La Federación Argentina de Entidades Empresarias del Autotransporte de Cargas (FADEEAC) y la Fundación Profesional para el Transporte (FPT) invitan a participar de la 37ª Asamblea General Ordinaria de la Cámara Internacional de la Industria de Transportes (CIT), que se realizará el 22 y 23 de noviembre próximos en nuestro país.

Como entidad afiliada a la CIT, FADEEAC será anfitriona del encuentro que reunirá a delegaciones de los distintos países de la Red de Transporte Internacional (RTI-CIT), empresarios y representantes del sector público y privado de la Argentina.

El encuentro

Bajo el lema de “Construir el Transporte del Futuro”, a lo largo de las dos jornadas, se abordará una agenda que abarca desde la innovación y el uso de energías verdes, hasta los caminos para lograr un sector económico y socialmente más eficiente, inclusivo y seguro, y el papel del intermodalismo y de los pasos de frontera, entre otras cuestiones.

El primer día, las actividades tendrán lugar en el Centro de Capacitación Profesional de FPT, en Escobar. El segundo día, las reuniones se realizarán en la sede de FADEEAC en CABA, Sánchez de Bustamante 54.

Durante la segunda jornada, se desarrollará además el Fórum “El Contexto del Transporte en Argentina”, con la participación de destacadas panelistas del sector público y privado.

Las actividades serán transmitidas a través del canal de YouTube de FADEEAC (@FADEEACEsTransporteDeCargas).

Quienes deseen obtener más información y detalles podrán escribir a prensa@fadeeac.org.ar

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Con más de 100 participantes, la competencia de autos deportivos clásicos más importante de la región y una de las más relevantes a nivel mundial, realizará su 34ª edición en San Carlos de Bariloche, Rio Negro, del 22 al 26 de noviembre con el apoyo de Puma Energy como combustible oficial.  

Junto al Club de Automóviles Sport (CAS), la compañía acompañará la pasión argentina por los autos clásicos y volverá a estar presente en las 1000 Millas Sport que atravesará algunas de las ciudades más emblemáticas del sur argentino, según informaron.

La competencia

Esta competencia reúne modelos sport históricos con excelentes pilotos que, durante todas las jornadas, exhiben sus destrezas en una serie de pruebas que son disfrutadas por los seguidores de este grandioso espectáculo.  

Con 1.600 kilómetros por recorrer, el programa se divide en tres etapas que tienen como punto de partida el mítico Hotel Llao Llao, desde donde comienza la carrera por escenarios naturales únicos. Los competidores cargarán combustible en las estaciones de servicio de la marca y pasarán por la estación Puma Energy ubicada en 12 de octubre y Remedios de Escalada. 

En base a esto, Lucas Smart, gerente de marketing de Puma Energy, expresó: “Nos enorgullece ser parte por tercer año consecutivo, del 1000 Millas. En este evento confluye nuestra pasión por los autos, su historia y la potencia de nuestros productos, con la más alta calidad de combustibles a nivel internacional”.

A su vez, el ejecutivo destacó: “Dada nuestra fuerte presencia en el sur del país, es natural para Puma Energy acompañar esta importante carrera que tiene como escenario los paisajes de la Patagonia argentina”.

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El German Accelerator es una iniciativa líder para apoyar a las start-ups alemanas en su expansión global. Según destacaron, la apertura de una oficina en Buenos Aires representa un hito clave para la presencia global del German Accelerator y ofrece a los emprendedores de la región la oportunidad de beneficiarse de los recursos y la red del programa.

La apertura está en línea con la misión del German Accelerator de fomentar el potencial de innovación de las startups alemanas.

La oficina

La oficina apoyará a las startups alemanas en su expansión en la región y reforzará el conocimiento de Sudamérica. De acuerdo a lo informado, Sudamérica ofrece a las startups alemanas un marco ideal para el aprendizaje y crecimiento conjuntos gracias a su atmósfera y fuerza innovadora. 

El German Accelerator pretende actuar como eje central en la región, familiarizando a los startups con las oportunidades y características especiales de la región, promoviendo el intercambio de conocimientos y facilitando la creación de redes con los mercados internacionales.

A las start-ups participantes se les ofrece acceso a una red global de mentores, expertos del sector e inversores con el fin de maximizar sus oportunidades de crecimiento sostenible. Sin embargo, el hub de Buenos Aires no sólo atiende start-ups alemanas, sino también iniciativas en Argentina con socios locales.

En base a esto, el Embajador alemán declaró: “San Francisco, Silicon Valley, Nueva York, Boston, Singapur y ahora Buenos Aires. Como primera oficina en Latinoamérica, el Acceelrator abre sus puertas aquí. Eso muestra que la economía alemana quiere venir – y se quedará”.

A su vez, sostuvo: “Queremos que el German Accelerator sea un puente bilateral que une los ecosistemas de Start-ups y fomente una cooperación mutua, enriqueciendo a ambos lados del intercambio, desde Alemania hacia Argentina y desde la Argentina hacia Alemania. Llevando conocimientos y empresas de un país al otro”.

El Dr. Stefan Drews, responsable para el German Accelerator del Departamento de PYMES del Ministerio de Economía y Protección del Clima resaltó: «Sudamérica es un paso importante hacia la diversificación de nuestros mercados y, con ello, hacia la puesta en marcha de la estrategia para las Startups del Gobierno Federal. Esta región en crecimiento desempeña un papel decisivo como socio de Alemania, sobre todo en el ámbito de las energías renovables, pero también en el sector agrícola y la biotecnología. Con su fuerza innovadora y su velocidad, las startups de Alemania y Sudamérica son un motor de la asociación bilateral y multilateral».

Por su parte, Kristin Eckert, directora Estratégica para Sudamérica de German Accelerator, destacó la importancia de la apertura de la oficina tanto para las startups alemanas como para las de toda Sudamérica: «Inspirados por el espíritu emprendedor y el potencial de Argentina, Alemania decidió abrir el German Accelerator Hub en Buenos Aires. Nos entusiasma no sólo ayudar a las startups alemanas a expandirse en Sudamérica, sino también participar activamente en los ecosistemas de innovación a nivel municipal, provincial y nacional en Argentina”.

Además, Eckert sostuvo: “Queremos hacer una contribución positiva a la escena local de startups compartiendo nuestra experiencia de los principales centros de innovación en Alemania, EE.UU. y Asia y proporcionando información sobre nuestros hubs globales.»

La oficina del German Accelerator en Buenos Aires se inaugurará oficialmente el 14 de noviembre de 2023. Este 13 de noviembre, el Embajador Lamlé lanzará oficialmente de esta iniciativa y ofrecerá a los representantes del mundo empresarial y político una recepción en su residencia previamente a la apertura de la oficina.

Antecedentes

El German Accelerator es considerado como una iniciativa pionera para apoyar a las start-ups alemanas en su expansión global. Entre las sedes de innovación anteriores figuran San Francisco, Silicon Valley, Nueva York, Boston y Singapur. El programa ofrece apoyo personalizado, tutoría y acceso a redes internacionales. El German Accelerator está dirigido por German Entrepreneurship GmbH y financiado por el Ministerio Federal de Economía y Protección del Clima (BMWK).

El grupo destinatario son sturt-ups incorporadas en Alemania como sociedades de capital (UG, AG, GmbH, GmbH y Co. KG). Los participantes en el programa reciben oficinas gratuitas y acceso directo a la red mundial de socios e inversores. La experiencia local, la formación y los talleres, así como los servicios intensivos de coaching y consultoría, forman parte del variado programa de apoyo del German Accelerator. Los programas se adaptan a las necesidades individuales de las respectivas start-ups para ayudarlas a entrar con éxito en el mercado internacional.

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Central Puerto avanza con el inicio de las obras para el cierre en Ciclo Combinado de la Central termoeléctrica de Brigadier López, ubicada en el parque industrial Sauce Viejo (RUTA 11º KM 455), a 22 kilómetros de Santa Fe capital. La obra implicará una inversión estimada de U$S 150 millones.

Mediante esta obra de cierre de ciclo combinado,la central -que dispone de una turbina de gas Siemens SGT5-4000 F de combustible dual con una potencia total nominal de 292 MW- dispondrá de una potencia adicional de 140 megawatts (MW).

En base a esto, contará con una potencia total de 432MW, lo que implicará el abastecimiento a más de 300.000 hogares de todo el país, inyectando potencia al sistema interconectado mediante la vinculación en 132kV, según precisaron.

La obra

Gracias a esta iniciativa, la central facilitará la creación de más de 300 empleos, entre trabajadores directos e indirectos. Desde Central Puerto destacaron que “se buscará ampliar esa capacidad para que día a día que más proveedores locales desarrollen su rubro, dando solución a los requerimientos de la misma”.

Fernando Bonnet, gerente general de Central Puerto, sostuvo: “Desde el momento en que adquirimos la Central nos hemos enfocado en dar todos los pasos necesarios para crear las condiciones que permitan ejecutar esta compleja obra de la mejor manera priorizando las revisiones, mejoras y adecuaciones que optimicen y modernicen las instalaciones existentes”.

Asimismo, el ejecutivo explicó que “la importancia de esta obra radica no solo en la eficiencia que alcanzara  el nuevo ciclo combinado, estando entre los más eficientes del país, sino que también se suma el hecho que podrá, por su ubicación,  utilizar el gas provisto desde Vaca Muerta con la vinculación del nuevo gasoducto construido recientemente y la reversión en marcha del gasoducto norte, permitiendo que la Central térmica Brigadier Lopez pueda utilizar y ser despachada con gas natural la mayor parte del tiempo”.

Por último, detalló que el proyecto significa una optimización de los recursos, y un nuevo crecimiento y diversificación de la matriz energética de la compañía y con el consumo predominante de gas natural aportar también a la transición energética.

Funcionamiento de una Central de Ciclo Combinado

Una central en ciclo abierto produce energía eléctrica por medio de un generador accionado por una turbina de combustión, siendo el combustible principal utilizado para ello el gas natural. El cierre del ciclo implica que una caldera de recuperación aprovecha el calor de los gases de combustión de esa turbina de gas, para producir vapor el cual acciona una segunda turbina. Otro generador está acoplado a esta turbina de vapor, aumentando la generación de energía sin la necesidad de utilización de nuevo combustible y por lo tanto haciendo más eficiente el sistema.

El aprovechamiento del calor en los gases de salida de la propia Turbina a Gas (TG), posibilita la generación del vapor necesario para el empuje en la Turbina a Vapor (TV). Adicionalmente, los gases ya utilizados en el recuperador de calor terminan con baja temperatura, lo cual mejora las condiciones de efluentes gaseosos totales.

La central se encuentra dentro del Parque Industrial Sauce Viejo, donde Central Puerto tiene una participación en diferentes áreas: Seguridad e Higiene, Recursos Humanos, Enfermería Corporativa. Participó también en la construcción del Centro Médico que da asistencia a todas las empresas dentro del Parque y a la comunidad toda y realizó donaciones de equipos informáticos a diferentes instituciones educativas y de la seguridad.

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Aconcagua Energía presentó los resultados que obtuvo durante el tercer trimestre del año ante la Comisión Nacional de Valores (CNV). En la exposición, los fundadores de la compañía, Diego S. Trabucco y Javier A. Basso, destacaron que la producción de hidrocarburos tuvo un incremento del 253% en petróleo y un 2.107% en gas. Además, la producción total alcanzó los 13.575 barriles equivalentes por día, lo que, según informaron, le permitió a la empresa consolidarse dentro de las 10 mayores productoras de hidrocarburos líquidos en Argentina; posicionándose como la 6º productora de petróleo convencional.

Durante el tercer trimestre de 2023, Aconcagua Energía logró un EBITDA ajustado de U$S 10 millones, representando un incremento del 699% respecto del mismo período 2022; y un EBITDA ajustado de U$S 30 millones en los primeros nueve meses del año, que representan un incremento del 593% respecto del mismo período 2022.

Ventas

Las ventas del tercer trimestre de este año ascendieron a U$S 34 millones, un 577% superior a las ventas del mismo período 2022. En tanto, las ventas acumuladas a septiembre 2023 ascendieron a U$S 95 millones, un 489% superior a las ventas del mismo período del 2022.

Respecto a los hidrocarburos líquidos, se registró un aumento de las ventas en el mercado interno en un 194%, y un aumento de 417% en exportaciones de petróleo. 

En cuanto a los hidrocarburos gaseosos, la suba fue del 832% en ventas al mercado interno. Además, se percibió un aumento del 577% en los ingresos totales por la mejora en la producción.

Desde la firma comunicaron que los costos de extracción tuvieron una fuerte contención por el Modelo de Negocio Integrado de Aconcagua. “Se logró una mejora obteniendo en el tercer trimestre un lifting cost de 22,2 usd/Boe, un -7% respecto al segundo trimestre de 2022 (23,8 usd/boe)”, precisaron. También, que en materia financiera y conforme con la política de endeudamiento máximo definida por sus accionistas (2,5x) para crecimiento orgánico, el nivel de apalancamiento Deuda/EBITDA ajustado fue de 2,0x.

Trabucco y Basso también destacaron las mejoras en la calificación crediticia que realizaron las agencias Fix SCR y Moody’s Argentina como consecuencia del crecimiento sostenido (cambio de escala) y las fortalezas del Modelo de Negocio de compañía integrada, según precisaron.

Inversiones

Aconcagua Energía, al cierre del tercer trimestre de 2023, realizó inversiones por U$S 81 millones, un 22,7% superior a los U$S 66 millones planificados. Asimismo, la empresa desafió su plan de inversión, adelantando actividad en el mes de septiembre y último trimestre, con lo que prevé alcanzar en el orden de los U$S 100 millones a diciembre 2023, superando el plan inicial. 

En ese sentido, durante este trimestre la empresa llevó a cabo inversiones en forma conjunta con sus socios por U$S 29 millones en infraestructura, workovers y perforación de pozos, representando un incremento del 1.111% a las realizadas en el segundo trimestre de 2022.

Para alcanzar esta nueva meta, Aconcagua consolidó una flota de nueve equipos activos de flushby/pulling/workover (+1 equipo vs Q2), y un equipo de perforación; ubicados seis equipos flushby/pulling/workover y un equipo de perforación dedicado en cuenca neuquina, y dos equipos de pulling/workover en cuenca cuyana.

De acuerdo a lo que informaron desde a empresa, como consecuencia del acuerdo alcanzado con VISTA y puesta en marcha del equipo de perforación y workover, se incorporaron más de 300 colaboradores claves de diversas disciplinas. Esto representó un crecimiento interanual en personal propio y know how en más del 100%.

Por último, destacaron que “Aconcagua Energía, desde que inició sus operaciones en 2016, lleva adelante un crecimiento armónico y sostenido, en producción de petróleo y gas, reservas, generación de energía, ventas e ingresos. A su vez. la compañía continúa mejorando su participación en el mercado interno y externo, diversificando sus clientes, e integrando servicios claves para una mejor gestión de costos”.

Y agregaron: “En este proceso, Aconcagua sumó nuevos colaboradores a su staff profesional, que le permiten maximizar su EBITDA ajustado, tal como expresó en sus resultados para el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2023”.

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La balanza comercial energética arrojaría el año próximo un superávit de 2282 millones de dólares, según la proyección realizada por la consultora Economía & Energía. En 2020 el país ya había logrado un resultado positivo por la baja de precios en medio de la pandemia de coronavirus, pero en esta ocasión obedece a la transformación estructural que ha venido experimentando el sector de la mano del desarrollo de Vaca Muerta, la construcción del gasoducto Néstor Kirchner y la finalización del gasoducto Mercedes-Cardales, entre otras obras.

En 2020 el superávit fue de 953 millones de dólares con exportaciones por 3593 millones, pero importaciones de apenas 2640 millones en medio del derrumbe productivo que supuso la pandemia. En 2021 las importaciones treparon a 5843 millones y pese a la mejora de las exportaciones se registró un déficit de 559 millones.

El año pasado fue el más difícil debido a la invasión rusa de Ucrania y las consecuencias geopolíticas que provocó. Las importaciones se dispararon hasta los 12.868 millones de dólares y el déficit se amplió hasta los 4353 millones. Economía & Energía prevé que este año el déficit se reducirá a 603 millones, fundamentalmente por la reducción de las importaciones, que caerán a 7642 millones, en gran parte por la baja de los precios.

Para 2024 la proyección marca un superávit de 2282 millones apuntalado fundamentalmente por una nueva reducción de las importaciones que caerían a 5563 millones.

Importaciones

Los supuestos de Economía & Energía que explican esa baja son los siguientes: en primer término, se consideró que la demanda de gas natural no usina permanecerá aproximadamente constante durante 2024, mientras que la demanda de gas natural por parte de las usinas se verá impulsada por un crecimiento de la demanda eléctrica del 2 por ciento interanual. A su vez, se espera estabilidad de la generación hidráulica y que las energías renovables alcancen una penetración del 16 por ciento promedio en la matriz de generación.

El volumen de gas natural importado se estimó considerando que la inyección de Bolivia se mantiene constante en 4 MMm3/d durante todo el año. En tanto, el requerimiento de GNL y gasoil para generación se calculó considerando que la capacidad de transporte de gas natural del Gasoducto Néstor Kirchner alcanza los 17 MMm3/d en enero de 2024 y 21 MMm3/d en mayo de 2024. Además, se consideró la finalización de las obras del gasoducto Mercedes-Cardales en enero de 2024 y del tramo La Carlota-Tío Pujio en julio de 2024. No obstante, el informe advierte que si se atrasan las fechas de finalización de las obras de ampliación de la capacidad de transporte se requerirá un volumen mayor de gasoil importado para generación eléctrica.

El volumen de importación de gasoil no usina y nafta se determinó considerando que la demanda de 2024 se mantiene constante respecto a 2023 y que la producción doméstica se eleva levemente el próximo año. Por último, se consideraron los precios promedios para el Brent y el GNL verificados en los futuros del 10 de octubre.

Exportaciones

En el caso de las exportaciones energéticas para 2024, el informe parte del supuesto de que se mantiene la tendencia de crecimiento de la producción de crudo de los primeros nueve meses de 2023 (+9% i.a) y que el procesamiento en las refinerías locales se mantiene en el nivel del período enero-agosto de 2023, lo que permite estimar un nivel de exportaciones de petróleo en torno a los 190 kbbl/d durante 2024.

Por último, los volúmenes de exportación de gas natural y de combustibles para el abastecimiento de aeronaves y buques se estimaron constantes a los niveles de 2023. Sin embargo, se consideró la disminución de los precios de exportación de ambos productos durante 2024.

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La Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), con el apoyo del Consejo Internacional de Asociaciones de la Industria Química (ICCA), llevaron adelante en el Hotel Meliá Buenos Aires el seminario “Claves para un Industria Química y Petroquímica Sustentable: el Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® (PCRMA®) y sus aportes”.

Asimismo, durante la Jornada, se abordó, desde miradas y posiciones diversas, un relevamiento de los principales conceptos del Programa, junto a la visión estratégica de los CEO’s de las principales empresas; los temas regulatorios de los productos químicos; las “métricas” de rendimiento de la cadena de valor (en asociación con sus socios estratégicos) bajo las acciones del PCRMA®. A su vez, se destacó el abordaje gubernamental para acompañar mejor los desafíos de la industria haciendo hincapié en la química sostenible como concepto necesario para proteger el medio ambiente.

El encuentro

La apertura estuvo a cargo de la presidenta del seminario, la Cdora. Martina Azcurra, directora de YPF S.A., la cual agradeció la participación de los representantes gubernamentales de la industria, de las cámaras afines y de empresas del sector; y señaló que “este seminario que ya se ha instalado como un encuentro de interés local, regional e Internacional de la industria química y petroquímica de la Argentina, permite el intercambio de conocimientos, experiencias y visiones de los principales referentes del sector público y privado en una temática de suma importancia cómo es el PCRMA®. 

La industria química y petroquímica de la Argentina ha venido realizando aportes significativos en el desarrollo del país superando desafíos y acometiendo acciones de mejora continua con empuje propio en forma mancomunada con sus socios claves, con el gobierno, con empresas, con cámaras colegas y con la sociedad en general, lo cual se traduce en más de 69.000 empleados que se transforman en 110.000 al integrarse toda la cadena de valor y en el aporte del 4,2% al PBI Nacional, configura el 17% de las exportaciones de manufacturas de origen industrial, y tiene activos por casi 20.000 millones de dólares”.

A continuación, tanto el Ing. Rolando García Valverde, líder de Desarrollo Sostenible y Medio Ambiente de la CIQyP®, y responsable del PCRMA®; como el Ing. Héctor Mario Benavidez, consultor senior del PCRMA® de la CIQyP®, introdujeron mediante diversas reseñas lo que representa el Programa para todas las empresas y sus cumplimientos, frente a la sociedad y todas las autoridades pertinentes, detallando que el mismo es una iniciativa de adhesión voluntaria, conocida internacionalmente como `Responsible Care´, y está presente en más de 70 países en el mundo.

El PCRMA® resulta ser una base sólida para la configuración de buenas prácticas que colaboren con la sostenibilidad operativa de esta industria en términos de seguridad personal, de procesos de medio ambiente, de instalaciones de desarrollo industrial y de impacto en la sociedad. En Argentina adhieren más de 100 sitios del rubro, que incluye actividades de producción, comercialización, transporte y/o tratamiento de productos químicos y petroquímicos.

Bloques

Como parte del encuentro tuvo lugar el panel “Opinión de los Líderes: Visión Estratégica del PCRMA®. Los caminos a seguir para una industria sostenible”, moderado por el Ing. de Zavaleta de la CIQyP® y del que participaron la propia Cdora. Azcurra, y Marcos Sabelli, director general de Profertil.

En su momento Sabelli dijo que “la demanda de alimentos sigue creciendo, por ejemplo, el mundo llegó a 8.000 millones de personas a finales del 2022 y llegaremos a 10.000 millones para 2050, por tal motivo las estimaciones hablan de una demanda de 50% más de comida en las próximas décadas, lo cual significa que los fertilizantes son necesarios para transformar energía en alimentos.

Según datos duros dicen que la mitad de los alimentos que consumimos existen gracias a los fertilizantes”. Por su parte, Azcurra detalló que “la estrategia de nuestro negocio se centra en la mejora de nuestros productos, el crecimiento por la expansión regional, y el compromiso con la sustentabilidad. El 96% de los productos manufacturados en la actualidad en el mundo están relacionados directa o indirectamente con la industria química y petroquímica”.

Durante otro de los momentos del Seminario, Sergio Federovisky, viceministro de Ambiente del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible de la Nación Argentina, se expresó dentro del espacio “La industria y un futuro de bajas emisiones”. 

En este sentido el viceministro dijo que “el estado es el que está intentando dar detalles y direcciones respecto de hacia dónde tenemos que ir en materia ambiental en términos generales, pero, fundamentalmente en consonancia con la actividad industrial y particularmente con este tipo de actividad química y petroquímica. No soy de los que creen que un país como la Argentina pueda promover distribución del ingreso y mejora de la calidad de vida de sus habitantes renunciando a sus recursos naturales”

A su vez, sostuvo: “Tenemos que promover muy severamente, fuertemente y activamente la idea de que la Argentina tiene que desarrollarse con utilización de esos recursos naturales y confeccionar una estrategia respecto de la utilización de ellos desde el estado en consonancia con las empresas privadas, pero el estado no puede estar ausente de esto con una fuerte impronta de desarrollo local, de valor agregado a nivel local, regional y nacional, con una potente participación social y de los trabajadores en cada uno de los eslabones de las decisiones que se adopten”.

En el marco del módulo “Economía Circular y la visión de los actores claves” expuso la jefa de Gabinete en la Secretaría de Control y Monitoreo Ambiental del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, María Candela Nassi, la cual señaló que “celebro este tipo de encuentros donde lo público y lo privado confluyen, me parece que es fundamental para cualquier construcción que queramos hacer en estos temas en economía circular. Hablar de economía circular es considerar la capacidad instalada disponible en nuestro país para tratar lo que pretendemos que se recolecte y se recupere, pero si esa capacidad no es suficiente o no está a la altura pensar es imposible lanzar un programa de gestión sin una capacidad instalada suficiente y mucho menos pensar en establecer metas”.

También, Nassi, comentó que “la gestión inadecuada de los envases post consumo genera un impacto ambiental negativo, a la par del desaprovechamiento de los materiales contenidos en ellos, los cuales pueden ser reinsertados en nuevos procesos productivos incentivando la producción y el consumo sostenible y generando nuevas fuentes de empleo”.

Posteriormente, continúo el panel “Gestión de Sustancias Químicas y perspectivas de la industria y sus reguladores”, en el cual expusieron Jorge Etcharrán, Subsecretario de Fiscalización y Recomposición del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible de la Nación; Santiago Nahuel Borgna, director de Industria Sostenible en la Secretaría de Industria y Desarrollo Productivo de la Nación; Sofía Lobo, directora de Asuntos Públicos y Gubernamentales para Región Sur de América Latina; y Juan Ignacio Pina, gerente de Asuntos Regulatorios de ATANOR S.C.A.; cuyo moderador fue Rolando García Valverde, de la CIQyP®.

Etcharrán enfatizó que “la gestión tiene que completar toda una serie de temas y es importante señalar por lo menos para para mí y creo que para la mayoría de los que estamos en la gestión lo que consideramos es la continuidad del Estado, esto significa concretamente que nosotros tengamos plena conciencia que tenemos que trabajar tomando lo que dejó la gestión anterior y por supuesto ir dejando nuestro camino realizado y una serie de pautas que van a quedar a discusión seguramente con la gestión que se haga cargo de los destinos del país a partir de diciembre” .

En esa misma línea, destacó: “Cuando nosotros llegamos a la gestión encontramos una dirección que había tenido una muy buena historia, un buen desarrollo con una directora a la altura; y por el otro lado, nosotros dimos un impulso a la gestión relacionado con jerarquizar el área de químicos de sustancias y productos químicos, y luego de sustancias y residuos peligrosos en ese marco jerarquizamos lo que es la estructura de esa área, y tratamos de tomar todas las tareas que habían sido llevadas a cabo justamente en la gestión anterior y que nosotros continuamos”.

A su vez, Borgna comentó que “la gestión de la información es clave. Cómo gestionar mejor la información para ser más transparente como industria y para reducir parte de esos impactos que tienen la industria, es el tópico más importante y es el desafío como industria. Por eso, los lineamientos que tenemos desde la Secretaría de Industria es poder desarrollar y encontrar las mejores herramientas y políticas que puedan servir para que las empresas transiten los diversos caminos de transición en lo que respecta al tema ambiental”.

Además, durante el Seminario PCRMA® se desarrollaron también cuatro paneles con las siguientes temáticas:

“Dadores de carga: gestión integral de riesgos”, del que intervinieron Raúl Gustavo Meder, Gerente de Medioambiente, Seguridad y Salud Ocupacional de PROFERTIL S.A.; Gustavo Báez, Coordinador de Logística en Grupo Unipar; y Marcos Ramón Coria, Coordinador Medio Ambiente y Seguridad de YPF S.A., que fue moderado por Víctor Seguí, Medio Ambiente y Regulaciones, Bahía Blanca, de DOW QUÍMICA ARGENTINA.

“La industria y un futuro de bajas emisiones» cuyos ponentes fueron Joel Aguilera, Environmental Consultant en BASF; Gabriel Stachiotti, gerente Corporativo de Medio Ambiente en Grupo Unipar; y Leandro Drake, Líder de Medio Ambiente – VP Industrialización de YPF S.A., cuya moderadora fue Laura Gutierrez, Coordinadora de Comunicación Corporativa en Grupo Unipar.

“Economía Circular y Visión de los Actores Clave” en el que participaron Alejandro Torres Lépori, subdirector de Asuntos Ambientales del Ministerio de Relaciones Exteriores, Comercio Internacional y Culto; Sofía Lobo, directora de Asuntos Públicos y Gubernamentales para Región Sur de América Latina; Natalia Garabato, Project Manager de YPF S.A.; y Luis Alberto Irigoytia, Regional Business Manager de BASF, con la moderación del moderado el Ing. Jorge de Zavaleta de la CIQyP®.

“Seguridad en el transporte de sustancias químicas en Argentina” en el cual expuso el Crio. Gral. R. Héctor Omar Rago, Asesor en Gestión de Riesgos de la Cámara Argentina de Transporte Automotor de Mercancías y Residuos Peligrosos (CATAMP).

Al cierre de la jornada, Ing. Rolando García Valverde, de la CIQyP®, y responsable PCRMA®; estuvo a cargo de la entrega de las distinciones anuales los “Premios PCRMA® Awards” a aquellas INDUSTRIAS y TRANSPORTISTAS que tuvieron un “destacado desempeño”, una “mejor evolución” y una “mejor trayectoria” dentro de los compromisos del Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® durante el 2022. Las empresas reconocidas fueron: Evonik Metilatos S.A.; El Porteador S.R.L.; Deriplom S.A.; Air Liquide Argentina S.A.; y Dalgar S.A.; mientras que se otorgó un reconocimiento especial al “apoyo institucional” a la Cámara Argentina de Transporte Automotor de Mercancías y Residuos Peligrosos (CATAMP). Los ingenieros de Zavaleta y García Valverde de la CIQyP®, fueron los responsables del cierre del Seminario, que fue relevante para el sector y brindó información destacada para los asistentes.

Es importante destacar la participación de empresas e instituciones que respaldaron el seminario con el principal patrocinador YPF QUÍMICA; y además de compañías como:  ATANOR, BASF, DOW, y UNIPAR. También, recibió el apoyo del Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI) y el Centro Regional Basilea para América del Sur de Capacitación y Transferencia de Tecnología (CRBAS). Además, contó con patrocinadores institucionales como: el Instituto Petroquímico Argentino (IPA), la Cámara Argentina de la Industria Plástica (CAIP), la Entidad técnica profesional especializada en plásticos y medio ambiente (ECOPLAS), la Cámara Argentina de la Industria de Reciclados Plásticos (CAIRPLAS), la Cámara Argentina de Transporte Automotor de Mercancías y Residuos Peligrosos (CATAMP), el Centro de Información para Emergencias en el Transporte (CIPET), las Entidades Unidas Reafirmando la Economía Circular en Argentina (EURECA), la Unión Industrial Argentina  (UIA) y el Foro de Cooperación Regulatoria de América Latina (LARCF).

Según destacaron, la CIQyP®, una vez más, por medio de esta iniciativa lleva a sus empresas socias y a la industria en general temas de relevancia para el sector y para los diferentes actores claves relacionados, abordando temáticas de importancia local e internacional.

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PECOM, empresa de servicios, construcción y productos para gas, petróleo, minería y energía eléctrica, anunció una alianza con Alchemy Sciences, compañía líder en tecnología de yacimientos petrolíferos con sede en Houston, Estados Unidos. Esta asociación permitirá que PECOM aproveche la plataforma de tecnología química de Alchemy, MaxORSM, para mejorar la productividad de los pozos y mejorar significativamente las tasas de recuperación en los clientes.

La alianza entregará los productos y servicios personalizados de Alchemy base de clientes de la compañía de servicios, operadores de petróleo y gas en Argentina, Brasil, Colombia y Bolivia.

La iniciativa

Gustavo Astie, CEO de PECOM, expresó: “Estamos muy felices de profundizar nuestros servicios de tratamientos y productos químicos a través de la incorporación de tecnología de avanzada gracias a la innovadora plataforma de Alchemy. Estamos seguros de que esta alianza estratégica será muy bien recibida por nuestros actuales y futuros clientes”.

A su turno, Jacob Thomas, director ejecutivo de Alchemy Sciences, sostuvo que «a través de una presencia de 70 años en América Latina, PECOM continúa invirtiendo en el futuro de América Latina, capitalizando la profunda experiencia local y la presencia regional”.

Asimismo, el ejecutivo remarcó: “Nos complace asociarnos con PECOM para satisfacer las necesidades de sus clientes de soluciones químicas diseñadas específicamente para cada sistema único que se está tratando».

Según destacaron, la alianza estratégica expande la presencia internacional de Alchemy a varios países de América Latina, así como fortalece la posición de PECOM como proveedor líder de servicios petroleros dentro de América Latina.

, Redaccion EconoJournal

La Secretaría de Energía autorizó incrementos del 19,81% en el precio del biodiesel para su mezcla con el gasoil y de hasta el 35,08% en el del bioetanol para el corte de naftas. La decisión se oficializó a través de las resoluciones 923/2023 y 922/2023, publicadas este lunes en el Boletín Oficial.

El precio de corte del biodiesel subió de $ 434.006 a $ 520.000 por tonelada (+19,8%), en tanto para el bioetanol el precio del elaborado a base de caña de azúcar se incrementó de $ 237,672 a $ 310 por litro (+ 30,43%) y el compuesto con maíz de $ 224,309 a $ 303 (+35,08%).

Los precios del bioetanol se fijaron en atención al «contexto macroeconómico actual», en el que «resulta necesario atender la incidencia que posee la modificación de los precios relativos», indicó la Secretaría de Energía en los considerandos de la resolución.

En el otro caso, se indicó que «las cámaras que nuclean a la mayoría de las empresas elaboradoras de biodiesel del sector han manifestado la existencia de un incremento en los costos de elaboración del citado producto«. No obstante, el menor porcentaje autorizado fue explicado porque «las políticas macroeconómicas y regímenes sectoriales específicos que continúan coadyuvando al impulso de la actividad agroindustrial y el agregado de valor en el territorio nacional deben implementarse de forma tal que el cumplimiento de las expectativas creadas en aquellos y el logro de sus objetivos sean llevados a cabo contemplando el interés común de la población».

«Ello es coincidente con la política de desacople de los precios internacionales de los internos y con el objeto de cuidar los ingresos de los argentinos y las argentinas y de mantener un nivel de costos energéticos compatibles con el desenvolvimiento del sector productivo y de servicios de nuestra economía nacional», se agregó.

En todos los casos, las resoluciones indican que los valores regirán «hasta que un nuevo precio lo reemplace» sin fijar un plazo determinado de vigencia.

, Redaccion EconoJournal

La Secretaría de Energía tiene en carpeta una resolución que obligará a las productoras de hidrocarburos a medir sus emisiones fugitivas de metano. La iniciativa fue comentada durante una reunión de delegados de distintos países de la región que abordó la agenda de reducción de las emisiones de metano en la VIII Semana de la Energía en Montevideo. Allí se anunció el lanzamiento de un observatorio latinoamericano para dar asistencia técnica a los países de la región en el desarrollo e implementación de instrumentos para medir y políticas para reducir las emisiones de metano.

La medición de las emisiones de metano es un paso previo indispensable para poder diseñar políticas de mitigación. En ese sentido, la asesora legal de la Secretaría de Energía, Verónica Tito, comentó durante la reunión de delegados que la Secretaría de Energía tiene un proyecto de resolución que ordenará al sector de upstream de gas y petróleo medir sus emisiones fugitivas de metano. La iniciativa surge de un trabajo articulado con el Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG) y fue consensuada con actores de la industria.

Tito agregó que la resolución en carpeta se enfoca solo en las productoras de hidrocarburos y no alcanzará a los sectores de downstream y midstream. “Se decidió comenzar por la producción de hidrocarburos, con cierta restricción que tenemos a nivel regulatorio porque las provincias tienen competencias para inspeccionar y tomar medidas en relaciona a lo que pasa dentro de los yacimientos”, dijo la asesora legal de la secretaría.

Por parte del sector privado, la presidenta de la Comisión Emisiones de Metano del IAPG y Gerenta de Medio Ambiente de YPF, María Laura Ayoroa, remarcó que las petroleras nacionales y extranjeras están mayormente desarrollando iniciativas al respecto. “Es importante asegurar la coordinación entre sector privado y publico”, subrayó Ayoroa.

Reunión sobre «Medición y reducción de emisiones de metano en la región».

Observatorio latinoamericano

La reunión en la que participaron representantes de Argentina, Brasil y de otros países y de la industria sirvió para definir la realización de una cumbre en Colombia en marzo para el lanzamiento formal del observatorio latinoamericano de las emisiones de metano, una iniciativa promovida por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y que fue aprobada en la anterior cumbre ministerial de Panamá en 2022.

Uno de los objetivos iniciales del observatorio será ayudar a los países a realizar sus inventarios nacionales de emisiones de metano, dando soporte técnico para el diseño de metodologías que permitan cerrar las brechas de información en los inventarios. Otros objetivos son apoyar a los gobiernos con planes de acción para darle contenido a sus compromisos y metas de reducción y darle visibilidad y trazabilidad a los esfuerzos regionales y un marco institucional.

En lo que respecta a la industria energética, otro objetivo es definir una hoja de ruta para estandarizar el gas natural de bajas emisiones. Es una definición que serviría para poder exportar productos o incluso gas a los mercados que demandarán información sobre su huella de carbono. “Quien quiera acceder a los mercados internacionales va a tener que bajar sus emisiones de metano de forma significativa, de lo contrario no se va a poder decir que el gas natural es un combustible de transición”, argumentó el ex ministro de Ambiente de Chile y CEO de Global Methane Hub, Marcelo Mena, consultado por EconoJournal a la salida de la reunión.

El observatorio cuenta con financiamiento de Global Methane Hub y de la Corporación Andina de Fomento. Un representante de la CAF en la reunión marcó que es el único organismo multilateral de crédito que sigue otorgando financiamiento para proyectos de gas natural, destacando el préstamo otorgado a Argentina para la construcción del gasoducto Néstor Kirchner. “Hay complementariedad entre la iniciativa de la OLADE y las políticas de la CAF”, argumentó.

Compromiso global del metano

Las iniciativas para reducir las emisiones de metano ganaron impulso con el lanzamiento en 2021 del Global Methane Pledge, un acuerdo no vinculante entre países que asumieron el compromiso de reducir colectivamente las emisiones de metano en un 30% desde los niveles de 2020 para el 2030. Argentina fue uno de los primeros países en suscribir el acuerdo, que ya cuenta con 149 países participantes.

El metano es uno de los gases de efecto invernadero más potentes. Junto al dióxido de carbono y el óxido nitroso son los gases de efecto invernadero más comunes. Hay 200 veces menos metano que dióxido de carbono en la atmósfera, pero el primero es varias veces más potente que el CO2.

Estados Unidos y la Unión Europea consideran que la reducción rápida de las emisiones de metano es complementaria a la acción sobre el dióxido de carbono y otros gases de efecto invernadero. Pero reducir las emisiones de metano es “la estrategia más eficaz para reducir el calentamiento global a corto plazo y mantener el objetivo de limitar el calentamiento a 1,5 grados centígrados al alcance”, según la diplomacia estadounidense y europea.

, Nicolás Deza

Matías Hoffmann, director de Desarrollo de Vaca Muerta de Tecpetrol; Alejandro López Angriman, vicepresidente de Desarrollo de Reservas y Relaciones con Socios de Pan American Energy; Juan Schijman, vicepresidente de Desarrollo y Producción de Pluspetrol; y Diego Leiguarda, vicepresidente de unidades de negocios de CGC; expusieron sobre los distintos planes que han impulsado las compañías en los yacimientos que operan y las perspectivas a futuro.

En su intervención en el 8° Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas del Instituto Argentino del Gas y del Petróleo, Hoffmann habló sobre el potencial de Fortín de Piedra, que en agosto alcanzó los 24 millones de metros cúbicos (m3) día de producción de gas no convencional, en apenas un 1% de la superficie total del play.

En base a esto, explicó que desde Tecpetrol realizaron una estimación de los recursos de Vaca Muerta enfocado en la ventana de gas, sin tener en cuenta restricciones de infraestructura y financieras, y que los resultados arrojaron que habría 150 TCF, que los recursos de oil serían de 2 billones de barriles y que se necesitarían 12.000 pozos para poder alcanzar esto. El área desarrollable sería de más de 4.000 kilómetros cuadrados.

¿Qué significaría un desarrollo total de Vaca Muerta?

En base a lo que significaría el desarrollo total de la formación, el ejecutivo de Tecpetrol precisó que la longitud de perforación sería de 66.000 kilómetros, lo que equivaldría a 1,5 vueltas al mundo, que el consumo de arena sería de 50 millones de metros cúbicos (m3) y que la producción diaria total sería de 450 millones de m3 por día, lo que representaría el 80% de la producción actual de Sudamérica.

Respecto a lo que haría falta para poder desarrollarlo, Hoffmann planteó que “se necesitarían 150 billones de dólares de inversión, entre 50 a 100 rigs, 12.000 pozos de 2500 metros, lo que generaría un saldo exportable de 75 TCF e ingresos entre 700 y 900 billones de dólares”.

Asimismo, aseguró que hoy a la Argentina le sobra gas, que el mercado está saturado, salvo en el invierno, por lo que resulta preciso buscar más mercado. “El desarrollo de Vaca Muerta es mayor a lo que puede absorber el mercado de Brasil o Chile. Deberíamos tener una terminal de Gas Natural Licuado. Estados Unidos lo ha logrado”, puntualizó Hoffmann.

Por último, manifestó que la calidad de la roca de Vaca Muerta es de clase mundial, que hay recursos de gas en exceso para el consumo de nuestro país, que hay gas para realizar una integración industrial como para grandes proyectos de exportación y que hay que acelerar el desarrollo, aprovechando el recurso como combustible de la transición energética.

Transición

Por su parte, Angriman habló sobre el desarrollo de Aguada Pichana Oeste que posee PAE en Vaca Muerta. Sobre esto, indicó que “estamos inmersos en una transición energética y entendemos que el gas es un vehículo efectivo para reemplazar generación energética que utiliza combustibles más contaminantes”.

En esa línea, el directivo detalló el trabajo que está impulsando la petrolera e informó que en la actualidad se encuentran desarrollando dos landings y que prevén perforar 809 pozos al horizonte denominado cocina. A su vez, marcó que la compañía alcanzó una producción de 10 millones de m3 en agosto, que cuentan con 42 pozos en producción y que la acumulada actual es de 218 BCF. 

También, el ejecutivo de PAE adelantó que de acuerdo a la proyección el objetivo es  llegar a los 20 millones de m3 de gas por día y que parte de esa producción ya está vendida a los planes que fueron licitados. Ahora deberán buscarle un mercado al gas que les sobra durante la primavera y el verano.

Sobre este panorama, Angriman expresó: “Para esta fase prevemos un mercado interno de Plan Gas hasta 2028, exportaciones a Chile, reemplazo de importación de GNL y la expansión del gasoducto Néstor Kirchner. Hay que pensar en desarrollar gasoductos para que el gas salga de Argentina y se exporte. También necesitamos financiamiento y eficiencia”.

Oportunidades y sentido de urgencia

A su turno, Schijman de Pluspetrol realizó su exposición sobre el desarrollo de La Calera. Comentó que la compañía lleva 60 pozos perforados, de los cuales no todos se encuentran en producción porque están esperando el desarrollo de  infraestructura.

En ese sentido, remarcó que poseen un acreage total de 316.00 acres y que el potencial estimado y recursos recuperables son de 2135 millones de barriles. También, que poseen un GOR – relación del gas producido con respecto al petróleo producido- que va entre los 1000 y 2000 ft3/bbl, lo que tiene implicancias en cuanto al desarrollo porque indica que el área se debe desarrollar de forma pareja para cumplir con los contratos comerciales.

El ejecutivo de Pluspetrol informó que la estimación de well stock es de más de 600 pozos, que han identificado tres landings y ahora un cuarto más que permitiría aumentar este número. “La producción actual es de cinco millones de m3 y esperamos llegar a los 10 millones el año que viene. Tenemos aprobadas ampliaciones para llegar a los 17 millones de m3. El desafío es cubrir los baches con nuevos mercados de exportación durante el periodo de verano”, sostuvo Schijman.

En cuanto a las medidas necesarias que hacen falta para para potenciar el desarrollo el referente de Pluspetrol advirtió: “Necesitamos que la industria sea cada vez más eficiente en términos de costos. No estamos logrando reducir el tiempo de perforación por falta de maquinarias adecuadas y de los repuestos. Si queremos exportar y ser competitivos necesitamos reducir el costo de desarrollo de nuestras áreas de Vaca Muerta más allá de la excelente productividad que poseen”.

De igual manera, Schijman subrayó que otro de los desafíos es desarrollar Vaca Muerta de forma sostenible, que el gas tiene que ser accesible para todos en el país y que se debe bajar la huella de carbono en las operaciones.

Crear valor

Por último, Leiguarda de CGC mostró el trabajo de la petrolera en Campo Indio, en la Cuenca Austral; en Cañadón Seco, en la Cuenca del Golfo San Jorge y en Palermo Aike.

En primer lugar, exhibió que en Campo Indio durante la etapa de avanzada se identificó un deterioro de la calidad del reservorio hacia el este lo que resultaba en reservorios de muy baja permeabilidad (tight) y que los pozos perforados en esta zona resultaban sub-comerciales. Frente a esto, desde la compañía impulsaron fracturas híbridas y una disminución de caudal de fractura buscando un mayor empaquetamiento.

También, que se usó un agente de sostén de malla única sobre todo el tratamiento de fractura, arena cerámica para una mayor conductividad de la fractura y fluidos HVFR. “Campo Indio producía 600.000 m3 y llegamos a un pico de producción de millones de m3”, aseguró el directivo de CGC.

Por otro lado, en Cañadón Seco, Leiguarda mostró que el objetivo es desarrollar las Tobas Arenosas de los niveles superiores de la formación D129. En la actualidad existen dos pozos en producción completados con fracturas convencionales de baja extensión. Y que, a su vez, el bloque cuenta con dos sub-bloques separados por una falla, uno con mayor producción de líquido que el otro. Allí la compañía completó los dos pozos y perforó dos más que estiman que estarán en producción a fines de este año.

El vicepresidente de Unidades de Negocios de CGC dijo que la Cuenca Austral ranquea como tercera en Sudamérica en recursos shale, debajo de Vaca Muerta, y que allí se hizo una evaluación del recurso, que hubo un crecimiento del área y búsqueda de socios. “Hemos reparado los pozos verticales existentes. Se realizó un modelo pseudo 3D que permitió modelar la generación, el hidrocarburo expulsado y el retenido y se seleccionaron zonas de interés para la realización de las primeras estimulaciones no convencionales”, informó Leiguarda.

La compañía eligió dos pozos. El primero acumuló 142 m3 de petróleo de 51° API y el segundo 176 m3 de 39,1° API.

Al final de su presentación Leiguarda remarcó la importancia del Plan Gas en el incremento de la producción de la compañía. El ejecutivo especificó que la iniciativa provocó que se levante un equipo de perforación en la Cuenca Austral para perforar los pozos comprometidos en el plan, lo que los llevó a una actividad incremental de 65 pozos, instalaciones en superficie y una inversión total de US$ 267 millones. También, a incorporar unidades de separación primaria con deshidratación y compresión para el yacimiento Cerrito Norte, otra para Cañadón Seco, una planta de ajuste de punto de rocío de hidrocarburo para el yacimiento El Cerrito y otra para el Golfo San Jorge.

, Loana Tejero

Patagonia Resources es una empresa neuquina conformada por un equipo de profesionales enfocados en el desarrollo integral del capital humano. La firma es dirigida por Leticia Torres, y se encarga de seleccionar, capacitar y potenciar las competencias de las personas.

Ante los planes para el año próximo, desde la compañía destacaron: “Nuestra perspectiva es acompañar a las organizaciones a optimizar, retener y desarrollar el capital humano existente”.

La empresa cuenta con 10 años de experiencia en el mercado nacional y nació como una respuesta a la demanda y oferta laboral de personas y empresas en búsqueda de satisfacer las expectativas personales, profesionales y resultados mutuos.  Es por esto que desde la firma aseguraron: “Combinamos solidez profesional con atención personalizada, priorizamos las necesidades de empleo, capacitación y gestión del capital humano”.

También, plantearon: “Nuestra extensa experiencia reconoce las diferentes culturas organizacionales que conforman la cadena de valor en la industria energética, así como también la producción de bienes y servicios en la Argentina, permitiéndonos, de esta manera, conectar con empresas líderes del mercado”.

Metodología de trabajo

Desde la empresa indicaron que la metodología de trabajo consiste en escuchar a los clientes e indagar acerca de la visión del negocio para diseñar y construir un plan estratégico de recursos humanos, que acompañe y guíe al empresario a concretar sus metas.

Además, que la escucha también se da hacia cada una de las personas que transitan el proceso de búsqueda de oportunidades, desafíos y sugerencias en la decisión de un cambio laboral.

Ante esto, desde Patagonia Resources indicaron que “como una de las empresas Neuquinas que conforma el Cluster Vaca Muerta, tenemos el deseo de hacer la diferencia en la industria del Gas y Petróleo a través del asesoramiento en dirección y gestión de los procesos de empleo, generando valor y sinergia con colegas locales”.

, Redaccion EconoJournal

La Empresa Neuquina de Servicios de Ingeniería – ENSI – sumó un servicio de Conectividad Hidromecánica sin la utilización de explosivos, aplicable a pozos de petróleo y gas, tanto en intervención como en operaciones de abandono, a su porfolio de soluciones.

El servicio consta de la prestación de una herramienta con la asistencia de un equipo de work over, pulling o wireline. Se utilizan principios hidráulicos a través de un perforador hidromecánico punzante, atravesando la formación con fluidos de alta presión (JETTING), logrando de esta forma, el incremento de producción en pozos maduros, en muchos casos a valores cercanos a los de diseño.

Aplicaciones de la tecnología

–          Abrir intervalos entre el pozo revestido y el yacimiento (punzados, re-punzados para producción o inyección de fluidos)

–          Realizar Jetting en la zona cementada y formación

–          Incrementar el área de flujo (Incremento de flujo en el área revestida para facilitar la entrada de fluidos desde/hacia el yacimiento)

Según indicaron desde la empresa, dentro de las ventajas, más allá de la asociada a la no utilización de explosivos – no generación de CO2; no se requieren permisos para manejo de explosivos ni transportes especiales- (método tradicional), su operación es rápida, permite una mayor y apertura en el casing/perforación resguardando la geometría, resistencia y estabilidad de la columna punzada, el fluido a utilizar puede ser diverso y los costos operativos resultan sustancialmente menores a los estándares actuales.

La compañía

ENSI fue creada en 1989 con el objetivo de realizar la terminación, puesta en marcha y operación de la Planta Industrial de Agua Pesada.

Conformada societariamente por el Gobierno de la provincia de Neuquén y la Comisión Nacional de Energía Atómica, en 1995 decidió diversificar sus actividades, creando así una nueva unidad de negocios tendiente a brindar servicios a otras empresas, principalmente del sector energético tanto de la Cuenca Neuquina como de otras regiones del País.

De acuerdo a lo que informaron desde la empresa, el foco está puesto en satisfacer las necesidades de sus clientes, con un fuerte compromiso con la seguridad de las personas y los procesos, en la salud de los trabajadores y en el medioambiente. ENSI, con certificación ISO 9001:2015, avanza en el competitivo segmento de los servicios, buscando diferenciarse mediante la eficiencia en la gestión, la incorporación de tecnología y la adaptación constante a la filosofía de trabajo del cliente.

Además, la firma se especializa en la prestación de Servicios de Supervisión, Puesta en Marcha, Operación y Mantenimiento de Plantas Químicas y Petroquímicas, Yacimientos de Gas y Petróleo, Plantas de Tratamiento de Agua y Efluentes, Inspección de Obras e Instalaciones con Drones, y Operación de Laboratorios Físico-Químicos, y Servicios Integrales de Gestión de Pozos, incluyendo monitoreo de variables en forma remota, etc. Asimismo, cuenta con convenios de colaboración con Empresas lideres que, según informaron, permiten incrementar aún más la oferta de productos.

, Redaccion EconoJournal

Hasta ahora el desarrollo agropecuario y el desarrollo energético se pensaban como dos áreas separadas. Sin embargo, TSE Solar Energy, uno de los principales productores de energía solar en Francia, impulsó un método innovador que permitirá cultivar y al mismo tiempo generar energía a través de paneles fotovoltaicos.

La iniciativa comenzó con los agricultores de la región de Alto Saona, en Francia. Ellos cubrieron sus cultivos de soja con paneles solares con el objetivo de producir en las horas pico 2,5 megawatts (MW), lo que equivale a la energía consumida por 1.350 personas. La meta es lograr una sinergia entre el sector energético y el agro, aprovechando la misma superficie de terreno para obtener energía solar y productos agrícolas.

Para lograr esta meta, TSE instaló 5.500 paneles solares en una granja en la ciudad comunal de Amance a fin de experimentar con la energía agrovoltaica y contribuir al desarrollo de las energías renovables en conjunto con otros sectores de la economía.

¿Cuál es el impacto de los paneles sobre los cultivos?

Los paneles instalados tienen la particularidad de que son capaces de seguir la trayectoria del sol y dejar pasar la lluvia gracias a que se desplazan de manera vertical.

No obstante, también se mueven de forma horizontal. Es por esto que desde la compañía precisaron que los panales pueden disminuir los daños que causa el granizo o hacer que el suelo se eleve o enfríe algunos grados centígrados, según las condiciones meteorológicas.

El propósito del proyecto es que los agricultores puedan producir los alimentos y que a la vez se les proporcione sombra a los cultivos a fin de hacerle frente a las sequías y a las fuertes temperaturas que pueden afectar a la cosecha.

TSE ya ha tenido proyectos anteriores de energía agrovoltaica, pero fueron de menor escala. Es por esto que, con esta iniciativa, esperan ampliar el desarrollo hacia cultivos extensivos y también en la ganadería.

, Loana Tejero

Rubén Caligari, ingeniero en petróleo y profesor en el Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA), trazó un análisis sobre los trabajos que se podrían desarrollar en las cuencas que están por fuera de Vaca Muerta. En el 8° Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas del Instituto Argentino del Gas y del Petróleo dio cuenta de posibles escenarios de desarrollo, de las inversiones que se necesitarían y también explicó qué trabajos e innovaciones se tendrían que llevar adelante para aprovechar el recurso de los convencionales.

En base a esto, manifestó que “Vaca Muerta ha actuado como una aspiradora de talento e inversión. El pronóstico es una declinación que cierra con las reservas probadas. Las provincias petroleras se van a ver reducidas, a excepción de Chubut, por esto hay que hacer algo”.

Reactivación

Caligari planteó que la industria del petróleo fue la más competitiva de Latinoamérica, que demostró su madurez rápidamente y que salió a competir con altísimos niveles. Y que, a su vez, Vaca Muerta se sumó a esta trayectoria.

Para exponer sus ideas sobre cómo lograr una reactivación en los yacimientos marginales de las cuencas maduras, el ingeniero en petróleo tomó como ejemplo la cuenca del Golfo San Jorge e indicó que esta tiene una dificultad geológica pero que al mismo tiempo proporciona una gran posibilidad si se obtiene el recurso que está presente en los reservorios.

En base a esto manifestó: “Tenemos una dispersión de petróleo que hace que cuando lo vamos a buscar sólo lleguemos al 50% del reservorio. Tenemos un bajo nivel de energía y eso ya es difícil de alcanzar. Hacemos recuperación terciaria, pero el factor de recuperación es bajo. Con la inyección de agua tenemos un factor de recuperación promedio incremental del 4%. Esto gracias al trabajo de los operadores de la cuenca”.

Escenarios

Ante este panorama, el especialista expuso diversos escenarios: “El primero contempla la perforación de 2100 pozos con un volumen de reservas a movilizar sería 57 millones de metros cúbicos (m3). El segundo escenario proyecta la perforación de 3100 pozos con un volumen de reservas de 75 millones de m3”.

En ese sentido, afirmó que para lograr esto se tendrán que movilizar inversiones del orden de los US$ 8.000 millones para el escenario uno. Y US$ 11.000 millones para el escenario dos. Con un costo operativo de entre US$ 4.000 y 5.000 millones. A su vez, manifestó que serían pozos con una acumulación de 12.000 m3.

Impacto social y económico

Respecto a los dos escenarios, Caligari sostuvo que resultan atractivos por el impacto económico y social. “Hay un efecto multiplicador que el IAPG ha estudiado que calcula que entre un 120 y 140% de las inversiones van a venir añadidas y que las familias van a incrementar sus ingresos”, detalló.

Asimismo, aseveró que para crear valor en las cuencas maduras es necesario que exista un compromiso de todos los actores y tener una industria competitiva en cada segmento.

De igual manera, el experto en petróleo indicó que “es necesario que se de un desarrollo de pymes de nicho, es decir, gente que sepa hacer de la eficiencia el gran negocio de la cuenca. Nuestra eficiencia operativa es el signo de distinción que tenemos que tener como ventaja competitiva. Las provincias van a ser las beneficiarias de esto”.

Regulaciones y normas

Otro de los aspectos clave que remarcó el ingeniero fue que, para lograr la reactivación de los pozos, se necesita estabilidad y que las operadoras reciban una compensación y se comprometan a producir. 

En su presentación, reparó en la necesidad de que los gobiernos federales y provinciales garanticen normas estables donde apoyar decisiones de largo plazo, que las operadoras tengan compromiso de trabajo que aseguren previsibilidad a todos los actores. También, que las compañías de servicios brinden dinamismo en las respuestas al estímulo y que los sindicatos den una apertura a las discusiones.

Para esto, puntualizó que “tendría que haber una prórroga y modificación de los modelos de contrato, análisis de los pasivos ambientales, estudios de convenios en sectores de rentabilidad acotada y eliminación de impuestos distorsivos que recortan el nivel de inversión”. 

, Loana Tejero

Jorge “Loma” Ávila, secretario general del sindicato de petroleros privados de Chubut; y Mario Lavia, secretario adjunto de la Federación Argentina Sindical del Petróleo, Gas y Biocombustibles (F.A.Si.Pe.G. y Bio), expusieron sobre cuáles son los pasos a seguir para lograr el desarrollo en todas las cuencas productivas de la Argentina a fin de lograr un impacto positivo en la economía y también en la labor de los trabajadores del sector.

Los referentes de los gremios petroleros disertaron sobre los principales desafíos que deberá sortear la industria, sobre la necesidad de contar con marcos regulatorios que garanticen estabilidad y sobre la urgencia por adquirir nuevos equipos para los yacimientos, en el 8° Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas del Instituto Argentino del Gas y del Petróleo.

Loma Ávila identificó varias problemáticas que, según su mirada, se deberían resolver a fin de aprovechar los recursos de las cuencas. En ese sentido, aseveró que “desde hace años los insumos, los polímeros, se han encarecido y le quitan valor al barril. Se necesitan políticas para hacer a los polímeros más baratos y también a los sustitutos para valorar el barril”.

El líder del sindicato petrolero de Chubut marcó que en la actualidad no hay equipos tecnológicos modernos que permitan encarar proyectos de conversión, sumado a que se ha perdido el capital humano. Para graficar esta situación indicó que antes en Chubut contaban con 14.000 trabajadores en los yacimientos y que ahora ese número descendió a 10.400, puesto que hay obreros que se jubilan y nuevos profesionales que emigran.

Ávila planteó que para solucionar esto es necesario que se dé una discusión entre las empresas, las operadoras, las pymes y que además exista una ley que establezca que toda la maquinaria que sea necesaria para lograr el desarrollo de los yacimientos se quede por al menos seis años en las provincias para lograr una continuidad laboral.

Sobre este último punto, el referente sindical aseveró: “Hay que tener políticas de Estado. Contratos que den garantías. Si cada dos años vamos a cambiar la política es muy difícil generar esto. Tenemos que tener una política nacional para el país y que podamos empujar este barco y ser un país petrolero”.

Desafíos y el rol de los sindicatos

Lavia habló sobre los desafíos que tiene la industria hidrocarburífera e indicó que “la agenda 2030 es una realidad. La Argentina tiene que desarrollar esos recursos que el mundo necesita, pero tiene que haber previsibilidad. Hay que ordenar la política para hacerlo así también con la economía, con la industria y los trabajadores. Cuando nos ordenamos los trabajadores el país se pone en marcha”.

También consideró que tendrá que haber consenso entre las organizaciones sindicales y los sectores empresarios, que se necesitan 10 o 12 puntos de acuerdo para lograr el desarrollo y también previsibilidad.

Competitividad de la industria

Respecto a si la industria de los hidrocarburos es competitiva a nivel nacional, Lavia manifestó que hay volatilidad en el precio del barril de crudo, pero que aun así el sector está preparado y está llevando adelante inversiones para que las nuevas tecnologías que se precisan se puedan implementar. “Necesitamos tener reglas de juego claras porque para tener certidumbre necesitamos que las empresas se puedan desarrollar y competir en el negocio, y que también tengan certidumbre por parte de las organizaciones sindicales”, dijo el secretario adjunto de la Federación Argentina Sindical del Petróleo, Gas y Biocombustibles.

Ávila se mostró de acuerdo con esta visión y remarcó que “pese a que en las cuencas se trabaja con herramientas antiguas, la industria es competitiva por el esfuerzo de la gente. Necesitamos un cambio tecnológico para mejorar la productividad”.

Convenios colectivos y actividad de la industria

En lo referido a los convenios colectivos, Lavia precisó que desde los gremios hubo capacidad para actualizarlos. “En las refinerías y en algunos sectores de los yacimientos tenemos convenios que nos permiten mover la vara de acuerdo al movimiento. Las nuevas tecnologías requieren más capacitación y mejores salarios”, opinó.

Ávila sumó que con las nuevas tecnologías será preciso una nueva actualización, que deberán reabrirse los convenios para generar nuevas fuentes de trabajo. También, que se necesitarán modificaciones para saber el verdadero título de las personas y asignarles su categoría correcta.

El líder sindical exhibió también que “hay un desacomodamiento que está golpeando a la industria. Esta va a ser una pelea dura. Si no hacemos esto encarecemos más a la mano de obra, al trabajador, por la multiplicidad de tareas. Tenemos que encontrar la posibilidad de que nuestra gente se siga formando de la mejor manera posible”.

El rol de la mujer en la industria

Sobre la participación y la llegada de mujeres dentro de la industria, Lavia señaló que el talento que han aportado, sobre todo en las refinerías, ha sido muy bueno. “Han ingresado muchas mujeres y demuestran esa capacidad que nos obliga a dar lugar. Tenemos una secretaria de Mujeres, Diversidad y Género que está brindando políticas dentro de nuestra organización. Debemos proteger la diversidad”, consideró.

También habló sobre la formación profesional y la necesidad de que nuevos profesionales se inserten en la industria e informó que desde la Federación hay capacitaciones permanentes que van de la mano con el sector empresario. No obstante, advirtió que la concentración de la actividad en algunas regiones y que la falta de perspectiva y certidumbre lleva a que los jóvenes no encuentren su rumbo en la actividad.

Por último, Loma Ávila comentó que en boca de pozo es muy difícil insertar a las mujeres, pero que en lo que es la producción hay una gran cantidad de trabajadoras que son químicas, bioquímicas. En ese sentido subrayó: “Tenemos que lograr que ellas se transformen en mujeres petroleras. El compromiso también tiene que ser de la industria. Si las operadoras pensaran en la igualdad entre el hombre y la mujer nos tendrían que ayudar para que las mujeres también se jubilen a los 50 años”.

, Loana Tejero

Daniel Gerold, presidente y fundador de la consultora G&G Energy, disertó sobre cuáles serían las cuestiones a resolver para que la Argentina se posicione como un país exportador de energía. En su presentación en el 8° Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas sostuvo que “es necesario que se dé una recomposición de los precios internos de los combustibles, con fondos compensadores a futuro y con predictibilidad de derechos de exportación. Y también, una normalización en el mercado de divisas”.

En esa línea, marcó que “hay un problema central que es qué va a pasar con los precios. El sector energético se alimenta con lo que se recauda con la venta de los combustibles y sus valoresestán en el retraso más alto de los últimos 15 años. La industria y el país no pueden permitirse regalar algo que cuesta 9 o 10 mil millones de dólares producirlo”.

También, Gerold planteó que resulta indispensable que quienes lleven adelante proyectos en el país puedan acceder a las divisas para el pago de dividendos y el repago de deudas.

No obstante, el fundador de G&G Energy Consultants advirtió que será fundamental que la Argentina importe sets de fractura y equipos de perforación, que mantenga el buen esquema de contractualización de gas en el mercado interno. También, que cuente con un esquema predecible de exportaciones de gas, petróleo y combustibles y que tenga libertad de exportación de Gas Natural Licuado (GNL).

Giro conceptual  

En su presentación Gerold recalcó que la Argentina posee productos demandados por décadas hacia adelante, que hay grandes recursos disponibles en un país con cumplimento errático de reglas. Sin embargo, manifestó que los gobiernos provinciales apoyan las inversiones y la actividad y que hay operadores, contratistas y profesionales calificados que contribuyeron a lograr buenos resultados a pesar de las dificultades y el escenario macroeconómico actual.

En base a esto expuso que “en 202o había pánico, el petróleo valía negativo. El 2023 es un mundo optimista, las perspectivas son de crecimiento para la Argentina. El país está estancado, pero ha habido una recuperación de la economía desde la pandemia. El crecimiento va a venir de lo que Argentina logre exportar de gas natural. El mercado eléctrico es muy importante”.

Asimismo, el ingeniero industrial reparó en la demanda invernal y planteó que se deberán realizar obras de infraestructura, puesto que la productividad del shale gas es extraordinaria. También, que, en otras cuencas del país, como en el Golfo San Jorge, se ha dado una recuperación de la producción y que también está el desarrollo offshore en la Cuenca Austral, proyectos que contribuirán al desarrollo.

Respecto al petróleo, exhibió que hubo un incremento de 304.795 bbl/d de shale oil en septiembre de 2023 tras cinco meses de estancamiento. “Esto es un mérito sólo comparable con lo que se ha logrado en Estados Unidos, con un escenario más flexible. Ni el gobierno ni los sindicatos interfirieron con esto, sino que apoyaron”, puntualizó Gerold.

En esa línea, explicó que lo complejo de esta situación es mantener la tendencia, y que para hacerlo es necesario contar con más equipos como así también un nuevo ciclo de expansión privada de infraestructura de petróleo y proyectos adicionales.

Sobre este último punto dijo: “En petróleo el gobierno extendió las concesiones de OTASA y en Oldelval, ahora hay más que una duplicación de la capacidad actual. Hay expansión que se está desarrollando. Hoy no hay restricciones para la capacidad de transporte”

De igual manera, el consultor agregó que “en gas está la reversión del Norte con financiamiento estatal, imprimiendo pesos, esto es parte de la inflación. Para la segunda etapa del Gasoducto Néstor Kirchner, el gobierno que venga podría dejar que los generadores eléctricos firmen con industrias contratos en dólares que permitan financiar la segunda etapa del ducto”.

Exportación y cambios de esquemas

En cuanto al potencial exportador y los esquemas regulatorios, Gerold sostuvo que la cuenca Neuquina tuvo una recuperación de la producción puesto que se sumaron 160.000 barriles de crudo en dos años. “Se requiere un gran trabajo por parte de las provincias para tratar de encontrar en los yacimientos maduros y empresas nuevas distintos esquemas con reducción de regalías. La Argentina y las empresas del sector petrolero vamos a un cambio estructural”, consideró el presidente de G&G Energy Consultants.

Sobre el gas, indicó que las exportaciones aún son bajas porque los mercados regionales dejaron de depositar su confianza en el país cuando se rompieron los contratos de exportación con Chile. Ante esto, marcó la necesidad de contar con regímenes de exportación estables y darles paso a las iniciativas privadas.

, Loana Tejero

El EBITDA de YPF, los ingresos antes del pago de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones, retrocedió en el tercer trimestre un 38,5% interanual y un 7,8% con respecto al trimestre previo debido principalmente a una caída en los precios locales de combustibles en dólares, parcialmente compensada por mayores ventas estacionales de gas natural.

El resultado neto de la compañía arrojó una pérdida cercana a los 65.000 millones de pesos como consecuencia de los menores resultados operativos y una provisión por desvalorización de activos de gas dado un contexto previsto de mayor competencia en dicho segmento para los próximos años, que, según se remarcó en el balance, refuerza la estrategia de priorizar oportunidades de petróleo respecto de las de gas natural en el corto y mediano plazo, manteniendo la estrategia de desarrollar GNL en el largo plazo.

El flujo de caja libre fue negativo en casi 380 millones de dólares como consecuencia del flujo de inversiones que, según lo planificado, no logró ser compensado totalmente con el flujo de las actividades operativas, alcanzando un nivel de deuda neta de 6675 millones de dólares y un ratio de endeudamiento neto de 1,7 veces en relación con el EBITDA ajustado.  

Venta de nafta y gasoil

Los volúmenes de venta de naftas al mercado interno aumentaron un 5,7% interanual y un 4,8% con respecto al trimestre anterior, mientras que los de gasoil cayeron 0,7% en un año, pero mejoraron 2% con respecto al segundo trimestre. Según la compañía, en conjunto, los volúmenes de venta de combustibles en el mercado local alcanzaron el máximo nivel trimestral despachado en la historia de YPF.

Esa mayor demanda coincidió con una caída interanual de 1% en los niveles de procesamiento de las refinerías de la empresa, como resultado de paros programados de mantenimiento en las refinerías de La Plata y Luján de Cuyo. Con respecto al segundo trimestre la caída fue del 10%.

Como consecuencia del aumento de la demanda y la menor producción local de combustibles, las importaciones aumentaron un 35,8% con respecto al segundo trimestre, debido a precios más altos por 17,3% y a mayores volúmenes importados por 15,7%.

YPF aclaró que durante el trimestre no se importaron naftas, por lo que el aumento excepcional de la demanda se abasteció mediante una importante reducción de sus inventarios.

Producción

YPF alcanzó en el tercer trimestre una producción de 519.700 barriles equivalentes de crudo por día, un 3% más que en el mismo período del año pasado. El crudo lideró el crecimiento con una expansión interanual de 5,4%, mientras que el gas cayó 2,3%.

La producción convencional cayó 6% interanual quedando en 238.400 barriles equivalentes, mientras que el shale creció 16% y llegó a 240.000 barriles equivalentes, el 46,1 por ciento de la producción total.

En el caso del crudo, el shale aumentó 19,8% interanual, mientras que el convencional cayó 1,9%. El shale representa en este caso el 38,9% del total.

En gas, el shale aumentó 6,5%, mientras que la producción convencional cayó 10,6%. El shale gas ya representa el 48,5% del gas que produce YPF.

, Redaccion EconoJournal