans-parencia, acceso a la información y de procesos administra-tivos internos. Se ha puesto hincapié en la digitalización y la apertura de datos y una mejor y más eficiente asistencia a los usuarios. A través del sitio web del Ente los usuarios pue-den: realizar sus reclamos, acceder a la normativa vigente, co-nocer opciones de eficiencia de sus artefactos, estimar factu-ras y consumos y seguir on-line sus trámites. Se implementó un programa de gestión por resultados y una metodología de evaluación de desempeño del personal. Al mismo tiempo, se avanzó en la despapelización con la implementación del expe-diente electrónico y la firma digital.

Pensando en el mediano y largo plazo, ENARGAS se en-cuentra en plena elaboración de su Plan Estratégico 2019-2023, el cual establecerá misión y objetivos (en línea con la ley 24.076 y las recomendaciones de OCDE), así como los principales programas de gobernanza y de diseño regulato-rio que se prevé implementar. En lo que respecta a los objeti-vos, adicionalmente a los de la ley, se agregan los siguientes: incentivar la eficiencia del sistema de transporte, distribución y almacenaje, incentivar el uso racional y el cuidado del am-biente, promover el gas natural vehicular, promover la digi-talización e inteligencia informativa del organismo, promo-ver la interacción con áreas gubernamentales clave, promover la interacción con organismos regulatorios de otros países, y afianzar la autarquía política y la autonomía financiera del ENARGAS. En línea con los primeros fundamentos del Plan, se llevó a cabo una jornada de capacitación con la disertación de un especialista del regulador británico, OFGEM, y adicio-nalmente se aprobó en reunión de Directorio el lanzamiento formal de los preparativos técnicos para llevar a cabo la próxi-ma Revisión Quinquenal de Tarifas.

El Plan Estratégico 2019-2023 del ENARGAS será publi-cado a modo de compromiso institucional.

(*) Presidente del Directorio del ENARGAS

30

Luego de varios miles de millones invertidos, la activi-dad privada puede decir que Vaca Muerta es la roca que to-dos anhelamos que fuese. Una maravilla. Ahora ya no hay du-das al respecto.

A lo largo del tránsito de la llamada “curva de aprendiza-je”, Argentina también comprobó que está en posesión de los recursos humanos capaces de transformar la Roca Prometida en una realidad. El talento argentino y la capacidad de traba-jo se unieron, por fin, en nuestro bendito país para producir la que entiendo como la noticia mas relevante de los últimos 15 años en materia energética.

En un país donde las buenas noticias son noticia, la me-recida satisfacción por los resultados logrados da paso a una mezcla de percepciones no exentas de contradicciones. Como suele ocurrirnos a los humanos ante este tipo de circunstan-cias.

Hay euforia “técnica” por todo lo antes dicho. Hay alegría en Neuquén porque alumbra un futuro que to-

dos imaginamos lleno de realizaciones. Y hay satisfacción en el gobierno porque los “46 granitos

de arena” están dando sus frutos. Entonces, ¿el futuro ya llegó?Bueno, ahora viene la parte ardua que debemos encarar

con la seguridad de que el éxito solamente depende de no-sotros.

Tenemos por delante el desafío de la infraestructura, de la

Por José Luis Sureda (*)

Sureda apela a la mesura y a la previsión

para arribar al “futuro que debemos y

podemos construir”. Señala que “no

solamente podremos exportar mucho,

sino también podremos desarrollar

nuestra industria, multiplicar el valor de

nuestra riqueza y asegurar a nuestros

descendientes el desarrollo humano que

tantas veces nos prometimos y tantas

otras nos negamos”

31

arena, de desarrollar los bienes y servicios que demandarán nuestros compatriotas para poder dar lo mejor de ellos en el camino hacia el futuro. Y que dichos bienes y servicios que-den también al alcance de los argentinos no directamente in-volucrados en la extracción de los hidrocarburos. De modo que la prosperidad que promete Vaca Muerta sea para todos los argentinos de buena voluntad, que deseen subirse al tren del trabajo y el esfuerzo.

Tenemos por delante el desafío de hacer de nuestra Ar-gentina un país “normal”, predecible, donde una naranja es una naranja. Donde nuestra moneda no se derrita en nuestros bolsillos como si fuese hecha de manteca. Donde “sí” signi-fique “sí”. Y “no” sea “no”. Hoy, mañana, y los años electo-rales también.

Esta Argentina que ambicionamos y que está al alcance de nuestras manos a poco que así lo decidamos, es la que dispa-rará la confianza de los inversores y alimentará el deseo, casi compulsivo, de proyectar a Vaca Muerta al mundo, impulsada por un cohete llamado “quiero crecer, sin flan”.

Entonces, cumplidas estas condiciones, ¿lo habremos lo-grado?

De ningún modo. Cumplidas estas condiciones podremos ir al mundo a vender Vaca Muerta, porque entonces podre-mos responder “sin dudas, y me obligo”, a la simple pregunta ¿pueden garantizar las entregas de gas durante 20 años, es de-cir no Vaca Muerta, sino Ustedes los argentinos?

Entonces, ya está. Bueno, entonces podremos producir y exportar 500.000

barriles de petróleo y 60, 80 millones de metros cúbicos de gas natural. Cada día de las próximas 2 generaciones.

Ahora sí, Sureda, basta de excusas, ¿no?Lo siento, pero no. Para que ese futuro se transforme en

desarrollo material y humano, deberemos aprender a manejar la abundancia de otra forma.

Y esta “nueva” forma supone ahorrar antes que ir a Mia-mi, significa regular los ingresos para que la economía ni ex-plote ni se vaya en “soluciones rápidas y fáciles para todes”.

Mesura. Disciplina fiscal. Previsión de fondos para el fu-turo de los argentinos.

Entonces no solamente podremos exportar mucho, sino también podremos desarrollar nuestra industria, multiplicar el valor de nuestra riqueza y asegurar a nuestros descendien-tes el desarrollo humano que tantas veces nos prometimos y tantas otras nos negamos.

La Argentina de nuestros abuelos. Esa Argentina

(*) Ex secretario de Hidrocarburos

Argentina y la Roca Prometida

32

Hay cambios en el paradigma energético mundial que nos deben servir de referencia para la estrategia energética argen-tina. Hoy la matriz de energía primaria del mundo sigue de-pendiendo de los fósiles: 34% petróleo, 23% gas, 28% car-bón (85%). La matriz eléctrica de generación de electrones depende 38% del carbón, 23% del gas, 4% del petróleo, y un 35% de energía alternativas (hidro 16%, nuclear 10%). A su vez en la matriz mundial de consumo final, la energía eléctri-ca aumenta su participación respecto al gas y a los combusti-bles fósiles.En esa estructura mundial de la energía, hay tres tendencias que se afianzan por el lado de la oferta, y dos por el lado de la demanda. Por el lado de la oferta:

En la energía primaria: la sustitución intrafósiles de car-bón y petróleo por gas natural. En el 2030 la participación del gas superaría la del carbón.

Hay una diversificación de las fuentes de energía con cre-ciente participación de las fuentes alternativas. Eso se advier-te más en la matriz eléctrica.

Hay una mayor electrificación del consumo final de ener-gía (acá se reflejará, entre otros, la penetración de los autos eléctricos en el parque automotriz)

Por el lado de la demanda:

La necesidad de descarbonizar el consumo de energía por los problemas ambientales localizados y del cambio climá-tico global.

La posibilidad de hacer una gestión inteligente de la de-manda de energía introduciendo internet en la redes eléctri-cas y promoviendo la interacción de la oferta y la demanda (internet de las cosas).

La estrategia energética argentina de largo plazo no puede ir a contrapelo de esos cambios estructurales en el paradigma energético mundial. Tenemos todo el potencial para cabalgar estos cambios de paradigma y aprovecharlos. Desde la esca-sez actual y los traumáticos reacomodamientos de precios y tarifas, la Argentina puede ir a un escenario de energía abun-dante, sustentable y de precios competitivos para la produc-ción y el consumo.

Para eso, primero tenemos que asumir la realidad: hoy la energía es parte del problema económico. El déficit energéti-co impacta en las cuentas externas. Fue de 3200 millones de dólares en el 2017 y será de alrededor de 3000 millones este año. En la década pasada teníamos superávit en el balance comercial energético. Pero el déficit energético también im-pacta en las cuentas públicas: el subsidio energético alcanzó la astronómica cifra de 20.814 MMU$S en el 2014. Se redu-jo a 8803 millones de dólares en el 2017, y este año estaba previsto reducirlo a 4.000 millones. El impacto de la devalua-ción ha frenado recomposiciones tarifarias previstas para re-

La revolución energética posible

Por Daniel Gustavo Montamat (*)

Para Daniel Montamat, referente indiscutido del

sector energético de la Argentina, el país está bien

encaminado en la materia. Sin embargo advierte

sobre la importancia de asuntos clave: la estabilidad

macro, el desarrollo de infraestructura y de los

mercados y la mejora continua de la productividad.

33

ducir los subsidios indiscriminados, por lo que el subsidio a la energía en el 2018 rondará los 6.000 MMU$S.

Para revertir esta situación tenemos que recapitalizar el sector y desarrollar el inmenso potencial.

Hay que empezar por el potencial que nos ofrecen los re-cursos no convencionales. Por supuesto, esto no quita aprove-char el potencial de energías renovables. Pero en la transición, estas son complementarias. Las reservas totales probadas y probables (P1+P2 ) de petróleo y gas natural que depreda-mos en la década pasada suman unos 10.000 millones de boe

(barriles equivalentes de petróleo). Los recursos estimados de shale gas y shale oil suman 170.000 MMboe. Vaca Muerta sola suma 70.000 MMboe, de los cuales 76% son recursos de gas. Hay zonas de la formación donde predomina el gas seco, otras donde predomina el petróleo, y otras donde hay gas asociado.

Por supuesto que hay que aprovechar el petróleo y el gas, y que las circunstancias actuales favorecen más el desarro-llo del shale oil, pero la clave de un aprovechamiento in-tegral está en el desarrollo intensivo del gas. Hoy produci-mos un promedio de 130 millones m3/día de gas, y unos 500.000 barriles día de petróleo (con yacimientos conven-cionales maduros que declinan y recursos no convenciona-les cuya producción crece a tasas significativas). El plan ofi-cial prevé multiplicar por dos la producción de petróleo y gas en 5 años. Ese crecimiento productivo con crecientes volúme-nes exportados devolvería una balanza comercial superavita-ria de 15.000 millones de dólares a fines del próximo lustro. La vara es alta, y es más probable de alcanzarla en petróleo que es gas, pero ya hay resultados concretos: hoy la Argenti-na sigue a EE.UU en la tecnología shale, los rendimientos son excelentes, y tenemos una base de actores internacionales con intereses en la explotación. También tenemos un anteceden-te histórico que nos recuerda que la convocatoria al capital lo-

cal e internacional es posible cuando hay coherencia entre la política y los hechos: con la “batalla del petróleo” lanzada en 1958 por el Ex Presidente Frondizi , en cuatro años la produc-ción petrolera de la Argentina se multiplicó por 3 (de 5 millo-nes de m3 año a 15 millones), y la de gas por 4.

La única posibilidad de que el desarrollo intensivo de los No Convencionales sea realidad en el gas, es que nos decida-mos a interactuar en el mercado mundial de GNL. El Gobier-no, la industria y los stakeholders tienen que comprometer-se en este desafío común. Hay que despejar cuellos de botella

logísticos y hay que articular relaciones de largo plazo con la demanda potencial que está sobretodo en Asia. Si no lo hace-mos, el mercado doméstico y la región no dan para mucho más que para unos 200 MMm3/día de producción promedio. Si podemos interactuar en el mundial de gas, el volumen pro-ductivo puede alcanzar los 280/300 millones de metros cúbi-cos día. Vamos a tener un gas muy competitivo para el mer-cado doméstico, que tendrá que asumir la referencia Henri Hub (hoy alrededor de 3 dólares), y vamos a tener exceden-tes petroleros significativos que podemos comercializar en el mercado americano. A los chinos gas, a los americanos pe-tróleo.

Estamos encaminados y la energía empezará a dar buenas noticias, pero en la agenda pendiente sigue habiendo deberes clave: la estabilidad macro, el desarrollo de infraestructura, el desarrollo de mercados (interno, regional, GNL) , y la me-jora continua de la productividad (que acompañe las mejores prácticas y reduzca los costos). Hay que invertir 10.000 millo-nes de dólares por año sólo en VACA MUERTA. El desarro-llo del potencial energético no nos va a hacer ricos. Nos va a facilitar el desarrollo que nos debemos.

(*) Fue Secretario de Energía y Presidente de YPF

34

Han transcurrido 3 años del Gobierno de Cambiemos. En Energía dos equipos se han sucedido en el manejo del área; en este lapso hubo cambios en el enfoque y en el discurso oficial energético. Algo es muy concreto: no hay todavía “Es-trategia Energética nacional” consensuada con la oposición, y por ende no hay “Planeamiento Estratégico de largo pla-zo para la Energía”. Corolario: la Argentina no tiene una “Po-lítica de Estado” que era el postulado básico de los acuerdos impulsados por el Grupo de Ex Secretarios de Energía des-de 2009 hasta que fueron acordados por la mayor parte de los candidatos a la Presidencia de la Nación, en la “Declaración de Compromiso sobre Política Energética” en 2014.

La Energía el problema más importante de la Infraestructura en 2015

Algo queda claro, la Energía ha sido uno de los sectores de gestión más difícil que generó a la administración más do-lores de cabeza políticos que otras áreas.

En el IAE Mosconi habíamos previsto ya en 2015 en la Revista ¨Proyecto Energético” que la gestión del kirchne-rismo dejaba terreno minado y que no sería fácil acomodar la pesada herencia: 1) tarifas retrasadas habían llevado a las empresas de servicios púbicos energéticos virtualmente a la quiebra; 2) los subsidios energéticos crecieron en los 12 años hasta los 20.000 millones de u$s/anuales y eran insostenibles para la hacienda pública; 3) las petroleras habían logrado ejer-cer su poder corporativo fijando precios para sus productos por encima de los internacionales con dos instrumentos ad hoc: “el insólito barril criollo” que obligó al universo de con-sumidores a pagar por la nafta y el gasoil precios por encima de los internacionales; y el Plan Gas que fijó precios exorbi-tantes y divorciados de los costos totales de producción, para el gas natural en boca de pozo para el gas excedente financia-do con fondos públicos.

Un punto que siempre se soslaya: el gobierno de Cam-biemos recibió en 2015 un sector con empresas petroleras con economía floreciente, pero con un inventario de Reservas Comprobadas de gas natural que eran apenas el 40% de las que existían en 2000 y con la producción petrolera y gasífera en baja; y además con una dependencia energética creciente y desestabilizante de toda la economía nacional. Un error no menor del gobierno, y no explicado fue soslayar la explicita-ción de este problema.

Es hora de parar la pelota y reordenar la estrategia energética

Por Jorge Lapeña (*)

Un referente indiscutido del sector energético

y del radicalismo, principal aliado político en la

Alianza Cambiemos, analiza el momento y llama

a la reflexión y a generar cambios en la estrategia

energética sin incurrir en los errores del pasado.

35

Diciembre de 2018: indefiniciones que requieren precisiones

El estado de cosas en Diciembre de 2018 es que si bien no se dispone de un Plan Energético integral y de largo plazo que hubiera sido lo ideal se dispone de aproximaciones al mismo. Por un lado el primer equipo energético, que gestionó el sec-tor hasta mediados de 2018, se limitó a confeccionar “Esce-narios Energéticos hasta 2030”, mientras que el equipo ener-gético actual publicó y difundió “Lineamientos de un Plan Energético Nacional” que difiere substancialmente del ante-rior fundamentalmente en los pronósticos de producción pe-trolera y gasífera, y en la prácticamente todavía inexistente prognosis del desarrollo real del sector eléctrico. Todo parece indicar por ahora líneas de pensamiento divergentes que posi-blemente se aclaren en 2019.

Dentro de lo que creo que será necesario redefinir o por lo menos aclarar en lo que resta del gobierno de Cambiemos se encuentra el conjunto de grandes indefiniciones en el sector eléctrico con vistas al largo y mediano plazo, lo que hace im-posible predecir su futuro desarrollo y constituye una impor-tante deuda de la actual gestión. En este punto ya no hablamos de conocer cuál es el Plan, solamente deberíamos contentar-nos con saber cuáles son las ideas- fuerza concretas que se van a aplicar.

En lo que sigue hago un listado de los pendientes que con-sidero más urgentes:

1) La redefinición realista de las metas anuales de in-corporación de Energía Renovable en la ecuación energética argentina toda vez que las metas anuales de participación de energía renovable en el total de generación eléctrica estable-cidas por la ley 27191 están notoriamente atrasadas y han de-mostrado ser incumplibles. Sugiero que esto se modifique por una nueva ley del Congreso o eventualmente por un Decreto reglamentario si ello fuera legalmente posible.

2) Se realice la modificación del Decreto del Poder Eje-cutivo 882/17 impulsado por la administración energética an-terior por lo menos en aquellas cuestiones no resueltas hasta el presente.

Dentro de estas últimas considero que debe revertirse la decisión de privatización de la tenencia accionaria del Esta-do nacional en Transener por las razones que ha expresado el IAE MOSCONI en el Documento AGENDA ENERGETICA IAE 2018 .

Se debe explicitar un Cronograma de finalización de las Obras de la Central Termoeléctrica de Rio Turbio encomen-dada a la ex empresa ENARSA hoy IEASA. Se debe cono-cer el estado de avance de obra, la fecha de terminación, las erogaciones realizadas y las inversiones remanentes hasta su puesta en marcha.

Se debe explicitar el Cronograma de ejecución de las obras de las centrales hidroeléctricas Cóndor Cliff y la Ba-rrancosa, las inversiones realizadas y las fechas de termina-ción de dichas centrales. Dentro de este tema, está pendiente,

como ya lo afirmó el IAE Mosconi en reiteradas oportunida-des la definición de la Trasmisión de la energía eléctrica ge-nerada en las centrales hacia el centro del país y el costo de la energía generada por las centrales.

Se debe informar los Cronogramas de puesta en marcha de las Centrales Ensenada de Barragán y Brigadier López.

Ídem el estado de la Central Manuel Belgrano 2 contrata-da en 2012 y aún no iniciada.

3) Respecto al sector eléctrico es impostergable la toma de decisiones racionales y entendibles para el sector nuclear. El sector nuclear más que ningún otro necesita ser previsible. No es posible que Argentina no haya logrado aún hacer una revisión de las decisiones sobre construcción de 2 nuevas cen-trales nucleares tomadas en 2015 por la anterior administra-ción sin que se hayan conocido ni los estudios de Factibilidad que fundamentaron las decisiones de la Administración Kir-chner, ni que tampoco se conozcan los Estudios de Factibili-dad que hayan justificado su modificación.

4) Finalmente creo que es absolutamente necesario ser claro respecto a la decisión de paralización de las obras del Gasoducto GNEA y la futura importación de gas de Bolivia tanto en cantidades como en duración de los contratos futu-ros.

5) En el mismo contexto creo que es inmadura toda-vía la decisión de construcción del gasoducto Neuquén-Rosa-rio, anunciada recientemente y del cual se desconocen los es-tudios que los fundamentan, incluido los volúmenes reales a transportar por año, las tarifas de transporte y los recursos pú-blicos que se invertirán en el mismo.

Conclusión

No ha empezado la campaña electoral; es el momento de reflexionar y generar los cambios imprescindible de la Estra-tegia energética, clarificar ideas y exponerlas en lo que la Ar-gentina no tiene por parte de ninguna fuerza política. No co-metamos los mismos errores que en el pasado nos hicieron perder el rumbo.

1- Ver http://web.iae.org.ar/?s=declaracion+de+compromiso&submit=Ir#.XAVWnttKjIU2 - Ver http://web.iae.org.ar/wp-content/uploads/2018/11/Agenda-energe--tica-2018_f.pdf

(*) Ex secretario de Energiá y presidente del Instituto Argentino General Mosconi

36

1. La integración como instrumento estratégico de la política energética de Argentina

Desde la asunción del presidente Macri, el gobierno ar-gentino ha definido como objetivo estratégico el desarrollo de los recursos hidrocarburíferos no convencionales de Vaca Muerta. Entre otras acciones, la integración energética con los países vecinos es considerada como una herramienta fun-damental para el desarrollo de la producción local de gas na-tural, en tanto la demanda de exportación permitiría -en los meses de verano- mantener los niveles de producción e inyec-ción al sistema que viabiliza a este tipo de explotación.

En julio de 2016, después de más de diez años de restric-ciones y suspensión del otorgamiento de nuevos permisos, el Poder Ejecutivo introdujo modificaciones en la normativa so-bre exportaciones de gas natural, creando un régimen especial y limitado de intercambios temporarios, con compromiso de re-importación de la energía exportada. Este esquema impli-ca que el concepto de “seguridad de abastecimiento” se ante-pone al de “autoabastecimiento”. Entre mediados de 2016 y principios de 2018, los modestos intercambios de gas natural entre Argentina y Chile tuvieron como objetivo mejorar la efi-ciencia del sistema gasífero regional mediante un régimen de asistencias recíprocas.

Sin duda, las experiencias traumáticas por las que atrave-saron las relaciones de integración (como consecuencia de la crisis de abastecimiento que se manifestó en 2004 y que de-rivó en el cierre prácticamente absoluto de las exportaciones de gas de Argentina) justificó que la reapertura de los inter-cambios comenzara a desarrollarse con gradualidad y suma prudencia.

No obstante, en un sendero ascendente, desde agosto de 2018 Argentina cuenta con un nuevo marco regulatorio de las autorizaciones de exportación de gas natural, que promueve nuevas formas de intercambio entre los agentes y refleja la confianza del gobierno en los impactos positivos que traerán aparejadas las transacciones internacionales para el desarrollo de la producción y de la infraestructura nacionales.

Para que este impulso integrador resulte exitoso y produz-ca los beneficios esperados, habrá que atender a las lecciones aprendidas del pasado reciente, en el que un marco regulato-rio internacional ambiguo y la falta de respaldo efectivo de los Estados impidieron anticipar y resolver en forma ágil y razo-nablemente satisfactoria los conflictos que se suscitaron entre

La vuelta a la integración gasífera Argentina-Chile en la era del shale gas

Por Griselda Lambertini (*)

Griselda Lambertini señala que el gobierno argentino

ha definido como objetivo estratégico el desarrollo

de los recursos no convencionales de Vaca Muerta

y que la integración energética con los países

vecinos es considerada como una herramienta

fundamental para el desarrollo de la producción local

de gas natural. Esa demanda exterior permitiría —en

los meses de verano— viabilizar la explotación y

al mismo tiempo afianzar las relaciones bilaterales,

diversificando la oferta y aportando mayor seguridad

al abastecimiento.

37

agentes públicos y privados como consecuencia de la inyec-ción insuficiente de gas desde Argentina.

2. La historia reciente: des-integración y lecciones aprendidas

En la década del ‘90 se construyó una gran infraestructu-ra de gasoductos de exportación en el Cono Sur: el gasoduc-to Bolivia - Brasil, la interconexión Colombia - Venezuela y múltiples vinculaciones entre Argentina y sus vecinos impor-tadores (Chile, Uruguay, Brasil). Con Chile nos unen siete in-terconexiones: en el sur, los tres gasoductos hacia Methanex inaugurados a partir de 1996; en el centro, GasAndes y Gas del Pacífico desde 1997 y 1999 respectivamente; y al norte Gas Atacama y Norandino desde 1999.

Las interconexiones fueron construidas por iniciativa pri-vada, a partir del impulso que diera a los agentes el acuerdo marco de promoción de los intercambios, firmado en 1995 entre Argentina y Chile como Protocolo Adicional No 15 al Acuerdo de Complementación Económica No 16 (ACE 16) en el marco de ALADI (Asociación Latinoamericana de In-tegración). Este acuerdo se limitó a enunciar principios gene-rales para la promoción de las exportaciones, sin avanzar en cuestiones de implementación y con remisión a las respecti-vas legislaciones nacionales. La prioridad de abastecimiento interno contenida en la legislación argentina -resguardo que existe en todos los países productores de gas natural- que-dó relativizada (si no, oculta) mediante esta remisión. Por el contrario, el Protocolo destacaba el principio de ‘no discrimi-nación’ ante eventuales restricciones, lo cual -en rigor- solo tendría lugar en caso fallas puntuales y temporarias en la in-fraestructura, sin alcanzar el supuesto de insuficiencias de lar-go plazo en la producción o inyección de gas natural del país exportador.

Es historia conocida que, a partir de 2004, cuando la pro-ducción de gas de Argentina no logró cubrir la demanda in-terna, el gobierno nacional dispuso restricciones progresivas a las exportaciones y la suspensión del otorgamiento de nue-vos permisos.

Antes de su repago, las grandes obras de interconexión quedaron subutilizadas y se suscitaron controversias entre to-dos los agentes acerca del alcance de los permisos de expor-tación y de la interpretación de la prioridad de abastecimien-to interno prevista en la legislación argentina, a la luz de los acuerdos binacionales que habían promovido las inversiones en infraestructura y la celebración de acuerdos de exportación de largo plazo.

Argentina dejó de exportar y debió recurrir a importacio-nes de gas de Bolivia y de gas extra-regional en la forma de gas natural licuado (GNL), con un severo impacto sobre las cuentas nacionales. Además de este revés energético-econó-mico-financiero, público y privado, del que aún nos cuesta sa-lir, en materia de relaciones internacionales, la frustración de los acuerdos bilaterales de interconexión con Chile, Uruguay y Brasil convirtieron a Argentina en el ejemplo a no seguir, en un caso de “lecciones aprendidas”.

¿Cuáles son esas “lecciones aprendidas”? Los acuerdos-marco generales entre Estados (Protocolos

de Entendimiento), con enunciación de principios para el fo-mento de las transacciones no han generado compromisos di-rectos de los gobiernos y solamente son útiles en un merca-do con excedentes.

Lo económico por sí solo no genera integración. Los acuerdos de interconexión entre países requieren una concep-ción política y estratégica de las relaciones internacionales, con Estados que respalden de algún modo los proyectos a fi-nanciar por los actores privados y con una explicitación clara de las reglas a aplicar en situaciones de emergencia o de res-tricciones a los suministros, así como del mecanismo de solu-ción de controversias al cual recurrir.

La exportación de excedentes bajo la figura de suministro firme y a largo plazo corre serios riesgo de sufrir restricciones y suspensión, originando el default de los contratos y la proli-feración de los conflictos.

La prioridad de abastecimiento interno es un principio contenido en la normativa de todos los países productores de recursos naturales. Las autorizaciones de exportación que emite un país exportador deben reflejar claramente la existen-cia, el alcance y las consecuencias de este principio respecto de los permisos y transacciones autorizadas.

Otra de las lecciones aprendidas es la necesidad de pres-tar atención a las diferencias entre los intercambios de gas na-tural y de electricidad. La condición de recurso no renovable

que tiene el gas natural como fuente de energía primaria, fren-te a la posibilidad de generar electricidad (energía secunda-ria) a partir de distintas fuentes, refuerza el carácter estratégi-co del recurso gas natural y aumenta el nivel de conflictividad en situaciones de escasez.

Los acuerdos bilaterales de integración presentan mayor vulnerabilidad que los esquemas multilaterales, en tanto es-tos últimos permiten la diversificación de oferta y demanda con el consecuente aumento de la seguridad de abastecimien-to para los países y mayor equidad intra-regional en el apro-vechamiento de los recursos.

Cabe entonces preguntarse, si el nuevo marco regulatorio de las exportaciones de gas natural de Argentina atiende a ta-les lecciones.

3. El nuevo marco regulatorio de las exportaciones de gas natural

En julio de 2016, el Decreto No 893/16 “rompió el hie-lo” y fijó normas especiales para el otorgamiento de permisos para exportaciones temporarias de gas natural (i) destinadas a brindar asistencia en casos de emergencia, así como en (ii) situaciones que posibiliten la utilización de la infraestructura de los países vecinos para facilitar el transporte del gas natu-ral y su posterior reingreso al mercado argentino.

Este mecanismo se fundó en la necesidad de garantizar la seguridad de abastecimiento y de hacer más eficiente la ofer-ta de gas natural. Se esperaba, además, que este régimen es-pecial de exportaciones permitiera el desarrollo de la produc-ción local, tanto por la creación de una demanda de verano, como por la posibilidad de acceder a la infraestructura inter-nacional cuando -por insuficiencia en la capacidad de trans-porte argentino- la producción no pudiera llegar al mercado interno. Estos volúmenes eran reintegrados posteriormente mediante importaciones provenientes de GNL del país veci-no. Dado su carácter transitorio y excepcional, las autoriza-ciones correspondientes no requerían un análisis de impacto en los niveles de reservas de gas natural y podían ser otorga-das y reglamentadas por el Ministerio de Energía1.

Sobre la base de una observancia muy estricta de las “lec-ciones aprendidas”, se creó este mecanismo de autorizaciones temporarias, con un alcance inicial muy limitado en materia de compromisos de integración. En tal sentido, el solicitan-te debía acreditar un respaldo contractual de disponibilidad de los volúmenes de gas natural a ser re-importados y asumir la responsabilidad por los daños que pudieren generarse para el sistema de abastecimiento de gas natural argentino frente a eventuales incumplimientos a las obligaciones de re-importa-ción en los tiempos y en las formas pactadas y por los costos de la re-importación que debiera realizar el Estado Nacional para suplir el gas exportado no reingresado, con más una pe-nalidad del 50% de dichos costos. Tal incumplimiento consti-tuiría una causal de caducidad automática de la autorización de exportación.

Este régimen incipiente, que rigió durante aproximada-mente un año, tuvo el mérito de haber superado políticamente

la idea de que el autoabastecimiento es un fin en sí mismo y, a la vez, se expresó con máxima prudencia en materia de otor-gamiento de permisos, con el objetivo de evitar falsas y frus-trantes expectativas. Cada autorización de exportación refle-jaba claramente las condiciones a las que quedaba supeditado el permiso. Asimismo, la normativa fue contundente en ad-vertir que el Ministerio de Energía se reservaba la potestad de dejar sin efecto cualquier autorización, sin indemnización de ningún tipo, en la medida que así lo requiriera el interés pú-blico atinente al abastecimiento del mercado interno argenti-no. Esta previsión debía ser tenida en cuenta por las partes al suscribir sus diversos contratos, incluidos los de transporte2.

Paralelamente, en el caso de las exportaciones a Uruguay, mediante Decreto No 289/17, en abril de 2017 se autorizó a que las empresas estatales IEASA (ex ENARSA) y ANCAP pudieran establecer un régimen de asistencia continua con compromiso de re-importación.

Además, en noviembre de 2017, en el marco de las buenas prácticas para la simplificación del funcionamiento del sector público, el Decreto No 962/17 modificó el régimen de autori-zación de exportaciones de gas natural del art. 3 del Decreto No 1738/92, delegando en el entonces Ministerio de Energía y Minería la facultad de aprobar: (i) las autorizaciones de ex-portación, (ii) los acuerdos de exportación que impliquen la construcción de nuevas instalaciones, conexiones a gasoduc-tos u otras alternativas de transporte, así como (iii) las normas de procedimiento necesarias a tales fines.

Se estableció también que las autorizaciones podrán pre-ver la exportación de excedentes de gas a las cantidades esta-blecidas en las mismas, siempre que estén sujetas a interrup-ción cuando existan problemas de abastecimiento interno. En este supuesto no será necesario obtener la aprobación de cada operación de exportación excedente en la autorización, de-biéndose únicamente presentar ante el Ente Nacional Regula-dor del Gas, al solo efecto informativo, el respectivo contrato del cual deberá surgir la condición de interrumpibilidad y la ausencia de indemnización en caso de tal interrupción.

En este contexto, en diciembre de 2017, Argentina y Chi-le suscribieron el Vigésimo Octavo Protocolo Adicional al Acuerdo de Complementación Económica Nº 16 (ACE 16), con el objetivo de establecer las condiciones para las opera-ciones de intercambio de gas natural y electricidad, destina-das a cubrir requerimientos temporales, sujetos a la compen-sación o devolución del recurso energético respectivo. Este Protocolo prevé expresamente que la realización de las opera-ciones queda sujeta a que no se comprometa el abastecimien-to interno3 . Este instrumento dio marco internacional a los in-tercambios que se acordaron para situaciones de emergencia o para suplir carencias temporales o estacionales del recurso o de la capacidad de regasificación. En abril de 2018 este acuer-do binacional sería superado por el Trigésimo Protocolo Adi-cional al ACE 16.

En efecto, con la gestión del Secretario de Gobierno de Energía Iguacel, el perfil de Argentina como futuro gran ex-portador de gas natural a la región y al mundo ha cobrado un nuevo impulso. Según estimaciones de esa Secretaría, en

38

2019 Argentina estaría exportando a Chile 10 MMm3/d y en 2022 el volumen exportado alcanzaría los 30 MMm3/d. Las exportaciones a Brasil rondarían los 3 MMm3/d en 2019 has-ta llegar a 30 MMm3/d en 2025. La mayor expansión proven-dría de una segunda etapa, con exportaciones al mundo en la forma de GNL, por un volumen estimado en 40 MMm3/d en 2023, que se duplicaría en 2024 y se triplicaría en 2025 hasta alcanzar 120 MMm3/d.

Más allá del optimismo atribuido a las cifras publicadas por el gobierno, lo cierto es que la multiplicación de las tran-sacciones energéticas de Argentina con sus vecinos y con el mundo es considerada clave para la realización de las metas de desarrollo de los hidrocarburos no convencionales. Para mantener un nivel de producción razonablemente constante y mitigar los efectos de la fuerte estacionalidad del mercado in-terno (con importantes excedentes durante los meses de vera-no) se requiere la generación de demandas alternativas en el mercado de exportación.

La realidad indica que el abastecimiento gasífero regional está ligado al desarrollo de los yacimientos no convenciona-les de Vaca Muerta. Actualmente, Argentina ya tiene necesi-dad de crear una demanda de verano para el gas que comienza a fluir desde esa cuenca. En el mediano plazo, si se cumplen los pronósticos más conservadores, los productores argenti-nos volverán a abastecer durante todo el año a sus vecinos e incluso, con la baja en los precios locales, en futuras tempora-das estivales podrían acceder a la licuefacción para abastecer mercados más lejanos.

En este contexto, en abril de 2018, Argentina y Chile sus-cribieron el mencionado Trigésimo Protocolo Adicional al ACE 16, con el objetivo de profundizar la integración y los intercambios energéticos, sobre la base de mecanismos más sólidos, tendientes a garantizar la seguridad de abastecimien-to, el desarrollo a mediano y largo plazo de los recursos e in-fraestructura y la satisfacción de las necesidades de energía de sus habitantes y sectores productivos.

Los países se comprometieron a establecer normativas in-ternas para permitir las operaciones de comercialización, ex-portación, importación y transporte de energía eléctrica y gas natural. Estas operaciones sólo tendrán lugar en la medida en que no se comprometa el abastecimiento interno, ni se afecte la seguridad, calidad y confiabilidad de los servicios de trans-porte y distribución de gas natural y de electricidad de cada una de las partes, conforme a sus respectivas legislaciones. La novedad respecto del 28º Protocolo (firmado algunos me-ses antes, en diciembre 2017) es que existe la posibilidad de pactar compraventas internacionales en firma y ya no habría necesidad de realizar una compensación o devolución del re-curso. El mismo instrumento creó una mesa de trabajo bina-cional para la armonización regulatoria y la cooperación in-terinstitucional.

En consecuencia, mediante Resolución del ex Ministe-rio de Energía No 104/18, en agosto de 2018 se reglamen-tó el Procedimiento para la Autorización de Exportaciones de Gas Natural. Esta norma derogó todos los mecanismos ante-riores de otorgamiento de autorizaciones, así como la norma-

Des-integración. Fuente: Diario La Nación, 2007.

39

40

tiva que había establecido restricciones y suspensiones a par-tir de 2004. El nuevo procedimiento procura compatibilizar la viabilidad de los proyectos de producción y generación de demanda de exportación con la seguridad del abastecimien-to interno y la libre disponibilidad. A tal fin, se asegura a los consumidores internos la posibilidad de adquirir el gas natu-ral ofrecido a la exportación, bajo la figura de “tercero inte-resado”.

Se establecen distintos tipos de autorizaciones, para ope-raciones de corto (hasta 1 año) o largo plazo (entre 1 y 10 años); firmes o interrumpibles; exportaciones estivales (entre 1º de octubre y 30 de abril); e intercambios operativos (para atender situaciones de emergencia, por un año como máximo y bajo condición de reingresar). En todos los casos, las auto-rizaciones quedan condicionadas a la seguridad del abasteci-miento interno.

Para el caso de solicitudes de exportación de gas natural proveniente de proyectos incluidos en el “Programa de Estí-mulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales” (la llamada Resolución 46), se establece que las cantidades de gas natural comercializadas en el mercado externo no serán computadas como parte de la producción incluida en tal pro-grama (es decir que no tendrán un precio subsidiado).

Conforme al nuevo procedimiento, entre octubre y di-ciembre de 2018, se otorgaron autorizaciones de exportación

a productores de la Cuenca Neuquina por un volumen total superior a 5 MMm3/d, básicamente bajo la modalidad de “ex-portaciones estivales” con destino al mercado chileno4.

4. Conclusiones y perspectivas

Las perspectivas de que Argentina recupere su rol de ex-portador de gas natural en la región son alentadoras. Vaca Muerta es una realidad y -si logramos superar la brecha finan-ciera que nos desfavorece a la hora de las decisiones de inver-sión- podremos a un mismo tiempo recuperar el autoabasteci-miento energético y revertir el déficit de la balanza comercial argentina (por el aumento de las exportaciones de gas natural) y de las cuentas públicas en general (por disminución de los déficit de IEAESA y CAMMESA mediante el reemplazo de GNL y gas – oil importado por gas natural de Vaca Muerta a precios descendentes).

Los pasos que se han dado para renovar el apoyo de los Estados a los proyectos de exportación, como la firma de los nuevos Protocolos con Chile y la creación de una mesa bila-teral para la armonización regulatoria, resultan adecuados en tanto se exponen los objetivos estratégicos de los países y se hace constar en forma expresa la prioridad del abastecimien-to interno que rige en Argentina, así como en los demás paí-ses productores de hidrocarburos.

Asismimo, el nuevo régimen de autorizaciones de expor-

Producción gas natural

Proyecciones Exportación Gas Natural 2019-2030.

Fuente: Secretaría de Gobierno de Energía, 2018

450

400

350

300

250

200

150

100

50

MM

m3/

day

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

16

14

12

10

8

6

4

2

0

BCF/

day

Associated gas shale

Unconventional

PIND + P2 + P3

P1 Developed

Exports (MMm3/d)Chile: 10 (2019): 30 (2022)Brasil: 3 (2019): 9 (2022): 30 (2025)Mundo: (GNL): 40 (2023): 80 (2024): 120 (2025)

4.9 4.7 4.6 4.4 4.3 4.0 4.0 4.2 4.4 4.3 4.75.3

5.86.3

6.7

8.4

10.5

12.2

13.113.513.9 14.0 14.1

Midstreamrequierements

Neuquén - Rosariopipeline 35 MMm3/d

5,9 Tcf 3,6 Tcf

32 Tcf

10%aa

10%aa

14%aa

5,6 Tcf

41

tación de gas natural, aprobado en agosto de 2018, supera el régimen de autorizaciones precarias de 2016 que había abier-to el paso a las primeras transacciones. La simplificación de los trámites que deben realizarse para la obtención de las au-torizaciones, la flexibilidad que deriva de los distintos tipos de operaciones y permisos, así como la insistencia en dejar acla-rada y a salvo la prioridad del abastecimiento interno, recogen adecuadamente las “lecciones aprendidas” y permiten gene-rar confianza en la viabilidad regulatoria de los nuevos pro-yectos. Desde el punto de vista de la integración energética, cabe alertar que este fortalecimiento de la relación bilateral con Chile no debería hacer perder de vista la superioridad es-tratégica de los esquemas de integración multilateral. En este sentido, dar previsibilidad y respetar el acuerdo de importa-ción que Argentina mantiene con Bolivia y coordinar, even-tualmente, la reprogramación de estos flujos -sin afectar los compromisos asumidos- será también un factor decisivo para que Argentina pueda ser considerada un actor confiable en el contexto internacional.

Además, al mismo tiempo que se afianzan las relaciones bilaterales, hay que tener presente que un esquema multilate-ral, del tipo “Red de Gasoductos del Sur”, al permitir la diver-sificación de oferta y demanda, aportaría mayor seguridad de

abastecimiento para la región e incrementaría la equidad y la eficiencia en el aprovechamiento de los recursos.

1 En enero de 2017, la Resolución 8 E-2017 del Ministerio de Energía y Minería reglamentó el Decreto 893/26 y aprobó el “Procedimiento para la autorización de exportaciones con compromiso de re-importación”.

2 En este marco se autorizaron algunas operaciones de exportación a Chile, tales como la venta de ENARSA a ENAP REFINERÍAS S.A. para asistencia en situaciones de emergencia por una cantidad máxima diaria de 3,5 MMm3/día hasta el 31 de diciembre de 2017; la venta de EXXON MOBIL EXPLORATION ARGENTINA S.R.L. a INNERGY SOLUCIONES ENERGÉTICAS S.A. por una cantidad máxima diaria de 30.000 m3/d debido a una restricción de transporte hasta el 31 de mayo de 2018; la venta de ENERGY CONSULTING SERVICES S.A. (ECS) a EECL S.A. por una cantidad máxima diaria: 2,5 MM/m3, también para resolver una restricción de transporte hasta el 15 de julio de 2018.

3 Artículo 2 del 28º Protocolo Adicional al ACE 16:”Las operaciones de intercam-bio podrán realizarse siempre que no se afecte la seguridad de suministro energé-tico del país de procedencia y que se respete la prioridad de abastecimiento de la demanda interna, según lo determine la autoridad competente y en el marco de la legislación de cada Estado”.

4 Res. 57/18 – CGC exporta a Colbún 1,3 MMm3/d hasta mayo 2019; Res. 86/18 – PAE exporta a AGESA 1,5 MMm3/d hasta octubre 2019; Res. 95/18 – YPF exporta a Innergy 1,5 MMm3/d hasta mayo 2019; Res. 159/18 – Wintershall exporta a Colbún 750.000 m3/d hasta mayo 2019; Res. 164/18 – Exxon Mobul exporta a Innergy 400.000 m3/d hasta mayo 2019.

(*) Abogada, Lic. en Ciencias Políticas, Magister en Energía UBA y directora del ENARGAS 2017-2018

42

El intento reciente de convergencia a una inflación de un dígito ha resultado en una experiencia fallida en nuestro país. No es que la nueva administración haya tenido una tarea fácil de antemano, sino que posiblemente se hubiese subestimado el grado de complejidad que existía bajo un esquema hereda-do de elevada inflación inercial, déficit fiscal creciente y una fuerte distorsión de precios relativos que requerían un reaco-modamiento de corto/mediano plazo. En definitiva, ni shock ni gradualismo, el año 2018 culminará con la tasa de inflación más alta de los últimos 15 años.

Justamente las variables vinculadas al sector energético tenían gran responsabilidad en lo que hace tanto al déficit fis-cal como a la distorsión de precios relativos. Es por tal razón que llama la atención como el gobierno tardó medio manda-to en registrar que las acciones del área energética, en ma-teria administrativa-regulatoria, debían estar subsumidas en un plan económico coordinado. Como hemos aprendido de la exitosa Cumbre del G20 y del esfuerzo puesto en armoni-zar posiciones por parte del propio Presidente de la Nación, muchas veces los resultados dependen del temperamento de quienes ocupan los cargos clave.

Es justamente a partir de la reorganización del Gabine-te Nacional, y bajo la tutela de Hacienda, que se definió que

la política de subsidios a la oferta de energía resultaba incon-veniente a los efectos del equilibrio fiscal, y por tal razón se restringió su expansión. También se ha hecho evidente que un Estado que requiere de un fuerte ajuste fiscal no está en condi-ciones de realizar mega emprendimientos nucleares para ge-nerar energía mucho más cara que la que se obtiene con otros recursos que abundan en el territorio. En este sentido es irre-levante que los proyectos cuenten con financiamiento propio. Ya se sabe que no hay “almuerzo gratis” en economía.

Adicionalmente nuestro país, no siendo un país petrole-ro, y más bien importador de energía, debe someter sus pre-cios domésticos a la evolución del precio internacional. Sobre todo bajo un esquema cuyo norte consiste en reducir las dis-torsiones en los mercados. Sin embargo las autoridades mu-chas veces confunden lo que es el fomento de la competencia con el de las corporaciones, producto, en el mejor de los ca-sos, del pensamiento naife que el apoyo al sector corporativo redundará en un auge de la inversión y no en un incremento de rentas apropiables.

Bajo el contexto señalado, las iniciativas de promover sis-temas de subasta de energía (en especial en gas natural) y re-gímenes de precios competitivos de referencia (en los merca-dos de combustibles líquidos) han sido bocanadas alentadoras en el camino a las reformas pro competencia. Más allá que bajo este régimen los precios no siempre evolucionan en la dirección deseada, lo relevante es ir apostando a reglas pro mercado que marquen el camino para que actúe el sector cor-porativo, eliminando al mismo tiempo la posibilidad de una regulación “oportunista”.

El Mercado de los Combustibles Líquidos

Un estudio reciente realizado por el BID revela que en el período 2008-2014 la mayoría de los países de la región apli-caron controles a los precios de la energía, y que éstos im-pactaron sobre las finanzas públicas, con efectos distributivos adversos; es decir beneficiando en mayor medida a los estra-tos medios y altos que a los de menor ingreso. Dentro de un grupo de 26 países, Argentina renqueó quinta en materia de subsidios a los combustibles líquidos y sexto en electricidad, con transferencias presupuestarias muy superiores al prome-dio regional del 2% del PBI. Tanto en combustibles como en electricidad, en el tope de las distorsiones se ubica Venezue-la, en donde la hiperinflación resulta inmanejable. En el extre-

Hacia un régimen de precios energéticos competitivos y estable

Por Sebastián Scheimberg (*)

43

mo opuesto se encuentran los países más abiertos a la compe-tencia, pero también con niveles de inflación más moderados: Chile y Costa Rica.

Si bien en adelante nos concentramos en el mercado de combustibles líquidos; sin abundar en un estudio economé-trico transversal (entre países) parece evidente la existencia de una elevada correlación entre nivel de competencia e in-flación. De allí que a los fines de la meta inflacionaria pare-ciera que nuestro país no ha puesto el debido foco sobre una estrategia más pro competencia, particularmente en los mer-cados energéticos.

En el caso de los combustibles líquidos, si bien el mar-co legal define al régimen como de libre mercado a partir de la desregulación de principios de los años 90’, en la práctica el sector ha sido alta e informalmente regulado desde princi-pios de los años 2000’. La implicancia de tal intervención ha sido que mayormente los precios domésticos se mantuvieron por debajo de los precios internacionales, pero en el período 2014-2017, ante la caída de los internacionales la situación se invirtió, siendo los precios locales superiores a lo que hu-biera constituido el precio competitivo o de “paridad de im-portación”.

A partir del Decreto 962/2017, que concretaba la apertura del negocio de comercialización de combustibles al mercado internacional (donde los precios ya se habían reacomodado al alza) desde el 1/1/2018, se pretendía volver al régimen de li-bre mercado de los años 90’. No obstante, la autoridad regu-latoria no parecía haber tomado en cuenta algunas lecciones sobre las restricciones domésticas a la competencia de origen diverso. Por un lado las limitaciones logísticas de acceso a la infraestructura relevante; por otro, el elevado nivel de concen-tración del mercado.

En tal sentido se delegó en la Comisión Nacional de De-fensa de la Competencia (CNDC) el monitoreo de lo que de-bería ser la observación de un funcionamiento competitivo del mercado, partiendo de la definición de precios locales compe-titivos, y utilizando para ello los criterios internacionales de precios de “paridad de importación”, con márgenes de comer-cialización similares a los de países con regímenes competi-tivos. Quien escribe estas líneas estuvo a cargo de tal estudio, que aún espera salir a la luz. Y es a partir del último trimestre del 2018 que la Secretaria de Gobierno de Energía introduce el concepto de “precios de referencia”, que de alguna manera contempla la metodología desarrollada en el mencionado es-tudio de la CNDC, y que efectivamente contó con el asesora-miento de algunos de los funcionarios del por entonces Minis-terio de Energía y Minería.

Ciertamente, entre los meses de abril y agosto de 2018 el flamante régimen de libre competencia se vio nuevamente al-terado ante la mega devaluación de la moneda que hacía polí-tica y socialmente inviable el traslado del precio internacional (nuevamente en alza) al surtidor. Sumado a ello, un nuevo ré-gimen tributario, pensado con lógica y sensatez para una eco-nomía con bajo nivel de inflación, que sustituía los impuestos variables por otros de suma fija, pero indexados a los precios mayoristas, adicionaba presión en los precios del surtidor.

Situación actual y perspectivas

El año 2018 pareciera cerrar con un nuevo nivel de precios relativos más equilibrados respecto de los existentes a prin-cipios del 2016 cuando asume el nuevo gobierno, en el mar-co de un ajuste fiscal que deberá prestar mucha atención a no ceder ante presiones sectoriales, habituales y conocidas en el sector energético. También deja algunas enseñanzas en ma-teria de política anti inflacionaria. La primera es que un ré-gimen de alta inflación no puede modificarse abruptamente, sobre todo en el marco de precios relativos altamente distor-sionados. Otra lección importante, que el país debe comenzar a internalizar, es que el impulso a la competencia no consiste en favorecer lisa y llanamente a los sectores corporativos sino más bien en fortalecer las instituciones; y en el caso del sec-tor energético donde la concentración es significativa, a las vinculadas a los organismos de Defensa de la Competencia.

Por otra parte, se deberá reconocer que la estabilidad de precios es un activo importante, tanto para los empresarios como para los consumidores. En tal sentido, y bajo un régi-men capaz de controlar los principales desequilibrios que im-pactan sobre el nivel general de precios, resulta deseable es-tablecer mecanismos que tiendan a suavizar la volatilidad de los precios internacionales trasladados al mercado doméstico.

Tal vez resulte prematuro para Argentina pensar en la po-sibilidad de contar con un sistema de estabilización de precios autónomo, sobre todo cuando existe una percepción de que las políticas públicas y los fondos de estabilización pueden ser utilizados en forma oportunista. Sin embargo, es igual-mente cierto que la sociedad no es capaz de tolerar la excesi-va volatilidad: ni las subas violentas del precio internacional (combinado con la aplicación de un tipo de cambio igualmen-te volátil) puede trasladarse al consumidor, ni una baja abrup-ta es tolerada por el sector corporativo, como se puso de ma-nifiesto durante la primera mitad del mandato del gobierno actual.

No obstante ello, Argentina debe comenzar a instrumentar medidas de tal naturaleza, tomando como ejemplo no ya los casos de países más desarrollados, sino la experiencia seguida por países vecinos como Chile o Perú, con resultados diversos en el uso de estos mecanismos de estabilización. Ciertamen-te se trata de un terreno fértil para avanzar en forma conjunta entre el ámbito académico local (en el que no abunda este tipo de análisis) y el de las políticas públicas, con el Norte bien puesto en lograr recomponer la confianza y la institucionali-dad que nos lleve a recuperar el sendero de crecimiento eco-nómico, una vez que el Mundo ha vuelto a mirar a la Argenti-na con mayor respeto y consideración, tras la exitosa Cumbre del G20. Aunque posiblemente la mayor confianza a recupe-rar sea el de los propios argentinos que siguen eligiendo man-tener sus ahorros afuera del sistema financiero doméstico.

(*) Licenciado en Economía UBA

44

A partir de la revolución industrial y hasta recién entrado el siglo XXI, el paradigma de la economía empresaria estuvo marcado por el estudio de una función que buscaba la maxi-mización de la ganancia de las firmas.

La economía del siglo XXI, cambia el paradigma anterior, y el problema de la maximización de la ganancia queda atado a una condición de borde: el compromiso de producir en sin-tonía con los acuerdos sobre el cambio climático. Este, junto a algunos factores más que no serán parte de esta nota, nos invi-tan a pensar en el concepto de desarrollo sustentable.

Este cambio de paradigma ha sido tomado por la ciencia económica en sus recientes investigaciones. Como prueba de ello, el 8 de octubre de 2018 le fue otorgado el premio Nobel de Economía a William Dawbney Nordhaus, junto a Paul Ro-mer. En su justificación, la Real Academia Sueca de las Cien-cias sostuvo que: “Nordhaus fue la primera persona en crear un modelo cuantitativo que describe esa interacción entre la economía y el clima. Su modelo ahora es ampliamente usado en el mundo entero y utilizado para examinar las consecuen-cias en la aplicación de políticas con relación al clima como por ejemplo los impuestos a la emisión de dióxido de carbo-no”

Recientemente el G20, y a pesar del abandono de los com-promisos asumidos en la cumbre de París por parte de EEUU, expresó en su documento final su compromiso por el cam-

bio climático y la importancia de la transición a energías más limpias.

En la transición a una matriz energética global más limpia, la Argentina cuenta con ventajas estratégicas para desarrollar sus recursos renovables en forma de energía eléctrica y como combustibles líquidos.

El mundo cambiará su paradigma de movilidad vehicular, dejando paulatinamente los combustibles fósiles para virar a autos eléctricos y celdas de hidrógeno. El cambio menciona-do tendrá una transición prolongada en la cual se deberán uti-lizar combustibles con menores emisiones de gases de efec-to invernadero para hacer frente a los compromisos asumidos a nivel global.

En este contexto, nuestro país utiliza su gasoil mezclado con un 10% de biodiesel y sus naftas con un 12% de bioeta-nol. El primero es elaborado a partir de aceite de soja, y el se-gundo con maíz y caña de azúcar. La reducción en las emisio-nes de CO2 de ambos biocombustibles en comparación con los fósiles es sustancial. Diversos estudios arrojan reduccio-nes que se ubican entre un 60 y un 70%.

Tanto a nivel local, donde se abren interesantes perspec-tivas para ampliar la participación de los biocombustibles en la matriz de combustibles líquidos, como la posibilidad de exportar los mismos son una alternativa factible para nues-tro país.

En esta columna Agustín Torroba nos

invita a reflexionar sobre la economía del

presente siglo y los condicionamientos

impuestos, fundamentalmente a partir

de los acuerdos internacionales sobre

el cambio climático. Desde ese nuevo

paradigma en pocas puntadas Torroba

hilvana las ventajas que tiene la Argentina

en materia de biocomustibles que

constituyen una oportuna plataforma

hacia la transición energética que el país

puede y debe aprovechar.

Por Agustín Torroba (*)

45

Es importante destacar, que contamos con un clúster de molienda de soja integrado verticalmente con plantas de bio-diesel de alta escala y eficiencia, lo cual convierte a dicho sec-tor en uno de los más competitivos a nivel mundial. Además, nuestro país es el primer exportador de aceite de soja, insu-mo principal utilizado en Argentina para la producción de di-cho biocombustible.

El sector productor de bioetanol elaborado a partir de maíz, está realizando una serie de ampliaciones en sus plan-tas para aumentar su capacidad de producción con inversio-nes superiores a los 130 millones de dólares. Adicionalmente, hay nuevos proyectos y plantas en construcción con impor-tantes inversiones. Las exportaciones de más de 20 millones de toneladas de maíz sin transformación son una oportunidad para el agregado de valor y la producción de biocombustibles, considerando que actualmente la producción de bioetanol in-sume 1,5 millones de toneladas. Tras 9 años de promoción, el bioetanol de maíz se encuentra en sintonía con los más altos estándares internacionales, durante el 2017 ha realizado sus primeras exportaciones y su producto es vendido a precios en línea con el mercado brasilero, país que viene impulsan-do el uso del alcohol combustible desde hace más de 50 años. Esto último es una buena noticia para el país y el bolsillo de los consumidores.

Algunos ingenios azucareros también están realizando in-

versiones para alcanzar niveles de competitividad internacio-nales para el año 2021, fecha en que finalizarían los beneficios promocionales de la ley de biocombustibles.

En un mundo que pareciera tener un regreso al bilatera-lismo, la importancia estratégica de tener una agenda común para biocombustibles en el seno del MERCOSUR es vital. En ése sentido se destacan los avances en el Grupo AD HOC de Biocombustibles del Mercosur, y de manera bilateral con Bra-sil. Hoy el bloque se constituye como el segundo productor de bioetanol a nivel mundial, y de lograr una reapertura en sus mercados de exportación podría ubicarse en los primeros ca-silleros de producción de biodiesel. Cabe mencionar también que los avances en los acuerdos globales en cuanto a biocom-bustibles de aviación y marítimos son cuestiones seguidas con mucho interés por el Bloque.

Sin lugar a dudas, la distribución regional de las indus-trias de biocombustibles que aseguran una disponibilidad de dichos productos en forma abundante y competitiva, son una oportunidad en la transición energética que nuestro país ya está aprovechando y se encuentra en una buena posición para ampliar.

(*) Director de Biocombustibles Secretaría de Gobierno de Energía

La transición energética en la economía del siglo XXI

46

Este año ha sido muy traumático para el sector energético agobiado por una difícil situación macroeconómica y debili-tado por decisiones cuestionadas.

La fijación del sendero de precios del gas natural, precio director de la economía energética nacional, demostró ser im-posible de aplicar en la forma que fue planteado por la Reso-lución 46/2017, generando un fuerte sacudón político al inte-rior de Cambiemos, y esencialmente en la sociedad, que vio asombrada como sus facturas de gas natural podían multipli-carse cinco a seis veces.

Este cimbronazo político asociado al desajuste de las va-riables macroeconómicas, y los nuevos parámetros asociados al acuerdo con el Fondo Monetario Internacional, fue uno de los motivos de la reestructuración general del Gobierno: obli-gó a la salida del ministro de Energía y la modificación de la estructura de ministerios subordinó el área energética al Mi-nisterio de Hacienda. Estos cambios eliminaron equipos com-pletos en áreas como planeamiento, eficiencia energética y políticas tarifarias.

El sector energético argentino se encuentra frente a un nuevo escenario, habiendo transcurrido gran parte del gobier-no de Cambiemos. Este nuevo escenario esta signado por la pérdida de los consensos alcanzados al inicio de la gestión. El impulso inicial ha ido decreciendo y muchas de las políti-cas implementadas erróneamente debieron ser desactivadas, frente a una realidad económica que demostró que eran im-practicables.

En el tiempo de gestión que queda, no son muchas las ini-ciativas que se podrán impulsar y solamente quedarán plan-teadas algunas de ellas a ser encaradas por futuros gobiernos.

La energía ha sido uno de los problemas más importantes que tuvo que enfrentar la actual administración: el descalabro causado por el kirchnerismo desestabilizó el sistema energé-tico. Subsisten problemas estructurales en la infraestructura que ponen barreras al objetivo central formulado ahora explí-citamente, que consiste en duplicar la producción de petró-leo y gas natural y transformar en pocos años a la Argentina en un actor de clase mundial en el mundo de los hidrocarbu-ros. ¿Son realistas estos objetivos? ¿Porque nuestro país, que no ha sido capaz de sostener altos niveles de producción a lo largo de su historia ahora sería capaz de convertirse en expor-tador neto de petróleo y gas natural? ¿Qué ha cambiado para que, de país importador que pretende autoabastecerse, ahora pase en pocos años a ser un actor de clase mundial en el mer-cado petrolero internacional? Conviene siempre recordar que la Argentina es un país con petróleo y gas, pero no es un país petrolero. Vaca Muerta, con toda su potencialidad no modifi-ca esta definición.

Para poder contestar las preguntas anteriores se debe avan-zar con la consolidación de un Plan Energético Estratégico, con consenso social y consolidación política en el Congre-

Crítica de la razón energética

Por Gerardo Rabinovich (*)

Gerardo Rabinovich analiza sagazmente el escenario

energético argentino signado por la pérdida de

los consensos políticos alcanzados al inicio de

la gestión y su impacto en el sector. Señala

con agudeza cómo las políticas implementadas

erróneamente, debieron neutralizarse, cuando

realidad económica frustró su aplicacion. Sin

embargo, para Rabinovich no todo es negativo y

subraya el rumbo y cumplimiento en materia de

renovables e hidrocarburos no convencionales.

Pero advierte sobre la necesidad de evaluar las

opciones con criterios económicos e ingenieriles

los posibles riesgos y las contingencias de los

objetivos planteados y señala la necesidad de un

Plan Energético Estratégico, con consenso social

políticamente consolidado en el Parlamento.

47

so nacional. Las decisiones tomadas en los últimos meses por el nuevo Secretario de Energía muestran que deben evaluarse las opciones con criterios económicos e ingenieriles y evaluar con criterio profesional los riesgos posibles y las contingen-cias que se deberán enfrentar para llevar adelante los ambicio-sos objetivos planteados.

En materia de precios de la energía, la realidad ha mostra-do que otra política era posible, que las tarifas de las empresas reguladas permitieron recuperar niveles capaces de cubrir sus costos luego del proceso de Revisión Tarifaria Integral (RTI) y que no estaba allí el problema sino en el sistema de fija-ción de precios del gas natural establecido en la Resolución 46/2017, concentrando los incrementos comprometidos con los productores en las tarifas de los usuarios residenciales, pe-queños consumidores, usuarios cautivos y usinas eléctricas. Este es el camino que se ha comenzado a desandar en los úl-timos meses desactivando este mecanismo, reduciendo el pre-cio que pagan las centrales eléctricas y promoviendo subastas para lograr restablecer un mercado competitivo a través del Mercado Electrónico del Gas (MEGSA).

Pero el sector energético no se reduce a la política petrole-ra y a los objetivos que se plantean para explotar los recursos no convencionales y particularmente los de Vaca Muerta. Es por ello que debe ser considerado por la alta conducción es-tratégica del gobierno, un nuevo plan nuclear argentino, que contemple la producción de electricidad de origen nuclear y también el futuro de todo el complejo industrial y científico que la rodea, como así también las relaciones particulares, pa-cíficas y amistosas con Brasil, con quien nos vincula un trata-do de cooperación en esta materia, que proyectaron los presi-dentes Alfonsín y Sarney en los años 1980, en los albores de nuestra democracia.

El ordenamiento institucional de la hidroelectricidad debe ser reformulado para hacer frente a los proyectos en ejecu-ción y futuros, como así también al vencimiento de las con-cesiones de las centrales hidroeléctricas privatizadas en la dé-cada de los ‘90.

Las energías renovables no convencionales y la eficien-cia energética siguen siendo objetivos centrales de la políti-ca energética nacional y del cumplimiento de los compromi-sos asumidos en el marco de la Conferencia de las Partes de la Convención Marco de las Naciones Unidas por el Cambio Climático, que actualmente está reunida en Polonia, analizan-do como hacer frente a los alarmantes informes producidos por el Panel Intergubernamental para el Cambio Climatico (IPCC). .

Hacia fines de este año comienzan a verse resultados alen-tadores de las políticas implementadas: Vaca Muerta es una realidad y la producción de petróleo y gas natural han vuelto a aumentar luego de varias décadas de decadencia, impulsada por el shale oil de Loma Campana y el shale gas de Fortin de Piedra. Otros proyectos esperan su turno.

La estrategia de YPF apunta acertadamente a obtener ex-cedentes exportables de petróleo, y su éxito va a depender del nivel de los precios internacionales del petróleo, de la dis-minución de los costos operativos que hagan competitivo el crudo en los mercados, y del éxito del plan de estabilización

acordado con el FMI que brinde estabilidad macroeconómi-ca al país. En la medida que estos factores se verifiquen, las inversiones anunciadas podrán lograr el objetivo incremen-tar la producción de petróleo y gas, y si el entorno es aún más favorable mayores inversiones podrían superar estos objeti-vos, porque el recurso está comprobado y la calidad de este es muy buena. El país asumió un fuerte compromiso con la in-dustria para obtener resultados ambiciosos en la explotación de estos recursos.

Las energías renovables están comenzando a ingresar al Sistema Argentino de Interconexión luego de las exitosas su-bastas realizadas en el marco del plan Renovar, y el creci-miento del Mercado a Termino de Renovables empieza a ha-cer visible esta opción en nuestra matriz eléctrica. El ritmo de incorporaciones no es el esperado, no podrán alcanzarse en el corto plazo los objetivos de la ley 27.191, pero nada impide todavía que en 2025 el 20% del consumo de electricidad pro-venga de la energía solar, eólica, biomasa…, y seguir luego una senda virtuosa como hemos comprometido con la comu-nidad internacional.

Este año que finaliza ha puesto un freno a las ambiciones de política energética planteadas originalmente, pero tenues señales indican que podemos estar frente a un punto de in-flexión que modifique de una vez y para siempre el paradigma energético argentino. Recuperar el autoabastecimiento e im-pulsar los consumos descarbonizados son objetivos que bene-fician del consenso de nuestra sociedad, los dirigentes políti-cos tienen que demostrar que están a la altura de los tiempos.

(*) Vicepresidente 2° Instituto Argentino de la Energia General Mosconi

48

Estamos motivados por las reformas implementadas en la industria para hacer los proyectos en Argentina aún más com-petitivos internacionalmente. Es positivo observar que tanto el Gobierno Nacional, como el de la Provincia de Neuquén han demostrado interés y compromiso en el desarrollo de los no convencionales. Esto se ha traducido en políticas públi-cas tendientes a favorecer la explotación y producción soste-nible en el tiempo, como ser la adenda al convenio colectivo de trabajo, la reducción de restricciones para la importación de equipos y la transición a precios de crudo de mercado in-ternacional.

Creemos que es indispensable generar esfuerzos conjun-tos para continuar reduciendo costos y que las operaciones sean más eficientes y productivas aumentando así la produc-tividad y rentabilidad de la cuenca. Es por eso que vemos po-sitivo el trabajo de operadoras junto a las empresas de servi-cios en múltiples eficiencias que permitan que los proyectos sean más económicos.

Estuvimos trabajando con integrantes de la industria, so-cios y gobiernos, para resolver cuestiones vinculadas a la eva-cuación de ciertas áreas de la cuenca ya que consideramos que en el largo plazo, la adecuación de la infraestructura de-berá centrarse en la evacuación troncal a todos los mercados. Por otro lado el gobierno y la industria están trabajando en otras actividades importantes. Un ejemplo seria el “tren de Vaca Muerta”, el cual sería beneficioso para el abastecimien-to de arenas para la fractura.

Como ejemplos, en Septiembre, ExxonMobil Exploration Argentina S.R.L. (EMEA) y Transportadora de Gas del Sur (TGS) ejecutaron un acuerdo de procesamiento y transporte de gas, el cual nos provee de capacidad para aumentar y eva-cuar la producción en los próximos años. El acuerdo contem-pla capacidad en el gasoducto que conecta nuestra produc-ción en Vaca Muerta hasta el punto líquido (market hub) en Tratayen.

Asimismo, en el mes de noviembre 2018, EMEA adqui-rió el 21% de las acciones de Oleoductos del Valle S.A. (Ol-delval), principal oleoducto de país. Esta operación contribu-ye también a la evacuación, llevando el crudo y condensado a los mercados. Por otro lado, es de destacar la conformación de las Mesas ejecutivas de Vaca Muerta, iniciativa que involu-cra al sector público nacional y provincial, al sector privado y a los sindicatos, con el objeto de identificar aquellos aspectos que pueden ser modificados y/o implementados para dotar de mayor dinamismo el desarrollo de la cuenca.

El involucramiento directo de las más altas autoridades demuestra la relevancia estratégica que dicho desarrollo re

Salvando obstáculos en la dirección correcta

Por Daniel De Nigris (*)

Para De Nigris, las políticas públicas y los esfuerzos

por reducir los costos llevan a operaciones

más eficientes y productivas aumentando así la

productividad y mejorando la rentabilidad de la

cuenca. El Lead Country Manager y Gerente

General de ExxonMobil Exploration Argentina

considera muy positivo el trabajo de las operadoras

junto a las empresas de servicios.

49

presentante para nuestro país. Entendemos que éstas iniciati-vas se enmarcan en la dirección correcta para identificar aque-llos obstáculos para el desarrollo de la cuenca.

Los proyectos de esta industria tienen un horizonte de lar-go plazo, por lo que las variables de análisis se realizan siem-pre desde esta perspectiva. Intentamos desarrollar proyectos que se enfoquen en el desarrollo económico a largo plazo.

Hasta la fecha, la inversión de ExxonMobil en explora-ción y desarrollo de sus operaciones en Vaca Muerta excede los $ 850 millones de dólares desde que comenzó con las ac-tividades en el área.

En la actualidad, como operadores poseemos concesiones de explotación no convencional a 35 años en los bloques Bajo del Choique-La Invernada, Pampa de las Yeguas y Los Tol-dos I Sur. Por otro lado, somos socios en Sierra Chata, donde Pampa Energía es operador, bloque recientemente convertido a una concesión no convencional de 35 años.

También somos operadores de Los Toldos II Oeste, y Loma del Molle y poseemos intereses en el bloque de Par-va Negra junto a otros socios. En el bloque de Bajo del Choi-que – La Invernada, tenemos tres pozos en producción, sien-do dos de ellos de 2,500 metros. En la misma área, contamos una planta de producción, una terminal de petróleo y un ga-soducto que conecta la producción del bloque al Gasoduc-to del Pacífico. Estas instalaciones comenzaron a operar a fi-nes de 2017.

ExxonMobil está incrementando y acelerando las inver-siones en desarrollo de gas natural en los bloques operados, como ejemplo podemos citar que este año anunciamos junto a nuestros socios del consorcio, Pampa Energía y Total, la con-versión del bloque convencional de Sierra Chata, a una con-cesión explotación no convencional a 35 años que implica una inversión conjunta de $520 Millones de dólares. El plan de desarrollo inicial incluye 23 pozos. ExxonMobil perforará 12 pozos en la parte norte del bloque, y Pampa Energía perfora-rá 11 pozos en la parte sur.

Por otro lado, en Los Toldos 1 Sur se contempla una inver-sión inicial de alrededor de $ 200 millones de dólares para lle-

var a producción un grupo de pozos, junto con la construcción de instalaciones de producción y evacuación. En este bloque, se han perforado y completado un pozo vertical y dos hori-zontales de 1,500 metros que ya se encuentran en producción. En 2017 perforamos un pozo de 3,000 metros que fue en su momento el primer pozo de esa longitud horizontal de Vaca Muerta, logro importante para la UTE en la que somos socios de APASA (Tecpetrol) y GyP.

En Pampa de las Yeguas ya hemos perforado y completa-do, tres pozos de más de 3,000 metros de longitud horizon-tal, siendo también de los pozos más extensos de la cuenca. Somos el primer operador en perforar tres pozos horizontales de más de 3,000m de lateral cada uno, en la misma locación. En este bloque también estamos incrementado la capacidad de tratamiento y producción mediante la construcción de otra planta de tratamiento y conexión a Gasoducto del Pacifico.

Estamos llevando a cabo distintas fases de operaciones en cada bloque y continuamos evaluando los resultados tras cada paso.

(*) Lead Country Manager y Gerente GeneralExxonMobil Exploration Argentina

CEC JUJUYCámara Expendedores de Combustibles de Jujuy

Av.de Mayo 633 Piso 2 Oficina 12 (1084) CABA - Argentina (4342 - 4804 - Fax 4342 - 9394) [email protected] - www.cecha.org.ar

Confederación de entidades del comercio de hidrocarburos y afines de la República Argentina

C.E.C NEUQUEN Y RIO NEGRO.Cámara de Expendedores de Combustibles y Afines de Neuquén y Río Negro

Cámara

P

C.E.C.A. SAN LUIS Cámara de Expendedores de Combustibles y Afines de San Luis

Combustibles

C.E.C.L.A. LA PAMPA Cámara de Expendedores de Combustibles,Lubricantes y Afines de La Pampa

C.E.S.CORCámara de Estaciones de Servicio de Corrientes

C.E.GNCCámara de Expendedoresde GNC

C.E.P.A.S.E. Cámara de Expendedores de Subproductos del Petróleo y Anexos de Santiago del Estero

C.E.C JUJUYCámara Expendedores de Combustibles de Jujuy

50

La OPEP, el alguna vez poderoso cartel conformado por los principales países exportadores de hidrocarburos, acaba de decidir -como se esperaba- recortar su producción agre-gada en aproximadamente un 2%, con el propósito abierto de inducir un aumento en los aletargados precios internacionales actuales del petróleo crudo.

El tema de pronto se había vuelto urgente desde que los precios internacionales de los hidrocarburos se han debilita-do enormemente, todo a lo largo de los últimos meses. Sólo desde el comienzo de octubre pasado, un 26%.

En conjunto con Rusia, los productores de la OPEP reti-rarán ahora del mercado un millón doscientos mil barriles de crudo por día, dos tercios de los cuales serán recortados por los propios miembros del cartel exportador y el resto, en cam-bio, por sus compañeros de ruta, incluyendo en esto a la Fede-ración Rusa y a Kazakhstán. Para muchos es un recorte sim-bólico, pero insuficiente, que no tendrá un impacto mayor en el nivel de precios internacionales.

Irán, Venezuela y Libia, cabe recordar, quedaron en este caso expresamente fuera del compromiso de disminuir sus respectivas producciones nacionales. En el primer supuesto, por tener en cuenta el fuerte impacto de las sanciones econó-micas que han sido impuestas a Irán por los EEUU, que difi-cultan el acceso al mercado internacional del crudo iraní y, en los otros dos casos, por sus notorios problemas económicos y de gobernabilidad internos, que los están obligando a tener

Por Emilio J. Cárdenas (*)

El Shale norteamericano ha

revolucionado al mundo energético.

Este hecho disminuye notoriamente

a la otrora temible Opep y a su

locomotora, Arabia Saudita. El profundo

conocimiento de Emilio Cárdenas en

materia de geopolítica es una alhaja

que no debemos desaprovechar para

comprender —y prever— el impacto de

las políticas internacionales.

51

que reducir sus respectivas producciones nacionales, por pér-didas de eficiencia.

En paralelo, Qatar anunció que dejará de pertenecer a la OPEP, después de casi seis décadas de pertenencia a ella. Ha-bía ingresado en ella en 1961.

Recordemos que hablamos de un pequeño país del Golfo que tiene alguna remota vinculación política con Irán y con Turquía, razón por la cual ha sido económicamente sanciona-do por sus principales vecinos. Esto es, por: Arabia Saudita, los Emiratos Árabes, Bahrain y Egipto, países que argumen-tan que -a través de esas vinculaciones- Qatar “apoya ideo-lógicamente al terrorismo”. Lo que conforma una acusación realmente muy grave. Y no demasiado creíble.

El retiro de Qatar, está claro, debilita políticamente a la OPEP y ha sido, en los hechos, un movimiento tan duro como inesperado, a punto tal que ha sorprendido a muchos obser-vadores.

Qatar, recordemos, es el más grande exportador de gas li-cuado. En cambio, produce apenas unos 609.000 barriles de crudo diarios, contra unas 77 millones de toneladas de gas anuales.

En el interior mismo de la propia OPEP, Qatar era un par-ticipante cuya influencia política individual efectiva en la marcha del referido cartel podía considerarse como más bien marginal.

La revolución generada por el aumento de la producción

norteamericana de hidrocarburos a partir de la explotación del llamado “shale” -que recién comienza y hace soñar, con ra-zón, también a los argentinos que de pronto advierten la enor-me importancia de privilegiar el desarrollo de Vaca Muerta- ha transformado a los EEUU (que no forma parte de la OPEP) en el ahora más importante exportador de hidrocarburos del mundo, disminuyendo así notoriamente no sólo la influencia política externa de la OPEP, sino también la de su destacado principal actor individual: Arabia Saudita.

Esa producción de hidrocarburos a partir del “shale”, hoy es nada menos que del orden de los 3,7 millones de barriles diarios. Y seguramente no decaerá sensiblemente, sino que se-guirá creciendo, al menos en los próximos años. A lo que debe agregarse que la demanda mundial de hidrocarburos ha caído, por aumento de eficiencia, unos 4,4 millones de barriles des-de el año 2000.

Esto pese a que el inusual presidente norteamericano, Do-nald Trump, ha mantenido su ostensible apoyo al controver-tido príncipe saudita Mohammed bin Salman -que nos visita-ra recientemente- pese a las densas sombras que sugieren que sería él, precisamente, quien habría decidido dar muerte -en el propio consulado de su país en Estambul- a un importan-te periodista de su país, Jamal Khashoggi, conmoviendo con ello al mundo entero.

Esa atribución, que es sumamente grave y que el referido príncipe saudita -desgraciadamente para él- no parece haber

La debilidad de la OPEP produce remezones

geopolíticos

52

conseguido disipar, ha dejado a su país en una suerte de rincón de precariedad diplomática. Sin que hoy la alianza con los EEUU tenga la crucial importancia estratégica que man-tuviera por espacio de algunas décadas.

Arabia Saudita, cabe destacar, recicla inteligentemente buena parte de los dólares que recibe por las constantes com-pras norteamericanas de su crudo, adquiriendo en los propios EEUU abundante material militar de última tecnología.

Pero el fuerte aumento de la producción doméstica de hi-drocarburos de los EEUU sugiere hoy que sus importaciones totales de hidrocarburos podrían disminuir hasta ser de ape-nas unos 330.000 barriles diarios, el año que viene.

Hoy ocurre que los EEUU son –como queda visto- mucho menos vulnerables a los aumentos repentinos de los precios internacionales de los hidrocarburos que lo que fueran has-ta no hace sino apenas un par de años. Todo un cambio sig-nificativo con consecuencias geopolíticas que, por profundas, no deben minimizarse. Al que se suma una realidad distinta: la OPEP ya no es, geopolíticamente, lo que alguna vez fuera.

El presidente Trump está por lo demás recibiendo presión creciente por parte de su propio Senado para que su adminis-tración asuma un rol más activo en la ya impostergable paci-ficación de la guerra civil en Yemen, donde los sauditas están luchando contra los rebeldes “Houtis” locales, que en su in-surrección están apoyados por Irán, en la que es una guerra

cruenta -y salvaje- que genera cada vez más un horror genera-lizado en el mundo entero.

Y aparece ahora una segunda sombra, aún mucho más compleja. Y más preocupante. Es la que tiene que ver con el avance en los EEUU de un inusual proyecto legislativo que finalmente aspira a poder imponer penalidades fuertes a los países miembros de la OPEP que actúen (como la han veni-do haciendo, desde siempre) como un “conglomerado mono-pólico”.

Para Arabia Saudita, que tiene refinerías y activos impor-tantes en los EEUU, ésta última puede terminar siendo una verdadera pesadilla, ya en ciernes, de consecuencias todavía imprevisibles, sobre las que el reino del Golfo deberá estar es-pecialmente alerta, por todo lo que pueden implicar.

(*) Ex Embajador de la República Argentina ante las Naciones Unidas

54

El Estado Nacional a través de su Secretaría de Energía ha dispuesto diversas acciones en el último tiempo a fin de in-crementar el interés, conocimiento y exploración de los ya-cimientos de hidrocarburos ubicados en la plataforma conti-nental a partir de las 12 millas marinas, bajo su jurisdicción.

Una ley de Hidrocarburos antigua.

Hay que tener en cuenta que la facultad de dicho organis-mo regulador para dictar normas específicas sobre la materia se encuentra limitada por el arcaico marco de la Ley de Hidro-carburos que le otorga dicha potestad. Se trata de una ley na-cional de hidrocarburos con más de 50 años de historia y que fuera reformada muy pocas veces. La última reforma efectua-da por la Ley 27.007 justamente incorporó plazos diferencia-les para la exploración y explotación costa afuera, a efectos de distinguirla de la explotación convencional y no conven-cional “on-shore”.

Desconocimiento y falta de exploración y experiencia Costa Afuera.

La realidad de la exploración de hidrocarburos Cos-ta Afuera es que la Plataforma Continental Argentina y las distintas cuencas exploratorias que la integran se encuentran sub-exploradas, con menos del uno por ciento (1%) de la su-perficie concesionada y ningún Permiso de Exploración otor-gado en los últimos años, lo cual demuestra la total desinver-

sión en este sector de la industria.Ello a pesar de que las técnicas de exploración y la tecno-

logía asociada han evolucionado muchísimo en los últimos años y que los resultados obtenidos en países de la región han sido exitosos (en cuanto a descubrimientos al menos).

La historia reciente tampoco ha sido alentadora, ya que a partir de la sanción de la ley N° 25.943 por la que se crea el engendro de ENARSA, ésta compañía estatal resultó, entre otras facultades concedidas, titular de los permisos de explo-ración y de las concesiones de explotación sobre la totalidad de las áreas marítimas nacionales que no se encuentran suje-tas a tales permisos o concesiones a la fecha de entrada en vi-gencia de la ley, debiendo observar mecanismos de transpa-rencia y competencia que respeten lo establecido en la ley de hidrocarburos.

El resultado tras 10 años gozando de esta titularidad fue-ron algunos pocos trabajos exploratorios en 3 áreas (E-1, E-2 y E-3) que efectuó mediante la asociación con distintas em-presas del sector (YPF, ENAP y PETROBRAS respectiva-mente) que, luego de la sanción de la ley 27.007, debieron proceder a revertir o reconvertir esos contratos en permisos bajo el régimen general de la ley de hidrocarburos.

Exploración y desarrollo costoso

Vale recalcar por otro lado que la exploración y desarro-llo “off-shore” es el más costoso de la industria, consideran-do que el valor de cada pozo de exploración puede incluso ser diez veces superior al costo de un pozo exploratorio no con-vencional a Vaca Muerta, para tener una idea estimada, todo dependiendo además de la profundidad del mar y de la pro-fundidad de la perforación en esa zona.

Por ello, se trata de una actividad de la que participan los grandes jugadores de la industria internacional (no todos ope-rando en Argentina), por un lado, y que requiere de un marco jurídico seguro y estable que garantice a estos actores que la gran inversión que van a hundir la puedan recuperar a lo largo del tiempo con producción, por el otro.

Permisos de reconocimiento superficial multicliente

La primera acción importante tomada a efectos de dotar a la ley de hidrocarburos de herramientas modernas y exitosas a nivel mundial en lo referido a la exploración costa afuera fue la reglamentación de permisos específicos de reconocimien-to superficial, contemplados de modo general en los artículos

El reto de explorar la plataforma continental argentina

Por Fermín Berraondo (*)

55

14 y 15 de la LH.La normativa regional y mundial en permisos de reconoci-

miento superficial para realizar actividades exploratorias en el mar se encuentra orientada a otorgar permisos no exclusivos sobre un área determinada por un término que va desde los 5 a los 10 años, de modo de ampliar el conocimiento y las acti-vidades de exploración realizadas. Estas empresas luego ha-cen aprovechamiento comercial de la información obtenida y procesada al venderla directamente a los potenciales licencia-tarios de permisos de exploración con derecho a explotar los hidrocarburos que descubran.

De este modo, y a pesar de que la participación de diver-sas empresas del rubro fue acotada, se creó un marco, a partir de la publicación de la Resolución N° 197/2018, para gene-rar mayor cantidad de información sobre una plataforma con-tinental prácticamente inexplorada.

El Concurso

A través de distintas reuniones de trabajo la Secretaría de Energía fue transmitiendo a la industria los distintos puntos a cubrir por el llamado a concurso que se convocaría, y a su vez fue recibiendo devoluciones de aquella, todo a efectos de lo-grar un concurso exitoso.

Con dicho objetivo también se solicitó a las empresas in-teresadas que nominen de forma confidencial aquellas áreas que pudieran resultar en un eventual interés de su parte, a par-tir de la información existente en el banco de datos de la Se-cretaría, a efectos de intentar asegurar que el concurso verse sobre áreas susceptibles de ser adjudicadas.

El resultado fue la convocatoria efectuada sobre 38 áreas costa afuera definidas por dicha autoridad en 3 cuencas. Por un lado la cuenca Malvinas Oeste con 18 áreas profundas de 100 a 700 metros bajo el nivel del mar y una superficie que va de los 3600 a los 6300 Km2. La Cuenca Austral, la cuenca costa afuera con mayor cantidad de información al momento, con 6 bloques someros de menos de 100 metros de profundi-dad y una superficie que va de los 2000 a los 2700 Km2. Por último, la cuenca Argentina Norte con 7 áreas profundas que van de los 200 a los 1300 metros de profundidad y una super-ficie que va de los 6000 a los 9000 Km2 y 7 bloques muy pro-fundos de 1200 a 4000 metros de profundidad y una superfi-cie que va de los 3000 a los 9000 km2.

Sistema de Calificación de Oferentes previo y expeditivo

Un aspecto destacable del pliego, es que, recogiendo la ex-periencia de otros países de la región, salió del esquema habi-tual de Sobres “A” y “B”, e implementó un proceso de califi-cación de las Empresas previo a la presentación de ofertas y hasta incluso automático.

Se distinguen los antecedentes legales, económicos y téc-nicos del proceso de calificación. Se otorga la posibilidad de que empresas extranjeras participen directamente, sin nece-sidad de constituir una sucursal o sociedad vehículo al tiem-

po de la calificación, con obligación de presentar una garantía amplia de respaldo técnico y económico, además de asumir el compromiso de constituir el vehículo o sucursal en caso de re-sultar adjudicatario.

Si bien se diferencian requisitos económicos y técnicos en virtud del tipo de área (Someras, Profundas y Muy Profun-das), siendo más gravosos los requisitos exigidos en caso que el oferente desee actuar como operador en aguas muy pro-fundas, donde por ejemplo se exige un patrimonio neto supe-rior a USD 250.000.000 y una producción de 20.000 barriles por día, se establece un proceso de calificación automática en caso que el oferente se halle incluido en el último ranking pu-blicado por “Energy Intelligence Top 100 y/o Top 50: Global NOC & IOC Rankings”.

Ofertas y Programas de TrabajosObligatorios del Permiso

El pliego del concurso aprobado por la Resolución 65/2018 establece obligaciones mínimas de trabajo por cada área en particular para el primer período de exploración úni-camente. Los compromisos de trabajo que las empresas debe-rán asumir se representan en las típicas Unidades de Trabajo (UT) valorizadas en 5.000 dólares estadounidenses cada una.

Para que la oferta sea considerada debe superar las Unida-des de Trabajo Mínimas dispuestas para cada área, que equi-valen a un 4 x 4 o 3 x 3 km de Sísmica 2D en la totalidad del área. Asimismo se incorpora el concepto de Unidades de Tra-bajo Básicas, que representan entre el 20 % y el 40% de toda la Sísmica 3D susceptible de realizar en el área, a efectos de garantizar trabajos efectivos de exploración en el área que in-crementen el conocimiento de la plataforma continental. Sólo si se oferta por encima de la Unidades de Trabajo Básicas se admite ofertar un bono en dólares estadounidenses para lograr ser adjudicatario del área en cuestión. Hasta el 50 % del bono ofrecido podrá ser reemplazado posteriormente con Unida-des de Trabajo realizadas en exceso a las comprometidas du-rante los primeros 3 años. Sin perjuicio de las obligaciones asumidas, el pliego admite cierta flexibilidad sobre el plan de trabajo presentado con aprobación previa de la autoridad de aplicación, y sin dicha autorización inclusive, siempre que los cambios al programa afecten hasta el 40 % de las UT com-prometidas y el reemplazo sea por actividades exploratorias significativas, como puede ser la sísmica 2d, 3d o la perfora-ción de pozos exploratorios. Por otra parte, se permite expre-samente la inclusión de Unidades de Trabajo efectuadas por permisionarios de reconocimiento superficial en los últimos 3 años a la fecha de apertura y adquiridas de estos hasta 18 me-ses después de otorgado el permiso, ratificando la intenciona-lidad perseguida al dictarse la reglamentación de los artículos 14 y 15 de la ley.

Al finalizar el primer período exploratorio, el permisiona

56

rio deberá decidir si continúa explorando y pasa al segun-do período exploratorio o si revierte el área, siempre claro que haya cumplido con las unidades de trabajo comprometidas en su oferta para el primer período.

Al pasar al segundo período o a una eventual prórroga, el permisionario asume el compromiso de perforar, en cada uno de dichos períodos, un pozo de exploración de las caracterís-ticas definidas en el pliego (varían según la cuenca).

Suspensión del Desarrollo

Otra de las facilidades que otorga el pliego a los permisio-narios es la posibilidad de suspender el desarrollo del área por razones justificadas (por ejemplo, falta de infraestructura de transporte suficiente), por un término de hasta 10 años, al mo-mento de solicitar una Concesión de Explotación. Sin embar-go, a diferencia de lo que ocurría con la “Suspensión de Co-mercialidad” del Plan Argentina, dicho plazo es descontado del plazo de 30 años de la Concesión de Explotación, se abo-na canon de explotación durante la suspensión y para solici-tarla debe haber 2 pozos de exploración perforados al menos, entre otros requisitos.

Regalías reducidas para recuperar la inversión antes

La posibilidad de que los Concesionarios de Explotación abonen regalías reducidas está expresamente prevista en el ar-tículo 59 de la ley de hidrocarburos, aunque pocas veces ha sido utilizada. Mediante la utilización de una fórmula espe-cífica prevista en el pliego los concesionarios de explotación tendrán derecho a abonar regalías que van del 5 % al 12 % de la producción mensual en función del grado de desarrollo de los proyectos. De esta forma se garantiza al concesionario la posibilidad de recuperar su inversión durante los primeros años de producción de forma más rápida. El factor “R” será calculado en forma anual tomando en cuenta las ventas, inver-siones y gastos operativos de cada concesión de explotación, siempre considerando valores en dólares estadounidenses. Se excluyen costos financieros, de asesores y aquellos derivados de la negligencia del operador, entre otros.

Régimen de Promoción de Inversiones.

El Régimen de Promoción de Inversión para la Explota-ción de Hidrocarburos, creado por el Decreto N° 929/2013, modificado por la Ley 27.007, podrá resultar aplicable a los adjudicatarios del concurso que cumplan sus requisitos, quie-nes a partir del tercer año contado desde la puesta en ejecu-ción del respectivo proyecto, tendrán la libre disponibilidad del 60% de los hidrocarburos producidos y la libre disponibi-lidad del 100% de las divisas provenientes de la exportación de tales hidrocarburos, así como también estarán exentos de todo derecho de exportación. Dicha normativa también garan-tiza, en caso de desabastecimiento interno, que los concesio-narios reciban un precio no inferior al precio de exportación de referencia y acceso al mercado de divisas por hasta un 100

% del precio obtenido por la comercialización interna del por-centaje de hidrocarburos.

Asimismo será aplicable el Decreto N° 927/2013 que esta-blece un tratamiento fiscal diferenciado por un plazo de tiem-po determinado para la importación de los bienes de capital comprendidos en las posiciones arancelarias detalladas por su Anexo, como una medida tendiente a favorecer la actualiza-ción del equipamiento y maquinarias de las empresas del sec-tor hidrocarburífero.

Cláusulas Arbitrales en Permisos y Concesiones

Otra inclusión novedosa a efectos de atraer inversiones es, tal como ocurrió con el régimen de Participación Público Pri-vada (PPP), la Cláusula Arbitral con prórroga de jurisdicción, con las limitaciones y salvedades previstas en la propia ley de hidrocarburos y en el decreto que instruyó al llamado al con-curso y autorizó la inclusión de dicha cláusula. Ello a efectos de reforzar la seguridad jurídica que reclamaban las empresas internacionales del sector.

Garantías

Se estableció una garantía de mantenimiento de oferta por la suma de USD 100.000 por cada una de las áreas ofertadas, con plazo mínimo de mantenimiento de la oferta respectiva de 120 días corridos desde el día de apertura.

La garantía de cumplimiento de los trabajos comprome-tidos debe constituirse dentro de los 30 días corridos a partir de la fecha de inicio del permiso. Dicha garantía debe abar-car el 100% del monto de las UT mínimas más el 25% de las UT comprometidas por encima de las UT mínimas más, el 25% del bono, en caso de haberlo ofrecido. Se establecen de-ducciones específicas de la garantía a medida que se van eje-cutando los trabajos. En el segundo período y en la prórro-ga, en caso de acceder a los mismos, el permisionario deberá constituir garantía de cumplimiento por cada pozo obligato-rio, mediante un monto fijo que va de los USD 10.000.000 a los USD 22.000.000, dependiendo el tipo de área y su pro-fundidad. Los modos para constituir ambas garantías son los habituales seguros de caución, cartas de crédito stand by y/o fianzas bancarias.

Normas ambientales Internacionales aplicables

No existen normas específicas emitidas por la autoridad de aplicación que regulen la exploración y explotación de hi-drocarburos en el mar. Por dicho motivo el pliego establece obligaciones generales para los permisionarios y concesiona-rios, como la conservación y protección del medio ambien-te empleando las mejores técnicas disponibles para prevenir y mitigar los impactos ambientales negativos, la implementa-ción un Sistema de Gestión Ambiental diseñado de acuerdo a modelos internacionales reconocidos, la responsabilidad del permisionario y la obligación de remediar pasivos ambien-tales, y el abandono de pozos. Asimismo establece una limi-

57

tación a la autoridad de aplicación para establecer guías de buenas prácticas ambientales que sigan otras de aplicación in-ternacional como por ejemplo: American Petroleum Institute (API), International Organitation for Standarization (ISO), y Organización Marítima Internacional (OMI).

Invitación a las Provincias

La invitación a las provincias con jurisdicción sobre áreas costa afuera hasta las 12 millas marinas, no es casual, sino que persigue la intención de que las provincias respeten condicio-nes similares a las empresas y tiendan al desarrollo de la pla-taforma continental dentro de su jurisdicción.

Otras condiciones importantes

Siguiendo las prácticas adoptadas por otros países de la re-gión, el pliego establece limitaciones a los porcentajes de par-ticipación de los consorcios de oferentes, donde el Operador deberá ostentar al menos el 30 % y el resto de los consorcistas No Operadores un porcentaje mínimo del 5%.

Por otra parte, y a efectos de brindar mayor seguridad jurí-

dica a los Oferentes, se adjuntan al pliego los modelos de re-solución que otorgarán los permisos y concesiones a los even-tuales adjudicatarios y descubridores, respectivamente. Ello considerando el esquema previsto en la ley de hidrocarburos, donde a diferencia de otros países de la región, abandona el sistema de contrato asociativo con la empresa estatal por uno de licencias donde el titular tiene un derecho exclusivo y di-recto a la exploración.

Resta esperar a que el interés demostrado por las grandes empresas petroleras, aún por algunas que no cuentan con ex-periencia en el país, se materialice el 14 de marzo de 2019 (el día de apertura) en ofertas concretas que permitan aumentar el conocimiento de la plataforma continental y lograr su de-sarrollo exitoso.

(*) Asesor Legal en Energía

58

El enfoque circular de la economía surge como evolución de la visión lineal, como un nuevo paradigma económico de negocios, producción y consumo, que apunta a la sustentabi-lidad para hacer frente al consumo irracional de recursos y al sistema de transformación productiva de las economías del carbón y sus efectos. Bajo el viejo enfoque lineal basado en el ciclo extracción-producción-uso-descarte, se extraen 60.000 millones de toneladas de materias primas al año, se descar-ta la mitad en la forma de residuos contaminantes y se gene-ran 2.000 millones de toneladas de residuos al año (COTEC, 2017).

El reciclado es una parte de la solución pero no resulta su-ficiente, ya que si bien se reutilizan 1.000 millones de tonela-das de residuos al año, al mismo tiempo se espera que la can-tidad de consumidores globales se duplique para el año 2030.

La economía circular que incorpora al ciclo el proceso de retroalimentación reducción-reciclaje-reutilización-recupe-ración produciría una disminución de 70% de emisiones de CO2 y una reducción de 65% en residuos urbanos para 2030 (COTEC, 2017).

El 80% del comercio mundial se realiza dentro de Cade-nas Globales de Valor (CEPAL, 2017), hecho que realza el ca-rácter global de la economía circular y la relevancia de su im-plementación.

La matriz energética concurre a un proceso de transición de planificación y de incentivos a la eficiencia, a efectos de proveer energía limpia y a precios competitivos de cara al nuevo paradigma.

1.- Relación tarifas y subsidios:

Un factor importante para el desarrollo del mercado de la energía, en los diversos sectores que conforman la actividad energética, son las inversiones a largo plazo, no sólo para la realización de obras de infraestructura sino también para la continuidad de los servicios para los usuarios.

La adecuada regulación de la relación entre las tarifas y los subsidios es necesaria para garantizar el nivel de inversio-nes esperado.

En este sentido, el Proyecto de Presupuesto 2019 prevé un gasto de aproximadamente $305.755,9 millones en trans-ferencias de carácter económico para el financiamiento de empresas públicas, fondos fiduciarios y el sector privado, un 20,6% más que las asignaciones vigentes para 2018, de $253.479,3 millones, y un 35,5% más que lo estimado inicial-mente en la Ley de Presupuesto 2018. A su vez, estas asigna-ciones constituyen el 1,7% del Producto Interno Bruto (PIB)

Las políticas energéticas y el desafío ante el nuevo paradigma

Por Mariano Humberto Bernardi (*)

El 22 de abril de 2016 se firmó en Nueva York

el Acuerdo de París, programa de medidas para

poner en práctica a partir del año 2020, cuyo

principal compromiso consiste en la limitación del

aumento de la temperatura a menos de dos grados

centígrados y en la medida de lo posible no más de

uno coma cinco (1,5) grados hacia 2030.

La Argentina se comprometió a reducir las

emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEIs)

responsables del calentamiento global 1

60

proyectado por el Gobierno para el año 2019 2.Por su parte, el Decreto 1053/2018 3 , de fecha 15/11/2018,

estableció que el Estado Nacional asume con carácter excep-cional el pago de las diferencias diarias acumuladas mensual-mente entre el valor del gas comprado por las prestadoras del servicio de distribución de gas natural por redes y el valor del gas natural incluido en los cuadros tarifarios vigentes - el 1º de abril de 2018 y el 31 de marzo de 2019 - generadas exclusi-vamente por variaciones del tipo de cambio y correspondien-tes a los volúmenes de gas natural entregados.

El monto neto resultante se transferirá a cada prestadora en treinta cuotas mensuales y consecutivas a partir del 1° de octubre de 2019 y con un interés definido por la tasa efectiva del Banco de la Nación Argentina para depósitos en moneda argentina a treinta días de plazo.

Finalmente, se determinó que a partir del 1º de abril de 2019 los proveedores de gas natural y las prestadoras del ser-vicio de distribución de gas natural por redes deberán prever en sus contratos que en ningún caso podrá trasladarse a los usuarios que reciban servicio completo el mayor costo oca-sionado por variaciones del tipo de cambio ocurridas durante cada período estacional.

2.-Mercado del Gas:Exportaciones de Gas

La Resolución 104/2018 4 , de fecha 21/08/2018, promue-ve la integración energética regional y la regla según la cual las autorizaciones de exportación de gas natural deben otor-garse teniendo en cuenta la satisfacción del abastecimiento interno.

En este marco, la referida Resolución aclara que las ex-portaciones de gas natural a las que se refiere el artículo 3° de la Ley Nº 24.076 estarán sujetas a los términos y condiciones establecidos en el Procedimiento para la Autorización de Ex-portaciones de Gas Natural. Asimismo, las exportaciones de gas natural deberán ajustarse a los principios de transparen-cia, no discriminación e interés público.

Exportación de Gas Natural Licuado

La empresa YPF confirmó un acuerdo con la empresa bel-ga Exmar para la contratación de una barcaza, por un perío-do de diez años, que le permitirá exportar Gas Natural Licua-do (GNL) a partir del año 2019, hasta la construcción de una planta de licuefacción en tierra 5 .

Mercado Electrónico del Gas (MEG) S.A.6

El Mercado Electrónico del gas tiene como misión prin-cipal transparentar el funcionamiento físico y comercial de la industria del gas natural y coordinar en forma centraliza-da y exclusiva todas las transacciones vinculadas a mercados de plazo diario o inmediato (spot) de gas natural y secunda-rios de transporte y de distribución. En este marco surge la necesidad de potenciar la creación de un mercado único del

gas basado en un sistema de negociación con transparencia y competitividad de los procedimientos y eficiencia en la for-mación de precios.

3.-Mercado del Petróleo: Exploración en la plataforma continental argentina

La Resolución 197/2018 7 , de fecha 15/05/2018, aprobó el “Reglamento para el Otorgamiento de Permisos de Reco-nocimiento Superficial en el Ámbito Costa Afuera Nacional”, el cual tiene por objeto establecer: a) los requisitos y procedi-mientos que deberán seguir los interesados para obtener per-misos de Reconocimiento Superficial en busca de hidrocar-buros y la ejecución de trabajos en el ámbito territorial Costa Afuera Nacional, b) los términos y condiciones aplicables a los permisos que sean otorgados en el marco del presente Re-glamento y c) los términos y condiciones aplicables al dere-cho de aprovechamiento comercial de la información obte-nida como consecuencia de las actividades llevadas a cabo haciendo uso del permiso obtenido en el marco del presente Reglamento. El presente Reglamento se aplicará a las solici-tudes y a aquellos permisos que se otorguen para realizar ac-tividades de Reconocimiento Superficial en el ámbito territo-rial Costa Afuera Nacional.

Por su parte, el Decreto 872/2018 8 , fechado el 01/10/18, estableció que debe instruirse a la Secretaría de Gobierno de Energía - Ministerio de Hacienda - para que proceda a convo-car a Concurso Público Internacional para la adjudicación de permisos de exploración para la búsqueda de hidrocarburos en las áreas del ámbito costa afuera nacional - determinadas en el Anexo I - conforme al régimen de la Ley 17.319 y sus modificatorias y demás condiciones previstas en el mismo.

Asimismo, se autorizó la inclusión de cláusulas que es-tablezcan la prórroga la jurisdicción a favor de los tribunales arbitrales internacionales con sede en un Estado que se par-te en la Convención sobre el Reconocimiento y Ejecución de las Sentencias Arbitrarles Extranjeras (Nueva York, 1958) 9 .

Finalmente, la Resolución 65/2018 10 , del 04/11/2018, convocó a Concurso Público Internacional Costa Afuera N° 1 para la adjudicación de permisos de exploración para la bús-queda de hidrocarburos en las aéreas del ámbito Costa Afue-ra Nacional - que se determinan en el Anexo I -, conforme al régimen de la Ley 17.319 y de acuerdo a las condiciones es-tablecidas en el Decreto 872/2018, aprobándose el pliego de bases y condiciones.

Beneficios impositivos y aduaneros para nuevos emprendimientos hidrocarburíferos

El Decreto 1049/2018 11 , de fecha 13/11/2018, en su ar-tículo 1° exceptúa de lo dispuesto en el primer párrafo de ar-tículo 1° del Decreto 751/2012 12 , del 15/05/2012 y su modi-ficatorio, a las actividades relacionadas con la producción de gas y petróleo - que se detallan en el Anexo a esa norma -, vin-culados con nuevos emprendimientos hidrocarburíferos. Las actividades - mencionadas en el Anexo del Decreto 751/2012

61

- son la extracción de petróleo crudo y gas natural, las activi-dades de servicios relacionadas con la extracción de petróleo y gas, excepto las actividades de prospección y los servicios geológicos y de prospección.

Por su parte, El Decreto 751/2012 13 había dejado sin efecto los beneficios impositivos y aduaneros, previstos en el Régimen Fiscal y Aduanero de la Ley 19.640 14 y sus nor-mas complementarias, para las actividades relacionadas con la producción de gas y petróleo - arriba mencionadas -.

Asimismo, el Decreto 1049/2018 aclara que la Secretaría de Gobierno de Energía - Ministerio de Hacienda - deberá de-finir el alcance de la expresión “nuevos emprendimientos hi-drocarburíferos”. Finalmente, la vigencia será a partir del día siguiente al de la publicación en el Boletín Oficial y produci-rán efectos para los hechos imponibles que se generen y las ganancias que se devenguen a partir del 1° de enero de 2019.

4.-Mercado Eléctrico:Generación

La Resolución 70/2018 15 , de fecha 06/11/2018, sustituyó el artículo 8° de la Resolución 95 16 , ex S.E., del 22/3/2013, facultando a los agentes generadores, cogeneradores y auto-generadores del MEM a procurarse el abastecimiento de com-bustible propio para la generación de energía eléctrica.

Asimismo, establece que esta facultad no alterará los com-promisos asumidos los agentes generadores en el marco de los contratos de abastecimiento MEM con CAMMESA y aclara que los costos de generación con combustible propio se va-lorizarán de acuerdo al mecanismo de reconocimiento de los costos variables de producción reconocidos por CAMMESA.

Finalmente, menciona que el Organismo Encargado del Despacho (OED) continuará con la gestión comercial y el despacho de combustibles para aquellos agentes generadores que no hagan o no puedan hacer uso de esta facultad.

El dictado de la Resolución 70/2018 vino a sentar un ca-mino de transición a una paulatina liberalización del mercado.

Por su parte, cabe recordar que la Resolución 46/2018 17 , del 31/07/2018, instruyó a la Subsecretaría de Energía Eléc-trica a disponer las medidas necesarias a fin de que CAMME-SA implemente los mecanismos competitivos para asegurar la disponibilidad de los volúmenes de gas requeridos para ser utilizados en la generación de electricidad - de acuerdo a pre-cios máximos de referencia -.

Transporte

El proyecto Línea de Extra Alta Tensión en 500 kV ET Río Diamante - Nueva Charlone, Estaciones Transformadoras y obras complementarias en 132 kV 18 , desarrollado bajo la mo-dalidad de contratación de la Participación Público Privada, tiene por objeto la ampliación del sistema de transporte eléc-trico para contribuir a la mejora de la calidad y la confiabili-dad del servicio y permitir la evacuación de la energía prove-niente de fuentes renovables 19.

El Proyecto, con relación a su ejecución, se divide en: a)

Etapa A, Construcción de la Interconexión, la nueva ET Char-lone y obras complementarias - se inicia con la suscripción del Contrato PPP y la duración total será de treinta y tres (33) meses - y b) Etapa B, Operación y Mantenimiento - se ini-cia con la habilitación comercial de cada una de las instala-ciones -.

5.- Energías Renovables:Régimen de Fomento a la Generación

Distribuida de Energía Renovable Integrada a la Red Eléctrica Pública

El Decreto 986/2018 20 , de fecha 1 de noviembre de 2018, reglamentó el Régimen de Fomento a la Generación Distri-buida de Energía Renovable Integrada a la Red Eléctrica Pú-blica - Ley 27.424 - y el Poder Ejecutivo Nacional, por medio de la Autoridad de Aplicación de la Ley N° 27.424 y su mo-dificatoria, implementará las políticas y determinará las con-diciones jurídicas y contractuales para la generación de ener-gía eléctrica de origen renovable por parte de usuarios de la red de distribución, para su autoconsumo, con eventual inyec-ción de excedentes a la red, así como la obligación de los pres-tadores del servicio público de distribución de facilitar dicha inyección, asegurando el libre acceso a la red de distribución.

Programa RenovAr Ronda 2

Cabe hacer mención a los compromisos asumidos por el Estado Nacional - riesgo soberano - para sostener el sistema de cobertura de riesgos y garantías asumidos a través del De-creto 898/2018 21, de fecha 9 de octubre de 2018, a los fines de suscribir un Acuerdo de Indemnidad - Indemnity Agree-ment - (Financiamiento Adicional para la Convocatoria Abier-ta Nacional e Internacional del Programa RenovAr - Ronda 2 - Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables - FODER) a celebrarse entre la República Argentina y el Banco Interna-cional de Reconstrucción y Fomento (BIRF), por un monto de hasta Dólares Estadounidenses doscientos cincuenta millones (U$S 250.000.000), destinado a reembolsar al citado Banco en caso de que se active el mecanismo dispuesto en el Acuer-do de Garantía a ser suscripto entre el BIRF y el Banco de In-versión y Comercio Exterior S.A. (BICE), en calidad de fidu-ciario del fideicomiso (FODER).

MiniRen/Ronda 3

La Resolución 100/2018 22 , de fecha 14 de noviembre de 2018, convocó a los interesados en ofertar en el Proceso de Convocatoria Abierta Nacional e Internacional para la contra-tación en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de energía eléctrica de fuentes renovables de generación - el “Programa RenovAr - MiniRen/Ronda 3” -, con el fin de celebrar Contra

62

tos del Mercado a Término denominados Contratos de Abastecimiento de Energía Eléctrica Renovable con CAM-MESA, en representación de Agentes Distribuidores del MEM.

La potencia requerida total a adjudicar es de cuatrocientos (400) MW, la cual se distribuirá por tecnología, región y pro-vincia. Además hay un precio máximo de adjudicación para cada tecnología.

El pliego consideró las siguientes tecnologías: a) eólica/solar fotovoltaica, b) biomasa, c) biogás, d) biogás de relleno sanitario y e) pequeño aprovechamiento hidráulico.

La adjudicación contempló las siguientes regiones: a) Re-gión 1 - conjuntamente Jujuy, Salta, Catamarca y La Rioja, b) Región 2 - conjuntamente Formosa, Chaco, Tucumán y San-tiago del Estero -, c) Región 3 - conjuntamente Misiones, Co-rrientes, Entre Ríos y Santa Fe -, d) Región 4 - conjuntamen-te San Juan y Mendoza -, d) Región 5 -conjuntamente Chubut y Santa Cruz -, e) Región 6 - conjuntamente Córdoba, San Luis, La Pampa, Neuquén y Río Negro - y f) Región 7 - Bue-nos Aires -.

El punto 3.10 del pliego aclara que “la Autoridad de Apli-cación ni CAMMESA garantizan de modo alguno que las centrales de generación, que se construyan como resultado de la adjudicación bajo la presente Convocatoria, poseerán prio-ridad de despacho frente a otras centrales de generación, auto-generación o cogeneración renovable que operen en el MEM en caso de congestión del S.A.D.I., quedando excluidas de la prioridad prevista por el artículo 7°, inciso 3, de la Resolución ex MEyM N° 281/2017 23 ”. El pliego también permite la pre-sentación de ofertas para proyectos híbridos, a los cuales se les dará el mismo tratamiento que a los proyectos de tecnolo-gía eólica y solar fotovoltaica.

Finalmente, el FODER a través del Acuerdo de Adhe-sión al Fideicomiso FODER garantizará el pago por ener-gía respaldando el cumplimiento de las obligaciones de pago de CAMMESA bajo el Contrato de Abastecimiento y conta-rá con una fianza a ser otorgada por el Banco de la Nación Ar-gentina y por el Banco de Inversión y Comercio Exterior que respalde a primer requerimiento del FODER, las obligaciones de pago de CAMMESA, por hasta el equivalente a 3 (tres) meses calendario de los compromisos de pago que surjan de los contratos celebrados por CAMMESA.

Registro de Proveedores de Energías Renovables ReProEr INTI

La Resolución 59/2018 24, de fecha 15/08/2018, aprobó la creación del Registro de Proveedores de Energías Renovables INTI - ReProEr INTI - donde los proveedores de bienes elec-tromecánicos de las empresas beneficiarias de proyectos de inversión deberán inscribirse a los fines de verificar el origen de los bienes electromecánicos que producen.

Mercado a Término

El informe Resultados de Asignación de Prioridades de

Despacho, “Prioridad de Despacho - Proyectos Asignados 25” - portal web CAMMESA- arrojó como resultado que 41 pro-yectos obtuvieron la prioridad de despacho, por un total de 1009,6 MW.

Conclusión:

La economía circular demandará un cambio social en las pautas de consumo de los bienes, el rediseño de los modelos de negocios, el desarrollo o la adaptación de las infraestructu-ras y de los medios logísticos para garantizar la “circulariza-ción” de la economía.

La misma lógica se debería aplicar a los procesos de gene-ración de energía que se utilizan en la producción de bienes.

En el nuevo paradigma, la combinación y complementa-ción de los yacimientos no convencionales y de las energías renovables, dentro de la matriz energética emergente, debe-rían contemplarse en el proceso de transición energética, lle-vando ventajas a todos los niveles: sustentabilidad, eficiencia, calidad de vida y creación de mayor valor.

1Los GEIs son el subproducto de muchas actividades. Según el último inventario de GEIs, el 51 % de las emisiones del país están vinculadas al agro y a la deforestación; el 23 %, a la producción energética; el 12 % al transporte; el 9 %, a la industria y el 5 %, a los residuos. Fuente: http://www.ar.undp.org/content/argentina/es/home/presscenter/articles/2016/04/21/-en-el-d-a-de-la-tierra-la-argentina-asume-un-mayor-compromiso-contra-el-cambio-clim-tico-.html

2Transferencias de Carácter Económico, Aspectos relevantes contenidos en el Proyecto de Ley de Presupuesto 2019. ASAP - Asociación Argentina de Presupuesto y Administración Financiera Pública, Octubre 2018. De la masa total presupuestada para 2019, aproximadamente $273.560,8 millones están previstos para la atención de gastos corrientes de dichos agentes económicos (1,5% del PIB), un 23,2 % más que las asignaciones vigentes para este año (proyectadas en el orden del 1,6% del PIB). Dentro de este importe, se destacan las asignaciones del sector energético, que alcanzan alrededor de $206.006,7 millones (1,1% del PIB), monto 60% superior aproximadamente al contemplado actualmente de $128.693,1 para este año y tan solo 3% mayor a la proyección de cierre 2018 incluida en el Mensaje del PPN 193, previéndose entre otros lo siguientes destinos: - Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. – CAMMESA – ($99.484,2 millones; un 34,3% más que los créditos vigentes para 2018) para afrontar el subsidio a la generación eléctrica; - Energía Argentina S.A. – ENARSA – ($56.740,9 millones; +74,6% ia.), destinadas a solventar la diferencia entre el precio de importación de gas y el precio de venta de éste en el mercado interno; - El Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, que incluye el Programa de Estímulo a la Inyección de Excedente de Gas Natural -Plan Gas I y II-($256,2 millones; -97% ia.)4; el Programa de Estímulo a los Nuevos Proyectos de Gas Natural -Plan Gas III- ($2.923,8 millones; +1279% ia.); el Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales -Plan Gas no Convencional- ($28.700 millones; +1528% ia.); y el subsidio para abastecimiento de Gas Propano en redes de distribución ($1.083 millones; +9% ia.); todos ellos destinados a otorgar incentivos a la producción con el objetivo de incrementar la oferta de hidrocarburos, principalmente gas natural; - Asistencia a Distribuidoras de Gas ($9.111,3 millones; +1933% ia.), principalmente por compensación debido a la aplicación de la Tarifa Social de Gas; - Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas Licuado de Petróleo (GLP) de Sectores de Bajos Recursos ($3.387 millones; -50,3% ia.), que a su vez financia al Programa Hogares con Garrafa5, destinado a los hogares que aún no cuentan con el servicio de gas por redes; - Yacimientos Carboníferos de Río Turbio ($870 millones; -61,2% ia.), con el propósito de atender gastos operativos, la adquisición de equipamiento y el reacondicionamiento del yacimiento; y - Ente Binacional Yaciretá - EBY - ($3.367,7 millones; +292% ia.), en concepto de anticipos por la cesión a Argentina de energía eléctrica generada por la central correspondiente a la República del Paraguay.

63

3 Buenos Aires, 15/11/2018. Modifícase el Presupuesto General de la Administración Nacional para el ejercicio 2018. Fuente: Infoleg.

4 Ciudad de Buenos Aires, 21/08/2018. Ministerio de Energía. Fuente: Infoleg.

5“YPF anunció que comenzará a exportar gas licuado en 2019”, Telam, 21/11/2018, www.telam.com.ar

6 http://www.megsa.com.ar

7 Ciudad de Buenos Aires, 15/05/2018. Ministerio de Energía y Minería. Fuente: Infoleg

8Ciudad de Buenos Aires, 01/10/2018. Concurso Costa Afuera. Secretaría de Gobierno de Energía. Fuente: Infoleg.

9 “La prórroga de jurisdicción que se aprueba por el presente no implicará renuncia alguna de la República Argentina con relación a la inmunidad de ejecución de los bienes que se detallan a continuación: a) Cualquier reserva del Banco Central de La República Argentina, b) Cualquier bien perteneciente al dominio público localizado en el territorio de la República Argentina, incluyendo los comprendidos por los artículos 234 y 235 del Código Civil y Comercial de la Nación, c) Cualquier bien localizado dentro o fuera del territorio argentino que preste un servicio público esencial, d) Cualquier bien (sea en la forma de efectivo, depósitos bancarios, valores, obligaciones de terceros o cualquier otro medio de pago) de la República Argentina, sus agencias gubernamentales y otras entidades gubernamentales relacionadas con la ejecución del presupuesto, dentro del alcance de los artículos 165 a 170 de la Ley N° 11.672 Complementaria Permanente de Presupuesto (t.o. 2014), e) Cualquier bien alcanzado por los privilegios e inmunidades de la Convención de Viena sobre Relaciones Diplomáticas de 1961 y la Convención de Viena de 1963 sobre Relaciones Consulares, incluyendo, pero no limitándose a bienes, establecimientos y cuentas de las misiones argentinas, f) Cualquier bien utilizado por una misión diplomática, gubernamental o consular de la República Argentina, g) Impuestos y/o regalías adeudados a la República Argentina y los derechos de la República Argentina para recaudar impuestos y/o regalías, h) Cualquier bien de carácter militar o bajo el control de una autoridad militar o agencia de defensa de la República Argentina, i) Cualquier bien que forme parte de la herencia cultural de la República Argentina y j) Los bienes protegidos por cualquier ley de inmunidad soberana que resulte aplicable”. Artículo 3. Decreto 872/2018. Fuente: Infoleg.

10Ciudad de Buenos Aires, 04/11/2018. Secretaría de Gobierno de Energía. Ministerio de Hacienda. Fuente: Infloeg.

11Ciudad de Buenos Aires, 13/11/2018. Nuevos emprendimientos hidrocaburíferos. Fuente: Infoleg.

12Bs. As., 15/5/2012. Régimen Especial Fiscal y Aduanero. Déjanse sin efectos los

beneficios impositivos y aduaneros para las actividades relacionadas con la producción de gas y petróleo. Fuente: Infoleg.

13 Decreto 751/2012 Déjanse sin efectos los beneficios impositivos y aduaneros para las actividades relacionadas con la producción de gas y petróleo.

14 Buenos Aires, 16 de mayo de 1972. Territorio Nacional de la Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sud. Nuevo régimen especial fiscal y aduanero Fuente: Infoleg.

15 Ciudad de Buenos Aires, 06/11/2018. Secretaría de Gobierno de Energía. Ministerio de Hacienda. Fuente: Infoleg.

16 Bs. As., 22/3/2013. Agentes Generadores, Cogeneradores y Autogeneradores del Mercado Eléctrico Mayorista. Régimen remuneratorio. Fuente: Infoleg.

17Ciudad de Buenos Aires, 31/07/2018. Ministerio de Energía. Fuente: Infoleg.

18https://www.minhacienda.gob.ar/ppp/energia_mineria.php

19“La oportunidad de los PPP”, en Revista Petrotecnia, 04/2018, pág. 47.

20 Ciudad de Buenos Aires, 01/11/2018. Ley N° 27.424. Reglamentación. Fuente: Infoleg.

21Ciudad de Buenos Aires, 09/10/2018. Acuerdos. Aprobación. Fuente: Infoleg.

22Ciudad de Buenos Aires, 14/11/2018. Secretaría de Gobierno de Energía. Ministerio de Hacienda. Fuente: Infoleg.

23Ciudad de Buenos Aires, 18/08/2017. Régimen del Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable. Aprobación. Fuente: Infoleg.

24Ciudad de Buenos Aires, 15/08/2018. Instituto Nacional de Tecnología Industrial. Fuente: Infoleg.

25http://portalweb.cammesa.com/Pages/Mater.aspx

(*) Abogado (UBA), Especialización en Derecho Empresario (UBA), Maestría en Derecho y Economía (UTDT), Especialización en Derecho del Petróleo y Gas

(UBA). Estudio Bernardi & Asociados Abogados, www.bernardi-asociados.com Este artículo no brinda asesoramiento ni constituye una opinión legal.

64

Hubo un tiempo en que, para la gente, el tren era sinóni-mo de progreso. Y no era un invento: si las líneas ferroviarias llegaban a un determinado pueblo, esa zona se veía beneficia-da y la prosperidad, el desarrollo y la evolución eran una fe-liz consecuencia de esa conexión. No hay que mirar muy atrás para ver que el cierre de miles de kilómetros de líneas férreas ha dejado en el olvido a esos mismos pueblos que otrora el fe-rrocarril ayudó a florecer.

También fue sinónimo de progreso la llegada de la inter-conexión eléctrica, de manera tal que los sistemas regionales que, antes estaban aislados, se fortalecieron y pudieron me-jorar al poder contar con el acceso a una red nacional que les daba garantías de calidad.

La red de gas natural es otro de los servicios públicos que se ven como equivalentes del progreso. Su llegada permite de-jar de lado las garrafas e, incluso, opciones más peligrosas y contaminantes. La comodidad no es únicamente el valor agre-gado del gas natural por red, lo son la seguridad en un servi-cio que, bajo otras modalidades, puede ser peligroso o, inclu-so, dañino para la salud.

El ferrocarril dio su primer viaje, en Argentina, en 1855. Recién, 40 años más tarde llegó al NEA.

El sistema de interconexión Nacional inició en tiempos del primer peronismo, en los años ’50. Al NEA, la interco-nexión a la red nacional en 500 kV llegó recién 60 años más tarde.

Con el servicio de gas natural por red, el NEA aún espe-ra por una reparación que implique una real conexión a las re-des troncales y que pueda, por fin, empezar a creer que está en igualdad de condiciones respecto al resto del país para desa-rrollar su industria y para asegurarse un servicio público que es esencial para las casas de sus ciudadanos.

Desde la primera conexión de gas por red en Argentina, en 1949, a la primera conexión en una provincia del Nores-te Argentino, en este caso Entre Ríos, pasaron casi 50 años. Aun así, hoy, el NEA no puede sentirse cabalmente parte de la red nacional.

En esta zona, hay decenas de parques industriales y cien-tos de industrias que trabajan sin conexión de gas por red. Por eso, es imperioso para esta región poder contar con gas natu-ral por red para poder crecer y desarrollarse a la par del res-to del país.

Reservas por diez

A partir de la decisión de explotar el yacimiento de Vaca Muerta, en Neuquén, el NEA puede soñar con esa reparación

El NEA, medio siglo de postergación

Por Oscar Dores (*)

Los anuncios oficiales respecto a la explotación

de Vaca Muerta habilitan al NEA a soñar con una

interconexión de gas por red que le dé las mismas

chances de progreso que al resto del país.

65

que le adeuda el país. En este sentido, el Gobierno Nacional avanza en la definición de oportunidades de inversión que ga-ranticen la mejor explotación de este manantial de gas natural.

Si así fuere, Argentina va a ver multiplicadas por diez sus reservas de gas natural y, con ello, puede volver a sentirse un país con gas como para explotarlo internamente y, además, exportar.

Los compromisos de inversión que logró el Gobierno Na-cional y el reciente anuncio de YPF sobre un acuerdo con Pe-tronas para invertir en Vaca Muerta abren múltiples opciones. Por supuesto, el primer objetivo sería la tranquilidad de contar con el suficiente gas natural como para autoabastecerse. Pero la mirada inmediatamente posterior debe estar puesta en for-talecer la red de gas natural interna, como se hizo con la in-terconexión eléctrica de Alta Tensión, y preparar el escenario para una posible chance de exportar gas.

En esta línea, Brasil es el socio estratégico de Argentina, por sus necesidades actuales y por potenciales demandas fu-turas. Pero también aparecen Uruguay y Paraguay como po-sibles compradores.

El NEA linda con estos tres países. De hecho, el NOA y el NEA juntos, limitan con los cinco países vecinos de Argen-tina. Sin embargo, estas regiones no han sido pensadas como estratégicas para un mayor desarrollo regional del país.

Quizás sea tiempo de terminar de saldar deudas con una región que siempre se ha visto postergada: 40, 60, 50 años… y aún más.

(*) Presidente de GASNEA.

66

Ideas para Realizar el Potencial con un Nuevo Diseño del Mercado de Energía

El desarrollo de cualquier mercado energético se funda-menta en el tipo y la calidad del diseño de su política regula-toria, y en su alianeación (o no) con objetivos de desarrollo económico y social.

Desde mediados del siglo pasado el sistema energético ar-gentino ha “danzado” al ritmo de la economía, y la política energética ha sido cambiante, a veces errática y otras veces se ha basado excesivamente en la coyuntura.

La abundancia de recursos naturales es casi tan grande como la incapacidad colectiva de nuestro país para aprove-charlas de la mejor manera posible, léase generando inversio-nes sustentables en el tiempo que creen empleos de calidad y produzcan riqueza que derrame en desarrollo social y bien-estar general. No es suficiente contar con uno de los mayores recursos de hidrocarburos no convencionales del mundo, con los mejores vientos on-shore del planeta, o con amplias ex-tensiones de terreno que reciben anualmente hasta dos veces más energía solar que los mejores lugares de China donde se producen el 90% de los paneles solares que se instalan en el mundo. La historia nos ha demostrado una y otra vez que eso solo no alcanza.

Quizá muchos no lo persivan así pero en mi visión, nues-tro país se encuentra en una encrucijada histórica en casi todos los ámbitos, pero especialmente en el energético. Podemos se-guir empantanados en el pasado discutiendo mezquinamente cómo repartirnos las migajas de un mercado limitado y per-vertido por distorisiones estructurales (subsidios e impues-tos mal diseñados, convenios colectivos anacrónicos, etc.) ó construir colectiva y colaborativamente un nuevo paradigma superador que nos permita aprovechar las oportunidades glo-bales atrayendo inversión, generando empleo y acumulando los beneficios para reproducir el ciclo… “a la noruega”.

La Maldición de los Recursos

Argentina posee recursos energéticos que superan en va-rios órdenes de magnitud su capacidad de consumo inter-no. Algunos expertos calculan recursos recuperables de Vaca Muerta por más de 200 TCF cuando el consumo anual de gas de todo el país no supera los 2 TCF. Otros expertos han esti-mado el potencial de instalación de energía eólica en el orden de 1 TW cuando el país tiene una demanda eléctrica máxima de 27 GW. Y como si todo esto fuera poco, Argentina cuen-ta con enormes recursos de litio en sus salares de altura. Y ese tipo litio es ciertamente una de las fuentes más económi-cas para producir un componente que se proyecta tendrá gran demanda global en los próximos años para la producción de baterías que se usarán en la electrificación del transporte en

Convertir Recursos en Reservas

Mauro G. Soares (*)

En esta nota, Mauro Soares aporta ideas al sistema

apuntando —esencialmente— a la integración de

los sectores de transporte, minería, producción

industrial, desarrollo y servicios tecnológicos. El eje

de su propuesta es la eficiencia y modernización del

el mercado local para incentivar la exportación a la

región y al mundo

67

una carrera tecnológica que ya está lanzada y no tiene vuel-ta atrás.

Pero no dejemos que el árbol nos oculte el bosque… la denominada “transición energética” no solamente se basa en objetivos ambientales, está en juego la supremacía eco-nómica a partir del liderazgo tecnológico ya que la energía del futuro se produce en una fábrica robotizada y no tanto en un yacimiento.

Solamente en la electrificación del transporte está en juego ¼ de la demanada mundial de petróleo. Ciertamente se reducirán las emisiones de CO2 pero ese no es el princi-pal objetivo, hay otros más importantes y tangibles a corto y mediano plazo y por eso el cambio no tiene vuelta atrás. Por ejemplo la electrificación del transporte busca mejorar la calidad del aire en las ciudades para mejorar la calidad de vida de sus habitantes pero principalmente para reducir los exorbitantes costos de tratamiento de enfermedades ur-banas producidas por la contaminación vehicular. En el ca-mino se podrán mejorar problemas de tráfico y congestión y reducir los tiempos de viaje de los ciudadanos, pero sobre todo se crearán nuevas industrias y liderazgo económico!

A veces tiendo a pensar que tanta abundancia de “recur-sos” es justamente la fuente de nuestro fracaso como socie-dad. Y lo digo porque el conocimiento de esa abundancia, unido al desconocimiento de lo que realmente conlleva a su

verdadero desarrollo, es una perfecta trampa para la políti-ca. En un sistema político que se caracteriza por la volati-lidad, el oportunismo y la escasa educación sobre los fun-damentos técnicos y económicos de la industria, a veces pareciera que con solamente anunciar y enumerar lo que te-nemos las cosas deberían suceder automáticamente. Y sabe-mos que no es así.

Breve reseña de dónde estamos parados

La demanda de energía del sector industrial y comer-cial ha crecido muy poco en la última década, no así la de-manda residencial que ha aumentado tanto a nivel mensual y anual como en cuanto a las demandas máximas de verano e invierno. Existen pocos incentivos al ahorro y la eficiencia y casi ninguno a la moderación de los picos de demanda que son muy costosos para el sistema y/o que permitirían desa-rrollar negocios alrededor de sus soluciones. Esto se com-prueba tanto en el sector eléctrico como en el de gas natu-ral. Mientras tanto el sector de combustibles para transporte viene creciendo con la expansión del parque automotor sin demasiados incentivos a la eficiencia y ya superando las ca-pacidades de abastecimiento del sistema de refinación local lo cual implica importaciones de combustibles terminados tanto por razones de demanda como de calidad.

E-bikes (1997 - 2010)Washing machines (1920-2008)Elecrtic cars (2005-2015)

Años desde la introducción de la tecnología

Uni

dade

s ca

da 1

000

habi

tant

es

Teléfonos celulares

Autos a combustión

Autos eléctricos

Passengers Cars (1900-2005)Laundry Dryers (1920-2006)Cellphones (1978-2010)

Bicycles (1870-2007)Refrigerations (1918-2009)Motorbikes (1900-2008)E.Bikes (1997-2010)

1000

100

10

1

0.1

0 50 70 90 110 130 14525

Tasas de Penetración Global de las Principales Tecnologías de Consumo

Fuente: “Riding the Energy Transition. Oil beyond 2040”, Fondo Monetario Internacional, 2017. Informe complete en: https://www.imf.org/en/Publications/WP/Issues/2017/05/22/Riding-the-Energy-Transition-Oil-Beyond-2040-44932

68

Desde la crisis financiera del 2001 el sector energético no ha podido recomponer una política de precios razonable o sustentable para los principales sectores de la cadena de valor. Tanto los precios en boca de pozo como los precios finales a los usuarios se encuentras sumergidos en inmumerables dis-torsiones y restricciones criollas que limitan la capacidad de identificar justamente dichas distorsiones y planificar correc-tamente hacia el futuro. Los subsidios en las tarifas finales a algunos segmentos alcanzaron niveles insostenibles y forza-ron medidas macroeconómicas que no hicieron más que em-pañar aun más el lente con el que debemos mirar al sector. El potencial exportador del sector energético está altamente li-mitado por la volatilidad de la macro economía y de las polí-ticas regulatorias sectoriales.

A partir de nuevas medidas impulsadas desde 2016 se re-compusieron parcialmente los incentivos de inversión en al-gunos subsectores tales como la generación térmica y re-novable, y el upstream de gas no convencional. A partir de inversiones en nuevas unidades de generación el sistema eléc-trico está recuperando sus márgenes de reserva y mejorando su eficiencia promedio. A partir de la mayor disponibilidad de gas natural de producción local (principalmente Cuenca Aus-tral y Vaca Muerta), las cantidades de combustibles líquidos y gas natural importado utilizados en generación térmica co-mienzan a bajar y los sobrecostos empiezan a ceder.

Sin embargo las medidas adoptadas hasta la fecha han res-pondido más bien suplir falencias coyunturales de la política de la última década. Dichas medidas han venido sucediendo en un ambiente emergencial que buscó incentivar inversiones de forma rápida para palear la coyuntura de desabastecimien-to y sus altos costos asociados.

Lamentablemente no se vislumbra aún un plan integral de reconversión del sector energético, menos aún a un programa consensuado que integre energía, ambiente, minería, indus-tria y transporte como sería deseable articular para aprovechar una oportunidad histórica como la que tenemos por delante.

Ideas para trabajar juntos

Los desafíos y el potencial del sector energético argentino son igualmente enormes. Y son mayores aún si los integramos con los sectores de transporte, minería, producción industrial y desarrollo y servicios tecnológicos.

Los escenarios y alternativas son múltiples pero todas im-plican dos ejes fundamentales:

1 Eficiencia y modernización en el mercado local, 2 Exportación a la región y al mundo

Eficiencia y modernización implican rediseñar el mar-co regulatorio para incentivar la inversión en digitalización y control de demanda, flexibilidad de la generación térmica, integración de altos porcentajes de energías renovables cen-tralizadas y distribuidas, almacenamiento, optimización de los sistemas de transporte y distribución, electrificación del

trasnsporte y de la calefacción, mejoras en la eficiencia térmi-ca y eléctrica de viviendas y edificios, y competencia en todos los niveles de la cadena de valor.

Exportación a la región y al mundo implica contar con un marco regulatorio estable, moderno e inteligente que permita asegurar el abastecimiento de la demanda local a precios es-tables y previsibles a la vez que permita desarrollar y finan-ciar grandes proyectos de exportación de gas natural licuado, petróleo y energía eléctrica de manera competitiva y sustenta-ble con el desarrollo del país y el cuidado del medio ambien-te. Los proyectos de exportación de gas natural y electricidad para ser competitivos a nivel global requerirán un tamaño mí-nimo de diseño (y consiguiente inversión asosciada) que ha-cen necesario contar con reglas claras y garantías de largo plazo.

Indudablemente, el común denominador para un futuro sustentable del sector energético argentino en su conjunto es contar con reglas claras y estables. Y esas reglas claras y es-tables se construyen con información, educación, consenso, creatividad y responsabilidad. Tuve la suerte de participar en el diseño de reglas claras para el sector renovable y se está comprobando que funciona, inclusive en Argentina!

Estoy convencido de que se pueden generar cambios vir-tuosos también en el resto del sistema energético. Por eso in-vito a toda la industria a cambiar juntos el paradigma. Cola-boremos como pocas veces lo hemos hecho. Construyamos juntos un mercado energético mejor, más grande, más inteli-gente y más sustentable en todo sentido. Permitámonos con-vertir recursos en reservas, ideas y deseos en valor para nues-tra gente y para el mundo. Será imposible hacerlo sin juntar esfuerzos sinceros.

Los invito a sumarse al cambio. Escríbanme a [email protected]. Muchas gracias.

* El autor es experto del sector energético y actualmente dirige la consultora EOS Energía (www.eosenergia.net) especializada en energías renovables,

mercado elécrtrico y electromobilidad. Además es director académico del Programa Ejecutivo en Energías Renovables de la UCES. En 2016 fue Director

Nacional de Energías Renovables en el Ministerio de Energía y Minería de la Nación.

69

C

M

Y

CM

MY

CY

CMY

K

Aviso2018-180x267-OUT.pdf 1 12/19/18 4:11 PM

70

La electromovilidad ya es parte del presente en la región y finaliza un año donde se ha vuelto tangible en Argentina.

Si bien los autos eléctricos tienen más de 100 años de existencia en el mundo, la historia nos ha demostrado que la tecnología de los motores de combustión interna tomó el mer-cado masivo y así ha perdurado hasta la actualidad. Sin em-bargo, esto está cambiando: se estima que para el año 2025 – falta muy poco – el comprador de un auto podrá optar en-tre uno a combustión y uno eléctrico, ya sin diferencias sig-nificativas en el precio, por una decisión meramente tecnoló-gica. Las virtudes de los autos eléctricos son verdaderamente impactantes, dadas sus mejoras en las emisiones contaminan-tes, en su eficiencia energética, en sus capacidades dinámicas y en el confort de su marcha. Quien haya tenido la experien-cia de conducir un eléctrico, seguramente, ya sabe qué tecno-logía quiere para su próximo vehículo.

La electromovilidad no pasa solo por los autos eléctricos, sino también por las ebikes, motos eléctricas, monopatines eléctricos y todo tipo de vehículos propulsados con electri-cidad. Debemos considerarla como un sistema dinámico que avanza a velocidades similares a la del mundo de la electró-nica. Estos avances deben contemplarse en toda la cadena de valor, desde la extracción del mineral de litio, la fabrica-ción de celdas y el armado de baterías, hasta la infraestructu-ra de recarga entre otros. En este sentido, lo buscado por to-dos (usuarios, gobiernos y empresas) debería ser que el sector de la movilidad se torne más sostenible, tanto desde el punto de vista ambiental y su impacto en la salud, como en la eco-nomía productiva y el uso de la energía. Actualmente, el cam-bio tecnológico hacia esta sostenibilidad se está dando por re-emplazo de motores a explosión y tanques de combustible, por motores eléctricos altamente eficientes y baterías de litio. Este periodo de transición llevará muchos años, quizás más de 50, hasta que veamos reconvertido el parque automotor casi en su totalidad.

Sin perder de vista que cuanto más rápida sea esta tran-sición tecnológica, más rápido mitigaremos los efectos del transporte y la movilidad en la contaminación ambiental, de-bemos ser responsables e impulsar los procesos de cambio de manera firme pero planificada y paulatina, garantizando así la sostenibilidad de los mismos en el tiempo.

La actualidad global indica que el crecimiento es expo-nencial y que los autos eléctricos llegaron para quedarse. Hay tres catalizadores de este proceso: la llegada de TESLA al mercado de la industria automotriz mundial, el aumento de las exigencias en los controles de emisiones contaminantes y el fuerte empuje de China por descarbonizar el transporte. Estos factores han hecho que los cambios y la evolución ini-cialmente pronosticados se den en un lapso más corto. Adi-cionalmente, influyen las mejoras en las tecnologías de alma-

Hacia un cambio de paradigma

Por Mariano Jimena (*)

Enterrados por la industria hidrocarburífera hace

cien años, los autos eléctricos vuelven con una

tecnología superadora que competirá —en breve—

con el motor de combustión interna y sin que se

pueda notar las diferencias tanto en el confort como

en el precio.

71

cenamiento y la baja de los costos de las baterías de litio, entre otras variables. Los números hablan solos; las estadísticas in-dican que en 2017 el parque automotor de autos enchufables en el mundo superaba las 3 millones de unidades y que, cuan-do finalice este año, alcanzará una cifra superior a 5 millones. Según la IEA (Agencia Internacional de Energía, por sus si-glas en inglés), en 2017 se vendieron más de 1 millón de au-tos eléctricos, un 50% más que en 2016, y más de la mitad de las ventas se produjeron en China.

Argentina, al igual que la región, lleva algunos años de re-traso con respecto a mercados como Estados Unidos, Europa o China, pero el despegue ha sido casi simultáneo con países vecinos, como Chile, Colombia o Brasil. Algunos nos llevan ventaja, citando el ejemplo del país transandino, que ha incor-porado el mes pasado una flota de 100 buses 100% eléctricos, o Brasil, que ya cuenta con más de 300 autos eléctricos. Mien-tras tanto, en nuestro país, este año tuvimos los primeros utili-tarios 100% eléctricos patentados y rodando, el Renault Kan-goo ZE y los híbridos enchufables de la alemana Mercedes Benz, la GLC 350e.

Entre ambos terminarán el año alcanzando las 50 unida-des, a los que se suman los Toyota Prius, el híbrido japonés que ya lleva varios años de comercialización en el país. Para el 2019 se espera tener más marcas presentando sus propues-tas eléctricas, por mencionar algunas, como las de Nissan, BYD y BMW, con los modelos Leaf, e5 e i3, respectivamen-te. Posiblemente puedan sumarse también el Bolt de GM y el Soul de KIA, como se han visto en el Salón del Automóvil de San Pablo el mes de noviembre pasado en Brasil.

Para que una nueva tecnología penetre en los mercados deben generarse mecanismos para impulsarlos, normas a lar-go plazo, como ser, leyes, reglamentos técnicos que regulen la seguridad en los vehículos y en la recarga, así como tam-bién medidas transitorias que aseguren beneficios que gene-ren impacto y pongan a rodar la electromovilidad. Así es que Argentina, desde enero de este año a través del decreto 32/18, contempla a todos los vehículos eléctricos en la ley de tránsi-to nacional y, por el decreto 331/17, los autos con estas nue-vas tecnologías de propulsión pueden ingresar al país con una baja en los aranceles de importación aplicados a un cupo total de 6000 unidades por un plazo de 3 años.

Estas medidas, junto con los proyectos de ley que ya se en-cuentran en el Congreso de la Nación, la ley de promoción de vehículos eléctricos de la Provincia de Santa Fe y la exención del pago de patente para vehículos eléctricos e híbridos en Ca-pital Federal, son clara muestra que también hay decisión po-lítica para que esto ocurra. Otras formas de dar impulso, su-madas a las antes mencionadas, son los trabajos realizados por organizaciones del tercer sector. Así es la participación de AAVEA (Asociación Argentina de Vehículos Eléctricos y Alternativos) fundada hace más de 6 años y la reciente ALA-MOS (Asociación Latinoamericana de Movilidad Sostenible) organismo creado este año en el Salón Internacional del Au-tomóvil de San Pablo por las asociaciones de Argentina, Bra-sil, Colombia, Perú y México para coordinar e acelerar el cre-

cimiento de la movilidad sostenible en la región.Hay un capítulo que es imposible pasar por alto: la in-

fraestructura de recarga. Es complementaria y esencial para la existencia de la electromovilidad y está acompañando la lle-gada de los vehículos eléctricos que se comercializan. Ade-más de la instalación de puntos de carga en estaciones de ser-vicio como es el caso de YPF, la recarga también se realizará en centros comerciales, estacionamientos y, en gran parte, en los lugares donde se estacionen los autos durante la noche. Sin dudas, la recarga es necesaria y generará nuevos nego-cios para la venta de energía. Tal es así que empresas como ABB, Cirlatina Argentina, Montero y Scame, ya están presen-tes en el mercado argentino ofreciendo estaciones de carga, de la cuales ya hay varias instaladas a nivel privado y públi-co. El aumento de disponibilidad de éstas, impactará en hacer más atractivo el mercado y brindará tranquilidad a los usua-rios que busquen puntos donde poder conseguir energía para cargar las baterías de sus autos.

Es seguro que, en este sentido, el 2019 será aún mejor año que el que está por terminar, donde se espera que la cifra de autos 100% eléctricos pueda alcanzar las 200 unidades co-mercializadas, y donde se verán buses 100% eléctricos, sea en programas piloto que ayudarán a definir las tecnologías que mejor se adaptarán a nuestro sistema de transporte de pasaje-ros, o en implementaciones definitivas.

Como país debemos ser previsibles y, sabiendo que los au-tos eléctricos serán la realidad, tenemos que empezar a pre-pararnos para generar el mercado, educar a nuestros profe-sionales y definir las condiciones para que puedan llegar las inversiones y proyectemos un país industrializado en materia de vehículos eléctricos, baterías e infraestructura de recarga, que promueva desarrollo y puestos de trabajo.

(*) Presidente y socio fundador de la Asociación Argentina de Vehículos Eléctricos y Alternativos.

72

■ Consideraciones y propuestas destinadas a enfrentar con éxito los desafíos de la transición hacia formas de energía limpias, garantizando simultáneamente la seguridad de abas-tecimiento y mínimos costos de la energía, en un todo de acuerdo con las tres restricciones formuladas en el “Trilema Energético” presentado por el Consejo Mundial de Energía (WEC) en Daegu, en 2013.

Antecedentes: Precio de la Energía en una Utility verticalmente integrada:

A fines del siglo XIX, inversores privados comenzaron a ofrecer el servicio público de electricidad. Como la inciden-cia de la inversión de capital era muy elevada y la vida útil de los equipos muy extensa, se consideró que la competencia por medio del libre ingreso de oferentes conduciría a la depreda-ción o cartelización. Los reguladores ofrecieron concesiones monopólicas integradas verticalmente y a largo plazo, otor-gando un área geográfica, estableciendo precios a partir de los costos y la rentabilidad declarados por el inversor y audi-tadas por los reguladores. La Concesión era renovada en fun-ción de su “performance previa” por las legislaturas que re-gían cada área de concesión. A pesar de su baja rentabilidad, han sido durante los últimos 100 años las acciones preferidas por los Fondos de Pensión.

La tecnología utilizada era única, solo la dominaban 3 o 4 naciones y el precio de la energía ha sido decreciente a me-dida que se incrementaba la eficiencia térmica. Las excepcio-nes a esas tecnologías de turbinas de vapor y motores alterna-tivos fueron las hidroeléctricas y las nucleares. La eficiencia térmica, creció desde menos del 10% a principios del siglo XX hasta 40% en los ’80. Hoy es de 63% en Ciclos Combina-dos. La falta de tecnología de transmisión obligó a un servi-cio “Distribuido”, con centrales pequeñas cercanas a los cen-tros de consumo. Grandes compañías se formaron a partir de la adquisición de decenas de pequeñas empresas locales

para aprovechar economías de escala, cuando la tecnolo-gía de Transmisión estuvo disponible,

Las transformaciones en la Regulación de USA, Chile, UK y Argentina a fines

de los ’80: Distorsiones en el “Mecanismo de Formación de Precios”

En 1978, los legisladores de EEUU concluyeron que era

Externalidades económicas y regulación para la formación de precios de la energía eléctrica

Por Ernesto Badaraco (*)

Ernesto Badaracco expresa consideraciones y

sugiere propuestas para enfrentar con éxito los

desafíos de incorporar energía de fuentes limpias,

garantizando la seguridad de abastecimiento y a

precios adecuados, en un todo de acuerdo con

las tres restricciones formuladas en el “Trilema

Energético” presentado por el Consejo Mundial de

Energía (WEC) en Daegu, en 2013.

73

conveniente introducir competencia en Generación autorizan-do “Productores de Energía Independientes” (IPP). Esa Purpa Law, creó incertidumbre y redujo fuertemente las inversiones en las Utilities de EEUU.

Entre 1985 y 1991, primero Chile, luego Inglaterra y final-mente Argentina adoptaron un nuevo modelo de despacho y formación de precios más libre, en base a CMCP1 . Este con-cepto había sido introducido en 1948 en Francia por Boiteaux, pero en un contexto diferente: el Estado expropió 60 compa-ñías privadas y las interconectó para reducir el consumo de di-visas en la importación de combustibles.

Esta iniciativa teórica, válida para un monopolio estatal que puede asegurarse tarifas rentables, tuvo finales conflicti-vos, el más conocido en 2001 en California, con una crisis que obligó al Estado a absorber 22.000 millones US$ de pérdidas de las Distribuidoras. El precio formado en base al CMCP subía cuando las máquinas eficientes salían de servicio, eli-minando incentivos para repararlas. En Argentina, a partir de 1998, y luego en Chile, los inversores, que habían comproba-do que era imposible recuperar la inversión con el marco vi-gente, (que había “variabilizado” gran parte del costo fijo de capital), suspendieron sus inversiones en nueva capacidad. En Inglaterra, la compleja regulación aprobada en 1988 fue de-jada de lado en 1998 por otra aún más compleja y finalmente substituida por la vigente desde 2010.

■ En Argentina y otras Naciones desde inicios del siglo XXI, se dejó de lado una revisión de fondo y se concretaron sólo reformas provisorias. Todos estos aspectos fueron des-criptos y fundamentados cuantitativamente en dos trabajos publicados en 1996 y 20082 .

En el año 2005, Chile y otros países comenzaron a aban-donar la regulación anterior para introducir CMLP3 . Chile y otros establecieron la obligación del Distribuidor de contra-tar a largo plazo para formar precios en competencia. Otras naciones que buscaron formar precios en competencia en sus mercados mayoristas aún no han encontrado una solución sa-tisfactoria. Brasil, introdujo una regulación complementaria recomendable: aquellos grandes consumidores que abando-nan a su Distribuidor para contratar un proveedor indepen-diente no podrán volver al Distribuidor durante un plazo de cinco años.

3. El tema Ambiental: cambios

en la Matriz Energética y surgimiento de significativas Externalidades económicas

La obtención de fuerza mecánica a partir del viento y el agua tiene siglos de vigencia. Pero sólo hace dos décadas que comenzó a tomar relevancia la convicción de que la emisión de gases de efecto invernadero (GEI), estaba conduciendo a un calentamiento de la atmósfera de la tierra, dando lugar al desarrollo de distintas tecnologías sin emisiones GEI4 .

Si bien las tecnologías aptas para este objetivo son varias, ■ geotermia, hidrógeno, energía de las mareas y las olas, etc., las dos principales son la Eólica y distintas formas de energía

solar. Ambas han crecido rápidamente.■ Pero estas dos tecnologías deben ser instaladas en lugares

aptos para un factor de uso elevado, (en caso contrario no se-rían rentables) y eso conduce, ■en países extensos y con redu-cida densidad de carga como Argentina■, a elevadas inversio-nes adicionales en infraestructura de transporte eléctrico. Por otro lado, como su producción es aleatoriamente interrumpi-ble, es imposible insertarlas en un sistema de potencia si no se cuenta con reservas de potencia casi equivalentes y despacha-bles en un tiempo compatible con la “rampa de caída de pro-ducción” de cada tecnología renovable. Estas dos condiciones implican costos adicionales, “externalidades económicas”, de igual forma que también lo son las emisiones GEI de las cen-trales que queman hidrocarburos, el Costo Social de la ENS5 y los mecanismos de almacenamiento, como la Baterías y las represas de bombeo.

■ La variabilización del costo de la energía eléctrica ha sido siempre una decisión sin sólido fundamento económico. El 80% de los costos de la cadena de valor de la energía son costos de capital (fijos). No pueden ser recuperados y condu-cen a subsidios cruzados si se fija un único precio a la unidad de energía por hora de despacho, en un mercado donde las energías aleatoriamente interrumpibles y la generación distri-buida, conducirán a menores factores de uso durante la tran-sición.

Este aspecto podría solucionarse cobrando por separado a los clientes la potencia puesta a disposición y la energía con-sumida. Ello es fácilmente comprensible observando que in-cluso servicios menos intensivos en Capital, como Internet y TV por Cable, tienen facturación fija y no proporcional a las horas de uso, como la electricidad.

Es complejo pero factible calcular el costo de algunas ex-ternalidades: el valor que debe ser imputado a cada tonelada de CO2 producida por la generación térmica está hoy en deba-te (El reciente Nobel William Nordhaus, ha declarado que es-tas emisiones deben pagar 30 US$/Tn CO2. Las ONG que de-fienden la lucha contra el cambio climático proponen 60 US$/Tn CO2. El recargo a imponer sería entonces de 10 a 20 US$/Mwh. Pero si se computan las ventajas impositivas, los subsi-dios, el costo adicional de Transporte, las reservas y la priori-dad de despacho dada a las renovables, estas penalidades no son relevantes para descartar los equipos térmicos eficientes, los cuales serán imprescindibles como reserva firme durante la transición. El reemplazo del Carbón por Gas reduciría un 60% los GEI. Cada tecnología tiene en cada ubicación geo-gráfica un dado Costo Social de ENS.

La Tecnología del Hidrógeno, aplicable especialmente al transporte, un sector que por su dimensión y baja eficiencia emite volúmenes de CO2 superiores a los de la generación térmica, estaría siendo cada vez mejor considerada.

La formación de precios a partir de este mix de tecnolo-gías y regulaciones es más compleja que la de una concesión monopólica a una Utility integrada. A los costos operativos y de capital de toda Tecnología deben agregarse las Externali

74

dades mencionadas. Es probable que, por ejemplo, cuan-do las renovables alcancen cierto nivel de participación, deba eliminarse la prioridad de despacho para resguardar la estabi-lidad del Sistema de Potencia.

En todas las naciones el precio con el cual se remunera a las centrales con tecnologías renovables está subsidiado de distintas formas visibles o no, en tanto que la carga impositiva para la cadena de valor “térmica” alcanza en muchas naciones niveles superiores al 50%. Por ello, la solución diseñada hace tres décadas para poner en competencia a las centrales eléc-tricas de cualquier tecnología, para determinar cuál era capaz de entregar energía firme al mínimo precio, se ha distorsiona-do por haberse creado mecanismos específicos de formación de precios para cada tecnología, con prioridades y subsidios. Esto impide la competencia genuina que los legisladores de EEUU quisieron introducir en 1978 y los de Chile, Inglaterra, Argentina y luego otras Naciones, desde los años `80.

4.- La Regulación más eficiente para toda Cadena de Valor, si fuera posible diseñarla

con una metodología “Base Cero”: la utilidad del TRILEMA ENERGÉTICO del WEC.

Si no existieran compromisos previos surgidos de acuer-dos internacionales y decisiones de cada Estado para incen-tivar las energías renovables, la solución más eficiente en un mercado verticalmente desintegrado sería tomar el ejemplo chileno y solicitar a todas las distribuidoras y a los grandes clientes industriales que, sin especificar tecnología, contraten a largo plazo, ■no menos de 15 a 20 años para las Distribui-doras, 5 para las Industrias■, el 100% de su abastecimiento de energía con sólo tres condiciones:

1) ■ La energía debe ser firme. La sanción por ENS son las penalidades o “reintegros” establecidos en la Ley, proporcio-nales a esa ENS. Como la responsabilidad por los cortes pue-de ser de cualquier tramo de la cadena de valor, la Distribui-dora debería estar autorizada (hoy no lo está) a transferir al tramo responsable de los cortes las penalidades respectivas. (Es decir a “reconstruir la cadena de responsabilidad por el abastecimiento”6 ).

2) ■ Deben ser respetados los porcentajes de energía sin emisiones GEI, que han sido acordados por cada Nación para cada año de vigencia del contrato obligatorio entre el Distri-buidor y su Cadena de Abastecimiento.

3) ■ Adicionalmente, y al igual que lo regulado en Chile, es conveniente que las licitaciones adjudicadas tengan como fecha de inicio del abastecimiento una posterior en no menos de tres o cuatro años a la fecha de adjudicación.

Esto permite el ingreso de nuevos inversores y convertir al mercado mayorista eléctrico en “contestable” en el sentido dado a ese término por el economista William Baumol. La existencia de “Mercados Contestables” asegura la introduc-ción de competencia de calidad.

En estas condiciones de “Base Cero”, la regulación ase-guraría el abastecimiento, llevaría los costos al mínimo y mantendría acotada, en los niveles fijados en acuerdos inter-

nacionales, la emisión de gases GEI. Es decir, cumpliría con las tres “restricciones” que propone el Consejo Mundial de Energía (WEC) mediante su “Trilema Energético”.

Pero esta no es la condición real vigente en la mayor par-te de las naciones. Cada gobierno ha postergado el problema de hacer compatibles estas 3 restricciones. Por ello se han in-troducido diferentes subsidios, distintas prioridades de des-pacho, mecanismos de financiación con diferentes garantías, desgravaciones impositivas, etc., que han conducido a que en un mismo mercado mayorista existan diferentes mecanismos de formación de precios, incluso para una misma tecnología. Este aspecto dificultará la expansión de la oferta convencio-nal y renovable.

¿Cuál es entonces una alternativa viable para reconstruir, no patrimonialmente pero sí en forma contractual, la “cade-na de responsabilidad por el abastecimiento” cumpliendo si-multáneamente con las restricciones propuestas por el Conse-jo Mundial de Energía (WEC)?

5. La adaptación al contexto regulatorio previo de cada Nación.

El volumen ya contratado de energías sin emisiones por cada nación, es casi siempre relativamente reducido con res-pecto a los porcentajes que deberán ser alcanzados. Si un Es-tado suspende en un momento dado sus propias contratacio-nes y hace obligatoria la Contratación a Largo Plazo por parte de cada Gran Demanda y deja que cada oferente privado es-tructure una matriz de oferta con el porcentaje de renovables establecido, ello permitirá que el costo de lo ya contratado por cada gobierno (Nacional o Estadual) pueda ser prorra-teado sobre cada contrato en proporción a la potencia con-tratada por cada oferente, configurando así una carga distri-buida equitativamente entre todos los clientes. El carácter de “Firme” de esa porción de oferta sin emisiones, (identificada y asignada a cada Generador en función del volumen de sus contratos), pasaría a ser responsabilidad adicional para cada

75

inversor privado que haya ganado una licitación para abaste-cer a largo plazo a distribuidores o industrias. Ese Generador debería asegurar a su costo la reserva para ese volumen de re-novables recibido del Estado.

■ Es posible inferir también que los ganadores originales de las licitaciones de pequeños parques de renovables reven-derán o alquilarán paulatinamente sus parques a grandes ofe-rentes.

■ La existencia de un 5% o 10% de energía renovable ya contratada a precio fijo y/o con subsidios con el Gobierno lo-cal o nacional, no debería retrasar el mecanismo de licitacio-nes a largo plazo propuesto en el punto 4) anterior. La dife-rencia respecto a haber partido de una situación “Base Cero”, es que cada oferente deberá aceptar el porcentaje que le co-rresponda, ya contratado por el Estado, tomando a su cargo el costo promedio de la energía que le asegura el Estado y tam-bién el costo de la respectiva reserva.

■ Quedan casos particulares cuando, por ejemplo, en un municipio, o en una provincia, las autoridades locales han contratado pequeños parques a precios muy elevados, preci-samente por la baja productividad de esos pequeños parques. Parece aconsejable que integren o liciten esas centrales y que ese Estado suspenda de allí en más esas licitaciones, dejando en manos de la oferta privada la instalación y/o compra, tan-to de energías convencionales como de energías sin emisio-nes de CO2 asociadas.

■ El aspecto central, es la conveniencia de dar libertad al oferente privado para que en licitaciones obligatorias y abier-tas, pueda seleccionar el mix de tecnologías renovables, con-vencionales y de equipos de Reserva, tanto aquellas que serán utilizadas en forma decreciente durante la transición (como la generación con gas natural), como de las renovables que se-rán incorporadas en forma creciente y también de equipos de reserva. Los Reguladores, en las naciones que han compro-metido la reducción proporcional de GEI, deberían centrar sus esfuerzos en:

a)- Asegurar que los pliegos de licitación emitidos por los Distribuidores conduzcan a mínimos precios medios, evitan-do transferir a los clientes finales los mayores costos que sur-jan de ineficiencias introducidas por la Tecnología, la escala, o la Regulación. Si la contratación por parte de pequeñas Distri-buidoras o Cooperativas conduce a mayores precios, conven-dría definir un “piso” de Potencia a contratar y regular la obli-gación de “consolidar Demanda”.

b)- Dar absoluta libertad para seleccionar el mix de tecno-logías con el cual el oferente prestará el servicio, teniendo en cuenta que ese mismo oferente es quien toma los riesgos en caso de equivocarse y verse obligado a pagar penalidades por ENS o a perder la licitación. Esta libertad ha sido ya expresa-da en las conclusiones del Congreso Mundial de Energía rea-lizado en 2010 en Montreal, indicando que, “. . . . en cuanto a la Matriz Energética, las Tecnologías ganadoras deben ser se-leccionadas por el Mercado y no por el Estado . . . . .”.

c)- La libertad también debería extenderse a algunos as-pectos del despacho, buscando asegurar un mínimo costo me-dio de la oferta. (Un ejemplo ilustrativo es el despacho pri-vado conjunto Hidro – Eólico, que eleva la Potencia firme conjunta de una oferta).

d)- Esta libertad no es relevante cuando la remuneración al Generador se paga solo proporcionalmente a la potencia dis-ponible (Capacity Payment) y/o cuando se le otorga prioridad de despacho y compromiso de compra de toda su producción. Esos casos, equivalen a Mercados sin competencia, con renta-bilidad asegurada por el mecanismo de “Cost – Plus”.

En síntesis, estamos proponiendo como alternativa más eficiente, la contratación privada, obligatoria y anticipada a Largo Plazo de grandes volúmenes de Demanda (Distribuido-res y grandes clientes), con tratamiento impositivo, crediticio y Regulatorio iguales para todas las tecnologías. Estas contra-taciones deberían ser efectuadas en el marco de un “Mercado Contestable” y respetando en cada operación los porcentajes y el “Timing” de la convergencia comprometida Internacio-nalmente hacia Energías sin Emisiones GEI.

1 Costos Marginales de Corto Plazo, costos variables, formados por el de la próxima máquina a despachar2 Complementos al marco regulador de Sector Eléctrico Argentino. (Ernesto P. Badaraco y otros 1996) Sobre la teoría del núcleo de una economía, los mercados contestables y las industrias intensivas en capital (Ernesto P. Badaraco. Presentado en 2008 en la Academia de Ciencias de Bs As.)3 Costos Marginales de Largo Plazo. Incluyen Costos de Capital.4 Gases de efecto Invernadero5 Energía no suministrada6 Denominación propuesta para este problema por el ex Secretario de Energía

Carlos Bastos.

(*) Postgrado en Administración del Mercado Eléctrico. ITBA Director

76

Al igual que en la mayoría de los países, los aprendizajes derivados del planeamiento y evolución del mercado energé-tico han sido claves para desarrollar o incorporar las tecno-logías y las soluciones que mejor fueran adaptándose a esas tendencias, y a su vez aportaron desde su lugar al desarrollo del país en tanto procuraron optimizar los costos y la calidad de la energía eléctrica provista.

En años recientes se presentaron las conocidas distorsio-nes macro que incluyeron desde limitaciones en la capaci-dad de financiar nuevas inversiones hasta desequilibrios entre costos de producción y tarifas, pasando por imperfecciones primarias como la de la indisponibilidad estacional de gas, in-sumo éste económico entre las fuentes complementarias con-vencionales, forzando por períodos a utilizar sustitutos mu-cho más onerosos e importación de gas y líquidos. Con crisis energética declarada, se tomó la iniciativa de abordarla ya dentro de un marco de normalización, incorporando rápida-mente nueva capacidad flexible y eficiente de generación, en la expectativa de acompañar adecuadamente la nueva etapa de crecimiento.

Desde nuestra óptica, y en consonancia con la normaliza-ción de las reglas de juego, lo que vendrá por delante es aún más desafiante desde el punto de vista operativo, con un esce-nario disruptivo dado por la penetración de las energías reno-vables, las cuales resultan en diversas geografías más econó-micas que las tecnologías tradicionales. Prácticamente todas las proyecciones globales coinciden en que a futuro las fuen-tes verdes -en especial la fotovoltaica y la eólica- suministra-rán una porción dominante de la demanda eléctrica. En esa realidad, afirmamos que en los próximos años el despacho del sistema se verá transformado por ese nuevo actor renova-ble y concretamente por la gestión de su operación. Para po-der balancear las intermitencias de producción renovable, las tecnologías térmicas de nueva incorporación deberán incluir a su vez nuevas características técnicas para seguir compi-tiendo, especialmente en su capacidad de cambiar de estado muy rápidamente y varias veces al día para complementar di-cha variabilidad.

En un futuro más o menos cercano habrá además mucha más generación descentralizada, y también distribuida en el sentido final, es decir del lado de la propia demanda, mediante la incorporación de techos solares, pequeñas eólicas, automa-tización de su inyección en la red, redes y medición inteligen-te, etc. Del lado de la oferta propiamente dicha, en Argentina los generadores incumbentes y los nuevos entrantes han dado muestra ya de una notable capacidad de implementar oferta renovable, trasladando a nuestro sistema los beneficios de una

Las medidas gubernamentales promueven la competitividad

Por Alberto Fernández (*)

Al igual que en la mayoría de los países, los

aprendizajes derivados del planeamiento y

evolución del mercado energético han sido claves

para desarrollar o incorporar las tecnologías y las

soluciones que mejor fueran adaptándose a esas

tendencias, y a su vez aportaron desde su lugar al

desarrollo del país en tanto procuraron optimizar los

costos y la calidad de la energía eléctrica provista.

77

experiencia internacional con curva de experiencia ya transi-tada, y evidenciada durante las rondas del RenovAr, con pro-yectos ofrecidos que superaron en seis veces la cantidad pre-vista. Tanto es así que parte de los dolores de ese crecimiento es reflejada ahora en la imperiosidad de reforzar o desarrollar nuevas líneas de transmisión.

En nuestra opinión debe desde ahora ponerse especial atención a la optimización entre la generación por parte de energías renovables y un elemento del cual venimos hablan-do desde hace varios años: la flexibilidad como eje para una operación confiable del sistema, brindada por aquellos siste-mas y fuentes complementarias capaces de proveer múltiples arranques y paradas, eventualmente conformando soluciones híbridas, y el almacenamiento de energía ya sea con baterías u otras tecnologías.

Las soluciones en almacenamiento son prácticamente ins-tantáneas para responder, ya que tienen la capacidad de en-tregar energía con su potencia nominal en menos de 1 segun-do. Una aplicación clave del almacenamiento es la regulación primaria de frecuencia de rápida respuesta, en el presente eva-luada tanto por CAMMESA como por algunos actores del sector que ya han identificado la futura necesidad. Una de las principales ventajas de dicha tecnología es que, luego de dis-poner de plantas de baterías en la red, se reduce sensiblemente la cantidad de centrales térmicas que deben mantener reserva rotante para regulación primaria de frecuencia, produciendo así un ahorro en el consumo de combustibles y menores emi-siones. De hecho, las variaciones de frecuencia son igualmen-te afectadas por la intermitencia de la energía solar y eólica, que al ir siendo “percibidas” dentro del sistema serán com-pensadas tanto por las térmicas rápidas como por los bloques de almacenamiento.

Para nosotros esta nueva tendencia es muy estimulante ya que existe un complemento natural entre los motores y las ba-terías, tanto en términos de sistema interconectado como en soluciones locales, e híbridas motor-baterías. Al rol de éstas últimas en el negocio energético no lo estimamos tanto des-de la batería en sí misma –que no es exactamente commodity pero va en esa dirección– sino en la capacidad de integración, que no sólo estará dada por la ingeniería y el diseño de las

configuraciones, sino especialmente por el desarrollo de soft-ware inteligente para aplicación in situ (o de micro y mini re-des), incorporando allí automatización de las plantas, pronós-ticos dinámicos de las fuentes variables renovables, toma de decisiones inteligentes de carga y descarga, auto-aprendiza-je a partir de su performance, adaptación de acuerdo al cam-bio de contextos de generación (por ejemplo, en ambientes de competencia o de reajuste de funcionalidades en la red) y la maximización de la vida útil de las baterías. Con todo, nuestra decisión estratégica de no atarnos puntualmente a una marca o a una tecnología específica de baterías, nos brinda la liber-tad de seleccionar cuál será la más indicada para cada aplica-ción, ya sea por requerimiento y/o por economía.

Finalmente, volviendo a la energía térmica flexible y efi-ciente, y atento a los recientes anuncios de actualización de la normativa esperados para 2019, estimamos que se presen-tarán selectivamente necesidades de incorporar nueva poten-cia térmica, quizás no solamente en el corredor principal San-ta Fe - Buenos Aires, sino también en algunas provincias en el norte y centro, más alguna posibilidad en el sur. En definiti-va, si bien no esperamos un boom de necesidad desde el pun-to de vista de una demanda que no ha ido acompañando fuer-temente, la decisión del gobierno de delegar a los privados la gestión del crecimiento del parque de generación promoverá consecuentemente los cambios que se irán presentando con el tiempo, empujando con ellos el reemplazo de unidades de generación que devendrán poco competitivas dentro del nue-vo esquema.

(*) Presidente Wärtsilä Argentina S.A.

78

En sus orígenes el servicio de electricidad era un servicio público en todas sus etapas. Era necesario dimensionar el par-que de generación para que el sistema no colapsara. Es decir, que se pudiera en toda circunstancia abastecer la demanda del sistema acotando al mínimo, dentro de lo económicamente admisible, el riesgo de falla. Se definía de esa manera la con-fiabilidad del sistema.

En aquel entonces los sistemas se componían exclusi-vamente de unidades de generación térmica y centrales hi-droeléctricas. Para dimensionar el parque de generación tér-mica necesario se realizaban estudios donde se determinaba la demanda prevista de forma anualizada. Para ello se consi-deraba el conjunto de centrales hidroeléctricas operando en un escenario extremadamente seco (eventualmente una pro-babilidad de excedencia del 95 %) y se admitía una probabili-dad de falla relativamente baja, por ejemplo, no más de un dé-ficit energético del 0,1 % de la demanda. Se puede decir que los planificadores efectuaban un enfoque sistémico sobre la confiabilidad del abastecimiento de la demanda.

A partir de la desregulación, que ocurrió en forma genera-lizada en la última mitad del siglo pasado, la generación eléc-trica dejó de ser un servicio público para pasar a ser un servi-cio en libre competencia. Los consumidores y los generadores celebran ahora contratos de compra venta de energía. Sin em-bargo, y debido a la característica intrínseca de los sistemas eléctricos, que en todo instante la demanda debe ser igual a la generación, se mantiene el despacho económico centraliza-do creándose un mercado spot donde los contratantes dirimen las diferencias entre lo contratado y lo realmente despachado.

Para evitar que el sistema colapse se establece que los con-tratos entre los generadores y consumidores sean contratos de potencia firme con energía asociada. Se establece un aborda-je unitario de la manera de evitar que el sistema eléctrico en-tre en falla. Se exige que una central pueda responder a la con-vocatoria del despacho centralizado, y esa respuesta se toma como su capacidad de brindar potencia firme. Se procede en-tonces a definir la potencia firme en función de la tecnología de generación que se utiliza entre los contratantes.

Para el caso de la energía térmica se define como potencia firme a la potencia de placa afectada por un porcentaje de dis-ponibilidad que es auditable. Para las hidroeléctricas (la otra tecnología de generación existente en ese momento) se defi-nía mensualmente la potencia firme como la potencia media de la energía despachada mensualmente en el período firme en el caso de una crónica hidrológica que tiene una probabi-lidad muy elevada de ser superada (eventualmente el 95%). El “período firme” está definido como cierta cantidad horas

La confiabilidad de los sistemas eléctricos

Por Oscar Ferreño (*)

Para Oscar Ferreño desvincular los contratos de

la necesidad de potencia firme es una muy buena

y necesaria opción. De este modo se enviarían

señales adecuadas de inversión y se facilitaría

la celebración de contratos entre agentes del

mercado.

80

que corresponden a las de mayor demanda. Es decir, se de-fine como potencia firme de la hidroeléctrica a la energía que esa tecnología puede dar en el período de mayor demanda y en condiciones de sequía extrema.

Si bien este es un enfoque unitario del problema de la con-fiabilidad del sistema, en algunas reglamentaciones se reco-noce la sinergia entre la hidroeléctrica y la térmica, ya que los contratos tienen obligación de respaldar con potencia firme un determinado porcentaje de la potencia media, valor que pue-de resultar arbitrario.

Para otras tecnologías distintas de la térmica o la hi-droeléctrica, como no existían o no eran relevantes en el mo-mento de la redacción de las reglamentaciones, no se definió ningún criterio para determinar su potencia firme, consideran-do que como no son convocables su potencia firme unitaria es cero. Hoy en día la energía eólica produce en varios merca-dos un alto porcentaje de la generación de energía que se con-sume en el mercado eléctrico y la fotovoltaica, si bien es toda-vía marginal, tiene un gran potencial de crecimiento debido a sus cualidades para integrar la generación distribuida. La eóli-ca y la fotovoltaica no tienen potencia firme en sí mismas pero sí tienen sinergia con las tecnologías convencionales, y hacen un claro aporte a disminuir las necesidades de potencia firme del sistema. Por lo tanto, es necesario adaptar los reglamentos para que las señales de inversión sean adecuadas.

Existen varias formas de calcular la potencia firme de es-tas nuevas tecnologías:

El primer método sería considerarlas en forma idéntica a la generación hidroeléctrica. Es decir, considerar la energía media que se despacha en el período firme en una condición de producción de excedencia elevada. Una crítica a este mé-todo sería que, como la eólica y la solar son autodespacha-bles, estas desplazarán a la hidroeléctrica que sí es despacha-ble y harían disminuir la potencia firme de las hidroeléctricas.

El segundo método sería cambiar el período firme, consi-derando esta potencia como las horas de mayor demanda neta de la semana, considerando como demanda neta a la resultan-te de restar de la demanda real la producción de las tecnolo-gías autodespachables.

Ambos métodos tienen el inconveniente de brindar un en-foque unitario del problema de cómo evitar el colapso del sis-tema y no reconocen la sinergia entre las tecnologías.

Un tercer método sería el conocido como “equivalente tér-mico”. Este método consiste en determinar cuánta térmica es necesaria instalar en un sistema alimentado solo por térmicas para que este no colapse o tenga la falla acotada a un valor predeterminado. Luego se debe analizar los aportes que cada tecnología hace en forma individual para disminuir las nece-sidades de potencia firme del sistema cuando actúan con pro-babilidad de excedencia elevada. Finalmente se pueden ha-cer los aportes en conjunto de todas las tecnologías y repartir la sinergia resultante en función de los aportes individuales. Este método parece representar mejor que los anteriores a la verdadera necesidad de potencia firme de los sistemas.

Sin embargo, creemos que es mejor volver a un método

que presente un enfoque sistémico de la problemática. Este método podría consistir en reconocer solamente a las térmicas como únicas aportantes de potencia firme y que las necesida-des de potencia firme (PFN) sean determinadas por el regula-dor en base a estudios del sistema eléctrico integrado con to-das las tecnologías no firmes operando con probabilidades de excedencia elevada. El regulador establecería un precio de re-ferencia de la potencia firme (PRPF) (como lo hace hoy). Los contratos entre consumidores y generadores serían de energía y no de potencia como sucede en la actualidad.

A cada contrato entre generador y consumidor se le obli-garía a declarar la Potencia Máxima que debe ser Respalda-da (PMR). La suma de todas las potencias de los contratos se-ría la Potencia Total a Respaldar (PTR = SUMA PMR). Cada Consumidor debería pagar al regulador una cantidad igual a PMR*PRPF*PFN/PTR, sumando además las tasas por admi-nistración correspondientes. El monto de esta recaudación se-ria PRPF*PFN, más las tasas de administración correspon-dientes.

Los generadores térmicos tendrán en forma individual una Potencia Firme Reconocida (PFR) y en su conjunto una po-tencia Firme Reconocida Total (PFRT = SUMA PFR) y reci-birán una remuneración igual a PFR*PRPF*PFN/PFRT. El monto a recibir por los generadores térmicos sería PRPF*PFN

Si ocurriera que la PFRT fuera menor que PFN, el regu-lador hará una subasta de potencia firme por la potencia fir-me faltante y el precio que resulte de esa subasta será el nue-vo PRPF.

Nos parece que este método daría las señales adecuadas de inversión y facilitaría los contratos entre agentes del mer-cado.

La propuesta de reconocer potencia firme solo a la térmi-ca es radical, pero apunta a dejar de exigir que cada contra-to disponga de potencia firme, es decir trata de eliminar desde nuestro punto de vista la excesiva a valoración o tributo que las regulaciones hacen hacia la potencia firme. Creemos que los sistemas con gran cantidad de eólica e hidráulica son con-fiables en sí mismo si hacemos un enfoque sistémico, y que la potencia firme que precisan se limita a una suerte de gene-ración de emergencia, rol que deberán cumplir las térmicas en un futuro cercano y que su rentabilidad no está dada por el mercado sino por el regulador.

En vez de exigir a cada contrato de suministro su respaldo propio, este será un servicio del regulador.

Este servicio de potencia tendría un valor equivalente a rentabilizar una turbina de gas, sería del orden de 6 U$S/MWh y cada contrato no térmico pagaría solo una fracción de ese valor en función del respaldo térmica que precisa el sis-tema.

Entendemos que desvincular los contratos de la necesidad de potencia firme es una opción perfecta y propia de merca-dos y sistemas organizados y modernos. Este modelo se acer-ca a los pagos por regulación terciaria o restricciones técnicas de otros marcos regulatorios avanzados.

(*) Director de Relaciones Institucionales & Regulación en Ventus Ingeniería

82

Los más altos ejecutivos de las energéticas hacen un breve balance del año que se fue. Coinciden en

que fue arduo, pero que tuvieron, en general, buena performance. Para el 2019, proyectan planes de

expansión con grandes expectativas. Para los Ceo´s, los principales obstáculos para una adecuada

planificación, son una alta inflación, altas tasas de interés e inestabilidad de tipo de cambio

La opinión de los Ceo´s

Balance, perspectivas y estrategias 2019

Teófilo Lacroze Sean Rooney

83

Marcelo Gerardo GomezAlberto Gonzáles Santos María Tettamanti

Teófilo LacrozeCEO de Raizen

El año 2018 fue un año singular para la empresa, ya que por un lado hubo que sortear momentos de extrema complejidad macroeconómica en nues-tro negocio de refinación y comerciali-zación de combustibles y lubricantes, y por otro lado a partir del 1 de octu-bre comenzamos a operar como Raízen Argentina en la industria en dicho seg-mento. En general, el año que termina puso a prueba nuestras capacidades de adaptación y flexibilidad para repensar un modelo de negocio rentable. Tam-bién nos permitió fortalecer los cana-les de diálogo con todos los actores que forman parte de nuestra industria.

Indudablemente las altas tasas de interés y el nivel de inflación que ac-tualmente tiene el país perjudican a to-dos los sectores de la economía. En nuestro caso particular, el mayor im-pacto vino por el lado de la devalua-ción de la moneda, el aumento del pre-cio del petróleo en la primera parte del año y el consecuente impacto en nues-tros costos, con la dificultad para poder trasladar en tiempo y forma dicho im-pacto en el surtidor.

Probablemente eso tenga un impac-to relevante en nuestras ventas de as-faltos y emulsiones en el corto plazo.

Es importante recuperar las inversiones en infraestructura más allá del 2019, ya que son clave para el crecimiento del PBI a mediano y largo plazo en Argen-tina. Nuestro foco en 2019 será seguir creciendo en el segmento de comercia-lización de combustibles y lubrican-tes, y lo lograremos ampliando nuestra red de estaciones, atrayendo más clien-tes con el desarrollo de nuevos produc-tos/servicios y nuevas experiencias en nuestras tiendas de conveniencia. En el segmento de refinación, el foco estará en los proyectos de reducción del nivel de azufre en combustibles y generación de mayor flexibilidad en el procesa-miento de crudos livianos como el que proviene de Vaca Muerta.

En general esperamos una primera parte del año con bajo nivel de activi-dad, pero somos optimistas respecto de un rebote de la actividad promediando el segundo trimestre, si no hay sorpre-sas externas. Esperamos un 2019 con bastante menos volatilidad que 2018, un año para seguir con atención, y tra-tar de capturar las oportunidades que siempre da el mercado.

Sean RooneyCEO de Sehll

Fue un año muy intenso en el que pudimos reordenarnos para crecer más y mejor. En abril anunciamos la venta

de nuestros activos de refinación, ven-ta y distribución de combustibles y lu-bricantes a Raízen, que incluye la red de más de 665 estaciones de servicio que seguirán llevando la marca Shell, pero ahora opera la empresa brasileña. En octubre se completó la transición y desde entonces nuestro foco está pues-to en la exploración y producción de gas y petróleo no convencional en Vaca Muerta. Tenemos participación en 6 bloques, de los cuales operamos 4 (Sie-rras Blancas, Cruz de Lorena, Coirón Amargo Sur Oeste y Bajada de Añe-lo) y estamos evaluando pasar a etapa de desarrollo en tres de ellos. Hoy esta-mos produciendo 4.500 bpd promedio, pero podemos multiplicar esa produc-ción significativamente en los próxi-mos años.

La industria petrolera tiene horizon-tes temporales de muy largo plazo. No miramos el corto plazo, sino que inten-tamos divisar tendencias futuras. En ese sentido, más allá de que vemos que el crudo se alejó de los mínimos histó-ricos del último año, encontramos mu-chos factores que nos hacen ser opti-mistas. Desde el punto de vista técnico, Vaca Muerta es una de las mejores for-maciones del mundo, comparable a al-gunas áreas de Permian, en Estados Unidos, o yacimientos de Canadá y Rusia. Desde el punto económico, el desarrollo de la Vaca Muerta

84

todavía tiene margen para mejo-rar. El costo de los servicios, la in-fraestructura disponible y la eficiencia pueden todavía mejorar para ser com-petitivos con la actividad en Estados Unidos. Desde que nuestra compañía ingresó en Vaca Muerta en 2012 logra-mos transitar la curva de aprendizaje de manera muy veloz, reduciendo costos a la mitad, pero hay todavía una brecha con los de Permian que debemos cerrar para seguir atrayendo el capital a Ar-gentina.

La disponibilidad de infraestructura es una de las mayores deudas que tene-mos en torno a Vaca Muerta; especial-mente, en el transporte de gas y petró-leo, lo que se conoce como midstream. Somos competitivos, pero podríamos serlo mucho más si encontramos las so-luciones de infraestructura que nos per-mitan reducir costos y ganar eficiencia. Prueba de esto es que hoy no produci-mos más de 4.500 barriles diarios por-que no tenemos forma de transportar más que ese volumen.

El Estado tiene un rol muy impor-tante en ese sentido, tanto como reali-zador de obras de infraestructura como creando las condiciones para la inver-sión, brindando una regulación mejor y más estable.

Para el año que viene tenemos pro-yectado sumar un segundo equipo de perforación en Vaca Muerta y comen-zar la construcción de una segunda planta de producción. Con esto, am-pliaríamos significativamente la capa-cidad instalada de 10.000 barriles dia-rios de petróleo que tenemos desde la inauguración en 2016 de nuestra plan-ta de producción temprana (EPF). Ade-más, estamos terminando de evaluar la posibilidad de pasar a desarrollo en tres de nuestras áreas de Vaca Muerta. Esto podría significar una expansión enorme para nuestra empresa, tanto en términos de inversión como de producción y de generación de empleo. Estamos decidi-dos a seguir ampliando nuestra presen-cia en Vaca Muerta, desarrollando una actividad eficiente, segura y sustentable para garantizar el cuidado medioam-biental y la seguridad de nuestros traba-jadores, contratistas y las comunidades cercanas a nuestras operaciones.

Desde la venta de nuestros activos del Downstream, estamos enfocados plenamente en la actividad no conven-cional. En ese plano, vemos un futu-ro muy positivo y estamos decididos a contribuir a que esa expectativa de de-sarrollo energético y económico que to-dos compartimos sea realidad.

Alberto González SantosGerente General de Naturgy

En el camino de la normalización tarifaria definitiva, cabe destacar que en el año 2018 se llevaron a cabo dos au-diencias públicas, conforme a lo pre-visto por las normas vigentes, con la finalidad de realizar los ajustes estable-cidos por el marco regulatorio.

Como es de público conocimiento, la devaluación impactó en el costo del suministro del gas natural, y en ese sen-tido se valoran las medidas adoptadas por el Gobierno para superar este obs-táculo, reforzando, de esta forma, la es-tabilidad y credibilidad del país frente a la comunidad internacional de inver-sores. A lo largo del año, se trabajó in-tensamente en los 30 municipios donde brindamos nuestro servicio, realizando numerosas obras con el objetivo de ex-pandirlo y para mejorar la calidad del mismo.

Llegamos a nuevos barrios, posibi-litando así que cada vez más bonaeren-ses puedan mejorar su calidad de vida a través de la incorporación del gas natu-ral por redes como fuente energética. A modo de ejemplo, se realizaron refuer-zos de red y repotenciaciones de plan-tas reguladoras en los partidos de Tres de Febrero, José C. Paz, La Matanza, Mercedes y Exaltación de la Cruz, en-tre otras obras. Se destacan las obras de ampliación de red que permitieron ga-sificar los barrios de Parques del Oes-te, Ayelén, Villa Eduardito, Villa Ánge-la en el partido de Moreno; Alfonsina Storni, Concejal Alfonso, Calcuta, Pa-dre Pantaleo y Saavedra Lamas en José C. Paz; Ojo de Agua en Tigre; Villa Lía en San Antonio de Areco y Villa Euge-nia de Zárate, entre otros. Estas nuevas redes permitieron incorporar alrededor de 390 kilómetros a nuestra red, con lo

que se estima que se concluiría 2018 con una red de más de 26.000 km, y se realizarían más de 34.000 nuevas cone-xiones. A su vez, a lo largo del año se trabajó junto a los gobiernos nacional, provincial, municipal, así como junto a entidades de bien público en la promo-ción del uso responsable y racional del gas, acciones que continuaremos desa-rrollando durante el próximo año. En ese sentido, desde Fundación Naturgy se lanzaron los programas Formando Energía y Asociar Energía, permitién-donos llegar a nuevos públicos.

Tenemos proyectos y desafíos muy importantes de cara al año próximo. En 2019 continuaremos realizando in-versiones destinadas al mantenimien-to y mejora del sistema de distribución, a la mejora del servicio aplicando nue-vas tecnologías y a la expansión del sis-tema de distribución mediante la eje-cución de nuevas redes. Para ello, es fundamental continuar llevando a cabo, y también diseñar nuevas herramientas que permitan gasificar todos aquellos barrios del país a los cuales no ha lle-gado el servicio.

En ese sentido, es importante que se continúen con las políticas públicas de otorgamientos de créditos para los más

82

85

necesitados, lo que les permite acce-der a las redes de gas, a las instalacio-nes internas y a la renovación de los ar-tefactos.

Marcelo Gerardo GómezCEO de PECOM

Marcelo Gerardo Gómez, CEO de PECOM y de Bolland & Cía S.A.U.

El 2018 fue un año de gran creci-miento para la compañía por lo que el balance es altamente positivo. El 2018 fue el año que comenzó la expansión de PECOM, con las adquisiciones de Tel3 y de Bolland.

Con la incorporación en agosto úl-timo de TEL 3 sumamos la Unidad de Negocios Eléctrica, que contempla transporte y obras de energía eléctrica, renovables y telecomunicaciones. A su vez, Bolland se complementa estratégi-camente con PECOM. En operaciones y mantenimiento brinda servicios en zonas geográficas en las que PECOM no participaba (Santa Cruz Norte – Sur Mendoza). Pero además tiene unidades de negocios complementarias con un claro liderazgo en el mercado de pro-ductos químicos y en la fabricación de

bombas mecánicas con tecnología pro-pia que sin duda permitirán agregar va-lor a la oferta de servicios de PECOM a sus clientes. A su vez, y al igual que con la adquisición de Tel3, Bolland agrega valor sumando clientes muy re-levantes.

En lo operativo, Bolland se integra a PECOM consolidando una compa-ñía en inmejorable posición para enca-rar los desafíos que Vaca Muerta repre-senta en reservorios no convencionales. Los nuevos servicios y la experiencia consolidada nos permitirán ofrecer una gestión integral de yacimientos ade-más de asegurar su expansión fronteras afuera de Argentina, a partir de la pre-sencia que la compañía adquirida tie-ne en varios países de la región (Brasil, Bolivia, Colombia).

Nosotros en PECOM tenemos una mirada de largo plazo para los nego-cios. PECOM es una empresa argentina que forma parte del Grupo Perez Com-panc, holding con más de 70 años de permanencia en el país. Es un tema co-yuntural que no nos preocupa. Creemos que Argentina tiene un desafío enor-me en materia de transmisión de ener-gía eléctrica y apoyamos todo esfuerzo con visión de largo plazo que se haga en tal sentido.

El liderazgo de la nueva PECOM resultante del know how propio y de las adquisiciones de Tel3 y Bolland en ser-vicios, como servicios de well testing, obras y servicios eléctricos, plantas de tratamiento y soluciones medioambien-tales, plantas de inyección de políme-ros, y early production facilities, entre otros, nos permitirán acompañar y po-tenciar el desarrollo de las oportunida-des que surjan de Vaca Muerta y en ya-cimientos convencionales. Además de fortalecernos en gas y petróleo, nuestro objetivo para 2019 es seguir creciendo en transmisión de energía eléctrica y en telecomunicaciones. Aspiramos a ser la empresa líder de servicios en el campo de la energía a nivel nacional.

María TettamantiDirectora General de Camuzzi Gas

Si bien 2018 ha sido un año difí-

cil, puertas adentro de nuestra organi-zación ha sido importante ya que nos ha permitido consolidar aún más nues-tro Plan Estratégico. Hemos invertido más de $1.800 millones que se suman a los $1.000 millones invertidos duran-te 2017.

A lo largo del año pudimos inaugu-rar obras muy esperadas por nuestros usuarios y anunciar el inicio de muchas otras más, entre las que se destacan re-fuerzos de gasoductos en distintos sis-temas como el Fueguino, el Barker – Necochea, San Antonio Oeste – Las Grutas, Neuquén y el Sistema Catriel - 25 de Mayo.

También hemos concretado obras de refuerzos sobre los ramales de ali-mentación a las ciudades de Tan-dil, Neuquén, General Roca, Balcar-ce, Santa Rosa, Toay y La Plata, como en las propias redes de distribución en localidades como Carmen de Patago-nes, San Antonio Oeste, Las Grutas, Rio Grande, Ushuaia, La Plata, Balcar-ce, Comodoro Rivadavia, Mar del Pla-ta, General Roca, San Miguel del Mon-te y Neuquén.

Además nos encontramos desarro-llando inversiones en equipamiento y nuevas tecnologías. En este marco lan-zamos la Oficina Virtual, una herra-mienta donde los usuarios – sean titu-lares o no de un suministro – pueden realizar todas las gestiones referentes a su consumo de gas de manera fácil y rápida las 24 horas, los 365 días del año, y desde cualquier dispositivo mó-vil u electrónico. En poco tiempo de vida, la Oficina Virtual ha superado ya los 400.000 registros

En el marco de la Revisión Tarifa-ria Integral, que significó un retorno al Marco Regulatorio y al cumplimien-to de los compromisos asumidos en-tre las licenciatarias y el Estado argen-tino hace más de 25 años, asumimos el compromiso de ejecutar un ambicioso Plan de Inversiones para el quinquenio 2017-2022 por $7.000 millones, dividi-dos en 3 grandes rubros:

• $4.070millonesestarándesti-nados a la expansión de los sistemas de transporte y distribución de gas.

• $1.840millonesaobrasdese-guridad y confiabilidad operativa.

83

86

• Alrededorde$1.157millones

a equipamiento e incorporación de tec-nología aplicada al servicio. Este plan nos está permitiendo expandir los sis-temas para poder incorporar nuevos usuarios; dar solución a sistemas que se encuentran operando al límite de su ca-pacidad; mejorar la operación, confia-bilidad y calidad del servicio para los usuarios actuales y modernizar y hacer más eficiente la gestión comercial y la atención a los usuarios.

El horizonte es claro. Una vez fina-lizado el quinquenio, Camuzzi habrá incorporado 634 kilómetros de nuevas cañerías, instalado 7 equipos compre-sores nuevos (con un potencial total de 8.400 HP) y 650 Estaciones Regula-doras de Presión, que posibilitarán que 350.000 nuevos usuarios puedan acce-der al servicio.

Naturalmente, los cambios en las distintas variables macroeconómicas tienen injerencia en algunos aspectos de la operación, pero no limita el plan

quinquenal comprometido, que es ca-rácter obligatorio y de hecho, el regu-lador controla periódicamente que las inversiones y las obras se estén ejecu-tando conforme lo estipulado. Este plan está expresado en valores de 2016, que es cuando se efectuó la RTI, y se va actualizando semestralmente en fun-ción de la variación del Índice de Pre-cios Internos al por Mayor (IPIM).

Durante 2019 seguiremos trabajan-do en la ejecución de nuestro Plan de Inversiones. En este marco, no solo ini-ciaremos nuevas obras en la extensa geografía en la que estamos presentes, sino que también continuaremos reade-cuando la infraestructura existente e in-corporando más soluciones tecnoló-gicas para brindar un mejor servicio a nuestros usuarios.

Puertas adentro de la organización, continuaremos avanzando en un proce-so de transformación cultural y de me-jora continua que nos hemos propuesto y que se materializará a través de pla-

nes de capacitación y desarrollo, me-joras edilicias, modernización de los sistemas comunicación y gestión, en-tre otros. Por el tipo de industria en la que nos desempeñamos, nuestras estra-tegias son siempre trazadas mirando al largo plazo. Más allá de los vaivenes que pueden presentar la coyuntura y el día a día, el país tiene un potencial de crecimiento enorme. Nosotros, como actores relevantes del sector energéti-co, tenemos un fuerte compromiso para apuntalar ese crecimiento en toda nues-tra zona de concesión.

Hemos iniciado un plan de obras transformador y seguiremos trabajan-do para finalizar las obras que están en ejecución, al tiempo que anunciamos nuevas inversiones y desarrollos en in-fraestructura. En poco tiempo estamos revirtiendo una compleja situación que caracterizó a la industria, y que espe-ramos se vaya materializando cada vez más con nuevos hogares, comercios e industrias accediendo al gas natural.

84

88

En cifrasDirector General: Dominique MarionOrigen: FranciaActividad principal: Exploración y Explotación de HidrocarburosInicio de actividades en Argentina: 1978Más de 1100 empleadosProducción operada 32.62 Mm3/dCon actividad en las provincias de Neuquén y Tierra del Fuego

Alejandro P. Bulgheroni, Chairman Pan American Energy GroupMarcos Bulgheroni, Group CEOOrigen: ArgentinaActividad principal: Upstream, downstream y energías renovablesInicio de actividades: 1997Composición accionaria: 50% Bridas – 50% BPEmpleados: 22 mil entre directos e indirectos

CEO: Sean Rooney, presidente de Shell ArgentinaOrigen: AngloholandesaActividad principal: Exploración y producción de gas y petróleoInicio de actividades: 1914 Composición accionaria: 100% subsidiaria de Royal Dutch Shell plc.Facturación (proyectado 2018): USD 150 MFacturación (proyectado 2019): USD 260 MInversiones (2018): USD 300 MEmpleados: 139

Compañia: ExxonMobil ArgentinaCeo: Daniel De NigrisOrigen de la cía: Estados UnidosActividad principal: Exploración, Explotación, Marketing y Servicios corporativosInicio de actividades: Presente en Argentina desde 1911 a través del upstream, downstream, químicos y serviciosComposición Accionaria: N/RFacturación: N/RInversiones: Más de USD 850 Millones en Argentina (de 2012 a la fecha)Empleados: 1600

Ceo: Teófilo LacrozeOrigen: Holanda (Shell) /Brasil (Grupo Cosan)Actividad principal: Refinación y comercialización de petróleo crudo y derivadosInicio de actividades: 1914Composición Accionaria: 50% Royal Dutch Shell y 50% Grupo Cosan de BrasilFacturación: $a 85.6 mil millonesInversiones: USD 245 millonesEmpleados: 2650 (incluye subsidiarias)

Director General y CEO: Javier Gremes CorderoActividad: Transporte de gas natural, producción de líquidos de gas natural y primer midstreamer en Vaca Muerta.Inicio de Actividades: 28/12/1992Facturación al 3ER Trimestre 2018: Arg$19.412 millonesInversiones 2019: US$320 millones de dólares

Actividad Principal: Exploración, producción, transporte y distribución de petróleo y gas. Generación de energía eléctrica. Composición Accionaria: 95.99% Tecpetrol Internacional SL/ 4.01% Tecpetrol International SAFacturación: miles ARS 18.168.527 (período de 9 meses, al 30/09/2018) Inversiones: miles AR$ 23.458.171 (período de 9 meses, al 30/09/2018)

Director General: Daniel RidelenerActividad: Transporte de gas natural por gasoductos de alta presión y brindamos servicios de alta especificidad para la industriaInicio de Actividades: 28 de diciembre de 1992Facturación: $ 7091,4 MM al 30 de septiembre de 2018Inversiones: Superior a los $10.000 millones para el quinquenio 2017 - 2022Cantidad de empleados: 630

Empleados: 4350 propios y de contratistasDirectores y Gerentes: Carlos Ormachea, Presidente & CEO/ Horacio Marín, Director General E&P/ Ricardo Markous, Director General de Desarrollo de Negocios/ Carlos Pappier, Director General Áreas Corporativas/ Andrea Rocca, Director de Supply Chain/ Jorge Perczyk, Director de Planeamiento y Control/ Jorge Dimópulos, Director de Desarrollo de Negocios de E&P/ Javier Gutiérrez, Director Global de Operaciones/ Carlos Macellari, Director de Exploración y Desarrollo/ Juan José Mata, Chief Financial Officer/ Pablo Ledesma, Director de Recursos Humanos

90

En cifras

Las compañías (Camuzzi Gas Pampeana y Camuzzi Gas del Sur) en conjunto constituyen la mayor distribuidora en términos de volumen.Distribuyen el 31% del gas que se consume en Argentina.Cubren el 45% del país en dos regiones contiguas. Abastecen al 23% de los usuarios del país.A través de un sistema de gasoductos de transporte y redes de distribución, las compañías abastecen a 7 provincias de la Argentina: Buenos Aires (en el 85% de la superficie de la provincia), La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego.La extensión de las cañerías que forman

Ceo: Eduardo LifschitzOrigen: argentinoActividad principal: Distribuidora de gas naturalInicio de actividades: 1994Composición Accionaria:70% YPF14% INTEGRA

Empresa: PECOM.Ceo: Marcelo Gerardo Gómez.Origen: Argentina.Actividad principal: Somos la mayor compañía nacional de servicios petroleros y tenemos un rol destacado en servicios y obras de petróleo y gas, de energía eléctrica y de telecomunicaciones. Brindamos soluciones integrales y servicios innovadores, sustentables y de clase mundial en diversos sectores de la energía. Formamos parte del Grupo Perez Companc, con más de 70 años de permanencia en el país. Ofrecemos sistemas integrales de Operación y Mantenimiento (O&M), brindando soluciones a medida a lo largo de

Ceo: Walter ActisOrigen: ArgentinaActividad principal: Proyectos EPC, Proyectos de ingeniería, Fabricación de equipos, Montaje y modularización de plantas de proceso y Servicios (operación, mantenimiento y gestión de activos energéticos; servicios ambientales y de perforación y workover).

Ceo: Martin GenesioOrigen: Estados UnidosActividad principal: Generación de Energía EléctricaInicio de actividades: 1993Composición Accionaria: 100% The AES CorporationFacturación: 200 MU$Inversiones: 250 Mu$Empleados: 500

Ceo: Walter LanosaOrigen: ArgentinaActividad principal: generación de energía eléctricaInicio de actividades: 1991Composición Accionaria: el 44 por ciento de Genneia pertenece a Argentum Investments I

todo el ciclo de vida del yacimiento. En Obras, realizamos el proceso completo de ingeniería, construcción, montaje y puesta en marcha, brindando soporte y servicio de calidad en todos los proyectos realizados. Nuestros proyectos abarcan toda la cadena de producción: Upstream, Midstream y Downstream. Nuestra unidad de negocios Eléctrica ofrece servicios en Transporte y Distribución, en Renovables y en Telecomunicaciones.Inicio de actividades: 01/08/2015.Composición Accionaria: Santa Margarita LLC 57% / Sudacia SA 43%.Facturación: $10.100 millones (Estimada 2018).Inversiones: $ 850 millones (Estimada 2018).Empleados: 3800.

parte de la operación, entre redes de distribución, ramales y gasoductos, supera los 50.000kms lineales. Camuzzi opera más de 800 Estaciones Reguladoras de Presión (ERPs) y 7 Plantas Compresoras.Contamos con más de 260 equipos de odorización y 900 equipos de protección catódica.Las compañías emplean en conjunto a casi de 1.670 personas.La cantidad de clientes abastecidos por las compañías supera los 2 millones.Contamos con 213 oficinas comerciales, brindando servicio en más de 300 localidades.Las compañías abastecen a 307 estaciones de GNC y 150 grandes usuarios.Facturación 2017 en Argentina.Camuzzi Gas Pampeana: $ 6.009,3 millones.Camuzzu Gas del Sur: $ 4.331,5 millones.

8% ANSES8% OtrosFacturación: N/CInversiones: $12mil millones (Plan de Inversiones 2017-2021)Empleados: 1.466

Empresa: Bolland y Cía S.A.U.Ceo: Marcelo Gerardo Gómez.Origen: Argentina.Actividad principal: Desde hace 81 años ofrecemos productos y servicios a la industria del Petróleo y el Gas de Argentina. Poseemos un claro liderazgo en el mercado de productos y tratamientos químicos así como también en la instalación y servicio de sistemas de levantamiento artificial de fluídos. Nuestros productos químicos y equipos de bombeo mecánico son fabricados en el país, con tecnología propia y siguiendo estrictas normas internacionales de calidad. También

brindamos servicios de ensayo y limpieza de pozos, incluyendo servicios de alambre y de muestreo de fluídos de fondo bajo condiciones originales de reservorio (PVT). Finalmente realizamos la ingeniería, construcción, comisionado, puesta en marcha y posterior operación de todo tipo de plantas de tratamiento de petróleo, gas o agua. Tenemos operaciones en la Argentina, Brasil, Bolivia y Colombia y exportamos nuestros productos a más de diez paises alrededor del mundo.Inicio de actividades: Año 1937.Composición Accionaria: PECOM (100%).Facturación: $ 4.610 millones (Estimada 2018).Inversiones: $ 71 millones (Estimada 2018).Empleados: 1153.

LLC; el 25% a Fintech Energy LLC; otro 25% distribuido entre Jorge Brito; Jorge Pablo Brito y Delfín Jorge Ezequiel Carballo, y el 6% restante a LAIG EOLIA S.A.Facturación: US$ 98 millones (hasta 30 de junio)Inversiones: US$ 950 millonesEmpleados: 350 empleados

Inicio de actividades: 1948Composición Accionaria: 100% YPFEmpleados: 4500

92

SISTEMAS DE TELECOMUNICACIONES EN VOZ, DATOS Y TELEMETRIA

GRUPO INTEPLA Y ASOCIADOS

¡ Agradecemos a quienes ya confían en nosotros desde hace más de 38 años!

Nuestro Grupo de Empresa ofrece servicios y provisiones de sistemas de Telecomunicaciones en Voz, Datos, Telemetría y Telesupervisión en todos sus aspectos.

Invertimos en tecnologías de avanzada, para los usos más exigentes en cualquier campo que se necesite, adecuándonos a las necesidades de cada uno, sin límite en el volumen de las operatorias requeridas.

El objetivo, ya en marcha, es el despliegue de una red de comunicaciones de voz, datos y telemetría en Neuquén, con cobertura hasta Bahía Blanca y Mendoza, sobre la que se prestarán servicios en la opción de adquirir o alquilar las terminales.

Somos una compañía fundada en 1980 y contamos con servicio técnico en varios sitios:Neuquén, Comodoro, Bahía Blanca, Mar del Plata, Tandil, La Plata, Buenos Aires, Mendoza, San Juan, Salta, Tucumán, Catamarca y Córdoba.

En Neuquén hemos provisto equipos con protocolos: ATEX, UL y normas MIL, para cada necesidad y además ya están en funcionamiento más de 1700 equipos sobre otras redes. Próximamente estare-mos en pleno funcionamiento en esta zona.

Recibiremos sin cargo consultas y diseños de anteproyectos a efectos de conciliar todo tipo de nece-sidades.

perspectivas 2019: lo que resta por hacer€¦ · convencionales de vaca muerta — se trata de un...

Documents