Monthly: febrero 2021

La transición energética requiere de alianzas, asociaciones y colaboración entre diversos players de la cadena de valor para poder acelerar el proceso de descarbonización de las economías. En ese marco,  Siemens Energy estableció recientemente tres nuevas alianzas estratégicas junto a BASF, Air Liquide y Siemens Gamesa Renewable Energy.

Por un lado, Siemens Energy y BASF anunciaron que planean acelerar la implementación comercial de nuevas tecnologías para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. Combinando la experiencia tecnológica de BASF con el portafolio innovador de Siemens Energy, BASF pretende ampliar su liderazgo en la reducción de las emisiones de CO2 en la producción química.

A su vez, Siemens Energy también ha generado una alianza junto a la empresa Air Liquide, para combinar la experiencia y capacidad innovadora de ambas compañías y acelerar la co-creación de soluciones a escala industrial para la producción de hidrogeno verde, además de actividades de I+D para co-desarrollar tecnologías de electrolizadores de próxima generación.

Por último, Siemens Energy y Siemens Gamesa Renewable Energy han anunciado recientemente una solución innovadora que integra un electrolizador en un aerogenerador eólico marino -a través de un sistema único y sincronizado- para producir directamente hidrógeno verde. Es un proyecto pionero que reducirá el costo del hidrógeno verde al funcionar sin conexión a la red, permitiendo más y mejores emplazamientos eólicos.

Acelerar el proceso de transición energética es clave para alcanzar a tiempo los objetivos mundiales en materia de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, y por ello Siemens Energy continúa consolidando su compromiso con la descarbonización y el desarrollo sostenible a través de la innovación y la cooperación.

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La petrolera YPF finalmente desistió de emitir un bono por 100 millones de dólares para robustecer su caja. EconoJournal informó el jueves pasado que la compañía conducida por Sergio Affronti estaba evaluando aprovechar el impulso del canje para aspirar fondos del mercado, pero en los últimos días tantearon esa posibilidad y el 12% de tasa anual que les pedían les pareció excesivo en este contexto.

Otra de las tres grandes petroleras del país también había estado avanzando en los últimos días para colocar un bono, según confirmaron a EconoJournal fuentes del mercado financiero. Su intención era recaudar entre 250 y 300 millones de dólares, pero la tasa de 12% también operó como un desincentivo. Esta compañía privada estaba dispuesta a convalidar como máximo una tasa de entre 8% y 9% anual.

En estas circunstancias, dos de las tres principales petroleras del mercado optarán por financiarse en pesos en el mercado local bajo la modalidad dollar linked. Los bonos dollar linked son títulos de deuda nominados en dólares, pero con la particularidad de que tanto el pago de intereses como de capital se cancela en pesos. De este modo, el financista se cubre del riesgo cambiario y quien recibe el dinero cancela en pesos indexados por la evolución del dólar.

Luego de la experiencia traumática que atravesó YPF cuando el Banco Central le anticipó que solo le daría el 40% de los dólares necesarios para cancelar su próximo vencimiento de 413 millones de dólares en marzo, situación que obligó a la compañía a avanzar con el canje de deuda, ahora decidió no convalidad una tasa en dólares del 12% (estaba dispuesta a pagar hasta 10%) y aspirará los pesos que haya disponibles en el mercado local.

Al menos por ahora, ni YPF ni la otra gran petrolera que estuvo a punto de emitir deuda colocarán bonos en dólares. Igual seguirán el mercado de cerca para ver si en los próximos meses, tal vez de la mano de una negociación exitosa del gobierno argentino con el FMI, el horizonte se despeja, el riesgo baja y la tasa se ajusta a sus pretensiones.

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La compañía Blue Sky, una firma canadiense perteneciente al Grosso Group del empresario minero Joseph Grosso, informó hoy que comenzó en febrero con las primeras perforaciones del plan de exploración en el proyecto de uranio Amarillo Grande, ubicado cerca de la localidad de Valcheta, en la provincia de Río Negro.

Se trata de un plan de perforación de circulación inversa de más de 4.500 metros en Amarillos Grandes, un proyecto principalmente de uranio, pero que cuenta también con vanadio, un metal que se utiliza para la producción de acero. La característica principal del proyecto es que el recurso de uranio está alojado cerca de la superficie.

Pandemia

El inicio de la exploración estaba previsto para 2020, pero la pandemia retrasó la actividad. En particular, los trabajos serán sobre las zonas conocidas como Ivana Central e Ivana Norte, donde -según estudios realizados por la compañía entre 2007 y 2012- se encuentra una alta calidad y cantidad de mineralización. Al mismo tiempo, Blue Sky está avanzando en obtener los permisos para comenzar a perforar en Ivana Este, otra zona del proyecto con gran potencialidad de recursos de uranio.

Nikolaos Cacos, presidente y director Ejecutivo de Blue Sky, señaló que «este programa es un paso importante en nuestra estrategia para identificar nuevos recursos de uranio en Ivana y en todo el proyecto«. «La perspectiva sólida y persistente para el uranio proporciona un entorno de apoyo para nuestro trabajo y esperamos un éxito continuo que generará valor adicional en Amarillo Grande«, agregó. La compañía también aumentará en los próximos meses los trabajos de ingeniería y pruebas de procesos para respaldar los estudios técnicos que se realizaron sobre el depósito.

Detalles del proyecto

Blue Sky tiene previsto perforar alrededor de 100 pozos en Amarrillo Grande, que en total tiene abarca una superficie de 270.000 hectáreas. Hasta el momento sólo perforó ocho pozos. En 2020 la compañía avanzó en los permisos y los estudios de estimación de recursos y la factibilidad económica. “La mineralización en el depósito Ivana, el más importante del proyecto, tiene características de uranio-vanadio de tipo arenisca y de tipo superficial”, señala el comunicado de la compañía.

Además, indicó que “el proyecto, que incluye otras áreas, es llana, semiárida y accesible durante todo el año, con acceso ferroviario, eléctrico y portuario cercano”. La compañía tiene previsto delinear recursos en múltiples áreas del proyecto y hacer avanzar lo antes posible al nivel de prefactibilidad.

El Grosso Group opera desde 1993 en la Argentina Chile y Paraguay. En el país, además de la filial Blue Sky, también cuenta con las firmas Golden Arrow Resources y Argentina Lithium Energy.

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Una severa crisis energética se está desarrollando desde el lunes en los estados del centro y sur de Estados Unidos. Las temperaturas bajo cero afectan el funcionamiento de los parques de generación eléctrica e imposibilitan la producción de hidrocarburos. Texas es el estado más golpeado: enfrenta una crisis de abastecimiento eléctrico sin precedentes. La producción de hidrocarburos se desplomó hasta los mínimos registrados a inicios de la declaración de la pandemia de la Covid-19.

La crisis también repercute en México. Los envíos de gas desde Texas disminuyeron por problemas con los gasoductos y las usinas térmicas se quedaron sin fluido. La situación derivó en cortes de luz que el lunes afectaron a casi cinco millones de personas en el norte del país.

Frío polar y alta demanda de energía

Estados Unidos registra temperaturas inusuales y récord desde el último fin de semana. Un sistema de alta presión proveniente del círculo polar ártico generó las condiciones de formación de una tormenta invernal que está abarcando la mayor parte del país, con las temperaturas más bajas registradas en la región central y sur. El Servicio Meteorológico Nacional informó el lunes que al menos 150 millones de ciudadanos se encontraban bajo nieve o avisos de precaución.

Ciudades en Texas, Oklahoma, Arkansas, Louisiana y Kansas registraron temperaturas históricas, la mayoría muy por debajo de 0°C. Producto del frío creció la demanda de energía y los precios internos reaccionaron con grandes alzas. El domingo en Texas se estableció un nuevo récord histórico de 69.150 MW de demanda eléctrica. ERCOT, la operadora independiente de la red de transmisión en el estado, había previsto un pico de demanda estacional de 57.699 MW, con un escenario “de demanda extrema” de 67.208. La realidad superó todas las estimaciones.

“Pozos congelados”

Las temperaturas extremadamente bajas impactaron de lleno en los niveles de extracción de petróleo y de gas. Entre el lunes y el martes la producción de crudo en todo el país se redujo en 3.5 millones de barriles diarios, casi un tercio de la producción normal. El Departamento de Energía informó que el golpe a la producción de gas en la región central sur implica una reducción del 7% de la producción nacional.

Lo mismo ocurre con las refinadoras de crudo, impactando en el 19% de la capacidad nacional. No se registraban semejantes caídas desde los inicios de la pandemia y las restricciones impuestas a la actividad económica por motivos sanitarios.

La operación en los pozos de gas y de petróleo se tornó imposible. “Nuestros proveedores de gas natural están experimentando congelamiento en pozos de gas debido a la duración del frío extremo”, explicaba Texas Gas Service en una nota a sus clientes. Las temperaturas son tan bajas que congelan el petróleo y el gas líquidos en la cabeza de los pozos y en los gasoductos sobre el terreno. La nieve también dificulta el acceso y la escasez de energía eléctrica impide bombear el gas a tierra. Los equipos tampoco están preparados para operar en condiciones tan excepcionales.

La producción nacional se vio particularmente afectada por la situación en Texas, que concentra el 20% de la producción de gas y el 40% de petróleo. S&P Global Platts estimó que la producción de gas cayó el lunes a un nivel de entre 12 y 17 mil millones de pies cúbicos diarios, cuando la producción era de 24 mil millones diarios a principios de mes. Por el lado del petróleo, la producción de shale oil en la formación Permian (el principal reservorio productor de EE.UU.) se desplomó hasta un 65%, según informó la agencia Bloomberg.

Con la caída de la producción y temiendo que las usinas termoeléctricas agoten sus stocks de gas desde el gobierno de Texas pidieron a las terminales de gas natural licuado reducir sus operaciones hasta que se normalice la situación. Esa solicitud (la primera en la historia del estado) es sintomática de los problemas de abastecimiento que existen: los flujos de gas hacia las terminales exportadoras ya habían sido recortados por la mitad en los siete días previos, debido a dificultades técnicas provocadas por el frío.

Colapso en la generación de electricidad

No hay dudas de que el foco de mayor atención de las autoridades federales esta puesto en las dificultades para restituir y garantizar el servicio eléctrico a millones de estadounidenses. La particularidad del problema es que Estados Unidos esta dividida en varias áreas de transmisión, poco interconectadas entre sí. Southwest Power Pool (SPP), que opera completamente en Kansas y Oklahoma y en partes de otros 12 estados en el centro del país (la región más golpeada por la tormenta en estos días), tuvo que ordenar cortes rotativos del servicio el lunes y el martes por falta de generación eléctrica.

Sin embargo, la situación sigue siendo absolutamente crítica en Texas, con más de 2.800.000 clientes sin servicio en la madrugada de este miércoles. ERCOT, que monopoliza el 90% de la transmisión eléctrica en el estado, lleva pidiendo a las distribuidoras interrupciones rotativas del servicio desde el lunes a la madrugada. El problema central también esta en el parque generador, aunque es mucho más severo que en SPP. En el peor momento del lunes, ERCOT registró 34 GW de capacidad de generación fuera de servicio, sobre un parque total de algo más de 80 GW instalados. Ayer informó que el déficit de generación se redujo a 31 GW.

El parque térmico de gas, que representa la mitad de todo el parque de generación, presenta los mayores problemas, con dificultades técnicas para habilitar la llegada del fluido a través de los gasoductos. Por otro lado, el parque eólico tampoco respondió al nivel de generación previsto: casi la mitad de los aerogeneradores no pudieron funcionar debido al congelamiento de las aspas. Como el frío hace difícil el restablecimiento rápido del parque generador y la capacidad para importar electricidad desde otras áreas es cercana a nula, el operador de la red no tuvo otra opción que seguir desprendiendo carga a lo largo de estos días, incrementando el número y la duración de los cortes de luz.

Otro elemento que conspiró en contra de ERCOT es el diseño mismo del mercado eléctrico local, en el que se paga a los generadores solo cuando producen y no por estar disponibles para hacerlo. Esto lleva a que la red disponga de márgenes de reserva estructuralmente bajos, una característica que se transformó en un problema en este episodio climático.

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BVS Technology Solutions es una empresa 100% argentina, creada en 2003 y destinada a brindar soluciones tecnológicas, desde el diseño hasta el soporte, dentro del marco que genera la convergencia digital. A lo largo de su historia, BVS fue consolidando alianzas con socios estratégicos que son líderes mundiales en el diseño y la fabricación de servicios de tecnología. Es así como en la actualidad cuenta con el nivel de partner gold habilitado por la marca Cisco, líder a nivel mundial en la fabricación de equipamiento de telecomunicaciones y diversas tecnologías. Adicionalmente, BVS es partner certificado ante Dell EMC, uno de los mayores desarrolladores de equipamiento informático del planeta.  

En sus inicios, la empresa se volcó a brindar sus servicios en el negocio del broadcasting y los medios de comunicación. Pero en los últimos años inició un proceso de diversificación de su cartera de clientes y comenzó a generar soluciones para otros mercados, entre los que figuran el de Oil & Gas y la minería. A su vez, llevó adelante un proceso de expansión regional y actualmente tiene presencia en Chile, Uruguay y Paraguay. «Nos dimos de cuenta que nos estaba faltando una visión 360º del negocio y por eso sumamos al equipo personas con mucho conocimiento del mercado energético. Eso nos permitió tener la visión del otro lado del mostrador y de esa manera generar una oferta mucho más amplia», señala a TRAMA Juan Lorenzo, director comercial de BVS.   

Las restricciones que impuso la pandemia de coronavirus profundizaron la sinergia entre BVS y sus clientes, y en el caso específico del sector energético, las empresas se vieron necesitadas de recurrir a soluciones que garantizaran el trabajo a distancia y la operación de yacimientos, facilities y plantas de forma remota. «Ayudamos al trabajador remoto que está en un campo o en una refinería para que pueda maximizar su control dentro de su lugar de trabajo. Hay un montón de herramientas de soporte tecnológico que hoy están a la mano de cada uno para poder realizar la operación de manera más productiva y más segura. Eso es lo importante que tiene este mercado: cómo proteger el activo humano ante cualquier accidente y ahora le sumamos las restricciones que impone el COVID-19», indica el directivo.  

¿Cuáles son los mayores desafíos que hoy les plantea el sector de Oil & Gas a la hora de ofrecer soluciones a los clientes?  

Las condiciones que impone la nueva normalidad llevan a que el trabajador esté alejado de lo que era su habitual lugar de trabajo. Por lo tanto, hay que ayudarlo dándole el mayor soporte. Ahí hay una complejidad que hay que empezar a trabajar con distintas herramientas. Nuestro gran desafío es poder reducir la complejidad con dispositivos de asistencia remota. Por ejemplo, generar dispositivos de seguridad que permitan localizar a una persona que se está moviendo por lugares peligrosos, que estén cercanos a un horno del que deben estar a una distancia mínima de cinco metros. Hoy la persona tiene un manual que le dice que no puede estar a menos de esa distancia. Pero yo lo puedo hacer a nivel tecnología. Entonces me olvido del manual y me olvido del factor humano, y con eso puedo evitar un montón de accidentes. A su vez, si llegara a producirse uno, con nuestras soluciones puedo saber si hay personas dentro de una mina o dentro de un pozo y actuar en consecuencia.   

Teniendo en cuenta que la tecnología avanzó muchísimo en los últimos años, ¿a la industria energética y minera le falta incorporar tecnología disponible o el desafío pasa por utilizar la tecnología con la que ya cuenta y encontrar nuevas soluciones?  

La industria energética y la minera no son de los sectores que más tecnología han incorporado, pero tampoco están entre los que menos lo han hecho. Se encuentran en un lugar intermedio. Yo diría que la tienen presente, pero no adoptada en un 100%. Y por otro lado, surgen restricciones para la adopción de esa tecnología relacionadas con reglamentaciones que se dan en nuestro país. Hablo, por ejemplo, del rol que tienen los sindicatos y donde empieza a jugarse un tema que roza lo legal-sindical. Es una cuestión compleja que hay que ir trabajando fuertemente para demostrarles que las tecnologías no son para controlar a las personas sino para que no tengan accidentes. Cuando logamos demostrar los beneficios, ahí comienzan a adoptar la tecnología de manera más consciente. Creo que esa parte es la que hay que empezar a trabajar y que hace que se demoren más las decisiones. Pero cuando podemos hacer las demostraciones y ven el valor agregado que aportan estas tecnologías, enseguida se abren los caminos. Todavía está costando un poco. El tema del COVID-19 ayudó muchísimo a vencer esas resistencias. La adopción de tecnología hizo que se aceleraran los procesos y que quizás lo que estaba previsto hacer en tres años se haya hecho en uno.  

¿En qué aspectos ven que se aceleró ese proceso? 

Lo vemos fundamentalmente en los indicadores de venta. Ahí observamos que veníamos vendiendo a un ritmo y que de golpe ese ritmo se triplicó. Lo vemos también en la demanda de notebooks para manejarse de forma remota. Tengamos en cuenta que al prncipio de la pandemia atravesamos un período de dos o tres meses en los que nadie sabía qué iba a pasar. Pero desde hace un tiempo comenzó a activarse y aparece una demanda adicional por las condiciones que impone la nueva normalidad. A nivel mundial, se produjo una aceleración de cinco años en uno en los procesos de incorporación de tecnología. Es posible que acá el ritmo sea más lento, pero claramente estamos notando que es un dos en uno o un tres en uno. 

De toda la gama de soluciones que ofrece BVS, ¿cuáles son las que generan una sinergia perfecta con la industria petrolera o minera? 

Creo que lo principal pasa por el tema de la seguridad. A partir de las condiciones que impuso la pandemia, una planta de recursos pasó a estar mucho más distribuida y ahí el tema de la seguridad se volvió mucho más crítico. Antes de la pandemia estaba todo más concentrado. Esto es como si en una casa antes había una sola puerta de entrada y de pronto pasa a tener distintas puertas. Esta nueva normalidad hizo que la seguridad pase a tener un rol mucho más protagónico en todo el mundo del Oil & Gas. Y además, con la conexión IT, ahora se logra tener monitoreadas cuestiones que antes no lo estaban, como válvulas, medidores y hasta personas. Cuando se comienza a conectar todo a la red, el tema de la seguridad pasa a ser preponderante y lleva a una situación en la que todos tienen que hacer. La solución tiene que ser una protección de punta a punta. Para eso estamos muy apoyados en la marca Cisco. Ellos tienen un programa que se llama Talos, con el cual todos los elementos que se conectan en la red del cliente permiten detectar el error que se produzca en cualquier lugar del planeta en tiempo real. Otro servicio que estamos empezando a trabajar con la industria del Oil & Gas y la minería tiene que ver con el almacenamiento. Eso nos obligó a acelerar los procesos de oferta de modelos. Por la pandemia había una necesidad muy grande de las empresas y comenzamos a armar ofertas financieras, donde les vendíamos los servicios por gigabites. Si el cliente necesitaba 6 gigas, nosotros le armábamos el equipo que necesitaba para cumplir con esa demanda. Y después, a medida que iba necesitando mayor capacidad, íbamos aumentando la cantidad de gigas. Fuimos adaptándonos y actuando rápido para poder ofertar un servicio desde el día uno de la pandemia y a partir de ahí generar un círculo virtuoso.  

SOLUCIONES A MEDIDA 

Al ser Partner Gold de Cisco, BVS ofrece la solución Cisco Power Iaas, que implica la provisión como servicio tanto de la infraestructura de base como de los sistemas de almacenamiento, routers, firewalls y servidores, sobre los cuales los clientes pueden montar sus aplicaciones y servicios. Dentro del mercado de soluciones tecnológicas, BVS tiene la particularidad de ofrecer una capacidad computacional con escalabilidad bajo demanda, en un esquema de pago por uso mensual y en pesos. De este modo, el cliente puede alquilar capacidad e infraestructura en el momento en que lo necesite, sin invertir en la compra de equipos y sistemas de almacenamiento, y despreocupándose, al mismo tiempo, de la conectividad y seguridad física de los equipos.  

Para desarrollar todas estas soluciones, BVS cuenta con un staff de más de 100 profesionales. «Encaramos el negocio a partir de tres pilares: estar cerca del cliente, ser flexibles y tener una ingeniería de alto nivel», indica Lorenzo. «Contamos con un equipo muy robusto, tanto en lo comercial como en ingeniería. Las dos áreas tienen que ser muy sólidas para que se retroalimenten. Esas fueron las claves para que en cuatro años ganáramos los premios al mejor partner, algo que nunca había sucedido en la historia de los partner de Cisco. Desde ese lugar fuimos incorporando otros mercados y empezamos a expandirnos hacia otros países. Abrimos BVS en Chile, Paraguay y Uruguay. En Chile estamos triplicando la inversión para tener una presencia regional cada vez más fuerte», completa. 

En un año tan marcado por los condicionantes que provocó la pandemia, ¿qué respuestas pudieron dar a sus clientes? 

La conclusión que sacamos en 2020 es que logramos actuar rápidamente ante los nuevos desafíos que planteó la pandemia. Pudimos estar cerca de los clientes, ayudándolos en las urgencias y en las estrategias a largo plazo. En eso fue importante sentarnos con ellos, porque quizás no contaban con el respaldo financiero para llevar adelante las inversiones tecnológicas necesarias, pero fuimos diseñando soluciones a medida para salir de la urgencia y al mismo tiempo seguir trabajando junto con ellos en una estrategia a largo plazo. Eso es algo que me deja muy conforme con respecto a este año a la hora de trazar un balance. Veo que fuimos muy exitosos en esta adaptación que hicimos con los clientes.

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Schneider Electric es una empresa líder a nivel global en la gestión de la energía y la automatización. En los últimos años se ha especializado también en la digitalización de las operaciones en pozo en la industria del Oil & Gas. La transición energética hacia la reducción de las emisiones de carbono y los efectos colaterales que generó la pandemia obligaron a las operadoras a acelerar los procesos de digitalización y Schneider se ubica a la vanguardia a la hora de ofrecer este tipo de soluciones. A través de una videoconferencia desde Porto Alegre, TRAMA dialogó con Luis Felipe Kessler, vicepresidente de la compañía en el Upstream para Latinoamérica y el Caribe. El directivo considera que por el potencial gasífero que ofrece Vaca Muerta, Argentina cuenta con el combustible que liderará la transición y puede convertirse en el principal productor de la región. Pero justamente entiende que para eso es necesario adoptar cuanto antes la tecnología adecuada que haga sustentables y competitivos los proyectos.  

¿Cómo observan desde Schneider el proceso que se está dando con la transición energética? 

En los próximos años, la transición energética va a ser muy evidente. Tiene que ver con la reducción del uso de fuel oil y la transición hacia las energías renovables, fundamentalmente eólicas y fotovoltaicas. Pero también vemos que en el pasaje hacia las renovables en forma plena, el gas va a ser el combustible de la transición. Hay muchos actores importantes que empiezan a presionar por ese cambio. Primero están los inversionistas. Cada vez se hace más difícil conseguir financiamiento para proyectos que no son limpios. En lo que tiene que ver con los mercados, observamos que va a haber mucho más incentivo a buscar el gas que el petróleo y de intentar mover la economía con el gas. Este es un dato importante para Argentina con Vaca Muerta. También vemos que en el caso de los empleados es cada vez más difícil convencer a un talento nuevo para convocarlo a un proyecto de Oil & Gas.  

Y en ese camino de transición, ¿qué soluciones está ofreciéndoles Schneider a sus clientes? 

Nosotros presentamos soluciones a nuestros clientes considerando tres objetivos: ahorrar energía, electrificar y descarbonizar. A partir de esos pilares, nos encargamos con nuestros expertos de ofrecer un porfolio completo de transparencia desde el punto de medición hasta la nube. Damos soluciones para medir y reducir el uso de energía, producir más con menos y empezar el cambio hacia la digitalización y la operación remota, reduciendo la cantidad de gente en el campo, lo que mejora tanto la parte de sustentabilidad como la de seguridad. Para todo esto tenemos un área de servicios de sustentabilidad que ayuda al cliente a medir a cuánto estamos en términos de sustentabilidad. Por ejemplo, si un cliente opera con una planta en Vaca Muerta, se puede medir la emisión de carbono y a partir de ahí trazar un plan de reducción. También nos encargamos de cuestiones más disruptivas, como cambiar procesos que históricamente son hechos con fuel oil o con gas. Las bombas de profundidad que se usan mucho a gas pasan a estar electrificadas. Claro que ahí hay que tomar un cuidado muy importante. Cuando se electrifica el proceso, hay que pensar a qué energía se está acudiendo para esa electricidad. Tiene que ser energía limpia. Vamos a ver cada vez más plantas electrovoltaicas en los campos onshore. Cada vez más la energía tiene que ser eólica o foltovoltaica o hidroeléctrica. Tenemos que proveer energía limpia y así se puede electrificar el campo a lo máximo que se quiera, porque estará contribuyendo fuertemente a la reducción de dióxido de carbono. 

¿Qué cambios de estrategias ven que están llevando adelante las petroleras a partir de las nuevas condiciones que impuso la pandemia? 

Vemos que en el mundo del petróleo hay cuatro tendencias. La primera tiene que ver con las condiciones actuales del precio del petróleo y todas las crisis que pasamos desde principios de 2020. Vemos que las compañías están protegiendo al máximo el cash para retomar las inversiones cuando las condiciones mejoren. La segunda es la transformación digital, que es inevitable y que se aceleró con el coronavirus. Se empiezan a implementar estrategias para tener menos gente en el campo, por una cuestión de dificultad de acceso y también de seguridad y del costo de operación que va a tener que ser mucho menor. Para esto la digitalización es clave y a su vez está muy vinculada con la transición energética, que es la tercera tendencia y que se aceleró a partir de la pandemia. El cuatro desafío es la fuerza laboral, que cambió notablemente. La gente que hoy está entrando al mercado del Oil & Gas no conoce otra forma de trabajo que no sea el monitoreo remoto. Cuando uno le dice que tiene que hacer un Excel o una planilla para una fiscalización, se siente un poco aburrido. El tipo de trabajo que prefiere es que se pueda conectar directamente con su iPad o su iPhone, y tiene la información del equipamiento y hace lo que tiene que hacer.  

Al inicio destacaba que en este período de transición energética va a haber más incentivos para buscar el gas que el petróleo. Teniendo en cuenta las enormes reservas que contiene Vaca Muerta en gas, ¿cree que a la Argentina se le abre una ventana de oportunidad superior al resto de la región?  

Hay dos cosas a considerar. En el corto plazo tenemos un problema de rentabilidad. Hoy un proyecto en Vaca Muerta, comparado con Permian (Estados Unidos), está mucho más complicado de monetizar rápidamente. Pero a mediano plazo, veo a Argentina como un gran actor, porque va a ser el mayor proveedor de gas de la región. Brasil tiene gas en las aguas profundas, pero el costo de sacarlo es muy alto. Por lo tanto, Argentina puede ser un actor proveedor de gas tanto para Chile como para Brasil. Si adopta rápidamente la tecnología, como lo ha hecho la gente de Permian, Argentina puede ser competitiva globalmente. Una cuestión que sufrimos en América Latina es que nuestros costos son más elevados, tenemos dificultad de que la tecnología avance con rapidez. Pero en la industria del gas, sin dudas, Argentina va a ser un actor muy importante en los próximos años. Tiene las reservas y no hay limitaciones porque la tecnología está disponible. Solamente tiene que acelerar los procesos para acceder lo antes posible a operaciones remotas y proyectos de sustentabilidad que le permitan ganar en competitividad y consecuentemente en desarrollo.  

TIEMPO DE INTEGRACIÓN Y EXPANSIÓN 

A partir de la alianza y compra de otras empresas, Schneider amplió la oferta a sus clientes con soluciones cada vez más integrales. Por ejemplo, junto con la empresa McDermott está desarrollando diseños de plantas en el upstream para reducir las emisiones de gases en más del 70% y con un aumento mínimo de costos durante la vida útil del campo. A su vez, a partir de la compra de Aveva, una empresa de software líder a nivel mundial, Shcneider ofrece soluciones de hardware y software convergentes. «Esta integración le permite al cliente tomar decisiones de manera mucho más rápida porque posee toda la información en tiempo real. Cuando se construye esa inteligencia de datos, debajo de eso permite tener una capacidad de gerenciamiento y optimización de todo el proyecto. A la vez, permite comparar con lo que se había proyectado, con lo que era esperado de cada equipamiento. Muchas veces sucede que en un mismo campo hay pozos que rinden mucho mejor que otros. Entonces esto brinda información para hacer los ajustes que sean necesarios. Esto hoy va a cambiar mucho la forma de integración del proyecto», asegura Kessler.  

¿Les aumentó la demanda de estos procesos de digitalización a partir de la pandemia? 

Sí, claramente. El sector del Oil & Gas fue el primero que se automatizó. No hay una planta que no esté bien automatizada. Desde 2018 hubo una tendencia natural a empezar a incursionar en proyectos de digitalización y control remoto, pero la pandemia aceleró enormemente esta tendencia, ante la imposibilidad de enviar gente al campo. Eso obligó a hacer cosas de manera remota. Nosotros hicimos servicios remotos, validación de proyectos de equipos en nuestra fábrica con el cliente remoto. Dos años atrás esto era inaceptable por el cliente, que quería ver todo en persona. Hoy comprende que es igual. Con dos cámaras y un software tiene acceso a lo mismo que si estuviera en el lugar. Creo que en el futuro vamos a hacer mucho de este tipo de inspecciones visuales. Otra cosa que se hace son inspecciones con drones, con inteligencia artificial, para detectar vaciamientos, corrosiones. Con los equipos de Schneider ya está disponible el acceso virtual. Con un software, desde el iPad o el iPhone se pueden monitorear las tendencias térmicas de los equipos. Esto lo estamos haciendo con muchos clientes. 

¿Esta situación de la industria del Oil & Gas que demandan estos servicios de digitalización le permitió a Schneider atravesar mejor la pandemia que el promedio de lo que fue el sector? 

Si vemos cómo está la situación de Schneider hoy, tuvimos una performance globalmente muy buena. Lo que vemos es que en el futuro próximo, como contamos con esta herramienta disponible, tenemos la capacidad de estar al frente con respecto a muchas empresas de la competencia en lo que tiene que ver con los procesos de digitalización. Se ha avanzado muy rápido. Hemos pasado muy bien la pandemia y vemos un futuro muy bueno para la compañía. Estamos muy presentes en todos los países en lo que tiene que ver con la provisión de sistemas eléctricos, automación y los servicios. Tenemos proximidad con la planta del cliente para responder lo más rápido posible. Pero, además de eso, tenemos un avance muy importante en lo que es la digitalización y sustentabilidad. Esos dos aspectos nos permiten ser hoy una empresa que tiene una muy buena posición para ayudar al cliente en esta transición, que va a ser muy rápida. Creo que la pandemia aceleró los procesos. Por ejemplo, en Vaca Muerta vamos a ver en muy corto plazo plantas solares alimentando plantas onshore de gas y petróleo. El mix hay que hacerlo lo antes posible, porque el resultado de sustentabilidad, junto con el resultado económico, van a estar muy asociados. 

Un trotamundos que la pandemia confinó a su hogar 

Luis Felipe Kessler lleva más de 20 años en Schneider Electric. Durante ese tiempo desempeñó funciones en los diferentes lugares del mundo en los que la compañía tiene presencia. Pero a partir de la integración con Areva pasó a desempeñarse como máximo responsable del negocio del upstream en América Latina y el Caribe. Como a muchos ciudadanos de todo el mundo, la aparición del coronavirus le modificó radicalmente su modo de trabajo. «Hasta antes de la pandemia viajaba dos semanas completas por mes, pero ahora llevo nueve meses sin salir de mi casa», asegura. «La nueva realidad generó situaciones que eran inéditas hasta ahora en mi vida, como por ejemplo almorzar todos los días en mi casa con mi esposa y mi hijo de 15 años», añade.  

Kessler es un gaúcho de pura cepa. Nació en Porto Alegre, se graduó de ingeniero en la Universidad Federal de dicho estado y es hincha fanático de Gremio, «el único equipo grande de la ciudad», afirma, para minimizar a Internacional, su eterno rival. Con todo, mantiene lazos muy fuertes con Argentina. «Mi luna de miel la pasé en Mendoza y los 25 años de casado los celebré en Buenos Aires. Argentina me parece un país excepcional y deseo fervientemente que recupere la senda del crecimiento. Tiene todas las condiciones a nivel de recursos humanos y potencialidades económicas para lograrlo», remata convencido.  

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Pampa Energía informó que la asamblea de accionistas de Edenor aprobó la venta  de la distribuidora de electricidad a la Empresa de Energía del Cono Sur S.A., la compañía que integran José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti. “La Asamblea General de Accionistas de Pampa Energía aprobó la venta de la totalidad de las acciones Clase A de Edenor, representativas del 51% del capital social y votos de dicha sociedad, a Empresa de Energía del Cono Sur S.A., encontrándose pendiente de la aprobación del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE)”, señaló en un comunicado el grupo económico que lidera Marcelo Mindiin.

“Los principales términos y condiciones de la transacción son de conocimiento público dado que Pampa Energía es una empresa pública que cotiza en Bolsa y Mercados Argentinos y en la Bolsa de Comercio de Nueva York. Por tal motivo, la operación se realizó cumpliendo las normas de la SEC de los Estados Unidos y de la Comisión Nacional de Valores de Argentina. Además, como Edenor es una empresa concesionaria de un servicio público, la operación deberá contar con la aprobación del ENRE como autoridad regulatoria y de control de Edenor”, agregó la compañía.

En otro párrafo del comunicado, Pampa Energía buscó despejar cualquier intervención del Gobierno en la decisión de desprenderse de los activos de Edenor. “Pampa Energía, tomó la decisión de desprenderse del paquete mayoritario de acciones de Edenor de manera independiente y basado en su mejor criterio de negocios, sin la intervención de funcionario alguno. Además, la operación contó con el asesoramiento de prestigiosos bancos internacionales de inversión”, expresó.

También se encargó de fijar posición acerca del monto de la operación. “El valor de la transacción, cuestionado en algunos ámbitos, fue un 25% más alto que el valor de mercado. Actualmente, Edenor tiene un valor aproximado de US$167 millones en la bolsa y Pampa vendió el 51% a US$100 millones”.

Por último, el comunicado destacó el perfil que adoptará el holding que encabeza Marcelo Mindlin luego de esta operación. “Esta venta forma parte del ambicioso plan de Pampa Energía de enfocar sus inversiones en la expansión de capacidad instalada para la generación de energía eléctrica y la exploración y producción de gas, con especial énfasis en el desarrollo de sus reservas no convencionales. En ese sentido, habiendo sido adjudicada en el marco del Plan Gas.Ar con un volumen base de 4,9 millones de m3/día y un incremento de 1 millón de m3/día en el período invernal durante los próximos 4 años.  Para alcanzar esta mayor producción, que permitirá al país ahorrar reservas y abastecer al mercado durante los picos de consumo, Pampa invertirá US$250 millones. A su vez, la compañía destinará US$200 millones en el cierre de Ciclo Combinado de la Central  Termoeléctrica Ensenada Barragán”, afirmó la compañía.

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El secretario de Energía, Darío Martínez, confirmó que el 15 de marzo se realizará de forma virtual la audiencia pública para analizar “en un proceso participativo el costo del gas natural, y la proporción del cual se hará cargo el Estado”, indicó la cartera energética.

En el marco del “Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino – Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024”, denominado Plan Gas.Ar, que busca abastecer crecientemente con gas natural de producción nacional a las usuarias y usuarios, reemplazando fuentes importadas y más caras de ese fluido, la Secretaría de Energía llevará adelante una audiencia pública como punto de partida insoslayable para discutir y debatir las tarifas, difundió Energía en un comunicado.

Darío Martínez señaló: “creemos que es sumamente importante asegurar la transparencia en la toma de decisiones que afectan el interés común de la ciudadanía, como lo es el costo del componente gas natural que pasa a la tarifa, que debe adecuarse al salario de las argentinas y los argentinos, y no al revés”.

El Gobierno Nacional, a través del Decreto 892/2020 que aprueba el plan mencionado, tiene como uno de sus objetivos “establecer un sistema transparente, abierto y competitivo para la formación del precio del gas natural” y deja a cargo de la Secretaría de Energía la reglamentación de la discusión y los mecanismos de participación ciudadana poniendo en debate la proporción del costo del gas natural que tomará su cargo el Estado.

El secretario recalcó que “es necesario que la ciudadanía se sume a este tipo de instancias, por lo que se habilitarán centros de participación con herramientas tecnológicas para que todos los interesados e interesadas puedan acceder a la audiencia”.

La resolución 117/2021 de la Secretaría de Energía firmada hoy por Martínez convoca a la audiencia pública para el día 15 de marzo de 2021 a partir de las 10:00 horas a través de la plataforma “Webex”. Podrá participar toda persona humana o jurídica, pública o privada, y deberán inscribirse hasta dos días hábiles previos, a través del formulario disponible en el sitio web: https://www.argentina.gob.ar/economia/energia.

El informe técnico que se expondrá en la audiencia pública, elaborado por la Secretaría de Energía, estará a disposición de quienes estén interesados en la página web: https://www.argentina.gob.ar/economia/energia

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La Cámara de Empresas Argentinas de Gas Licuado (CEGLA), que agrupa a las empresas fraccionadoras,  emitió un comunicado en el que reclama la “urgente actualización” de los precios de referencia del gas butano envasado, tal como lo establece la Ley 26.020. “La situación que viven las compañías es delicada y requiere de la inmediata intervención de la Secretaría de Energía de la Nación”. A su vez, el presidente de le entidad, Pedro Cascales, aseguró que “vamos a solicitar la emergencia del sector y la suspensión de inversiones por un año”.

En el comunicado, CEGLA señala que “el año pasado fue complicado por la pandemia del Covid-19 y por el atraso en la actualización de los precios de referencia que llevó a que la actividad de fraccionado de gas envasado esté en un contexto de déficit insostenible. Luego de los reclamos iniciados por CEGLA se consiguió que los valores se incrementen, pero no al nivel requerido para recuperar los rendimientos históricos”.

Desde CEGLA se evalúa pedir la suspensión de inversiones por el plazo de un año en renovación de camiones y en la recalificación de envases garrafas y tanques a granel. “Las empresas no pueden continuar con esta situación de quebranto operativo que pone en riesgo a una industria que requiere brindar un servicio en condiciones de calidad y seguridad”, destacó Cascales. “Nuestras empresas constituyen un importante y gran dinamizador de la industria nacional, invirtiendo mensualmente más de $ 750 millones en bienes de capital”, agregó el directivo.

“El producto que entregamos es muy importante para el entramado familiar e industrial de la Argentina en todos los contextos, incluido el actual de pandemia. Reafirmamos nuestro compromiso de ofrecer energía segura y ecológica, pero necesitamos que sea en un marco de previsibilidad de estructura de costos”, indica el comunicado.  

El sector fraccionador de gas licuado da empleo directa e indirectamente a más de 9.000 personas y abastece con altos estándares de eficiencia a más de 5 millones de hogares con un combustible ecológico, 100% nacional y que es fundamental para el entramado familiar del país.

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La petrolera YPF aumentó este lunes el precio de sus combustibles en el Área Metropolitana de Buenos Aires y las principales capitales provinciales. En la Ciudad de Buenos Aires la suba fue de entre 1,1% y 1,4%. El ajuste fue para reducir la brecha de precios con la competencia que durante las últimas remarcaciones había aprovechado para subir un poco más que YPF, lo que incrementó la demanda sobre la petrolera nacional, que concentra más del 55% del mercado.

La devaluación del peso y la suba del barril de crudo, que ya cotiza a más de 63 dólares, le han venido metiendo una presión adicional a los precios del surtidor, que están un 15% por debajo de la paridad de importación. A raíz de ello, las últimas veces que YPF movió precios, Axion, Shell y Puma siguieron sus pasos, pero fueron un poco más allá, algo que hasta el año pasado no venía ocurriendo.

La ampliación de esa brecha de precios entre YPF y su competencia incrementó la presión de una demanda que en algunos casos la petrolera controlada por el Estado Nacional no tiene cómo abastecer y en otros casos no le interesa ya que supone incrementar ventas cuando los márgenes no lo justifican.

La explicación de YPF

En lugar de explicar más en detalle esta situación que motivó el nuevo ajuste, desde la compañía primero evitaron comunicar el aumento y cuando se hizo público a través de los estacioneros dejaron trascender que en realidad no se trató de un aumento general de precios.

“Las modificaciones, tanto a la suba como a la baja que se reflejaron en el día de hoy responden a un reordenamiento del último aumento, que busca achicar la brecha de precios con la competencia y reducir la diferencia entre capitales e interiores de algunas provincias”, aseguraron fuentes de la compañía.

“No se movieron precios en los corredores Norte y General Paz de CABA. Al mismo tiempo, se bajaron precios en los productos en dónde la brecha entre las ciudades del interior y la capital de provincia era mayor al 2 por ciento”, agregaron desde YPF.

Sobre los aumentos no dieron ningún detalle, mientras que sobre las bajas se limitaron a informar que en Mendoza los precios retrocedieron entre 0,3% y 04%, en Córdoba, Santa Fe y Santa Cruz un 1,2%, en Neuquén entre 1% y 1,2%, en Rio Negro 1,2% y en Entre Ríos entre 0,1% y 0,7%, pero sin aclarar puntualmente en qué lugar de esas provincias ya que este lunes allí también hubo subas de precios.

La intención de querer disimular ese ajuste diciendo que en realidad fue un “reordenamiento del último aumento” que también incluyó algunas bajas de precios muchas veces termina generando el efecto contraproducente ya que la mayoría de los consumidores no solo tiene que enfrentar un nuevo aumento, sin tener del todo claro las causas, sino que encima puede llegar a interpretar que la estrategia comunicacional apunta a engañarlos.

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Con una producción diaria de 15.278 barriles de shale oil, registrada en diciembre del año pasado, y en solo tres años de operación, la compañía Vista, que lidera Miguel Galuccio, se convirtió en el segundo productor de petróleo no convencional de Vaca Muerta. Con tres años de producción, Vista ya produce el 12% de Vaca Muerta, ubicándose sólo por debajo de YPF y por encima del resto de las compañías que operan en la cuenca Neuquina.  

Desde 2018, momento en el que comenzó a operar en la Argentina, Vista aumentó más de 24% su producción de hidrocarburos y redujo sus costos en un 43%, consolidando un modelo eficiente, rentable y con métricas operativas equivalentes a las compañías independientes de Permian y de Eagle Ford, en los Estados Unidos.

Desempeño

A fines de 2020, la compañía logró un aumento del 20% de la producción con respecto al trimestre anterior, impulsado en parte por la puesta en producción de cuatro nuevos pozos en el mes de diciembre. Esto marcó una recuperación en un año golpeado por la caída de la demanda de combustibles y por la pandemia del Covid-19.

Además, retomó su plan de crecimiento en Bajada del Palo Oeste, el bloque que opera en Vaca Muerta, donde ya cuenta con 20 pozos en producción. En el área, Vista exploró con éxito un tercer nivel productivo, que amplió el potencial del bloque, permitiéndole ampliar su inventario existente de 400 a 550 pozos.

Play de clase mundial

La existencia de distintos niveles de navegación en Vaca Muerta es uno de los atributos que la siguen posicionando como un play no convencional de clase mundial, que puede otorgar amplias posibilidades de crecimiento para las empresas que ya operan, y para potenciales socios estratégicos que esperan sumarse.

En términos de eficiencia, Vista ha sido consistente e implementó mejoras en sus procesos. Desde la puesta en producción de su primer pozo, la compañía aumentó la velocidad de perforación en un 81%. También logró una reducción del 21% en los costos de perforación por pie lateral y una disminución del 40% de los costos por etapa de completación.

El costo de desarrollo de pozos también se redujo en un 34%, llegando a 11 millones de dólares por pozo. En estos tres años de recorrido, la empresa redujo su costo de desarrollo en un 29%. Con el foco puesto en el desarrollo de Vaca Muerta para este 2021, Vista proyecta la puesta en producción de cuatro pozos por trimestre con el objetivo de sostener el crecimiento de la producción, indicó la compañía.

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