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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Minsait, una compañía de Indra, firmó un acuerdo de colaboración con Implico, proveedor de soluciones de TI para la industria del Downstream (distribución y comercialización de combustible), para  ofrecer soluciones de vanguardia que contribuyan a la digitalización del sector.

Las compañías en el sector de combustibles vienen enfrentando un contexto en continua transformación por la transición energética, las regulaciones cada vez más exigentes, la inestabilidad en los precios del crudo, y la transformación en las pautas de consumo. Durante el 2020, el COVID-19 sumó nuevos factores de complejidad, generando un shock de demanda por la interrupción temporal del transporte, que provocó exceso de stocks y el derrumbe de precios, lo que a su vez contribuyó a acelerar los cambios que ya se estaban produciendo en los patrones de movilidad, como la extensión masiva del teletrabajo o la reducción de los viajes de empresa, entre otros.

 Ante esta situación, las compañías del sector que operan en el Downstream y específicamente en la Distribución de combustibles y Gestión de Estaciones de Servicio (EESS), enfrentan el desafío de adaptarse rápidamente al nuevo escenario, obteniendo mejoras en el corto plazo para reinventarse en un fututo, revisando su portfolio e incorporando nuevas fuentes de ingresos a su cuenta de resultados que garanticen su supervivencia.

Minsait e Implico se unieron con el objetivo de plantear a los clientes una propuesta diferencial, que les permita abordar esta transformación, basada en los siguientes pilares:

●      La experiencia y conocimiento de ambas compañías en la industria, contando con importantes referencias en procesos de transformación

●      Liderazgo y especialización en las soluciones de referencia para la Gestión de Estaciones (SAP RFNO) y Logística Secundaria (SAP SDM) integrado en el catálogo de soluciones SAP, lo que facilita la automatización, la optimización de la cadena de suministro y la incorporación de una nueva oferta al portfolio comercial

●      Modelos de entrega ágiles, que permiten a las compañías seguir prestando servicio mientras se transforman, al mismo tiempo que incorporan nuevas soluciones y mejoras en su operativa

La alianza, además, se extiende a las filiales que ambas compañías tienen en Latinoamérica y Europa, lo que les permitirá dar cobertura a las compañías de petróleo y gas que operan en estas regiones y acompañarlas en su digitalización para adaptarse con eficiencia a las condiciones que impone el mercado.

Minsait, una compañía de Indra, es una empresa líder en consultoría de transformación digital y Tecnologías de la Información en España y Latinoamérica. Minsait presenta un alto grado de especialización y conocimiento sectorial, que complementa con su alta capacidad para integrar el mundo core con el mundo digital, su liderazgo en innovación y en transformación digital y su flexibilidad.

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Por Red de Académicos por el Desarrollo de una Minería Sustentable *

Marie Curie fue una científica y feminista pionera en el estudio de la radioactividad. Sus dos premios Nobel reflejan la magnitud de sus logros, cuyo legado se extiende hasta el día de hoy. Ni los más recalcitrantes prejuicios de la época la hicieron desistir de su compromiso con la ciencia y la técnica, lo que quedó de manifiesto cuando afirmó que “Nada en la vida es para ser temido, es sólo para ser comprendido. Ahora es el momento de entender más, de modo que podamos temer menos”.

Es importante recordar estos pensamientos, sobre todo en momentos como éste, en el que referentes del campo científico argentino parecen más proclives a temer y a infundir temor que a esforzarse por comprender.

Días atrás tomó estado público un documento con el sello de la Mesa de Coordinación Técnica sobre Zonificación Minera CCT CONICET-CENPAT, en el que, muy lejos del espíritu de Madame Curie, se efectúan una serie de afirmaciones más tendientes a inducir miedo que a estimular la generación y transmisión de conocimientos.

Son incontables las falacias que dicho documento manifiesta, como el suponer que un puñado de accidentes mineros implica una amenaza de contaminación, tan falaz como lo sería afirmar que el transporte aéreo constituye una amenaza de muerte violenta, sobre la base de considerar accidentes aéreos ocurridos en el pasado.

El nivel de desconocimiento reflejado en dicho documento es tal, que confunde los aspectos que son objeto de una ley con aquellos que son aplicables a cada proyecto en particular, y que tanto en la Argentina como en cualquier país del mundo se tratan durante el proceso de evaluación de impacto ambiental de cada proyecto, como es el caso del uso del agua o de las áreas de afectación directa e indirecta.

También es falaz la afirmación de que no hayan existido instancias de participación en el proyecto de zonificación, falacia que queda de manifiesto en el hecho de que el CENPAT rechazó públicamente la invitación al diálogo generada por el gobierno de Chubut. Entendemos que si eligieron no participar es porque no están dispuestos a discutir la forma en que puede desarrollarse la minería.

Por el contrario, todo indicaría que consideran que la minería sencillamente no debe desarrollarse. Y es llamativo que el CENPAT se oponga a la minería y, al mismo tiempo, desarrolle una labor científica que no sería posible sin minerales. Sin los materiales procedentes de la minería no existirían los espectrómetros, ni los digestores por microondas, ni las estufas, ni las muflas, ni las balanzas, ni los cromatógrafos, ni las centrífugas, ni los microscopios, ni los autoclaves, ni las campanas de extracción, ni los termocicladores, ni los espectrofotómetros, ni las cámaras de cultivo, ni los muestreadores, ni los agitadores, ni las microcentrífugas, ni los fluorómetros, ni las cortadoras de rocas, ni las computadoras, ni las impresoras, ni los teléfonos, ni los GPS, ni los vehículos, ni las agujas utilizadas en la vacunación contra el COVID-19, ni ningún otro de los equipos que, de acuerdo con su sitio web, el CENPAT utiliza cada día para realizar su labor.

Es a la vista de ello que la oposición del CENPAT se torna aún más preocupante, porque el mensaje que indirectamente transmite a la sociedad es que la minería es imprescindible para el desarrollo de la ciencia, y de la humanidad en general, pero los presuntos impactos asociados a la misma los debe sufrir el prójimo, ya sea en otras provincias o en otros países en los que, por cierto, los efectos del cambio climático global se sienten y seguirán sintiéndose tanto como en Chubut.

Esta postura resulta sumamente peligrosa, pues conlleva la externalización de riesgos ambientales, algo que se creía propio de algunas actividades productivas pero que, en este caso, es realizado por una institución científica. Es una postura que alienta un egoísmo y un individualismo muy contrarios a los valores que el CENPAT afirma defender.

Ahora bien, ¿es la postura del CENPAT representativa de la comunidad científica? La respuesta es un rotundo no, que queda en evidencia al recordar las recientes jornadas participativas para el desarrollo del Plan Estratégico de Desarrollo Minero Argentino, de las que participaron personalmente la presidenta del CONICET, Ana Franchi, y el Ministro de Ciencia, Tecnología e Innovación, Roberto Salvarezza. En dicha oportunidad, el Dr. Salvarezza manifestó: “Quiero destacar la iniciativa de mirar a la minería a largo plazo y su articulación contemplando la ciencia, la tecnología y el medio ambiente. Una mirada trasversal que está atravesada por la discusión de la licencia social. Es importante la ciencia en el debate, un compromiso que desde el ministerio asumiremos para que se lleve adelante con la mayor transparencia dejando de lado posiciones extremas”.

Y es lógico que un Ministro de Ciencia esté a favor del desarrollo de la minería, no sólo porque entiende que es una actividad con un alto potencial para contribuir al desarrollo de nuestro país, tal como lo hizo con países de mayor tradición minera como Australia o Canadá, sino también porque entiende que los salarios de los investigadores del sistema científico nacional se pagan con el presupuesto nacional, el cual también se nutre de las retenciones a las exportaciones y del impuesto a las ganancias que pagan las empresas mineras que operan en provincias en las que la actividad no se encuentra prohibida. Por cierto, de dicha contribución impositiva también se beneficia la provincia de Chubut, no sólo a través de los salarios de trabajadores nacionales como los del CENPAT, sino a través de la coparticipación federal.

El potencial de la minería fue reconocido por la Asamblea de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente, cuando en su cuarto período de sesiones aprobó la Resolución UNEA/EA.4/Res.19 sobre gobernanza de los recursos minerales. Dicha resolución reconoce la importante contribución de la minería al logro de los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) y la dependencia que las tecnologías limpias con bajas emisiones de carbono tienen respecto de la extracción de metales y minerales.

Dejando al descubierto lo inconducente y falto de ética en la consigna de NO es NO, es necesario reconocer el valioso aporte que el sistema científico puede hacer en la discusión acerca de CÓMO puede desarrollarse la actividad. Un valioso aporte en ese sentido fue dado por la presidenta del CONICET, la Dra. Ana Franchi, durante las jornadas participativas para el desarrollo del Plan Estratégico de Desarrollo Minero, cuando manifestó que “esta pandemia ha puesto de manifiesto la necesidad de trabajar y de enfocar la investigación a los temas y necesidades del país. Esto se pudo hacer con la pandemia y ha tenido respuestas muy positivas. Creo que hay muchos temas en los que nos podemos enfocar porque tenemos una sólida comunidad científica preparada que, si hay un desafío, lo puede afrontar”.

Respecto del abordaje necesario para el desarrollo minero, la Dra. Franchi agregó que éste requiere “pensar en lo ambiental con seriedad, en las investigaciones y en lo social” y aseguró que los treinta profesionales del CONICET especializados en minería (que participarán de los debates del PEDMA) aportarán investigaciones certeras frente a “mucha información que está circulando que no está fundamentada”.

Es cierto que la actividad minera supone ciertos riesgos, de la misma forma en que lo suponen otras actividades como la petrolera, la agropecuaria o la industrial, pero, lejos del trágico relato que tan fácil se suele viralizar, la minería moderna se efectúa con altos estándares de calidad ambiental, que reducen considerablemente esos riesgos.

Desde la Red de Académicos por el Desarrollo de una Minería Sustentable (RAD-MS) defendemos la necesidad de un saludable desarrollo de la actividad minera y de toda su cadena de valor, en el marco del cuidado del ambiente y a través del conocimiento científico-tecnológico. Estamos convencidos de que la actividad minera puede constituirse en uno de los pilares de la reconstrucción del entramado productivo y social de Argentina.

Finalmente creemos que la minería tiene mucho por mejorar en nuestro país y que nuestros científicos tienen mucho para aportar en ese sentido. Pero esa mejora requiere actuar con responsabilidad, porque tal como nos enseñó Madame Curie, es el momento de entender más, de modo que podamos temer menos.

* ADARVEZ, Silvina bióloga; AHUMADA, Marita, geóloga-ambientalista; ALONSO, Ricardo, geólogo; ARIAS, Darío, abogado; BELLINI, Marcelo Rubén, ingeniero de minas; BENEGAS, Oscar Armando, ingeniero de minas; BONALUMI, Aldo Antonio, geólogo; CASADIDIO, Natalia, socióloga; CASTRO, Liliana, geóloga; DA CUNHA, Javier, licenciado en Higiene y Seguridad; DECONO, Francisco, especialista en Higiene y Seguridad en el Trabajo Agrario- Ingeniero Químico; DE OLIVERA, Denise, periodista; FERNÁNDEZ, Mariano, abogado; FRIDMAN, Diego Hernán, médico, docente-Investigador, geología médica; GARCÍA, Susana, médica toxicóloga; GONZÁLEZ, Adriana, politóloga; GUARIDO, Julio Cesar, geógrafo; HERRERA, Rinaldo, ingeniero de minas; LAVANDAIO, Eddy, geólogo; LECAM, María Sabrina, ingeniera ambiental; LENCINA, Robert, geólogo y mediador; LICHTSCHEIN, Cecilia, ingeniera ambiental; LÓPEZ, Luis Eduardo, geólogo; MAZZIERI, Carolina, geóloga; y siguen las firmas.

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Emerson (EMR en la bolsa de Nueva York), una compañía global de software y tecnología de automatización, recibió el premio «Plataforma de análisis de IoT del año» por su software Plantweb Optics Analytics. El honor, parte de la 5.ª edición anual de los premios IoT Breakthrough, reconoce al software de análisis de Emerson que emplea inteligencia artificial y machine learning para mejorar la confiabilidad, la seguridad y la sustentabilidad, mientras se optimiza la producción de los fabricantes industriales.

«Los fabricantes industriales generan gran cantidad de datos, pero pocas compañías en realidad obtienen la información necesaria para optimizar sus operaciones», comentó Stuart Harris, presidente del grupo de la unidad de negocios de transformación digital de Emerson. «Con Plantweb Optics Analytics, le ofrecemos a los fabricantes capacidades avanzadas de análisis que son fáciles de implementar y rápidas a la hora de ofrecer resultados. Este premio IoT Breakthrough reconoce nuestra tecnología líder en la industria, la experiencia y el enfoque en la creación de valor para nuestros clientes».

Las nuevas tecnologías presentan una amplia variedad de oportunidades para los fabricantes actuales. De hecho, el análisis tiene el potencial de ofrecer más de $4 billones de crecimiento en fabricación industrial, según McKinsey. Plantweb Optics Analytics de Emerson es un potente software de análisis de IoT industrial que recopila e interpreta datos operativos para ofrecer visibilidad en tiempo real de la condición del equipo y el desempeño operativo. Junto con la especialización sectorial incorporada, Plantweb Optics Analytics puede mejorar el desempeño en todos los niveles de una empresa, de equipos sencillos y activos complejos a unidades de procesos y plantas de producción completas. Plantweb Optics forma parte del galardonado Plantweb Digital Ecosystem de Emerson, con tecnologías, software y servicios de transformación.

El software Plantweb Optics Analytics de Emerson se basa en una combinación de modelos impulsados por datos y análisis impulsados por principios para identificar, predecir y evitar más del 80 % de las fallas comunes en los activos, al aprovechar el machine learning, el modelado predictivo y la inteligencia artificial a fin de proporcionar información que impacte el desempeño del negocio. Recientemente, la compañía también presentó la tecnología de realidad aumentada (AR) para Plantweb Optics, la cual permite que los trabajadores tengan acceso mejorado a información crítica y asesoramiento de expertos, además de potenciar la colaboración remota para mantener las operaciones y evitar periodos de inactividad.

Los premios IoT Breakthrough reconocen a los innovadores, los líderes y los visionarios de todo el planeta en una variedad de categorías del Internet de las cosas, entre ellas el IoT industrial, IoT empresarial, IoT para consumidores, IoT residencial y más. El programa de este año atrajo a más de 3850 nominaciones de compañías de todo el mundo.

«Con Plantweb Optics Analytics, las organizaciones tienen una plataforma ‘innovadora’ que les ayuda a mejorar áreas de desempeño clave como la confiabilidad, la seguridad, la optimización de la producción y la gestión energética ―los mayores promotores de ganancias para las operaciones de un fabricante»―, expresó James Johnson, director ejecutivo de IoT Breakthrough. «La innovación en IoT de Emerson se destaca en la categoría de análisis de IoT este año y nos complace poder nombrar a Emerson como el ganador del premio IoT Breakthrough de 2021».

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En una conyentura en la que Argentina necesita inversiones extranjeras para industrializar sus reservas hidrocarburíferas, el marco regulatorio comienza a jugar un rol preponderante a la hora de brindarles garantías a los potenciales inversores. Dentro del sector energético, el estudio Martínez de Hoz & Rueda es una referencia ineludible a la hora de plantear temas jurídicos y regulatorios. TRAMA conversó con los socios fundadores de dicho estudio, los abogados José Martínez de Hoz, Pablo Rueda y Tomás Lanardonne, quienes analizaron qué tipo de legislación debe dictar la Argentina para promover el desarrollo energético y qué experiencias regionales exitosas pueden tomarse como referencia a la hora de diseñar un nuevo marco jurídico.   

El Gobierno planteó a través del secretario de Energía, Darío Martínez, que tiene intención de enviar al Congreso una nueva Ley de Hidrocarburos para promocionar inversiones en el sector. ¿Qué ejes cree que indefectiblemente tienen que estar incluidos en un proyecto de esta naturaleza? 

José Martínez de Hoz: Creo que debe contemplar cuatro pilares fundamentales. El primero es la posibilidad de exportar gas y petróleo en forma libre y no en forma interrumpible, básicamente por las necesidades y urgencias locales de corto plazo. Sin eso no hay proyecto de exportación viable, no hay nadie que vaya a hundir cientos o miles de millones de dólares si esas condiciones no están dadas. Asociado a eso está la segunda pata, que es la eliminación de los derechos de exportación. Es absolutamente impensable un proyecto de esta naturaleza con esas condiciones. Sean altos o sean bajos, la mera posibilidad de tener derechos de exportación que alteren la ecuación económica es fulminante. Además, termina encareciendo la competitividad del proyecto. La tercera pata es la famosa libre disponibilidad de divisas. Esta es otra cuestión absolutamente crucial. No hay forma de que se pueda desarrollar una inversión de estas características sin libre flujo de entrada y salida de capitales. El cuarto pilar puede ser leguleyo pero no es menos importante, y más en un país con la debilidad institucional que tiene la Argentina: contar con un foro neutral internacional para resolver las potenciales disputas que puedan surgir.   

Algunos referentes del sector toman el caso de Camisea, en Perú, como un ejemplo de marco regulatorio que incentivó la llegada de inversiones. ¿Es aplicable para la Argentina ese caso? 

Pablo Rueda: El caso de Perú conviene compararlo porque es muy parecido al de Argentina. Es un país que inició un proceso de atracción de inversiones con una historia de extrema volatilidad y rompimiento de compromisos. Con esos antecedentes, lo que hizo Perú fue reformar la Constitución. De esta manera, les dio a los inversores garantías jurídicas de raigambre constitucional, con derechos adquiridos a un marco regulatorio con garantías cambiarias y firmeza de autorizaciones de exportación. Todo, en un contrato entre el Estado y el inversor con arbitraje internacional. Esto no representó ninguna entrega de Perú, todo lo contrario. Significó la oportunidad que tuvo el país para desarrollar su mercado, sacar gente de la pobreza y generar riqueza.  

Hay algunas cuestiones que generan cortocircuitos, al margen de lo jurídico. Por ejemplo, el no cumplimiento del pago de la deuda prevista por el decreto 1053/18. ¿Qué sensaciones creen que generan en el mercado del gas ese tipo de acciones? 

JMH: Creo que en el afán de ser positivos y que las cosas salgan adelante no decimos lo que se necesita. Además de la creación de un marco jurídico adecuado, hay que tener en cuenta las cosas que no hay que hacer. El no cumplimiento del pago de la deuda prevista por el decreto 1053 fue una coincidencia muy desafortunada con el Plan Gas 4, porque las similitudes entre el decreto 1053 y el Plan Gas son bastante evidentes. Y en definitiva, la derogación del decreto 1053 en la Cámara de Diputados, en la Ley de Presupuesto, genera dudas con respecto a por qué lo que ocurrió con ese decreto no podría repetirse con el Plan Gas o con cualquier otro proyecto. Por eso es importante el concepto  
de seguridad jurídica en el sentido de estabilidad de reglas de juego, de previsibilidad y de transparencia. Y eso también se traslada al tema fiscal. Con la actual administración se crearon 14 impuestos. Además de afectar la competitividad de la economía argentina, genera un problema de credibilidad porque demuestra que la variable de ajuste son los impuestos que afectan los proyectos en curso y la economía. Estas son las cosas en las que es importante ser cuidadosos para no afectar el ambiente de inversiones.  

Hay proyectos para exportar gas primero hacia Chile o Uruguay y en una segunda etapa quizás a Brasil u otros mercados. ¿Dónde creen que tiene que estar puesto el foco a la hora de diseñar un marco regulatorio que pueda cubrir este tipo de exportaciones? 

PR: Hay dos elementos fundamentales. El primero es crear un marco jurídico vía contratos de inversión que garanticen que esas grandes inversiones, con costos hundidos que se necesitan para hacer proyectos de inversión, van a ser respetadas. En un ámbito no solo regulatorio energético sino también cambiario y fiscal. Y lo segundo es solucionar el tema de la demanda prioritaria. Las grandes crisis que hubo en la Argentina en el mercado mayorista del gas se dieron a partir de devaluaciones que impactaron en lo que es el mercado mayorista de gas, incrementando el precio que debía pagar la demanda prioritaria o vía una regulación que congeló los precios a los cuales podían vender el gas los productores. El problema de la demanda interna hay que solucionarlo como condición para cualquier desarrollo del negocio exportador. Porque si no se tiene un remedio para los problemas que puede haber en el mercado interno, siempre se termina destruyendo el mercado exportador. 

¿Qué balance hacen en términos regulatorios de lo que fue el funcionamiento del barril criollo?  

JMH: Tengo una visión crítica del barril criollo. Creo que fue una decisión desafortunada, que metió ruido en el sistema. En los meses de abril, mayo y junio, los productores no integrados tenían dificultades para colocar su producción. Y muchas más dificultades pasaron a tener con un precio de barril a u$s 45. Esto en definitiva causó problemas en el mercado, causó reclamos de las provincias y el saldo que nos deja es de batallas legales entre las compañías petroleras y las provincias por las regalías. El otro impacto que dejó, en línea con lo que considero no hay que hacer, fue incertidumbre en el mercado. Nuevamente, cuando hay dificultades se rompen las reglas de juego. Lo que hizo el decreto 488, en definitiva, fue un aumento de las regalías. Calculó ese 12% que era ficticio, artificialmente más alto que el precio real, lo que redunda en un aumento de la tasa efectiva. Creo que esto fue una mancha más a la estabilidad y al cumplimiento de las reglas de juego por parte del Estado argentino. 

Uno de los capítulos novedosos que tiene el Plan Gas 4 es el Valor Agregado Nacional. Sin embargo, genera incertidumbre saber cómo va a funcionar ese capítulo que busca garantizar la participación de empresas nacionales en el desarrollo de proyectos en el upstream. ¿Qué opinión tienen acerca de los desafíos regulatorios que generan este tipo de decisiones? 

PR: Mi visión es que está armado muy ligeramente. Parece haber sido escrito a las apuradas ya que está lleno de contradicciones y genera muchas dudas que afectan innecesariamente el éxito del Plan Gas. No me parece un proyecto serio de promoción de la utilización de recursos locales en la industria. Tiene contradicciones en lo que hace a lo que es nacional, regional y local. Genera choques con otras normas. Creo que es una parte del Plan Gas a la que le faltan un montón de definiciones.  

Estamos en un momento en el que el país necesita generar divisas para cumplir con sus obligaciones de deuda y lograr un balance comercial adecuado para que haya estabilidad cambiaria. ¿Creen que estamos en condiciones de dar vuelta la página a pesar de todas las turbulencias y las dificultades macroeconómicas?  

JMH: Creo que acá se aplica lo de querer es poder. No hay ninguna maldición que pese sobre la Argentina. No hay ninguna razón por la que el país no pueda tomar las decisiones correctas. Creo que el tema pasa por priorizar el mediano y largo plazo por sobre el corto plazo. Por la urgencia fiscal creamos nuevos impuestos que apenas mueven la aguja de la recaudación, pero hacen que las grandes empresas argentinas se estén yendo del país. O por lo menos que las que no se van piensen cuatro veces antes de invertir. Nuevamente la Argentina tiene que parar la pelota, tiene que pensar a dónde quiere ir. Creo que es oportuna la propuesta del secretario de Energía de debatir una nueva Ley de Hidrocarburos porque da la posibilidad de generar un consenso de largo plazo. Y cuando hablo de un consenso hablo de un consenso multipartidario. Más allá de las diferencias de opinión que puedan tener los partidos sobre la economía, me parece que nadie puede no coincidir en la necesidad de desarrollar Vaca Muerta y el negocio de la exportación hidrocarburífera. Es importante tener la cabeza fría y darse cuenta de que en la medida en que sigamos priorizando las urgencias fiscales de corto plazo vamos a sacrificar el crecimiento de la Argentina, vamos a sacrificar la salida de esta crisis tremenda en la que estamos. Esto solamente se puede hacer con políticas de Estado que gocen de un amplio consenso. Este es el momento para hacerlo. No esperemos más. 

Los perjuicios del «compre provincial» 

Con el objetivo de fomentar la industria local, algunas provincias petroleras dictaron regulaciones que privilegian a empresas locales a la hora de prestar servicios a las operadoras. Sin embargo, en algunas circunstancias, iniciativas de este tipo generan efectos colaterales no deseados, ya que entran en contradicción con resoluciones o leyes nacionales o también generan escenarios que terminan afectando la productividad de los proyectos. Tomás Lanardonne es Manager de la Oficina Neuquén dentro del estudio Martínez de Hoz & Rueda, y por lo tanto conoce bien lo que sucede con este tipo de normativas en la Cuenca Neuquina. «En un país con diez provincias productoras; si cada una establece una ley de compre local, convierte la situación en un caos», afirma.  

Para el letrado, regímenes de este tipo son anticonstitucionales, ya que «la Constitución Nacional prohíbe las aduanas internas y promueve el comercio entre las provincias». Incluso, destaca que hay jurisprudencia de la Corte Suprema que busca restringir estos regímenes locales. «El proyecto de ley de Neuquén de modificación del Compre Neuquino básicamente prevé que tiene que otorgarle el contrato a una empresa de servicios neuquina a pesar de que oferte un precio 15% superior al de una empresa rionegrina. Esto encarece los proyectos y afecta la productividad. Está muy bien incentivar la industria local y esto se discute en todo el mundo, pero generalmente se hace en función de consensos, a través de medidas como bajar impuestos, brindar facilidades financieras. Se promueven mecanismos de zanahoria, no de palo, como terminan generando muchas veces este tipo de resoluciones», considera Lannardone.  

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Carlos Gilardone y Carlos «Charly» Canel, fundadores de Field Development Consultants (FDC), se reencontraron en Punta Arenas, en el extremo sur de la patagonia chilena, en enero de 2002. Se habían conocido inicialmente a principio de los 90 trabajando para Quintana Petroleum en el descubrimiento del primer petróleo volátil de Argentina; Carlos como ingeniero junior mientras que Charly era el consultor estrella en fluidos de reservorio. Unos meses antes del reencuentro, Gilardone había regresado a la Argentina después de pasar cuatro años expatriado en Houston. En el corazón petrolero de EE.UU. se especializó en ingeniería de simulación, la que predice el comportamiento de los reservorios de hidrocarburos. Como es usual en la vida nómade de los petroleros, también pasó un tiempo en México abocado al desarrollo de campos maduros de Pemex. Tenía apenas 31 años cuando, de la mano de una propuesta contractual de Enap (la petrolera estatal de Chile) para la optimización de sus principales campos gasíferos, encaró la operación retorno.  

En Argentina transcurría la apoteosis de la Convertibilidad, que explotaría en diciembre de 2001 provocando la que, hasta la pandemia, había sido la peor crisis económica de la historia. El reencuentro profesional con Canel, ex director de Simulación y Termodinámica de YPF y uno de los referentes históricos en el área de Fluidos y Transporte de hidrocarburos, sucedió bajo ese contexto histórico.  

«El gerente de Enap quería realizar tres estudios importantes en unos campos gigantes de Punta Arenas. Les explicamos que el proyecto implicaba dos años de continuidad e inmediatamente nos dieron contrato. Así arrancamos», recuerda Gilardone en diálogo con TRAMA, quien fue entrevistado en las nuevas oficinas que la empresa compró y remodeló en Martínez, al norte del conurbano, cerca del conocido corredor gastronómico de Dardo Rocha.  

«Nos fue muy bien, nuestra metodología y nuestro software daban buenos resultados. Para nosotros fue uno de los mejores proyectos. Además, los yacimientos eran nobles y respondieron inmediatamente cuando se plantearon mejoras en sus instalaciones», complementa Canel, director del área técnica de FDC. 

Enfoque integral 

FDC ofrece una amplia gama de soluciones ligadas al entendimiento del subsuelo. Posee cuatro líneas de negocio principales: Ingeniería de Reservorios y Producción, Fluidos de Reservorio, Software y Capacitación. 

Adicionalmente al desarrollo de los productos propios, desde hace 20 años representan en Latinoamérica a la empresa de software francesa Kappa Engineering, dando soporte técnico de sus productos. A partir de 2018, Kappa se convirtió en accionista de FDC a través de la adquisición del 50% del paquete accionario. 

Ingeniero en Petróleo del ITBA y con un máster en Economía de Petróleo y Gas, Gilardone está enfocado en las disciplinas de ensayo de pozos y la simulación numérica, las cuales permiten pronosticar el comportamiento de un reservorio. Fue profesor del Posgrado de Ingeniería de Reservorios de la UBA durante 14 años y actualmente es el titular de la materia Análisis de Transientes de Presión en el ITBA. 

Especialista en Fluidos y Transporte de hidrocarburos, Canel se encargó históricamente de los estudios de termodinámica y análisis nodal. Charly también es profesor del Posgrado de la UBA desde hace más de 25 años. 

“En el intercambio se aprende mucho. Siempre digo que el 70% de lo que sé lo aprendí de Charly y el 30% restante en EE.UU., donde trabajé cuatro años en una empresa de ingeniería en Houston”, afirma Gilardone, managing director de FDC, que en 2020 dio un salto de calidad al incorporar equipamiento de laboratorio de primer nivel.  

Respaldada por su accionista Kappa, la empresa –que realizó trabajos en toda América, el norte de África y lugares remotos como Turkmenistán– adquirió equipos para realizar estudios de PVT (Presión, Volumen, Temperatura). «Analizar en celda PVT lo que pasa con el fluido es clave para caracterizarlo y modelarlo; la caracterización de fluidos es una parte vital en el entendimiento de todo lo que ocurre desde el reservorio hasta la refinería», señala Canel.  

Al mismo tiempo, FDC acaba de presentar en el mercado una plataforma de análisis e interpretación de datos para entender el comportamiento de los pozos perforados en Vaca Muerta y otros plays de la Argentina en los últimos años. Sobre la base de estadísticas del Capítulo IV de la Secretaría de Energía, la empresa realizó un desarrollo en Python que modela y cruza variables de producción con otras que son propias de la economía del negocio. «Hoy en día hay información disponible pero que está poco procesada y con escasas proyecciones a futuro. En FDC toda la vida nos dedicamos a hacer pronósticos, ese es nuestro fuerte», destaca Gilardone mientras repasa en la pantalla las distintas interfases que ofrece la aplicación diseñada por la empresa. 

¿Cómo fueron sus comienzos en el área de ingeniería  de Reservorios y Producción? 

Carlos Canel (CC): Empezamos a trabajar con YPF cuando aún no había softwares. Existía un solo programa que adquirió Schlumberger cuando compró Baker Jardine. Yo había programado muchas rutinas de cálculo de Análisis Nodal y Termodinámica cuando estaba en YPF. Y al principio era eso lo que usábamos y vendíamos. 

Carlos Gilardone (CG): Sí, después, en los 90, apareció un producto revolucionario de la desarrolladora Petroleum Experts que integró de forma analítica toda la información del reservorio, de pozos y redes de superficie. Antes había productos por separado. Asimismo, este software sustituyó el uso de simuladores numéricos, dando respuestas mucho más rápido sobre el comportamiento de los reservorios con la producción.  

Es decir que el desarrollo de Petroleum Experts también elevó la vara para ustedes… 

CG: Sí, nosotros nos enfocábamos en un producto denominado Nobalpro (Nodal, Balance y Pronósticos) y en BACO (Balance de Materia Composicional) que aún tenemos y con ese software hicimos toda la optimización del desarrollo de Loma La Lata, incluyendo la compresión de media y baja presión y muchos de los proyectos de El Portón para YPF. Se trata de un programa que acopla las ecuaciones de estado con los modelos de balance de materia y con lo que pasa en las instalaciones de superficie.  

Históricamente nosotros desarrollábamos nuestro propio software de cálculo en función de nuestras necesidades para los proyectos en los que trabajábamos. Generalmente nuestros clientes veían su utilidad y terminaban comprándolo para su uso interno. Mucho de esto se terminó cuando las empresas estandarizaron el software a ser utilizado por toda la compañía. 

¿Cómo fueron esos primeros pasos trabajando para Enap?  

CG: Enap tenía campos muy productivos pero que no habían sido optimizados para la etapa de producción en baja presión. Corría el año 2001 y tenían que satisfacer una curva de demanda firmada con Methanex que vencía en 2009 y que, de acuerdo con sus propias estimaciones, no iban a poder satisfacer, por lo que tuvimos que realizar los estudios de reservorio e instalaciones de superficie en el menor tiempo posible. Recuerdo que les propusimos instalar 20.000 HP de compresión y cambiar la forma en la que operaban mediante el uso de unidades portátiles en los campos, lo cual era un proyecto de tal magnitud para una empresa como Enap que tuvimos que presentar nuestras propuestas y pronósticos frente a la plana máxima de la compañía.  

¿Cómo se entrelazan los estudios del subsuelo, el análisis de datos de producción y el fortalecimiento del área de laboratorio que encararon el año pasado? 

CC: Te lo explico con un ejemplo. Lo que está pasando en muchos desarrollos conjuntos de Vaca Muerta es que la producción que mide el socio operador en la boca de pozo es distinta de la que mide otro socio en otro punto de las facilities. Hay un tema de transferencia de custodia y la pregunta es: ¿quién tiene razón? El shrinkage (encogimiento) es un problema frecuente. Por eso es tan importante estudiar el comportamiento de los fluidos en un laboratorio.  

CG: En el caso de los hidrocarburos, simplificadamente, cuando baja la presión desaparece líquido. Entonces, los datos que surgen cuando se realiza una medición del pozo en alta presión (por ejemplo, a 80 kg/cm2) difieren de los que se recogen cuando el fluido entra en una tubería y baja la presión para poder moverse y llega a la batería con 20 kg/cm2. La cantidad de liquido es distinta porque se evaporó. Lo que sucede en Vaca Muerta es que hay mucha pérdida de líquido que se convierte en gas. Por eso las discusiones de shrinkage son cada vez más comunes.  

¿Cómo se hace para arbitrar esas discusiones? 

CG: Hay que estudiar el fluido, ver cómo se comporta cuando bajan la presión y la temperatura. Hay modelos de ecuaciones de estado que describen ese comportamiento y se trabaja en base a eso. Asimismo, está la cuestión de seguridad, porque el petróleo que va a al tanque libera gas que es más pesado que el aire. Eso queda flotando en el ambiente y ante una chispa que se genere te quemás con una llama. En Vaca Muerta hubo varios accidentes por este motivo.  

La producción en Vaca Muerta es por primaria. La Argentina tiene amplia experiencia en procesos de recuperación secundaria y también, aunque en menor medida, de terciaria.

¿Se puede optimizar la recuperación de hidrocarburos en campos no convencionales?   

CG: Desde FDC estamos apostando particularmente a la recuperación mejorada en Vaca Muerta utilizando modelos de reinyección. En términos simplificados, el proceso de reinyección consiste en tomar un pozo que está en producción, cerrarlo y reinyectarle gas durante un plazo cercano a los 30 días y abrirlo nuevamente. De esta forma, el reservorio recupera energía y el fluido se hace más liviano debido a la mezcla del gas inyectado con el petróleo del reservorio. 

En el país, el primer proyecto de reinyección de gas en un yacimiento tight de gas y condensado se realizó en el campo Estación Fernández Oro (EFO) de YPF. En este caso, el objetivo es vaporizar la fracción de líquidos que queda entrampada en el reservorio debido a la Condensación Retrógrada. 

En Estados Unidos avanzaron con muchos pilotos de reinyección en yacimientos de gas y petróleo y nos invitaron a participar de uno de los foros a raíz del proyecto que hicimos en EFO. En gran medida, todo depende del precio del gas que se inyecta, del que se obtiene y también del precio de acreaje. Cuando se empieza a acotar el acreaje disponible, se empieza a pensar en la reinyección. Todavía es algo muy novedoso y poca gente tiene experiencia concreta salvo las grandes empresas americanas, pero nosotros le vemos mucho potencial hace tiempo. Los resultados que estamos obteniendo en nuestros estudios indican recuperaciones incrementales que pueden alcanzar entre un 30% y un 45% adicional de petróleo sobre los valores de primaria. Esto implicaría pasar de factores de recobro de 15% a 25% sobre el mismo pozo. 

Hay una multiplicidad de características y procesos para analizar. Por ejemplo, en los sistemas de producción, ¿es aplicable? 

CC: Exacto. Por ejemplo, el yacimiento La Ribera, en Vaca Muerta, tiene un fluido extraño. Cuando produce gas y condensado y el líquido va al tanque, se congela toda la instalación debido al efecto Joule-Thomson por el cual el líquido, al perder presión, pierde temperatura.  

Es decir que algunos de los campos de gas presentan este problema… 

CG: Sí, nos llamaron para estudiar el fenómeno y encontrar la solución. La dinámica consta de tomar una muestra, traerla al laboratorio, analizar en celda qué pasa con el fluido, caracterizarlo y modelarlo. Cuando se obtiene el modelo de ecuaciones, es posible simular todo tipo de procesos de expansión y calentamiento intermedio para que el enfriamiento sea menos violento. 

Laboratorio de primer nivel 

Field Development Consultants (FDC) instaló en la planta baja de sus oficinas de Martínez un moderno laboratorio que cuenta con equipamiento de primer nivel. La estrella es la celda PVT400 comprada a los franceses de Sanchez Technologies (CoreLab), que estudia los fluidos de reservorio a distintos valores de presión, volumen y temperatura (PVT). Este equipo es el más moderno en su clase. Puede realizar estudios de fluidos en una presión de hasta 1000 kg/cm2 y 200 °C para volúmenes de 400 cm3. Solo Petrobras, en su centro de investigación (CENPES), posee un equipamiento similar. El laboratorio también cuenta con dos cromatógrafos Perkin Elmer para la caracterización de gases y líquidos, equipos de Reología, Viscosímetros y un equipo especializado para la caracterización de parafinas. 

«Las presiones de Vaca Muerta son altísimas. Las celdas existentes en Argentina están bastante limitadas en valores de presiones a los que pueden alcanzar. Antes los yacimientos tenían como máximo 400 kilos por centímetro cuadrado de presión, pero los nuevos campos no convencionales alcanzan en algunos casos más de 700», explica Carlos Canel, technical director de FDC y ex director de la histórica unidad de Termodinámica que YPF poseía en Investigación y Desarrollo de Florencio Varela.  

¿Cuáles son las principales características del equipo?  

Carlos Gilardone: Principalmente la precisión, la repetitibilidad de los ensayos y sus altos estándares de seguridad. Estos equipos existen hace 50 años, pero ninguno cuenta con la tecnología que presenta esta máquina ni el nivel de seguridad. El rango de presiones (hasta 1.000 kg/cm2) y temperaturas (hasta 200 °C) está pensado fuertemente para los reservorios No Convencionales. Adicionalmente posee una cámara con la que se puede visualizar lo que ocurre dentro de la celda en tiempo real, permitiendo observar con altísima precisión el punto de burbuja. Y para los Gases Retrógrados posee un detector láser de punto de rocío, lo que deriva en una altísima precisión en los estudios  
de gases. 

Además, todos los experimentos se manejan a través de una computadora: el movimiento del pistón, la inyección del fluido y las rampas de calentamiento, entre otras opciones. Para adquirirla fue clave el respaldo del presidente de Kappa (accionista de FDC), Olivier Houzé, quien nos exhortó a comprar el mejor equipo del mercado. 

Plataforma de datos 

FDC desarrolló en Python y Power BI una aplicación que permite interpretar información relativa al comportamiento de los pozos perforados en Vaca Muerta y en otros plays hidrocarburíferos del país. Actualmente es desarrollado por un equipo interno de dos ingenieros en Petróleo y un programador, dirigidos por Carlos Gilardone. 

A partir de la información generada por la Secretaría de Energía se realizan cálculos en forma automática de Pronósticos de Producción, Recuperación Última (EUR), todo tipo de correlaciones entre la extensión lateral de los pozos y cantidad de fracturas versus EUR, etc.  

La plataforma a su vez da un paso adelante y genera modelos de evaluación económica que se actualizan periódicamente, permitiendo a cualquier operadora entender rápidamente los economics de cada bloque, campo o grupo de pozos de Vaca Muerta.  

En base a estos estudios, FDC relevó los pozos horizontales de petróleo perforados en el shale neuquino entre 2014 y octubre de 2020. «Los resultados han sido muy diversos pero muestran que la curva de aprendizaje, si bien ha sido costosa, ha comenzado a rendir sus frutos en forma consistente a partir del año 2018», destaca Gilardone. Según sus estimaciones, hoy el 80% de los pozos perforados son rentables. 

¿Es la primera vez que observan en Vaca Muerta niveles  
de productividad que pueden alcanzar el objetivo económico? 

CG: Existen dos cuestiones fundamentales para definir el objetivo económico. La productividad, por un lado, y el riesgo, por otro. Llamamos económico al momento en que 8 de cada 10 pozos alcanzan la rentabilidad esperada. A partir de 2018 se revirtió la tendencia que había y se incrementó la productividad debido al aumento de las etapas de fractura y la longitud de los pozos. Eso es lo que buscan las grandes empresas, reinvertir con bajo riesgo. 

En plays no convencionales de Estados Unidos también hay un listado de pozos que no son rentables. La clave está en tener una masa crítica de pozos que permita encarar una inversión más allá de que el 15% ó 20% de los pozos no se repaguen. ¿Esto es conceptualmente así? 

CG: Claro, hay un pozo promedio y otros que están muy por encima del promedio. Cuando hacemos el estudio englobamos los pozos de todas las operadoras y evaluamos esa masa crítica. Inicialmente tomamos la decisión de mirar Vaca Muerta en su conjunto sin entrar en el detalle de las empresas, aunque hay algunos pozos, como los últimos que perforó Vista Oil & Gas, que lograron una producción muy superior al promedio.  

¿Existe espacio para seguir elevando el rendimiento de los pozos?  

CG: Todavía hay mucho por optimizar. Hay que pensar que un pozo similar con la misma cantidad de fracturas en Estados Unidos cuesta la mitad que acá. Aun así, se está aprendiendo mucho y se ven los avances. Es necesario que la industria trabaje en el entendimiento de los fluidos de reservorio para mejorar los factores de recobro de hidrocarburos y estudie lo que está pasando. La productividad de Vaca Muerta es extraordinaria. Hoy es negocio y se puede seguir creciendo. 

La entrada La tecnología que predice el comportamiento de los reservorios de Vaca Muerta se publicó primero en EconoJournal.

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A Javier Pastorino el desafío de la transición energética en Argentina lo tiene entusiasmado. Los avances en materia de energías renovables y el impulso creciente de la electricidad como energía primaria en el mundo dan cuenta de que electrificación, descarbonización y rentabilidad están yendo de la mano. En Siemens entendieron que esa realidad demandaba la creación de un nuevo vehículo 100% focalizado en energía y listo para navegar por las aguas de la transición. Con ese fin, en abril realizaron una reestructuración global, dando a luz a Siemens Energy, una compañía independiente y que ya cotiza en la Bolsa de Frankfurt.  

El reordenamiento del grupo también llegó a Buenos Aires. En mayo Siemens dividió su negocio local en dos empresas: Siemens Energy y Siemens Industrial. Pastorino es el managing director de Siemens Energy para Argentina, Chile y Uruguay. Cuenta con una extensa trayectoria dentro de la empresa y en lo vinculado con energía eléctrica en particular. En diálogo con TRAMA, el gerente general explica cuál es el rol que la flamante compañía cumplirá en el panorama energético de las próximas décadas e identifica las oportunidades y su potencial en Argentina y la región. 

¿Qué ventajas tiene esta reorganización del grupo? 

La decisión de Siemens de hacer un spin off de su negocio de energía tiene dos grandes ventajas. Desde el punto de vista de los inversores, ahora tienen una compañía 100% focalizada en energía, lo que involucra la generación renovable y convencional, aplicaciones industriales, transmisión y nuevos negocios de energía, como baterías e hidrógeno. Siempre hay estrategias focalizadas, pero acá hablamos de una compañía totalmente focalizada en energía. La otra ventaja de esta focalización es que se da por la transición energética. Por un lado, a nivel mundial hay entre 850 y 900 millones de personas que todavía no tienen acceso a la electricidad. Por el otro, habrá un crecimiento de la demanda energética total que estimamos en un 25% para 2040. Pero la electrificación de los sistemas energéticos va a ser mayor que ese crecimiento. La sociedad se va a electrificar aún más con el advenimiento de la movilidad eléctrica y eso es positivo porque la electricidad es una energía eficiente y muy limpia. Vamos a tener un crecimiento de la demanda energética y de la electrificación por encima de ese crecimiento global. Por lo tanto, el foco de esta compañía es sobre la electrificación y por supuesto que responde a poder cumplir con los objetivos de cambio climático. Para tener un mundo sostenible, no hay que superar 1,5 °C de elevación de la temperatura promedio de la tierra por sobre la era preindustrial. Hoy todas las tendencias indican que vamos a valores superiores, por lo que hay una necesidad imperiosa de trabajar desde la tecnología en esta transición energética. 

Siemens es una empresa de más de cien años que acaba de tomar la decisión de crear un vehículo específicamente dedicado al tema de energía. ¿Cómo fue el proceso que llevó a Siemens a crear una compañía listada en Bolsa y qué otros objetivos tienen? 

Fue un proceso estratégico que llevó varios años en Siemens. Nosotros vemos hoy el mundo de los negocios como ecosistemas. Hay distintos stakeholders y grupos de interés interrelacionándose en un mundo mucho más complejo. Para actuar en ese ecosistema se necesitan compañías mucho más flexibles, más modernas y más focalizadas. Por esa razón fue que hace unos años se creó una empresa totalmente focalizada en salud, que es Siemens Helthineers. Ahora, como segundo paso se crea una compañía totalmente focalizada en energía. Queda entonces una especie de ecosistema entre Siemens, Siemens Energy y Siemens Helthineers, pero con compañías que están claramente focalizadas en sus mercados clave, que son mucho más flexibles y mucho más dinámicas. Ese fue el motivador estratégico por el cual Siemens adoptó esta estructura.  

Hizo referencia a cuatro unidades de negocios dentro de Siemens Energy. ¿Puede detenerse dentro de cada una de esas subunidades? 

Siemens Energy tiene cuatro grandes pilares que son generación, aplicaciones industriales, transmisión y nuevos negocios de energía. Dentro de generación existe, por un lado, la generación renovable. Siemens Energy tiene la mayoría del paquete accionario de Siemens Gamesa Renewable Energy, por lo que tenemos todo el porfolio de turbinas eólicas, tanto onshore como offshore. Es un mercado claramente en crecimiento con esta penetración de las energías renovables debido a la transición energética. Por otro lado, está la generación convencional con turbinas de gas, turbinas de vapor, ciclos combinados, además de la automatización, sistemas de control y digitalización de esas formas de generación. El segundo pilar es aplicaciones industriales; llevamos las aplicaciones de energía del nivel de las utility al nivel de los clientes industriales. El foco está puesto en los distintos segmentos industriales. Por ejemplo, en Oil & Gas estamos trabajando en la electrificación de todo el proceso. Hicimos un análisis de caso de negocios de electrificación de operaciones de drilling, de fracking, de upstream. Los ahorros por reemplazar el uso de combustibles diésel en esas operaciones serían del orden de magnitud del 50% en esa parte de la estructura de costos. Electrificar es una forma de generar energía mucho más eficiente y limpia. Otros segmentos son pulpa de papel y cemento, por ejemplo. El tercer pilar es el de transmisión. Todo lo que es soluciones para transmisión tanto en corriente alterna como en corriente continua en alta y media tensión se maneja con esta unidad de negocios. El cuarto pilar es el más incipiente y se relaciona con nuevos negocios de energía. Nos enfocamos básicamente en hidrógeno verde y ya estamos trabajando en varios proyectos piloto. Entendemos que va a ser una tecnología que con el tiempo va a tener un nivel de reducción de costos, con curva de aprendizaje y masa crítica, y de mayor penetración a medida que van bajando los costos para profundizar el proceso de descarbonización y de transición energética. Esos cuatro pilares forman Siemens Energy. 

La transición en un mundo post-pandemia y en la región. 

La pandemia impactó de lleno en la economía global y el sector de energía no fue la excepción. Las medidas sanitarias implementadas a lo largo y ancho del planeta para limitar la propagación del COVID-19 repercutieron sobre el consumo de energía, desaceleraron proyectos en obra y obligaron a revisar muchos otros que se encontraban en carpeta. No obstante, para este ingeniero industrial egresado de la UBA al frente de Siemens Energy redoblar la apuesta por la transición energética en este difícil contexto es una forma inteligente, limpia y rentable de salir de la recesión global en curso. Una apuesta que, además, tiene buenos fundamentos en la región. 

Uno cree que la pandemia acelerará los procesos de descarbonización o de transición energética desde el punto de vista tecnológico. Pero desde el punto de vista económico, es tan fuerte el impacto sobre los PBI y sobre el crecimiento global que uno también cree que el objetivo inicial será recuperar ese terreno que se perdió y empezar a poner de vuelta el sistema en marcha. En ese objetivo de recuperar valor no sé cuánto espacio habrá para alojar capital en nuevos desarrollos. ¿Qué tendencia cree que primará? 

Pienso que hay alineamiento en las dos cosas. Invertir en nuevos proyectos crea crecimiento económico, genera palancas adicionales para el crecimiento. Por otro lado, el cambio climático es real y entendemos que hay que trabajar a nivel global en la transición energética. Es un camino a transitar que ya empezó y que no tiene vuelta atrás. Hoy los casos de negocios demuestran que la descarbonización también se está dando en modelos de negocios en los que la electrificación convencional era más competitiva. Hoy existen precios de paridad en energía solar fotovoltaica o eólica que logran mejores costos que con la generación tradicional. Se genera crecimiento económico, la transición energética es necesaria para cumplir con los planes de cambio climático y el trilema energético, y los modelos de negocios están cerrando también. Veo que está todo alineado y esa tendencia es por la cual Siemens Energy también se orienta estratégicamente hacia ese proceso de descarbonización.   

¿Se han fijado objetivos en materia de facturación, crecimiento o participación de mercado que permitan cuantificar los objetivos de la compañía?  

Sí, están cuantificados a nivel global y todos contribuimos a ese nivel. Buscamos crecer más rápido que el mercado en términos de facturación. Obviamente, crecer de manera sustancial en términos de rentabilidad. Esos son los dos focos que se están poniendo a nivel global porque, con el crecimiento de la facturación y un aumento importante del profit hacia el año 2023, que es en donde trazamos el primer milestone, se apuntalará el crecimiento del precio de la acción. 

¿Conceptualmente a qué se refiere cuando habla de poner el foco no solamente en la facturación sino también en el incremento de la rentabilidad? 

Estamos mirando a nivel global cómo son nuestras operaciones. Al tener una compañía 100% focalizada en el negocio de energía y con mucha más flexibilidad, que es lo que el mercado está requiriendo, reordenás tu operación para ser más flexible y más competitivo, generando un círculo virtuoso de más facturación por ser más competitivo. Al ampliar la masa crítica aumenta el negocio de servicios, y es un círculo virtuoso que realimenta la rentabilidad. Ese es un poco el racional de la nueva compañía. 

Desde lo estratégico y pensando a futuro, ¿cuál de estos cuatro pilares o ejes que sustentan la estrategia de Siemens Energy piensa que van a tener más aperturas o mayores oportunidades en el país?  

Argentina siempre fue un mercado estratégico para Siemens. Ya hace muchos años que tenemos una presencia muy grande  
en áreas de generación, en áreas de Oil & Gas, en áreas de transmisión. A nivel Latinoamérica, Argentina está dentro de los principales mercados foco, junto con Brasil y México. Veo potencial de crecimiento en todos los pilares. Empezando por generación, la visión en el proceso de transición energética es que en el corto plazo el gas natural seguirá siendo el combustible o hidrocarburo de transición. Los renovables tienen intermitencia y generan a veces inestabilidades de red, con lo cual se necesita un back up, que en el corto plazo lo cubrirá el gas natural. Si lo comparamos en generación de huella de carbono, el gas natural es menos de la mitad que el carbón, menos del 35% de lo que es un combustible líquido. Dentro de los hidrocarburos es por lejos el más limpio. Conceptual y globalmente vemos una penetración de las energías renovables, con el gas natural como combustible de transición y como back up, hasta el desarrollo de alternativas en lo que es almacenamiento, como baterías o hidrógeno, que irán profundizando el proceso de descarbonización. Pero todo esto va a llevar décadas. En el caso de Argentina, tiene el mejor viento del mundo y el mejor sol del mundo. Siemens Gamesa Renewable Energy, que es nuestra compañía de energía eólica, ve un potencial enorme en seguir desarrollando energías renovables. En términos de gas, si bien hoy parecería que la capacidad instalada alcanza para cubrir los picos de demanda, en cuanto se genere reactivación vamos a estar otra vez muy justos. Por otro lado, vemos que el país tiene cierta capacidad instalada con eficiencias bajísimas, con lo cual existe la posibilidad de un recambio tecnológico a tecnologías de gas mucho más eficientes, como los ciclos combinados. Otra oportunidad en gas es en algunas aplicaciones de cogeneración; esto es usar generación con gas, pero con el excedente de los gases de escape se puede generar vapor para procesos industriales, por ejemplo. La eficiencia es altísima. En Oil & Gas, Argentina con el recurso de gas que tiene y Vaca Muerta, por ejemplo, es algo que también podemos aprovechar. En aplicaciones industriales la electrificación del Oil & Gas en Vaca Muerta  es algo que tenemos como prioridad. En la parte de transmisión, con la capacidad instalada que se creó en los últimos años, más los proyectos en el corto y el mediano plazo, se generará la necesidad de mejorar la red de transmisión en alta tensión. Respecto del cuarto pilar, el hidrógeno es algo muy incipiente en Argentina y en el resto del mundo. Pero con los vientos de alta calidad que tenemos en el sur del país veo un potencial a mediano plazo de desarrollar una industria de hidrógeno verde acá también. Estamos empezando a sembrar las primeras semillas para pensar en ese mediano plazo en temas de hidrógeno. En los cuatro pilares vemos oportunidades en Argentina. 

¿Por qué hidrógeno verde en el Cono Sur? 

Por sus recursos renovables, Chile y Argentina son dos mercados óptimos para la producción de hidrógeno verde. Así lo entienden en Siemens Energy, que ya trabaja junto a Porsche en un proyecto piloto en Chile, que se espera sea la primera planta integrada, comercial, a escala industrial del mundo para producir combustibles limpios. «Chile está planteando que el hidrógeno tenga el mismo nivel de magnitud que el que tiene la minería, sobre todo en las exportaciones. Hay una agenda público-privada que está promoviendo el desarrollo de esta tecnología», explica Pastorino. En Argentina, «a mediano plazo es algo totalmente viable para hacer porque tenemos recursos de energía renovable, pero sobre más cantidad de superficie». 

El ejemplo del vóley 

Pastorino juega al vóley desde los 10 años y lo sigue practicando como forma de esparcimiento. Pero el deporte representa para él más que eso. «El vóley me dio una formación espectacular en términos de pertenecer a un grupo, de la cultura del esfuerzo para tener determinados logros, de generar competitividad». En Siemens lleva más de 20 años aplicando esa formación en su trabajo cotidiano. Una formación que fue desarrollando a la par de su formación técnica secundaria y luego durante su etapa en la Universidad de Buenos Aires y en el máster de negocios de la Universidad Austral. «El vóley fue una parte esencial de la formación y es algo que trato de inculcar a mi familia y mis hijos». 

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El desarrollo de Vaca Muerta le da sustento al sueño de que Argentina pueda convertirse en un país exportador de gas, con peso en la región, pero para eso es necesario profundizar un proceso de industrialización que algunos actores ya vienen transitando, como Excelerate Energy Argentina y Galileo Technologies. Gabriela Aguilar, gerenta general de Excelerate Energy, y Osvaldo del Campo, presidente de Galileo, compartieron uno de los paneles del Energy Day, organizado por EconoJournal y TRAMA, para dar testimonio de sus experiencias y conversar sobre los desafíos que se le plantean a la Argentina en el sector energético.  

Galileo desarrolló una tecnología que permite recuperar el gas y convertirlo en GNL, directamente desde la boca de pozo. Al transportar ese GNL en forma terrestre, posibilita conectar localidades o establecimientos industriales que no cuentan con gas natural. «Tenemos una flota de unidades de licuefacción que están operando en varios pozos en Mendoza y en Neuquén. Estamos produciendo GNL directamente a partir del pozo, que es obviamente el gas con menos restricciones y mejor ecuación económica que hay en el mercado», señala Del Campo. «Creemos firmemente en el mercado regional de GNL. Entendemos que el mundo está atravesando una coyuntura bastante compleja. Hay sobreoferta en algunos mercados, mientras que gran parte de la región tiene una demanda insatisfecha muy grande. Me refiero, por ejemplo, al sur de Brasil, Uruguay y Chile. En todos esos lugares nuestra red de flotas está empezando a abastecer este tipo de mercados. Es decir que salimos desde puntos que están fuera del sistema y vamos hasta clientes que también están fuera del sistema», agrega.  

Desde hace poco más de un año, Excelerate viene trabajando junto con Transportadora Gas del Sur (TGS) para desarrollar una terminal modular de licuefacción en el puerto de Bahía Blanca. Actualmente, el proyecto se encuentra en una etapa de análisis técnico y para su viabilización mucho tendrá que ver lo que ocurra en el mercado de gas en los próximos meses. «Antes de la pandemia, el precio del GNL ya estaba atravesando una coyuntura de valores muy inferiores a los que supimos tener en otros tiempos. De todos modos, percibimos que los precios se están recuperando, lo mismo que la demanda. Pero la realidad es que vamos a ver precios globales en el GNL de entre u$s 5 y 7 en los próximos años, lo cual hace que la toma de decisión para el desarrollo de proyectos de licuefacción tenga que ser muy bien analizada, ya que queda un margen de ganancia muy estrecho para el productor y para industrializar ese gas natural», indica Aguilar. 

Otro elemento que, según ella, pesa a la hora de poner en marcha este proyecto conjunto con TGS está vinculado con la necesidad de lograr una estabilidad en la demanda de GNL. «La estacionalidad que presenta Argentina con respecto a la demanda hace que el productor tenga dificultades para mantener un perfil de producción estable durante todo el año. Tenemos que ver qué solución le podemos brindar al productor en este sentido. Porque el hecho de no encontrar un mercado durante el verano hace que el precio se canibalice y genere un efecto cascada negativo en cuanto a los ingresos a nivel nacional y provincial, en referencia a las regalías derivadas. Por lo tanto, lo primero que hay que buscar es una solución de estabilidad de producción a lo largo de todo el año», considera la ejecutiva de Excelerate.  

Precisamente, Del Campo destaca que la utilización de tecnologías como la que viene desarrollando Galileo aporta soluciones hacia una confluencia de precios. «Realmente es muy importante que los precios tiendan a confluir con los valores internacionales y creo que esto solo se va a dar a través de volúmenes constantes en el año. Porque está claro que si el productor tiene que atender solo la demanda de invierno se le hace muy difícil reducir los costos. Pero si la demanda tiende a ser plana, como lo es el transporte que estamos promoviendo nosotros, esto de alguna manera va a acercar posiciones y va a permitir un gas natural que confluya hacia valores internacionales», afirma.   

Con respecto a las razones que llevaron a Galileo a producir la licuefacción en boca de pozo, Del Campo enumera una serie de factores. «Hay pozos descubiertos que nunca se pudieron poner en producción por su lejanía con los gasoductos más cercanos. Con nuestra tecnología les permitimos a las petroleras monetizar el gas de esos pozos, que de otra manera tendrían valor cero. La segunda cuestión tiene que ver con las emisiones. El flaring del gas asociado cada vez es menos tolerado por el mundo. Por eso a varios productores les estamos licuando el gas en la boca del pozo para evitar el venteo de ese gas. Después, ese GNL termina en aplicaciones de consumos propios o, en algunos casos, es reinyectado en el ducto. Este gasoducto virtual que nosotros desarrollamos como concepto es una extensión de los gasoductos. Se pueden conectar dos puntas que están totalmente fuera del sistema o una punta que está fuera del sistema con el sistema en sí mismo. Abre un abanico complementario de toda la infraestructura que ya existe en el país», sostiene Del Campo.  

De todos modos, el presidente de Galileo reconoce que todavía queda un largo trecho por recorrer para expandir la producción y el transporte del gas licuado. «El desarrollo del GNL es una experiencia y, por ende, nos enseñó muchas cosas que hay que ir mejorando. En todo lo que tiene que ver con vehículos de potencia intensiva, el GNL abre un montón de alternativas. Y lo que estamos haciendo es tratar de que el GNL tenga el trato que los profesionales de este tipo de combustibles necesitan, que tiene que ver con una predictibilidad en los puntos de abastecimiento. En ese sentido, estamos por lanzar un programa de gran cantidad de estaciones de GNL en todo el país, y fundamentalmente soluciones vehiculares concebidas desde fábrica para el uso de GNL. Entonces hoy en el mercado se pueden conseguir hasta cinco fabricantes de camiones que están ofreciendo vehículos ya nacidos como GNL, testeados en todo el mundo, con un alto nivel de confiabilidad. La combinación de ahorro, con disponibilidad de puntos de carga, con soluciones de vehículos confiables y eficientes va a lograr una masificación del GNL», asegura Del Campo.  

Para el titular de Galileo, el desarrollo del gas depende, en gran parte, de lograr una expansión regional. «Hay que pensar en un corredor bioceánico y en la demanda de transporte que hay en toda la región. Y eso incluye la hidrovía. Hay un programa muy grande que está motorizándose a partir de los actores de la industria naval y de un rol importante del Gobierno en tratar de que la hidrovía pueda mutar hacia el uso del GNL», señala.   

La importación como complemento 

Excelerate desarrolló la terminal de GNL de Bahía Blanca en 2008 y la de Escobar en 2011. Desde entonces, la compañía se convirtió en un jugador clave en la comercialización del GNL. Desde ese lugar, Aguilar trata de superar las visiones maniqueas que ven la importación de este fluido como «un fracaso de las políticas energéticas» y su exportación como una muestra de «soberanía energética». «La importación de GNL tiene que ver con un acto económico», señala. «Esto es no tener que producir moléculas y adecuar una capacidad de transporte que es solamente para una utilización de 30 ó 45 días, cuando por una cuestión estacional atravesamos el pico de demanda. Por lo tanto, no hay que confundir lo que es la importación de GNL con las capacidades y cuál es el precio óptimo y más eficiente para Argentina ante demandas crecientes de gas natural», añade.  

En ese sentido, Aguilar entiende que la importación de GNL no es contraria al desarrollo del gas natural, sino que ambas cuestiones deben darse en paralelo. «Argentina tiene que desarrollar el máximo potencial de gas posible, tanto para demanda interna como para la exportación de forma sustentable. La ecuación óptima sería una exportación sustentable todo el año y recurrir a la importación, si se necesita en algún momento. Esto tiene que ver con la sustitución de combustibles. Porque si no vamos a contar con un barco de regasificación pero sí vamos a consumir combustibles líquidos, allí si se produce una mala decisión estratégica. Es lo que sucedió este año y el año pasado. Por no contar con un barco regasificador, se consumieron cantidades muy crecientes de combustibles líquidos, que claramente son más caros y más contaminantes desde el punto de vista ambiental», afirma. 

Excelerate tiene hecho un estudio que muestra que por haber importado GNL a través de los barcos regasificadores en lugar de consumir combustibles líquidos, el país se ahorró entre 2008 y 2019 u$s 12.000 millones. «Para rebatir estos números, me han dicho algunas veces que la producción de Vaca Muerta permitió ahorros en la importación del GNL también en el orden de los u$s 12.000 millones. Creo que esta situación refleja claramente lo que muchas veces nos pasa a los argentinos: todo tiene que ser blanco o negro. Y la realidad es que ambas situaciones se complementan. La confluencia de tener un barco regasificador o importaciones de GNL para momentos críticos del invierno, sumado al desarrollo sostenido de Vaca Muerta, permitió ahorros globales de casi u$s 25.000 millones. Entonces me parece que Argentina tiene que empezar a pensar de esa manera, como se lo piensa globalmente. El costo no tiene ideología. Tiene que ver con cuál es el costo más eficiente para el bien de un país. Creo que el desarrollo de Vaca Muerta, combinado con la importación de moléculas de gas que son más baratas en términos de eficiencia para el país, genera una productividad imbatible. Y eso es lo que permitiría tener un largo plazo en la exportación. Que se pueda hacer un contrato de largo plazo con un cliente internacional, que espera tener una oferta de GNL constante todo el año», indica Aguilar.  

Del Campo comparte la visión de la ejecutiva de Excelerate y entiende que es necesario superar los falsos debates. «Acá hay un elemento que es básico y fundamental, y tiene que ver con lograr que el mercado de gas se incremente. Si conseguimos eso, le vamos a poder dar estabilidad al productor y de esa manera vamos a poder empezar a producir más. Si pensamos que una es buena y la otra es mala, y viceversa, vamos a estar siempre en el mismo loop y sin resolver el desafío principal, que es que el consumidor necesita previsibilidad y precios bajos y que el productor necesita predictibilidad y estabilidad en los consumos. Todo eso se da con una torta más grande. Nuestro objetivo en la industria tiene que ser agrandar el consumo, no importa con qué origen se tiene ese gas. Pero en la medida en que exista un consumo estable, el productor va a tener más incentivo de producir más, ofertar más y competir con el GNL importado», concluye.

La entrada Desarrollos y experiencias para avanzar con la industrialización del gas se publicó primero en EconoJournal.

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