El Instituto Politécnico Nacional y la Secretaría de Educación Pública de México convocaron a un curso universitario que trató los usos del hidrógeno en la gestionabilidad de energías renovables.
El Dr. Roberto Campana Prada, referente del Centro Nacional de Experimentación de tecnologías de Hidrógeno y Pilas de Combustible de España, fue el experto encargado de brindar el curso «Almacenamiento y gestión de Energía» para estudiantes y profesionales mexicanos interesados en Hidrógeno como almacenamiento de energías renovables.
El evento organizado por el Instituto Politécnico Nacional, a través de la Escuela Superior de Física y Matemáticas, en el marco de la Cátedra Patrimonial 2020, contó con la participación de más de 100 personas que se hicieron presentes de manera virtual.
Sobre usos del hidrógeno en la gestionabilidad de energías renovables el experto invitado por la alta casa de estudios compartió algunos ejemplos de manejo de excedentes. Entre ellos, presentó el caso de un parque eólico de 10 MW conectado a un electrolizador de 6 MW.
«Los excesos de energía de un parque eólico pueden verterse en un electrolizador y producir hidrógeno que previamente habremos comprimido y purificado antes de almacenar», simplificó el profesional del CNH2 de España.
¿Cómo almacenar el hidrógeno? El Dr. Roberto Campana Prada mencionó dos vías factibles de implementar en el mercado mexicano:
-Física: comprimido (que ganó mayor terreno para movilidad) y criogénico
-Química: materiales y sustancias químicas
Dentro de lo que serían las vías físicas, el experto señaló como posible la implementación de sistemas de almacenamiento como gas comprimido (alta P, T ambiente, P vs Seguridad) y como líquido criogénico (baja P, T criogénica, coste E↑).
Por otro lado, en la parte química se mencionó a almacenamiento mediante interacción física (nanotubos de C, clatratos, microesferas, capilares de vidrio) y a través de sustancias químicas (hidruros metálicos, amoniaco, hidrazina, MOF’s, LOHC, ácido fórmico, sustancias hidrocarbonadas, etc.).
La última parte de almacenamiento expresada durante la presentación del referente del CNH2 de España fue H2 PtX (hidrógeno power to X).
«Cuando se permite desacoplar la energía del sector eléctrico para ser usada en otros sectores como el transporte o el químico, el término X puede referirse a Power to Ammonia, Power to Liquid, Power to Gas, etc…», expresó Roberto Campana.
En detalle, se explicó que esta tecnología consistiría en la conversión, almacenamiento y reconversión de la energía, normalmente cuando los periodos en los que las fluctuaciones de las energías renovables pueden generar excedentes.
«Esto último es lo que más interés despierta a las grandes potencias», valoró el especialista.
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¿Qué iniciativas promoverá la Subsecretaría de Energías Renovables de La Pampa en el corto plazo?
Tenemos distintos programas en carpeta para ser incluidos dentro del presupuesto del año que viene. Uno de ellos prevé la provisión de sistemas de generación a partir de energías alternativas en escuelas hogares que están sobre todo en zonas rurales.
Durante este tiempo de gestión remoto, estamos avanzando en unas encuestas muy importantes que nos van a permitir establecer otras líneas de base. Estas van desde la composición del alumbrado público en la provincia, eficiencia energética para hogares y más.
¿Y en generación?
Hay proyectos piloto que están siendo instrumentados por algunos municipios para lograr una cobertura de espacios públicos y bombeos en agua potable. Estas experiencias nos van a ir permitiendo obtener información e impulsar que estos se repliquen en otros ámbitos.
Como provincia, también estamos trabajando en armar un programa de energías renovables en zonas rurales. Buscamos generar una política de financiamiento que acompañe esto.
Un dato adicional es que hemos relevado yacimientos de sal en la provincia. Estamos viendo la posibilidad de que en una primera etapa podamos acercar soluciones energéticas a estos emprendimientos que están aislados. En este caso, no sólo pensamos en electricidad sino también en generación de calor para el agua a la que accede el personal.
¿Qué hay con los proyectos de gran escala en desarrollo y en construcción?
Entendemos que se produjeron algunas demoras en la construcción de algunos parques que fueron adjudicados en licitaciones del Gobierno nacional. En La Pampa queremos entrar en conocimiento del estado actual de los proyectos.
¿Cómo acompañaron a los parques renovables operativos durante la cuarentena más estricta?
Desde el inicio de la gestión hemos tratado de asistir logísticamente a los dos emprendimientos que hoy están en marcha. Uno de ellos es La Banderita (40 MW) en General Acha y el otro es AB Energía (2 MW) en Colonia 25 de Mayo.
Ante la cuarentena por el coronavirus, los hemos acompañado para que todo su personal pueda ingresar con todos los protocolos sanitarios y de seguridad. Ahora, se está haciendo un importante mantenimiento en La Banderita que se hará público este jueves 8 de octubre por la tarde.
¿Por qué medios se puede seguir el anuncio?
Se resolvió que será por videoconferencia en la plataforma Zoom. A partir de las 18 horas, el gerente del parque, Ing. Gustavo Manifesto detallará los avances y desafíos que atraviesan en estos momentos. Como Secretaría de Energía y Minería apoyamos la iniciativa.
Actualmente, el proyecto tiene 11 aerogeneradores pero en su totalidad llegará a 28. Con lo cual, esperamos que se comunique cómo serán las etapas sucesivas para llegar al total de lo que estaba planificado.
Claudio Gordillo, subsecretario de Energías Renovables de La Pampa
En la provincia aseguraban que iban a iniciarse proyectos de generación eléctrica con Pampetrol, ¿tienen algunos en carpeta?
El Plan Energético prevé que Pampetrol pase a ser una empresa de energía. Para eso hay que hacer una reforma de estatuto y la situación actual [de pandemia] ha dilatado la cuestión. No obstante, entiendo que Pampetrol ha mantenido reuniones con algunos empresarios del sector privado.
¿Quedan proyectos pendientes del PERMER?
Junto al Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER) estamos completando en estos momentos las últimas instalaciones de la tercera licitación. Restaban poner en marcha 30 equipos para lograr un total de 350 sistemas en funcionamiento en la provincia.
Nos hemos hecho cargo de todo el mantenimiento y el control del PERMER en La Pampa. Vamos con nuestros técnicos y vamos armando los equipos para atender a la necesidad de acceso a la electricidad en lugares aislados de la red.
El Programa también abarcó la instalación de 130 boyeros solares a productores rurales, tras un acuerdo con el INTA. A partir de ahí identificamos nuevas necesidades y ahora estamos haciendo relevamientos de todos los jagüeles de poca profundidad, llamados pozos balde, para permitir también el bombeo solar.
Las medidas tomadas ante la pandemia han afectado la rutina habitual de cualquier empresa del mundo. En este sentido, protocolos sanitarios con distanciamiento social y uso de tapabocas como regla obligatoria, son algunos de los requisitos de la “nueva normalidad” que se está llevando a cabo puertas adentro de las fábricas.
De esta forma y con el objetivo de seguir creciendo y generando productividad, las compañías han implementado distintos métodos de trabajo para que la seguridad de trabajadores, clientes y proveedores sea segura. La responsabilidad y el compromiso de las autoridades son parte del sistema de gestión en plena pandemia, donde la salud y la integridad de todos se torna imprescindible.
Bertotto Boglione es una empresa que ha trabajado de manera significativa en todos estos protocolos. La firma, que es proveedora de soluciones para el almacenamiento de alta calidad a nivel mundial, cumple con todas las medidas de prevención y ha desempeñado un papel importante en la metodología de aplicación de la misma.
Dentro de las acciones que realiza y siguiendo los lineamientos del Ministerio de Industria de la Provincia de Córdoba, de la Unión Obrera Metalúrgica, (UOM) y de la Asociación de Industriales Metalúrgicos de la República Argentina, (ADIMRA), la empresa lleva a cabo un sistema de reorganización de turnos para evitar cruces entre los operarios y reducir el número de contactos. Además, se realiza la desinfección de las plantas entre los turnos y el ingreso de personal tiene una diferencia de 15 minutos entre sectores para evitar aglomeración.
La nueva modalidad de ingreso a las plantas es a través de la ficha, mediante el celular y código QR, donde también se hace una prueba de olfato y/o temperatura al llegar a las instalaciones; la compañía cuenta con un protocolo corporativo que se difunde a todas las personas que trabajan en el lugar y se controla su cumplimiento, además no se permite el ingreso de personal externo y en caso de extrema necesidad, debe ser con cita previa y cumpliendo los protocolos sanitarios.
Por otro lado, Bertotto Boglione provee los elementos de higiene necesarios para desinfectar manos y superficies de contacto, por esa razón, semanalmente todos los colaboradores que ingresan deben confirmar mediante un documento donde expresan no tener síntomas de Coronavirus, no haber estado en contacto estrecho con personas enfermas, y no haber viajado a zonas de amplia circulación del virus.
A su vez, se creó el “Cordón Sanitario Interno”, un sistema que restringe la circulación entre áreas, y fomenta la trazabilidad ante un posible caso. En este sentido, se suspendieron los comedores y los operarios almuerzan en su puesto de trabajo poniendo a disposición comodidades iguales o superiores a las anteriores.
Los miembros de la Dirección de la empresa, el médico laboral, personal de RRHH y de Seguridad e Higiene son los encargados de verificar, mediante recorridas diarias por la planta, que los cuidados sean respetados, tanto por el personal como por parte de terceros. También se organizan charlas de prevención donde se recuerdan las medidas de cuidado personal y se insiste con la idea de que, si se tiene algún tipo de síntomas, no se debe concurrir a la empresa e inmediatamente consultar al médico.
Las charlas que se dan en la empresa fomentan la responsabilidad en el exterior de la misma, evitando reuniones sociales y familiares y la importancia del cuidado entre todos, para alertar a otras personas que por distracción puedan no estar cumpliendo con las medidas.
Aggionarse a las nuevas normas de convivencia en ámbitos laborales se convirtió en el gran desafío de este 2020. Pensando en la salud de todos, Bertotto Boglione afianza el compromiso de seguir adelante cuidando a toda su familia que, desde 1948, trabaja para mejorar la calidad de sus equipos y brindar soluciones.
Directivos de Exxon Mobil Argentina y de Shell Argentina, y de la proveedora industrial Tenaris manifestaron un cauto optimismo respecto de la continuidad del desarrollo de la producción de crudo en Vaca Muerta, a pesar de la situación compleja que presenta el mercado local e internacional como consecuencia de la pandemia (Covid-19) que afectó demanda y precios.
También, esperan las medidas del gobierno nacional que posibilitarán una reactivación de la producción de gas en estos reservorios no convencionales. Se estima que tales anuncios serían inminentes.
Para Daniel De Nigris, Country Manager de Exxon Móbil, “nuestra apuesta es al crecimiento de la demanda energética en el mundo, y ése contexto puede ser una gran oportunidad para la Argentina”.
“Varias operadoras locales mantuvieron buenos niveles de producción de crudo en Vaca Muerta y su exportación se realizó mejorando mucho los precios ya que se trata de un petróleo de alta calidad”, destacó, y señaló que ello representa la posibilidad de un incremento muy significativo de divisas para el país”.
De Nigris hizo hincapié en que “hemos visto en los últimos años a distintos gobiernos (del país) tratando de hacer más competitivo al sector, por caso facilitando la importación de equipamiento, o promoviendo acuerdos con sindicatos para generar mejores condiciones de producción y empleo”.
Y añadió que “estamos en contacto con las autoridades para lograr un marco regulatorio estable que nos permita competir en un contexto internacional complejo para esta industria, que requiere proyecciones de fuerte inversión anuales”. Al respecto, hizo referencia a cuestiones de índole fiscal, a la libre remisión de dividendos, y a costos de energía accesibles para la actividad.
En la Cuenca Neuquina, Exxon opera en siete bloques de la formación Vaca Muerta, cinco de ellos en explotación con socios como GyP, YPF, Pampa Energía, Tecpetrol, y Qatar Petroleum.
Cuenta con el desarrollo de tecnología y de conocimiento acumulado en el desarrollo de hidrocarburos en reservorios no convencionales de los Estados Unidos, que presentan situaciones similares a los de Vaca Muerta.
Pero De Nigris sostuvo que “también hay que pensar en el desarrollo de las otras cuencas del país, On y Off Shore.
Por su parte, Sean Rooney, presidente de Shell, hizo referencia a “la buena disposición” que existe a nivel del gobierno neuquino y del nacional en la búsqueda de superar escollos que pueden presentarse.
Shell está obteniendo buenos logros en perforación y “completación” de pozos en sus operaciones, pero refirió que “Vaca Muerta no se está desarrollando a tono con su potencial”.
En este sentido consideró que “si el Gobierno deja a la industria desarrollarse por si misma, sin hacer cambios ni intervenciones, principalmente en precios, en dos años habrá importantes exportaciones de petróleo, y a más largo plazo se podrán potenciar exportaciones de gas en forma de GNL”.
“Esto requiere de fuertes inversiones de largo plazo, y su realización necesita de una política de Estado, tal vez una ley específica, y el apoyo de las provincias petroleras, de sindicatos y de todos los sectores políticos”, señaló.
De Nigris y Rooney , junto con Javier Martinez Alvarez, presidente de Tenaris Cono Sur, participaron de una videoconferencia organizada por la Cámara de Comercio de los Estados Unidos en la Argentina (Amcham) y el Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG).
A su turno, los directivos destacaron la oportunidad que se presenta para la exportación de petróleo crudo dada la infraestructura disponible para su transporte, la existencia de excedentes al estar abastecido el mercado local, y por los precios de venta que se logran, acordes a los valores de referencia internacionales.
Martínez Alvarez consideró que para los próximos dos años el petróleo es la alternativa de exportación, a medida que vayan descendiendo los importantes stocks de crudo acumulados en el mundo en los primeros meses de la pandemia mundial.
El presidente de Tenaris reseñó que en el país “se observa un crecimiento lento de la actividad” hidrocarburífera con refinerías que hoy operan 15% debajo de los niveles pre-pandemia y con equipos de perforación en Vaca Muerta “muy por debajo de nivel que llegó a alcanzar (70 equipos, luego 50 y llegó a 0), ahora en ascenso”. De hecho, la producción de caños para el rubro llegó a bajar de 70 mil toneladas a menos de 15 mil toneladas.
“La expectativa para adelante va a depender de la previsibilidad para el sector”, opinó Martínez Álvarez y destacó que la industria del petróleo y el gas “no sólo tiene gran capacidad de generar divisas, sino que permite a la vez desarrollar todo un entramado de pymes”.
El directivo destacó al gas como “un insumo multiplicador de la actividad económica en general, y a su uso como un aporte importante a la mejora ambiental, complementario de las fuentes de energías renovables”.
Acerca de la exportación de gas natural al Brasil, Alvarez consideró que podrían utilizarse los ductos existentes y ampliaciones para reforzar el sistema y llegar hasta el sur de Brasil, preservando la disponibilidad del insumo a nivel local.
De Nigris, en tanto, opinó que utilizando dicha infraestructura “el gas asociado a la producción de crudo podría representar un volumen interesante para acceder a ése mercado”.
La empresa argentina que provee soluciones de infraestructura y comunicaciones, BVS Technology Solutions, confirma su sólida trayectoria y presencia regional operando no sólo desde Buenos Aires, sino también desde Montevideo (Uruguay), Asunción (Paraguay), Santiago (Chile), Caribe y Miami (Estados Unidos) para sus diez verticales: Oil & Gas, Media & Entertainment, Service Provider, Retail, Manufactura, Banca, Healthcare & Life Sciences, Sector Público, SMB (Small and Medium Business) y Servicios.
Además de llevar adelante diversos partnerships y contar con certificaciones de fabricantes líderes como Cisco, Dell, Evertz, Synamedia, SMDC y UBEE, entre otros, la compañía ofrece soporte a través de 200 colaboradores diarios para todo el ciclo de vida de los diferentes proyectos en curso (desarrollo, pre-venta, venta, implementación, post-venta, soporte, servicios profesionales y evolución).
“Como representantes certificados de más de un fabricante aseguramos una visión estratégica y agnóstica entendiendo el requerimiento, las expectativas, la problemática y suministrando soluciones integrales. Cada una de nuestras verticales está bien diferenciada. Tenemos ejecutivos a cargo de cada proyecto que aportan toda su expertise a medida, lo que permite estar más cerca del negocio y de las necesidades del cliente. Así es como logramos encontrar mayor rapidez y precisión en la respuesta a los requerimientos”, destaca Juan Ignacio Lorenzo, Director Comercial de BVS Technology Solutions, la compañía que desde 2003 diseña e integra proyectos dentro del marco que genera la convergencia digital en las distintas industrias.
Todas las áreas al servicio del cliente
Oil & Gas: BVS Technology Solutions aporta con productos y servicios a la transformación digital, producción y optimización de activos, reducción de riesgos y la respuesta más rápida a incidentes, búsqueda de excelencia operativa y reducción de tiempos de inactividad, a través de la innovación. Adicionalmente, cuenta con servicios profesionales especializados en la industria de IT / OT.
Media & Entertainment integra proyectos ‘llave en mano’ en todas sus etapas y necesidades. A través de alianzas con marcas líderes, la compañía provee e integra soluciones para control de producción, centros de emisión, sistemas de noticias, postproducción de video, postproducción de audio, MAM (Media Asset Management) y archivos digitales, unidades móviles, salas técnicas y controles centrales.
Service Provider opera frente a los nuevos desafíos y amenazas. Los proveedores de servicio requieren mayor inteligencia en las redes y BVS Technology Solutions los acompaña con soluciones de transporte IP basadas en las más avanzadas tecnologías de redes para datacenters, soluciones de Routing&Switching, SP WiFi, Cable Access, soluciones para el cliente final y soluciones de video SP.
En Retail provee soluciones para tiendas de cercanía, supermercados, mercados mayoristas, centros de compras & entretenimientos, entre otros.
En Manufactura la compañía ofrece productos y soluciones que cubren desde herramientas y tecnología para la explotación de datos en modalidad Big Data, hardware industrial y Cloud Computing, hasta diseño de Smart grid, seguridad electrónica/biométrica para aplicaciones industriales, integración de redes IT/OT, domótica y realidad virtual y aumentada, entre otras.
Para Banca, BVS Technology Solutions pone foco en brindar soluciones que simplifiquen la administración, reduzcan los costos operativos y protejan al cliente ante ciberataques. A su vez, integra y ofrece soluciones de experto remoto, análisis de tráfico de personal en las sucursales y detección de perdida de SLA en los servicios de e-banking.
Healthcare & Life Sciences -lanzada en 2019- integra soluciones tecnológicas para minimizar los riesgos en la toma de decisiones para la mejora de procesos médicos, de sistemas e infraestructura mediante servicios y productos de Health Data Sciences, Identidad Digital, Arquitectura de IT + Desarrollo UX/UI, Telemedicina, Media & TV Digital y Health Information Systems (HIS).
En Sector público se prioriza el acompañamiento y apoyo de la implementación de políticas públicas orientadas a fortalecer y desarrollar las áreas temáticas de Energía y Medio Ambiente, Edificios e Infraestructura, Movilidad, Gobierno y Servicios Sociales. “Como integradores de tecnologías y servicios profesionales, ofrecemos también servicios de diseño, consultoría, implementación, operación, soporte y capacitación de distintas plataformas tecnológicas, para que los diferentes niveles de las áreas de Gestión Pública puedan implementar proyectos que hagan más fácil y segura la vida de sus ciudadanos”, agrega Lorenzo.
SMB (Small and Medium Business): BVS Technology Solutions ofrece un porfolio de soluciones para empresas pequeñas y medianas que les permitirá impulsar el crecimiento, mejorar la productividad de la fuerza laboral, optimizar la experiencia del cliente y la eficiencia, asegurar su red, reducir costos e implementar soluciones y servicios que lo diferencien de la competencia.
En Servicios, la compañía pone a disposición a sus ingenieros especialistas para que acompañen al cliente desarrollando desde la arquitectura de alto nivel al diseño de bajo nivel los planes de implementación y de aceptación. Liderazgo de proyectos mediante gestiones integrales encabezadas por el equipo de Project Managers, utilizando metodología PMI (Project Management Institute).
Las grandes empresas en Argentina están haciendo grandes inversiones para transformar sus modelos de producción a mecanismos más eficientes, sostenibles y sustentables. Un ejemplo de este importante liderazgo es CocaCola FEMSA.
La iniciativa forma parte de un acuerdo que estableció la generadora de energía con la embotelladora, para suministrarle energía eólica para el 100% de sus operaciones a partir de 2020. Desde el mes de agosto del año pasado, Coca-Cola FEMSA Argentina ha comenzado a producir en sus dos plantas de Ciudad de Buenos Aires: Planta Alcorta y Planta Monte Grande, con un 40% de energía renovable a partir del acuerdo firmado con la compañía YPF LUZ. Un reporte que recoge Energía Limpia XXI señala que el acuerdo alcanza una duración de 15 años y se estableció en dos etapas: en la primera Coca-Cola FEMSA tiene el objetivo de sustentar su producción con un 40% de energías limpias y en una segunda etapa se alcanzará el 100% en 2020.
Holcim
La prestigiosa cementera Holcim también ha destacado por su alto compromiso con las energías renovables y el desarrollo sostenible. En 2019 Holcim y YPF acordaron llevar a otro nivel para producción de la cementera incluyendo en sus procesos el uso de energía eólica. El esfuerzo esta en línea de los Objetivo de Desarrollo Sostenible de Naciones Unidas y forma parte de una nueva ola de empresas con liderazgo verde en la Argentina del siglo XXI.
Bimbo
A través del sistema privado Mercado a Término de Energías Renovables (Mater) Genneia abastecerá, con su producción de energía renovable, la demanda de las cinco plantas y 15 centros de venta y distribución del Grupo Bimbo en Argentina (cinco en la Provincia de Buenos Aires y una en la Provincia de Córdoba). Los parques eólicos que se pondrán a disposición para este acuerdo son el Parque eólico Villalonga II (3,5 MW), Pomona II (11,7 MW) y Chubut Norte II (26,28 MW).
“Estamos orgullos de poder brindar energía limpia para el 100% de la producción de una empresa como Bimbo a través de nuestros parques. Esto nos permite que, como país, podamos seguir avanzando en un cambio ambicioso, beneficioso y cada vez más sólido en materia de energías renovables” declara Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos de Genneia. Asimismo, Jimena Barca, Jefa Regional de Sustentabilidad para Latinsur de Grupo Bimbo explica que en 2018 comenzaron una licitación en la que participaron 10 empresas locales e internacionales, definiendo por la alianza con Genneia. “Es un gran paso para nosotros ya que esta apuesta no solo tiene beneficios ambientales sino también económicos”.
La iniciativa cuenta con un contrato de provisión de energía limpia que tiene una duración de 15 años, por un volumen anual aproximado de 32.000 MWh/año, que provendrán de energía eólica. Este acuerdo permite reducir la emisión de gases de efecto invernadero en 14.400 toneladas de CO2e al año.
Toyota
La energía eólica esta transformando los procesos en el sector industrial de Argentina teniendo como ejes centrales, mayor generación renovable, menos contaminación y mayor competitividad.Las energías renovables y los negocios de éxito avanzan de la mano en Argentina Toyota, quien junto a YPF Luz han decidido irse 100 % energía limpia en su planta en Zárate. Más inversiones, menos contaminación.Un informe oficial que recoge Energía Limpia XXI señala que el contrato de provisión de energía renovable tiene una duración de diez años, con una primera etapa en la que Toyota sustentará su producción con un 25 por ciento de energía renovable, y una segunda etapa a partir de 2020 en la que el 100% de sus necesidades energéticas, equivalente a 76mil MWh/año, provendrán de fuentes renovables.
Cervecería y Maltería Quilmes
El año pasado Central Puerto, a través de CPRenovables, firmó un nuevo acuerdo de suministro de energía. En esta oportunidad se celebró junto a Cervecería y Maltería Quilmes para abastecer con el 100% de energías renovables a todas sus plantas, por un plazo de 20 años.
Llevar a cabo este tipo de convenio de tan largo plazo es un gran desafío para los equipos de Central Puerto y las compañías líderes que depositan su confianza en nosotros, eligiéndonos como proveedores de Energía Renovables. De esta forma demostramos al mercado energético que sí es posible obtener acuerdos a largo plazo convenientes para todas las partes.
Con una inversión cercana a los 74 MMUSD a partir del 2020 nuestro parque Budweiser , ubicado en Achiras en la provincia de Córdoba, abastecerá con más de 250 000 MWh anuales a sus diez cervecerías, dos malterías y una fábrica de tapas, reduciendo la emisión de CO2 equivalente a retirar medio millón de autos de la calle en un año, contribuyendo así a la sostenibilidad del planeta.
Argentina sigue avanzando hacia la sostenibilidad con importantes acuerdos entre empresas líderes. En días pasados Scania Argentina anunció que su fábrica ubicada en Tucumán y los puntos de servicio de su red de concesionarios comenzaron a consumir solamente energía renovable, lo que la convierte en la primera empresa “fossil free” de la industria automotriz local.
Desde el mes de abril, seis aerogeneradores ubicados en el Parque Los Olivos, en Achiras, provincia de Córdoba, proveen a la compañía los 22.400 MW necesarios al año para el funcionamiento de su operación industrial y comercial en todo el país. El acuerdo fue realizado con Central Puerto S.A., empresa dedicada a la provisión de energía. La revista especializada en renovables Energía Limpia XXI destaca que el uso de energía renovable en el 100% de su operación equivale a 14.600 toneladas de CO2 no emitido a la atmósfera, además de otras partículas contaminantes como azufre y dióxido de nitrógeno, ya que la energía eólica no produce ningún tipo de residuos.
“Como firmantes del Pacto Global de Naciones Unidas, esta acción reafirma nuestro compromiso con el medio ambiente y nos acerca al objetivo de lograr un sistema de transporte cada vez más sustentable”, confirmó Andrés Leonard, CEO de Scania Argentina, y aseguró: “Para nosotros, ser una organización con objetivos e iniciativas sustentables es imprescindible”.
Altos ejecutivos de la industria petrolera analizaron la crisis del país y los efectos de la pandemia en el sector y coincidieron en que el foco de Vaca Muerta en el corto plazo estará puesto en las exportaciones de petróleo. Al mismo tiempo, explicaron que la producción de gas en la cuenca Neuquina, que venía siendo el principal de desarrollo de las operadoras en los no convencionales, tendrá lugar recién a partir del año 2023.
Se trata de la visión de Sean Rooney, presidente de Shell Argentina, Javier Martínez Álvarez director General de Tenaris, del Grupo Techint, y Daniel de Nigirs, Country Manager de ExxonMobil. Los tres directivos participaron del evento virtual “La energía en proyección: una mirada al futuro para la Argentina”, que organizó AmCham (Cámara de Comercio de los Estados Unidos en la Argentina), en el marco del ciclo creado en conjunto con Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG).
Las declaraciones de los ejecutivos de Shell, ExxonMobil y Tenaris se dan en momentos previos a que el gobierno lance un nuevo programa de incentivo a la producción de gas (Plan Gas 4) que, según afirmó recientemente el propio ministro de Economía Martín Guzmán, “se conocerá en pocos días”. El objetivo del programa es frenar la caída en la producción. Si esta tendencia no se revierte, podría faltar gas en el mercado local en el próximo invierno.
El corto plazo de Vaca Muerta
Javier Martínez Álvarez de Tenaris indicó: “yo era muy optimista con el gas, creía que era la gran oportunidad que tenía el país. En el corto plazo, para los próximos dos años, la Argentina tendría que cambiar y enfocarse muy fuertemente hacia el petróleo como alternativa exportadora”. Y agregó: “veo la oportunidad del gas nuevamente para dentro de dos años y esto es por las grandes inversiones de capital que requiere la producción de gas”.
Además, el presidente de Tenaris remarcó que “tenemos que evitar que el gas se convierta en un problema y que se pierda la capacidad de producción e intentar autoabastecer las necesidades del país. Las expectativas hacia adelante van a depender de las reglas y la previsibilidad para el sector”. “El gas es la energía de transición en un mundo que va limpiando su matriz energética y esto debería ser a mediano y largo plazo”, añadió.
Por su parte, el presidente de Shell, Sean Rooney, destacó las exportaciones de crudo de la Argentina durante la pandemia y sostuvo que “durante los próximos dos años van a haber importantes exportaciones de petróleo. Luego, tendremos exportaciones de gas en forma de Gas Natural Licuado (GNL)”. En otro pasaje de su intervención, Rooney remarcó que “el potencial del recurso de Vaca Muerta está, pero hoy Permian (una de las cuencas de hidrocarburos no convencionales de Estados Unidos) está produciendo 30 veces más. En los últimos años vimos cambios de leyes, de políticas, cambios de confianza que van en contra de las inversiones en energía”
Por último, Daniel de Nigris de ExxonMobil indicó que “una de las cosas que mantuvo la actividad este año fueron las exportaciones. Varios operadores de la cuenca Neuquina mantuvimos la producción de crudo y exportamos. Por eso, vemos como una oportunidad muy positiva para un plazo corto o mediano la exportación de crudo, con un alto nivel de ingreso y mejora fiscal para el país y con la infraestructura que ya está disponible”.
Resaltó además que “los acuerdos laborales alcanzados en 2017, la flexibilidad para importar equipamiento y el diálogo alcanzado son aspectos importantes que continúen para lograr un marco regulatorio estable porque es lo que tiene que dar soporte a un desarrollo intensivo de los no convencionales”. Y agregó que “se requiere llegar a un alto nivel en la escala porque eso es lo que nos baja los costos y nos mantiene competitivos, pero esto requiere de inversión de largo plazo”. “Necesitamos un esquema fiscal competitivo, acceso al tipo de cambio, reglas claras y permitir a los accionistas remitir los dividendos sin restricciones”, concluyó.
Argentina tiene energía y la posibilidad de relacionarse con los principales mercados del mundo. Es preciso conocer los recursos con los que contamos y cómo podrían aprovecharse no solo internamente sino también cruzando fronteras. Un ejemplo de ello es el excedente de gas natural que produce nuestro país en el verano y no es requerido por la demanda interna.
Argentina cuenta con gasoductos de exportación operativos que permiten llevar gas a Chile, Uruguay y Brasil. La Integración Energética con los países vecinos ya existe y tiene mucha capacidad ociosa, hay centrales que están literalmente hibernando y se están desperdiciando muchos recursos por no ponerlas en marcha. El desafío está en generar el marco para ordenar el consumo interno y empezar a mirar con atención al mercado externo para reactivar un nexo comercial estratégico. Es fundamental generar acuerdos sólidos, con proyección a largo plazo que generen nuevas iniciativas para el sector, particularmente del gas natural y las energías renovables.
Mucho se habla sobre la necesidad de obtener divisas. Una de las formas es comercializando excedentes de gas natural que produce nuestro país y que podrían colocarse a precios muy atractivos en países vecinos. En ese sentido, una buena y esperanzadora noticia es la recuperación de la Central Térmica Uruguaiana (CTU), ubicada en el estado de Río Grande do Sul (Sur Brasileño, capital Porto Alegre) que contribuiría a dar sustentabilidad al sistema energético sur brasileño con el remanente de gas argentino. Está compuesta por tres unidades de generación que funcionan en ciclo cerrado. Se trata de dos turbinas de gas y una de vapor, sumando una potencia de 640 MW para el conjunto.
Construida a comienzos de la década del 2000, CTU cumple un propósito energético estratégico tanto para Argentina como para Brasil. Funcionando mayormente en un período estival extendido, proveería de energía eléctrica al Sur Brasileño en su momento de mayor demanda, a la vez que toma gas argentino en su pico de oferta y cuando no hay demanda en local. CTU es capaz de utilizar hasta 2,5 MM m3 de gas natural por día. Recientes estudios de actores energéticos argentinos hablan de la extensión del gasoducto hasta Porto Alegre para ampliar ese número a 10 MM m3 por día. Hoy CTU representa para Argentina la oportunidad de: generar exportaciones e ingresar divisas por decenas de millones de dólares al año; aplanar la curva de demanda de gas argentina capturando excedentes de verano; fomentar y viabilizar inversiones en producción y transporte de gas, respetar y priorizar las necesidades de gas internas.
Estamos ante la oportunidad de potenciar y aumentar la mano de obra, un factor muy relevante para dinamizar el funcionamiento de la economía. En cuanto al largo plazo, esta iniciativa constituye el puntapié inicial para la implementación de proyectos como el gasoducto a Puerto Alegre, gran foco de demanda de gas natural.
Por eso, contar con la logística, los profesionales, el conocimiento y los vínculos comerciales sólidos traerá beneficios en el plano local e internacional al mismo tiempo que fomentará un crecimiento económico sustentable. Las condiciones están dadas: un mundo conectado y colaborativo es posible.
La crisis del petróleo que se vive a nivel global desde que se desató la pandemia del Covid-19 obligó a las grandes empresas de servicios petroleros re-evaluar sus negocios a nivel mundial. Eso implica, en la práctica, desafectar algunos servicios que presentan menor rentabilidad para las compañías y enfocarse en la gama de servicios que integran su core bussines.
En ese marco, Schlumberger, la mayor empresa de servicios petroleros del mundo, decidió llevar adelante una importante reestructuración en la Argentina, que implicaría el cierre de las operaciones de Geoservices.
Geoservices brinda a nivel local los servicios de control geológico y de slick line, entre otros. Por la abrupta caída de la actividad en la Argentina, se habría decidido retirar del país las cabinas de control geológico y reestructurar los servicios de slick line directamente bajo la órbita de Schlumberger.
Geoservices ya comunicó a buena parte de sus empleados su decisión de retirarse del mercado local y puso en marcha un proceso de desvinculación mediante acuerdos de salida con los operarios. El proceso alcanzaría a unos 300 operarios de la empresa.
Posición oficial
Ante la consulta de EconoJournal, fuentes oficiales de Schlumberger señalaron que a partir de la drástica caída de la producción en la Cuenca Neuquina, “nuestro nivel de actividad se ve drásticamente reducido y gran parte de nuestra capacidad operativa es innecesaria. En Argentina, estamos alineando nuestros recursos con los niveles de actividad actuales. En este contexto, estamos en diálogo con los sindicatos pertinentes y el Ministerio de Trabajo respecto de las reducciones de mano de obra”.
En abril pasado Schlumberger inició —al igual que otras proveedoras de servicios como Halliburton y Baker— un programa de retiros voluntarios, que incluía al personal de Geoservices y Cameron, compañía que también pertenece a la empresa. El personal que se acogió al retiro recibió un 100% adicional sobre el monto correspondiente a la indemnización y alcanzó a los empleados con status HCR, HCM y GM.
“Estas decisiones son siempre difíciles ya que entendemos el impacto que presentan en nuestros empleados y en la comunidad local. Nuestra prioridad sigue siendo la seguridad de nuestros empleados y contratistas, y hacer esta transición lo más fluida posible para mantener la continuidad del negocio para nuestros clientes”, agregaron desde la empresa de servicios.
Geoservices
Schlumberger tiene un amplio espectro de servicios petroleros, muchos de ellos ligados a la completación de pozos y estimulación de pozos no convencionales. Es el mayor proveedor de servicios en la cuenca Neuquina.
En abril de 2010 Schlumberger adquirió a nivel global a Geoservices, una empresa de origen francés fundada en 1958. La operación se hizo por un valor de u$s 1.070 millones. En los últimos años, Geoservices hizo una gran inversión en el desarrollo de nuevas tecnologías para actividades de exploración y evaluación de pozos, particularmente en el mercado emergente de aguas profundas.
El interventor en el Ente Nacional Regulador del Gas, Federico Bernal, aseveró que para la etapa que suceda al actual congelamiento tarifario de los servicios públicos se trabaja en la aplicación de una “tarifa de transición con un eventual aumento que muy lejos va a estar de un incremento como el que resultaría de considerar el esquema establecido durante el gobierno de (Mauricio) Macri”.
“Si se descongelaran ahora esas tarifas (de gas) deberían ser 70 por ciento más caras y podrían resultar el 100 por ciento mayores en los primeros meses del año próximo”. Eso no va a suceder, indicó.
Bernal, y su similar del Ente Nacional Regulador de la Electricidad mantuvieron una reunión con el Presidente Alberto Fernández para analizar la tarea encarada en los dos organismos reguladores, con especial hincapié en los estudios de las estructuras tarifarias de ambos servicios. El presidente dio cuenta de dicha reunión (el lunes 5) vía Twitter.
“Hoy me reuní con los interventores del ENRE (Federico Basualdo) y del ENARGAS. Analizamos la situación de las tarifas. Observamos con preocupación errores en la facturación del servicio en perjuicio de algunos usuarios. No son casos generalizados, pero debemos preservar los derechos del usuario”, explicó Fernández.
En declaraciones periodísticas Bernal sostuvo que “nosotros lo que tenemos que hacer es llevar ese cuadro tarifario a un valor que sea compatible para que el servicio público pueda brindarse”. “Eso puede ser a través de la tarifas o puede ser a través de subsidios a las empresas durante un periodo de transición para que el impacto en las facturas sea el mínimo posible”.
No se aplicaran los aumentos previstos en la Revisión Tarifaria Integral (RTI) que se realizó durante el gobierno de Cambiemos, en 2016. “Hay que recordar que si Macri hubiese seguido (como presidente) y estuvieran vigentes aquellos cuadros tarifarios ahora estaríamos pagando el servicio de gas casi 70 por ciento más caro”, estimó Bernal.
Consideró que “con los resultados de la auditoría en curso difícilmente puedan sostenerse esas tarifas”. “De hecho, yo recomendé al Poder Ejecutivo que se declare la nulidad de esos cuadros y se revoquen”.
El funcionario explicó que “hay que ver que pasa el año que viene con esta transición, siempre pensando que el servicio público no puede dejar de brindarse y que las empresas tienen que tener cubiertos sus costos de operación y mantenimiento”.
“La instrucción que yo recibí es sentarme con las empresas y lo que estas tienen que entender es que en la transición lo que las tarifas les remunere es lo básico para que el servicio pueda brindarse”. “Lo que habrá de decidir el Presidente es el nivel de subsidios” que se dispondrá y sus características (incluido tarifa social y tarifas diferenciales), agregó.
El presidente de la Nación, Alberto Fernández, recorrió junto al gobernador de La Rioja, Ricardo Quintela, instalaciones del Parque Eólico Arauco SAPEM, ubicado en la localidad de Anillaco donde se desarrollan los dos mayores emprendimientos de ese tipo en el país, centrados en los proyectos Arauco I y II.
Sobre el Parque Eólico Arauco, el mandatario explicó: “este es un sector que va creciendo, que empezó en 2011 y que permite a la Argentina contar ya con otros 200 megavatios que se integran al sistema general (interconectado) que da electricidad a todo el país”.
Y expresó: “Tenemos que valorar este tipo de energía no contaminante, que nos puede permitir generar energía limpia que es lo que debemos dejar para las futuras generaciones. Por eso, los felicito y agradezco que desde aquí puedan darnos mejor electricidad a todos los argentinos”.
Este parque es el principal generador de energía renovable del NOA, y el primer espacio en incorporar ingeniería e industria nacional para la fabricación de turbinas eólicas.
El jefe de Estado observó los aerogeneradores de origen nacional y extranjero, y se internalizó acerca de las etapas del proyecto de la Central Arauco I, que finalizará con la construcción y puesta en marcha de 26 nuevas turbinas eólicas, que totalizarán 100 MW de potencia instalada total.
El Arauco II podrá generar 1.400.000 MWh anuales, que representan la energía suficiente para alimentar 335 mil hogares, y permitirá evitar la emisión de 630 mil toneladas de CO2 hacia la atmósfera, gracias al no uso de combustibles fósiles. En la actualidad, la Central Arauco II se encarga de generar el 4 por ciento de la energía que demanda la región y alrededor del 30 por ciento del consumo de la provincia.
En tanto, el gobernador Quintela explicó que el Parque Eólico “nos permitirá desarrollar” a La Rioja y “generar oportunidades para nuestra gente y fundamentalmente para el desarrollo agrícola, ganadero, industrial y comercial de nuestra provincia”.
Fue la observación del presidente de Shell, Sean Rooney, que pidió menos intervenciones en los precios del sector como el combustible. El presidente de Shell Argentina, Sean Rooney, aportó su mirada acerca de Vaca Muerta y destacó su potencial real para el desarrollo del país. El referente de la compañía comparó con la actividad que realizan en la cuenca Permian, el mayor desarrollo shale de Estados Unidos, considerando que la calidad de los recursos en petróleo y gas de esquisto están casi al mismo nivel. Rooney fue uno de los invitados en una charla sobre energía que organizó la Cámara de Comercio de Estados Unidos en Argentina (AmCham) y el Instituto Argentino […]
Ex CFO de Pampa Energía, Mariano Batistella, prepara un fondo para desembarcar en San Antonio International con el apoyo de Sebastián Caputo, sobrino de Nicky. El hombre fuerte de Pampa Energía, Marcelo Mindlin recibió en junio la mala noticia que su CFO, Mariano Batistella, dejaba el holding energético. Los conocedores del mercado ahora advierten que no sería otro pase de magia a “lo Pagano”. Fuentes bien informadas en Núñez avisaron a Ámbito que Mariano Batistella nunca partió y se está preparando para desembarcar en San Antonio International. San Antonio es una de las mayores compañías perforadoras y en ofrecer servicios de mantenimiento de […]
El Upstream Managing Director de Pan American Energy prevé que el próximo año, el precio del petróleo se mantenga entre u$s 40 y u$s 45. Y que la industria debe hacerse “viable en un rango de precios que esté por debajo de eso” Continuar la actividad cumpliendo con los protocolos necesarios por la pandemia generó un sobre costo para Pan American Energy cercano a un 5%, según explicó Danny Massacese, Upstream Managing Directo de la compañía durante el 3er Energy Summit organizado por El Cronista y la Revista Apertura. El ejecutivo con 25 años de experiencia en la industria en distintos mercados como […]
Sean Rooney de Shell, Javier Martínez Álvarez de Tenaris y Daniel de Negris de Exxonmobil coincidieron en que el foco de Vaca Muerta para los próximos dos años debe estar en la exportación de petróleo. En contexto de crisis, ven al gas no convencional para el largo plazo. Altos ejecutivos de la industria petrolera analizaron la crisis del país y los efectos de la pandemia en el sector y coincidieron en que el foco de Vaca Muerta en el corto plazo estará puesto en las exportaciones de petróleo. Al mismo tiempo, explicaron que la producción de gas en la cuenca Neuquina, que venía siendo […]
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Fue una de las conclusiones surgidas de un webinar desarrollado por la Federación de Combustibles de la República Argentina (FECRA) acerca de las perspectivas del gas vehicular en el país. Más de 50 operadores de combustibles se dieron cita en el webinar “Perspectivas del GNC en la Argentina”, organizado por la Federación de Combustibles de la República Argentina (FECRA) para analizar las variables que conforman el costo del combustible gaseoso y su desarrollo del mercado. Javier Lapin y Wenceslao Nuñez, responsables de “Consultores Energéticos”, brindaron un completo panorama sobre el valor del producto en Boca de Pozo, la incidencia de la […]
Esperan discutir con las operadoras el traslado de los aumentos a los nuevos contratos del sector. Tienen que asumir la suba del 16,2% y el pago de dos bonos. Las pymes de Vaca Muerta, parte del sector más complicado en la cadena de valor del shale, tienen un nuevo desafío por delante: se trata del que les impone tener que cumplir con el acuerdo salarial que rige desde el viernes pasado para miles de petroleros en el actual contexto económico. Ya adelantaron que buscarán incluir los costos salariales en los nuevos contratos con las operadoras. Vienen de un año más que complicado, en el que […]
El presidente Alberto Fernández se pronunció ayer a favor de las energías renovables, durante una visita al Parque Eólico Arauco SAPEM, junto al gobernador de La Rioja, Ricardo Quintela. Tras elogiar el desarrollo del parque eólico de La Rioja, Alberto Fernández dio señales a favor de una matriz energética limpia con menos hidrocarburos. «Lo que estamos logrando es no quemar combustibles fósiles, no generar energía eléctrica a través del gas que es un elemento escaso», introdujo el presidente. Y agregó que «generar energía limpia es una demanda del mundo post pandemia en el que me quiero poner como primer abanderado». Durante su […]
La transición hacia una economía baja en carbono es fundamental para reducir la emisión de gases de efecto invernadero (GEI) a la atmósfera. Para alcanzar una matriz energética baja en carbono, hace falta disminuir el uso de combustibles fósiles, proceso que se conoce con el nombre de “descarbonización”. Pero esta “migración” debe darse de forma “realista”. Así lo aseguraron Javier Pastorino, Managing Director de la Argentina, Chile y Uruguay de Siemens Energy, y Andrea Heins, presidente del Comité Argentino del Consejo Mundial de Energía (Cacme), en el marco del Tercer Energy Summit, organizado por El Cronista y la revista Apertura. Según los especialistas, […]
Uno de los productos que integran la oferta disponible en el mercado alcanzará este mes el mismo nivel de expendio que en marzo. Ofrece mayor rentabilidad que los convencionales y promete expandirse rápidamente por todo el país. A diferencia de las naftas, el gasoil o el GNC, cuyas ventas al mercado interno actualmente se ubican en un 70 por ciento de los niveles anteriores a que se decrete el Aislamiento Social, el Gas Licuado de Petróleo Automotor se encuentra próximo a recuperar el volumen prepandémico. Así lo aseguró, Raúl Persoaglia, impulsor de este combustible y de la instalación de Estaciones de […]
Avanza la puesta en funcionamiento de los parques generadores en Pilquiniyeu de Limay y en Laguna Blanca. El gobierno de Río Negro invierte 15 millones de pesos. Se beneficiará con “energías limpias” a más de 100 familias. La puesta en marcha de los parques generadores en Pilquiniyeu del Limay y Laguna Blanca avanza a muy buen ritmo. Los trabajos forman parte del proyecto de reactivación de generación de electricidad con energías renovables, que lleva adelante el gobierno provincial en la Región Sur. Ya fue colocada la mayor parte de los 93 paneles solares que generarán energía eléctrica en Pilquiniyeu del Limay y […]
US$20 millones: la pérdida de empresas de etanol con los precios congelados Crece la tensión por el congelamiento, desde noviembre pasado, del precio de los biocombustibles, como el etanol. Desde el sector aseguraron a LA NACION que se perdieron US$20 millones por la decisión de no actualizarlos, monto que fue “transferido a las petroleras” y dejó “en riesgo de quiebra” a las empresas productoras que son 22 en todo el país incluyendo las que fabrican etanol en base a maíz y a caña de azúcar. Las etanoleras de maíz dejaron de entregar a las petroleras porque el precio mínimo de $29,80 el litro les […]
Luego de reunirse con el presidente, el interventor de Enargas aseguró que no está definido si habrá aumento de tarifas a comienzos de 2021. De este modo, tomó distancia de Guzmán, quien había anticipado la decisión de avanzar con el descongelamiento. El interventor del Ente Nacional Regulador del Gas, Federico Bernal, aseguró este martes que las tarifas podrían seguir congeladas luego de fin de año. “El salto que debería ocurrir si siguiera vigente la tarifa de Macri debería ser de 100%. Eso está descartado de plano y va a estar muy lejos de ese incremento, si es que hay alguno. Acá lo […]
Grúas San Blas, la empresa de venta y alquiler de maquinaria para la industria de Oil & Gas, invirtió recientemente en el armado de una agencia de noticias con el fin de brindar información acerca de sus proyectos. “Queremos profundizar las noticias de interés de acuerdo a las propuestas de negocio que llevaremos adelante en lo que resta del año y durante el 2021”, destacó Oscar Tantucci, miembro de la comisión directiva.
“Se trata de un salto en el plan de comunicación con el objetivo de alcanzar un fuerte posicionamiento de marca y creemos que la sinergia comunicacional contribuye a la profesionalización de cada una de las unidades de negocio y potencia la propuesta de valor en su conjunto”, agregó.
Mariel Guzmán, Javier Blanco y Verónica Salamanco de la consultora Asset/Comm son los encargados, desde hace un mes, de llevar adelante un diseño comunicacional que busca brindar información detallada y disipar dudas sobre los servicios de la compañía de cara al futuro post-pandemia.
Grúas San Blas apunta, con sus más de 40 años de trayectoria en el país, a un crecimiento constante a partir de alianzas estratégicas con fabricantes de maquinaria pesada de escala internacional, como el grupo asiático Sany. El próximo paso consiste en potenciar al máximo la innovación en materia de comunicación y atención personalizada en todos los canales digitales: WhatsApp, redes sociales, página web, videollamadas, etc.
Renovación
Marcelo Yañez, presidente de la compañía, participó de la charla virtual y explicó cuáles son los desarrollos e innovaciones clave a los que apunta Grúas San Blas: “Cuando se frenó la actividad en marzo aprovechamos para vender máquinas y conseguimos reponer la flota usada por equipos 0km. Si bien este año no vamos a crecer en cantidad de unidades, vamos a optimizar aún más la calidad en maquinarias disponibles”.
Otro punto importante tiene que ver con el desafío que implica estar cerca del cliente en tiempos de distanciamiento obligatorio. “Al no poder llegar a Santa Cruz por las restricciones en los cruces de provincia, aún teniendo una sucursal en Comodoro Rivadavia, estamos alquilando nuevas bases para estar cerca de los clientes.
Además, tenemos un terreno asignado por el Municipio de Añelo en Neuquén y se autorizó el inicio de obra así que antes de fin de año tendremos terminado un galpón propio en esa zona para realizar trabajos de pintura y lavado de máquinas”, aseguró. Asimismo, cabe destacar la fuerte campaña impulsada por la empresa para brindar trabajo a numerosos talleres zonales que perfeccionan los equipos.
Por último, el presidente de la firma se mostró positivo y aseguró que este año se evolucionó en cuanto a la capacitación de la gente y se trabajó mucho en equipo. “Queremos ser líderes en la distribución de maquinaria en Argentina y -por qué no- exportadores de elite”, concluyó.
Villalobos sostuvo ante los diputados que la iniciativa «promueve una regulación objetiva, transparente, eficiente, y no discriminatoria; pero a su vez, flexible y dinámica con menos pesos regulatorios hacia los costarricenses».
«Es un mito infundado con respecto a los aumentos en la tarifa de electricidad, que falsamente el ICE ha dicho; el costarricense no soporta más los altos costos de las tarifas eléctricas», apuntó el empresario.
Y valora que «la generación distribuida produce ahorros desde el primer día para el que instala un equipo de pequeña escala de producción de energía, como también para la persona que no tiene este equipo, ya que evitará que las empresas distribuidoras tengan que construir infraestructuras de generación centralizadas, cuyos sobrecostos y pérdidas los hemos venido pagando todos».
Respecto al proyecto, el director ejecutivo de CGD afirmó que es disruptivo y necesario en el proceso de transición y transformación que experimenta el sector energético a nivel mundial; que, en nuestro criterio, denota una visión centrada en 4 ejes: acceso universal, asequibilidad, sostenibilidad y seguridad.
“El proyecto, fundamentalmente es bueno para todos: para los costarricenses, para las empresas distribuidoras y la estabilidad del Sistema Eléctrico Nacional. Mal haríamos en no regular por el temor de regular. La tecnología seguirá imponiéndose, no espera a la regulación; y la penetración de la Generación Solar Distribuida continuará», expresan desde CGD.
Este proyecto, permitirá un rediseño necesario y propicio del esquema tarifario actual; lo cual, le asegurará a las distribuidoras percibir los ingresos adecuados y necesarios por los servicios que prestan y seguirán prestando.
A diferencia de las 8 iniciativas precedentes, desde CGD «esta es -sin duda- la única que ha logrado equilibrar 3 objetivos muy claros: los derechos de los prosumidores, la estabilidad financiera de las distribuidoras y la seguridad operativa del Sistema Eléctrico Nacional”.
«Finalmente, se está apostando a nivel país en una eficiencia del Sector, a partir de las tendencias tecnológicas que hoy son una realidad: i) un mayor uso del autoconsumo en distintos sectores, equipos de medición telegestionados, empleo del almacenamiento de electricidad; los cuales, conducen a la eficiencia energética que persigue la reducción del consumo de energía, gracias a la optimización de los recursos energéticos; que, -sin duda- dará como resultado un aprovechamiento más adecuado y una reducción de costos de la electricidad», concluyeron desde la entidad.
El consorcio H2ar impulsada por Y-TEC, la compañía de tecnología de YPF y el CONICET, busca conformar un espacio de trabajo colaborativo entre empresas integrantes de la cadena de valor del hidrógeno.
A través de una articulación con el sistema científico y tecnológico argentino y un equipo interdisciplinario, se aspira a potenciar las capacidades que permitan innovar el sector energético renovable de los próximos años.
“Desde Genneia nos movemos día a día en la búsqueda de nuevas formas para brindar soluciones energéticas cada vez más eficientes y renovables en todo el territorio. Por ese motivo, aportar nuestros conocimientos de forma colaborativa y apoyar la investigación sobre el hidrógeno verde como vector de descarbonización de la industria, nos resulta de gran importancia para proyectar un avance sustancial en la forma en que consumimos energía en la Argentina”, explica Walter Lanosa, CEO de Genneia.
A nivel mundial, se estima que los próximos diez años serán clave en el desarrollo del hidrógeno como un vector de energía con bajas emisiones de carbono, convirtiéndolo en una pieza fundamental en la descarbonización industrial.
En este escenario, Argentina posee condiciones naturales para la generación de hidrógeno, a través de sus recursos renovables altamente competitivos y sus importantes reservas de gas natural.
Acerca de Y-TEC
Y-TEC es la empresa argentina líder en Investigación y Desarrollo de nuevas tecnologías para la industria energética. Es la combinación de YPF (51%), la compañía de energía más grande del país, y el CONICET (49%), el principal organismo de promoción de la ciencia y la tecnología en la Argentina.
Con un modelo innovador, único en la región, es un puente entre el sector científico y el sector productivo. Orienta su investigación en líneas estratégicas enfocadas en las problemáticas y oportunidades clave de la industria de la energía y prioriza proyectos de alto impacto, con una plantilla de profesionales de alta capacidad técnica.
La empresa funciona en el centro de investigación más grande del país y uno de los cinco más importantes de Latinoamérica, con 47 laboratorios, 12 plantas pilotos y más de 1000 equipos.
Acerca de Genneia:
Genneia es una compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables, que supera el horizonte de los 1.200 MW de potencia de generación eléctrica en la Argentina. Posee más del 25% de la capacidad instalada en energía eólica, lo que la convierte en el número uno del sector.
La compañía tiene una potencia superior a los 610 MW de energía eólica con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona, Necochea; y alcanza los 700 MW de energía renovable, al considerar su parque solar Ullum (82 MW) ubicado en la provincia de San Juan.
Además, están en proceso de construcción los proyectos eólicos Chubut Norte III (57 MW) y Chubut Norte IV (83 MW) en conjunto con la empresa PAE; y el proyecto Chubut Norte II (26 MW) con destino al Mercado a Término de Energías Renovables, es decir, con destino a clientes privados. Genneia también es propietaria y operadora de 6 centrales de generación térmica (573 MW).
Durante el sexenio pasado, la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT) exigía autorizaciones ambientales pero no requería cumplimientos de un protocolo o metodologías en particular, con lo cual podían verse resultados disímiles de los estudios realizados por proyectos próximos.
“Se nos obligó a hacer estudios ambientales peninsulares de fauna que llegaban a costos altísimos. Estos superan el monto total de la facturación anual de algunos proyectos, ya que el mismo estudio lo tenía que hacer un proyecto de 300 MW que uno de 18 MW”, advirtió Benigno Villarreal en conversación con Energía Estratégica.
En atención a aquello, la Agrupación Peninsular de Energías Renovables (APER), de la cual es presidente el empresario consultado, propuso a la autoridad ambiental que cada uno de los proyectos de la Agrupación pudiera hacer estudios locales en Yucatán bajo una misma metodología, de modo que la dispersión geográfica de estos permitiera llegar a conclusiones regionales favorable para el sector público y privado.
De acuerdo con el referente empresario, esto iba a permitir dos cosas: abatir los costos para poder materializar los proyectos y arrojar información medioambiental precisa de los estudios, amén de procurar construir una mejor política medioambiental.
Un poco más de un año que la mesa de coordinación de trabajos ambientales del APER, universidades y organizaciones no gubernamentales y la SEMARNAT llegaron a una metodología consensuada.
“Hoy, solo a nivel peninsular, las empresas estamos trabajando de forma coordinada con la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales, para procurar entregar estudios homogeneizados en metodología”, comunicó Villarreal a este medio.
Y agregó “en días pasados, tuvimos una reunión virtual entre todas las empresas participantes con las autoridades federales. Allí, presentamos los resultados del primer año de estudio y se nos solicitó la captura de dos jaguares y dos ocelotes para ponerles un collar de rastreo satelital. La APER ya confirmó el primer jaguar monitoreado y antes de fin de año esperamos dar total cumplimiento”.
El Ministerio de Energía anunció que esta semana se publica en el Diario Oficial el D.S. 88/2019, el cual contiene el reglamento para medios de generación de pequeña escala (PMGD y PMG)
“Los cambios introducidos facilitarán la ejecución de este tipo de proyectos al darles mayor certeza jurídica a los propios actores de la industria”, explicó el ministro de energía, Juan Carlos Jobet.
Agregó que “este tipo de a proyectos aportan a tener una matriz de generación más limpia y de esta manera contribuyen a la lucha contra el calentamiento global y entregar un mejor servicio a toda la ciudadanía”.
La actualización del reglamento mantiene un régimen de precios estabilizados y se cambia la forma de calcularlo para entregar una señal de precio más eficiente. Adicionalmente, mejora el proceso de conexión, para facilitar la entrada de estos proyectos, al mismo tiempo que le da más competitividad y eficiencia al desarrollo de este mercado, lo que redunda en beneficios para la gente.
A lo largo del proceso participaron diversos actores del sector, donde se dio la oportunidad de compartir todos los puntos de vista para mejorar la regulación asociada a os medios de generación de pequeña escala.
Tras elogiar el desarrollo del parque eólico de La Rioja, Alberto Fernández dio señales a favor de una matriz energética limpia con menos hidrocarburos.
«Lo que estamos logrando es no quemar combustibles fósiles, no generar energía eléctrica a través del gas que es un elemento escaso», introdujo el presidente.
Y agregó que «generar energía limpia es una demanda del mundo post pandemia en el que me quiero poner como primer abanderado».
Durante su exposición de aproximadamente 7 minutos, se mostró sorprendido por el funcionamiento del parque eólico Arauco: «Es impactante ver hileras de grandes molinos que van captando viento y van poniendo energía al sistema integrado».
Acto seguido, Fernández guiñó a la energía solar. «Es parecido a lo que vía días atrás en San Juan cuándo ví enormes extensiones de tierra con pantallas solares».
«Tenemos que ser capaces de darle a la Argentina la energía que necesita cada vez con más bajos niveles de contaminación», concluyó.
“Tenemos que valorar este tipo de energía no contaminante, que nos puede permitir generar energía limpia que es lo que debemos dejar para las futuras generaciones. Por eso, los felicito y agradezco que desde aquí puedan darnos mejor electricidad a todos los argentinos”.
El Presidente estuvo acompañado por los ministros de Interior, Eduardo de Pedro; de las Mujeres, Géneros y Diversidad, Elizabeth Gómez Alcorta; y de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas.
Se consolida y constituye el presente espacio Gestión y Energía Joven (GYEJ), en el cual se debaten acciones pertinentes a los objetivos de la Transición Energética con alcance en Latinoamérica y el Caribe, tomando como vector los Objetivos de Desarrollo Sostenible 2030 y las acciones de mitigación del cambio climático pertinentes.
Acorde a los ODS numero: 7, 8, 9, 10, 12, 11, 13 y 17, prioriza la investigación y trata de puntos clave: Economía Circular, Sostenibilidad urbana, Energía Solar Térmica y Fotovoltaica, Energía Eólica, Hidrogeno, Logística, Transmisión inteligente y Almacenamiento de Energía, Eficiencia energética, Infraestructura y tecnología de materiales, Micro redes y Generación de energía distribuida, Inclusión social, Capacitación y Empleo, entre otros.
Consta de una comisión general y subgrupos en donde se profundiza cada tema. Con el fin de generar insumos para establecer criterios sólidos en normativa, políticas públicas y privadas aportando tendencias y lineamientos para el abordaje de la política energética para avanzar en la transición con proyección a los próximos treinta años.
Primamos, la promoción y difusión de las oportunidades tecnológicas, comerciales y culturales, derivadas de la economía del proceso de transición hacia una matriz energética y un sistema productivo accesible, carbono neutral, limpio y seguro.
Aquí, se expone un marco conceptual para el análisis de estas oportunidades y se revisan la estrategia energética y la situación presente deLATAM y el Caribe. De ahí la necesidad de identificar y evaluar las oportunidades concretas generadas por la transición energética soportadas y argumentadas en informes, análisis y datos potables y verídicos derivados del trabajo de Ingenieros, Arquitectos, Técnicos y profesionales en el sector de la energía.
Se premia y se busca la construcción de vínculos integradores y complementarios, basados en el Networking de coparticipación y el intercambio de Know-how, experiencias y herramientas entre los mismos. Son otros derivados, pero de igual interés, el acceso de información de utilidad que complementan estos vínculos, como: Becas, cursos, seminarios, artículos, libros, software, búsquedas laborales y demás.
No solamente las energías renovables, sino, otros desarrollos tecnológicos impulsan la transición energética. La aceleración y ejecución de medidas de eficiencia energética, son otra herramienta fundamental para cumplir los objetivos medioambientales de la forma más eficiente (es decir, mediante acciones de impacto económicamente rentable, socialmente aceptable y ambientalmente sostenible).
Además, el exponencial crecimiento de la oferta y demanda, junto a la disminución de costos de fabricación, ensamblaje y comercialización en renovables (producto de las economías de escala), más avanzadas en la generación eléctrica y a la mayor eficiencia de la energía eléctrica, está impulsando la electrificación de la economía y por lo tanto, un aumento en el uso de la electricidad como energía final.
En paralelo, se observa y proyecta, el crecimiento demográfico, la aparición y desarrollo de la figura de “usuario-generador” de energía y la accesibilidad a los recursos, servicios y centros urbanos. Los avances y mutaciones de los mercados, tanto como en el perfil del consumidor y el productor, son otros factores de incidencia.
La sostenibilidad debe guiar todo este proceso, no solo en cuanto a la generación, distribución y uso del recurso en sí, sino a todas sus derivaciones sociales, promoviendo que, el bienestar generado sea inclusivo, sostenible y al menor costo asequible.
El paradigma de la transición energética se enmarca en un contexto y una serie de procesos de transformación social que se influyen mutuamente. Las herramientas digitales logran que esto sea posible, no solo hacen más fácil el acceso a la información de interés, sino que, fomenta la interacción entre los distintos individuos.
Sostenemos la necesidad de abordar, integrar y analizar principalmente: la economía circular, la industria 4.0, la economía colaborativa, la demografía y la urbanización-movilidad eficiente.
Se observa que los diversos grupos de interés, por el hecho de no estar motivados por los mismos objetivos, estos procesos y sus derivados, no alcanzan a explotarse y desarrollarse en su totalidad.
La búsqueda de puntos, negocios, opiniones y sinergias entre los mismos, como la mayor eficiencia en el uso de recursos y materiales, costos y procesos productivos producto de la penetración de la economía circular o la optimización de los activos de generación (medidas que son derivadas de la industria 4.0), serán la clave en el futuro de la transición energética y en la generación de ventajas competitivas sostenibles en las distintas cadenas de valor.
Producto de estos procesos, se generarán múltiples ventanas y nichos de oportunidad desde los puntos de vista económico, medioambiental y social, no solamente a nivel regional, sino global.
También será motor de adaptaciones y modificaciones en procesos productivos de muchos sectores que se verán afectados directa o indirectamente por la transición (proveedores, consultores, profesionales, por mencionar algunos ejemplos) y de poner en marcha medidas de mitigación del impacto de los cambios sobre determinados sectores económicos y segmentos de la sociedad.
A su vez, el factor medioambiental se ve beneficiado por los derivados de la mejora y el desarrollo de nuevos indicadores medioambientales soportados en el uso y consumo inteligente de la energía y los recursos involucrados.
Se destaca, que la reducción de las emisiones de GEI, vapores, humos y sustancias contaminantes mejorará la calidad del aire y, en consecuencia, la competitividad del territorio para atraer capital humano gracias a su mayor calidad de vida. Por su lado, la mejora en la eficiencia energética implica un mayor aprovechamiento de los recursos disponibles y un conocimiento más profundo de los procesos involucrados en todas las actividades de producción, transporte y distribución y consumo.
El Análisis del Ciclo de Vida de productos o procesos, es pilar en este tipo de estudio. Una visión integral redundará en mejoras en todos los niveles de la cadena y la Economía Circular debe estar apoyada en ella para el correcto diseño de la estrategia de circularidad.
El factor social recoge las oportunidades que son fruto del auge de los constantes procesos sociales vinculados a la transición energética y digital actos que derivan directa e indirectamente en el desarrollo de la población. Podemos destacar en este punto, el replanteo de temas y objetivos de interés en las personas. Tanto como los canales de interacción y los cambios en costumbres, modas, comunicación y los hábitos diarios de cada individuo.
Aunque resulte un desafío cuantificar la valoración económica, pueden identificarse vías para aumentar el bienestar de la población ligadas a acciones en áreas como el acceso no solo a la energía, sino a la información y concientización de acciones que están involucradas en su gestión inteligente. Junto a ella, la reducción de la pobreza energética y la generación distribuida de biocombustibles, agua y electricidad.
Estos cambios son modelo de nuevos negocios y mercados, tanto para las Pymes como para las grandes empresas y cualquier otro grupo de interés involucrado. Creemos necesario involucrar al conjunto de la sociedad en la transición para el éxito de la misma, lo que generará oportunidades ligadas al empoderamiento de los consumidores, como el desarrollo de los esquemas de autoconsumo de energía.
Por todo lo argumentado, buscamos el seguir difundiendo y promocionar este esquema de colaboración e integración. Soportándonos en el dictado de conferencias, charlas, encuentros virtuales y demás. Por esto, invitamos a que más profesionales se sumen a esta iniciativa, a fin de lograr afianzar y profundizar una alianza estratégica y por lo tanto,potenciar los resultados obtenidos.
Finalizó la construcción del primer prototipo del proyecto investigación y desarrollo de Viviendas Sostenibles con uso racional de le energía en la provincia de Jujuy.
Este jueves 8 de octubre será la inauguración de la vivienda en la localidad de San Salvador de Jujuy.
En total, el proyecto que contó con $ 5.350.000 millones, incluyó 3 prototipos. Según precisaron fuentes provinciales, el que está ubicado en la ciudad de La Quiaca se inaugurará dentro de un mes y en dos meses será el corte de cintas de la casa en San Pedro.
“Teniendo como ejes los Objetivos de Desarrollo Sustentables como Energía Asequible y no contamínate, Ciudades y comunidades sostenibles, Educación de calidad, Acción por el clima y Alianzas para lograr objetivos, decidimos poner manos a la obra y actuar en consecuencia”, declaró la directora del proyecto, Arq. Irma Padilla.
El proyecto está enmarcado dentro de un“Programade Eficiencia Energética y capacitación en:
Viviendas nuevas construidas por cooperativas,
Viviendas existentes mediante auditorías energéticas
Edificios públicos
“Con este trabajo, proponemos resolver el problema de la utilización desmedida de energías no renovables en viviendas mediante incorporación de elementos de diseño como medidas pasivas y activas de eficiencia energética”.
“Entre ellas se pueden mencionar: muro Trombe, ventilación cruzada, aislación de envolventes según cálculos de tramitancia térmica, incorporación de carpinterías DVH, cosecha de agua, reutilización de aguas grises para la descarga del inodoro termotanques solar para el ACS (agua caliente sanitaria)”, precisó la directora del proyecto.
Tras la inauguración y adjudicación a las familias, la próxima etapa será medir el ahorro de energía durante un ciclo completo de 12 meses y compararlo con viviendas vecinas. También se comparará la inversión inicial de la construcción, con el ahorro de energía que generan las medidas pasivas dentro de estas viviendas y el tiempo de su repago; de tal manera que se puedan obtener indicadores que permitan proponer proyectos más ambiciosos.
“Hoy sabemos que una vivienda con estas características ahorra un 30% de agua, 25% de Luz y 60% de gas”, agregó la especialista.
Ayer, en un webinar producido por Energía Estratégica, en conjunto con la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL), referentes de la industria y representantes del Ministerio de Energía debatieron sobre tres propuestas que surgen de lo que fue la Ley Larga de Distribución.
A saber, el proyecto de Portabilidad Eléctrica, el de Recursos Energéticos Distribuidos y el de Calidad en el Servicio.
El que centralizó la charla naturalmente fue el de Portabilidad Eléctrica. La propuesta actualmente se encuentra en debate en la Comisión de Energía de la Cámara de Diputados. Las otras dos iniciativas aún están en análisis por parte del Ejecutivo para su inminente presentación ante el Congreso.
El proyecto de Portabilidad, entre otras cosas, crea la figura del Comercializador de energía, actor que competirá en la venta de energía con las distribuidoras y cooperativas eléctricas.
La idea de esta iniciativa es que, en virtud de la competencia, surjan tarifas más bajas y un servicio eléctrico más robusto. Ahora bien, ¿en qué plazos estará en marcha este novedoso sistema?
Marco Peirano, Jefe de la Unidad Eléctrica de la División de Mercados Energéticos del Ministerio de Energía, aclaró que, obviamente, primero el proyecto deberá ser aprobado por el Congreso. Las expectativas están puestas sobre el 2021.
Precisó que, una vez que sancionada la Ley, hay un período transitorio de 18 meses para que se expida el decreto reglamentario. “Al generarse una estructura de mercado distinta, que introduce la figura del comercializador, es necesario generar también toda una reglamentación para que eso suceda”, indicó Peirano.
“Esto proyecto de ley lo que viene a plantear es una nueva estructura del mercado de distribución: de cómo los clientes acceden a su suministro, y cuya primera tarea es poder establecer esa estructura para que después podamos comenzar a ver los resultados”, destacó el joven funcionario.
En ese sentido, indicó que en el corto plazo, una vez sancionada la Ley, podrán ejecutarse proyectos a escala piloto que puedan reportar virtudes y defectos del sistema. Se espera que puedan ejecutarse las primeras experiencias en 2022.
Pero una verdadera compra y venta de energía podría demorar en llegar. Peirano recordó que los primeros Gestores de Información, aquellos actores independientes que intervendrán en las transacciones entre usuarios y comercializadores, tardarán 27 meses en adjudicarse.
Durante el evento Teresita Vial Villalobos, Directora de ACESOL y Legal Manager de Solek, sugirió al funcionario que el Ministerio de Energía vaya sociabilizando los principales lineamientos de la presunta reglamentación para que la industria pueda revisarla paralelamente al debate en el Congreso y así expedir sus comentarios. De esta manera la ley podría aplicarse rápidamente si se sancionara sin mayores inconvenientes. Peirano tomó nota del pedido.
Por otra parte, cabe destacar que tanto Vial Villalobos, como José Luís Carvallo, Director de ACESOL y fundador de Solarity, y Eduardo Andrade, Director Ejecutivo de Atria Energía y Presidente de la Asociación Gremial de Comercializadores de Chile, debatieron con el representante del Ministerio de Energía sobre aspectos finos de la Ley.
Ayer la UPME dio a conocer un nuevo informe con los registros de proyectos de energía eléctrica vigentes al mes de septiembre.
Son 331 los emprendimientos por 14.304 MW. Predominan las renovables: 209 proyectos de energía solar fotovoltaica por 7.115 MW; 4 de biomasa, por 26 MW; 15 eólicos, por 2.002 MW; 96 hidráulicos, por 3.503 MW; y sólo 7 termoeléctricos por 1.658 MW.
Un dato a tener en cuenta es que de todo ese universo de iniciativas, sólo 5 proyectos se encuentran en Fase 3, en el proceso de ingeniería de detalle. Es decir, con resultados concretos para que la obra sea construida. Cabe señalar que la vigencia de esta certificación es de un año o hasta el ingreso a la construcción.
Los cuatro proyectos indicados corresponden a cuatro solares fotovoltaicos, por 59 MW, y una pequeña central hidroeléctrica de pasada, de 2 MW.
En Fase 2, 104 proyectos: factibilizados, por 6.271. Es decir, con definiciones si el proyecto es viable y conveniente desde el punto de vista económico, técnico, financiero y ambiental. La vigencia de este certificado es de un año.
En esta condición, puede destacarse uno proyecto de biomasa, de 25 MW; 9 eólicos, por 1.346 MW; 64 hidráulicos, por 481; 59 solar fotovoltaico, por 3.961 MW; y 4 térmicos, por 458 MW.
Fuente: UPME
El resto de las iniciativas se encuentran en Fase 1, prefactibilidad, 222 proyectos por 7.972 MW. Se trata de la mera evaluación preliminar acerca de la viabilidad técnica y económica. La vigencia es de dos años.
En esta condición se identifican 164 proyectos solares por 3.095 MW; 64 hidráulicos por 3.020 MW; 6 eólicos por 656 MW; 3 de biomasa por 1 MW; y tres térmicos por 1.201 MW.
Altos ejecutivos de la industria petrolera analizaron la crisis del país y los efectos de la pandemia en el sector y coincidieron en que el foco de Vaca Muerta en el corto plazo estará puesto en las exportaciones de petróleo. Al mismo tiempo, explicaron que la producción de gas en la cuenca Neuquina, que venía siendo el principal de desarrollo de las operadoras en los no convencionales, tendrá lugar recién a partir del año 2023.
Se trata de la visión de Sean Rooney, presidente de Shell Argentina, Javier Martínez Álvarez director General de Tenaris, del Grupo Techint, y Daniel de Nigirs, Country Manager de ExxonMobil. Los tres directivos participaron del evento virtual “La energía en proyección: una mirada al futuro para la Argentina”, que organizó AmCham (Cámara de Comercio de los Estados Unidos en la Argentina), en el marco del ciclo creado en conjunto con Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG).
Las declaraciones de los ejecutivos de Shell, ExxonMobil y Tenaris se dan en momentos previos a que el gobierno lance un nuevo programa de incentivo a la producción de gas (Plan Gas 4) que, según afirmó recientemente el propio ministro de Economía Martín Guzmán, “se conocerá en pocos días”. El objetivo del programa es frenar la caída en la producción. Si esta tendencia no se revierte, podría faltar gas en el mercado local en el próximo invierno.
El corto plazo de Vaca Muerta
Javier Martínez Álvarez de Tenaris indicó: “yo era muy optimista con el gas, creía que era la gran oportunidad que tenía el país. En el corto plazo, para los próximos dos años, la Argentina tendría que cambiar y enfocarse muy fuertemente hacia el petróleo como alternativa exportadora”. Y agregó: “veo la oportunidad del gas nuevamente para dentro de dos años y esto es por las grandes inversiones de capital que requiere la producción de gas”.
Además, el presidente de Tenaris remarcó que “tenemos que evitar que el gas se convierta en un problema y que se pierda la capacidad de producción e intentar autoabastecer las necesidades del país. Las expectativas hacia adelante van a depender de las reglas y la previsibilidad para el sector”. “El gas es la energía de transición en un mundo que va limpiando su matriz energética y esto debería ser a mediano y largo plazo”, añadió.
Por su parte, el presidente de Shell, Sean Rooney, destacó las exportaciones de crudo de la Argentina durante la pandemia y sostuvo que “durante los próximos dos años van a haber importantes exportaciones de petróleo. Luego, tendremos exportaciones de gas en forma de Gas Natural Licuado (GNL)”. En otro pasaje de su intervención, Rooney remarcó que “el potencial del recurso de Vaca Muerta está, pero hoy Permian (una de las cuencas de hidrocarburos no convencionales de Estados Unidos) está produciendo 30 veces más. En los últimos años vimos cambios de leyes, de políticas, cambios de confianza que van en contra de las inversiones en energía”
Por último, Daniel de Nigris de ExxonMobil indicó que “una de las cosas que mantuvo la actividad este año fueron las exportaciones. Varios operadores de la cuenca Neuquina mantuvimos la producción de crudo y exportamos. Por eso, vemos como una oportunidad muy positiva para un plazo corto o mediano la exportación de crudo, con un alto nivel de ingreso y mejora fiscal para el país y con la infraestructura que ya está disponible”.
Resaltó además que “los acuerdos laborales alcanzados en 2017, la flexibilidad para importar equipamiento y el diálogo alcanzado son aspectos importantes que continúen para lograr un marco regulatorio estable porque es lo que tiene que dar soporte a un desarrollo intensivo de los no convencionales”. Y agregó que “se requiere llegar a un alto nivel en la escala porque eso es lo que nos baja los costos y nos mantiene competitivos, pero esto requiere de inversión de largo plazo”. “Necesitamos un esquema fiscal competitivo, acceso al tipo de cambio, reglas claras y permitir a los accionistas remitir los dividendos sin restricciones”, concluyó.
El interventor del Ente Nacional Regulador del Gas, Federico Bernal, aseguró este martes que las tarifas podrían seguir congeladas luego de fin de año. “El salto que debería ocurrir si siguiera vigente la tarifa de Macri debería ser de 100%. Eso está descartado de plano y va a estar muy lejos de ese incremento, si es que hay alguno. Acá lo que tiene que decidir el presidente es si se subsidia todo o si se subsidia una parte”, aseguró el funcionario, quien el lunes por la noche fue recibido por Alberto Fernández, junto al interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), Federico Basualdo.
Alberto Fernánez junto a Federico Bernal (Enargas) y Federico Basualdo (ENRE)
Diferencias con Guzmán
“Las decisiones tarifarias se tomarán en el resto del año, pero creemos que deben ajustarse de acuerdo a la inflación. Apuntamos a que los subsidios en relación al PBI no crezcan. En 2020, hubo un congelamiento nominal; lo que esperamos para 2021 es un congelamiento real”, declaró el ministro de Economía, Martín Guzmán el martes 15 de septiembre, cuando recibió a los periodistas para hablar del Presupuesto. De ese modo, dejó en claro que se avanzaría en el descongelamiento para que las tarifas acompañen la suba de los precios.
Pese a la definición de Guzmán, avalada por el secretario de Energía Dario Martínez en distintas reuniones con empresarios, Bernal aseguró este martes en declaraciones a El Destape Radio que ese aumento todavía no está definidoy el presidente podría no autorizarlo. “Nosotros lo que tenemos que hacer es llevar ese cuadro tarifario a un valor que sea compatible para que el servicio público pueda brindarse. Eso puede ser a través de la tarifa o puede ser a través de subsidios a las empresas durante todo este período de transición para que el impacto en las facturas sea nulo o el mínimo posible”, aseguró.
Bernal sostuvo que el presidente les pidió avanzar con la normalización del sector, agregó que les sugirió un esquema de transición, pero a continuación agregó que “todavía no hay nada definido”.
Anulación de la RTI
Lo único que dejó en claro Bernal es que no se aplicarán los aumentos previstos en la Revisión Tarifaria Integral (RTI) que negoció el macrismo, algo que ya no se viene haciendo y que en el sector desde hace tiempo dan por descartado. “Hay que recordar que si Macri hubiese seguido, y estuvieran vigentes los cuadros tarifarios que firmó, ahora estaríamos pagando el servicio público del gas casi un 70% más caro”, subrayó Bernal, dejando en claro cuál es el ajuste que las compañías están en condiciones de reclamar, si es que se cumple con la RTI firmada en 2016. Luego agregó que ese porcentaje podría trepar al 100% si el ajuste se aplicara entre enero y marzo.
No obstante, el propio Bernal remarcó, tal como anticipó EconoJournal, que va a pedir la anulación de esas RTI. “Con los resultados de la auditoría difícilmente puedan sostenerse esos cuadros tarifarios. De hecho, yo hice la recomendación al Poder Ejecutivo, con los primeros resultados, que se declare la nulidad de esos cuadros tarifarios y se revoquen”, aseguró.
Luego agregó que todavía no terminó con las auditorías. “Yo tengo que hacer 12 revisiones y auditorias porque son 12 licenciatarias y estaré terminando todo de acá a un mes, me quedan unas cuatro licenciatarias más”, sostuvo Bernal.
Objetivo oficial
Con respecto al futuro, Bernal evitó dar definiciones. “Si los resultados de las auditorías acompañan, que es lo que está pasando, los cuadros tarifarios de Macri no van más. Luego hay que ver qué pasa el año que viene con esta transición, siempre pensando que el servicio público es un derecho humano que no puede dejar de brindarse y las empresas tienen que tener cubiertos sus costos de operación y mantenimiento. Y ahí vendrán las distintas políticas que el presidente decida tomar, y que ya está tomando, como por ejemplo más tarifa social, tarifas diferenciales, subsidios. Bueno, esa será una decisión suya”, agregó.
“El salto que debería ocurrir si siguiera vigente la tarifa de Macri debería ser de 100%. Eso está descartado de plano y va a estar muy lejos de ese incremento, si es que hay alguno. Acá lo que tiene que decidir el presidente es si se subsidia todo o si se subsidia una parte. La instrucción que yo recibí es sentarme con las empresas y lo que las empresas tienen que entender es que en la transición, lo que la tarifa les remunere es lo básico y lo mínimo para que el servicio público pueda bridarse, así hasta salir de esta complejísima situación que atraviesan las empresas y el pueblo argentino”, concluyó.
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Fiscalía de Estado elevó el pedido para que se resuelva “en pleno” si son constitucionales las ordenanzas municipales que establecen regulación sobre la actividad hidrocarburífera, en forma contradictoria con lo establecido por legislación nacional y provincial vigente en la materia. El fiscal de Estado, Fernando Simón, le pidió a la Suprema Corte que resuelva en pleno distintas acciones presentadas contra municipios que a través de ordenanzas pretenden declararse “libre de fracking“. En concreto, Fiscalía de Estado entiende que puede existir una inconstitucionalidad de las “ordenanzas municipales que establecen regulación sobre la política y/o actividad hidrocarburífera, en forma contradictoria con lo establecido por legislación nacional y provincial […]
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El Movimiento Industrial Misionero brindará el próximo viernes 9 de octubre una charla virtual titulada: “El gas como base del crecimiento Industrial”. El evento se realizará por la aplicación zoom a las 18 hs. “Para mayores datos, escribir al movimientoindustrialmisionero@gmail.com y/o Facebook: movimiento industrial misionero”, detallaron desde la organización. Fuente: Misiones Online.
Dos comunidades de la Región Sur de Río Negro tendrán un parque solar para reforzar el suministro de energía. Las obras avanzan y ya fue colocada la mayor parte de los 93 paneles solares que generarán electricidad en Pilquiniyeu del Limay, y servirán para potenciar el sistema híbrido que está montado en el paraje. Esta repotenciación es una de las obras de generación a partir de fuentes renovables que el Gobierno tiene en marcha en la Región Sur. La restante se ejecuta en Laguna Blanca, para la cual se adquirió un nuevo banco de baterías que también servirá para reconvertir […]
La emisión de títulos sustentables comenzó en la Argentina en 2017. Este año ya se registraron emisiones por US$ 100 millones. Aún en el difícil contexto económico signado por la crisis, parte del sector privado en la Argentina está empezando a impulsar su crecimiento a través del financiamiento “sustentable” o más amigable con el medio ambiente. La tendencia es incipiente aún a nivel global pero va a en aumento, y concentra mayor interés en los proyectos de energías renovables. Esta forma de financiamiento, a través de “bonos verdes”, empezó en la Argentina en 2017. Y en lo que va de este […]
El informe fue realizado bajo el estándar internacional Global Reporting Initiative (GRI), está en línea con los Objetivos de Desarrollo Sostenible de la Agenda 2030 de Naciones Unidas y fue expuesto a un proceso de revisión analítica.
“En YPF Luz tenemos la responsabilidad de generar la energía eléctrica en forma eficiente y sustentable, ya que es un recurso esencial para el desarrollo de todos los argentinos”, valoró Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.
Y agregó que “este reporte refleja nuestro compromiso a largo plazo para aportar valor, gestionar con eficiencia y transparencia, y minimizar los riesgos económicos, sociales y ambientales”.
El Reporte incluye un anexo especial sobre COVID-19 donde se describe cómo la pandemia impactó la industria y el negocio y se detallan también las medidas, protocolos y procedimientos que ha tomado la Compañía para garantizar la salud, la seguridad de las operaciones y la continuidad de las obras en construcción.
Principales resultados 2019
Desempeño económico
En 2019 YPF Luz invirtió USD 494MM, alcanzó un EBITDA de USD 219MM y logró ingresos por ventas de USD 332MM.
Tuvo un exitoso debut en mercados financieros nacionales e internacionales, con emisiones de bonos que alcanzaron USD 580 MM, lo que permitió a la compañía financiar su crecimiento y reflejó el fuerte interés y la confianza de los inversores.
Con el foco puesto en la diversificación, la compañía avanzó en la construcción de 637MW de energía eléctrica de fuente térmica y renovable, a través de 7 obras propias.
Desempeño ambiental
Eficiencia energética: Se certificaron dos nuevas centrales térmicas con ISO 50.001 en Tucumán y La Plata, alcanzando un total de 6 centros operativos con esta certificación.
Eficiencia en el uso del agua:
o Se redujo 15,5% el uso de este recurso clave en la generación eléctrica.
o Se reutilizaron 455.298 kton de efluentes líquidos para riego del pulmón verde del Complejo Generación Loma Campana, en Neuquén, correspondiente al 100% de los efluentes del complejo.
Eficiencia operacional: Manantiales Behr fue el parque eólico con mayor generación de energía renovable del país en 2019. Generó 25% más que cualquier otro parque de energía renovable de la Argentina. Generó 526,6GWh de energía, evitando la emisión de 266 mil Tn de CO2.
Las emisiones directas de gases de efecto invernadero (GEI), en toneladas de dióxido de carbono equivalente, disminuyeron un 11,4% respecto de 2018.
Desempeño social
El desarrollo de los empleados, como principal diferencial de la compañía, ha sido un factor fundamental en 2019 donde se realizaron formaciones que superaron las 52 horas promedio de formación por empleado.
En cuanto a salud y seguridad en el trabajo, se obtuvieron excelentes índices de accidentes y de manejo y se aplicó un importante programa de prevención “10 reglas de oro para salvar vidas”. Se certificó ISO 45.001 en la Central La Plata Cogeneración, y en el Complejo de Generación Loma Campana. En este último, se logró también la certificación ISO 55.001 de Gestión de Activos Industriales.
En el relacionamiento con las comunidades, se sistematizaron encuentros con referentes comunitarios en todos los sitios, en espacios que promueven el diálogo y la participación.
Se lanzó el programa “Voluntarios YPF Luz” en el que participó el 30% de los empleados de la compañía, comprometidos con actividades en todas las comunidades bajo los ejes de educación, energía y mejora de calidad de vida e infraestructura. Además, el programa de inversión social alcanzó a 1500 beneficiarios.
Gobernanza, ética e integridad
Durante 2019 se capacitó al 93% del personal y al 100% del equipo directivo en las políticas de compliance de la compañía, con foco en la lucha contra la corrupción.
Se implementó un proceso riguroso y automatizado de revisión de proveedores, clientes, y terceros, llegando a más de 1200 terceros verificados.
Se implementó una herramienta automática de gestión de riesgos de compliance, que incluye la creación de la matriz de riesgos de la compañía y establece controles automatizados sobre todos los procesos críticos identificados.
Representantes de todas las provincias y del Gobierno Nacional fueron invitados a formar parte del “Diálogo Federal por una Argentina Renovable”, previsto para la tarde de mañana.
Según explicaron desde la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) la iniciativa surge con la intención de colaborar en el desarrollo e instrumentación de políticas públicas, tanto provinciales como nacionales, que permitan aumentar la generación de energía limpia en la matriz energética, creando empleo, ahorrando divisas en la importación y consumo de combustibles fósiles y consolidando la cadena de valor industrial.
«CADER convoca a representantes de todas las provincias y de las distintas áreas involucradas del Gobierno Nacional a participar de los encuentros federales, con el ánimo de crear un ámbito técnico-profesional que permita el diálogo entre los sectores público y privado», expresa un parte de prensa de la entidad.
Y agrega que CADER promueve esta iniciativa, entre otras, con el convencimiento que Argentina debe seguir avanzando en el desarrollo de energías limpias para alcanzar los objetivos que plantea la Ley 27.191.
En el primer encuentro virtual, se sugerirá definir la metodología que presenta la iniciativa, así como identificar posibles líneas de trabajo que resulten del consenso de los participantes, con vistas a continuarse durante los próximos meses.
La agenda es abierta e incluye analizar propuestas para todas las energías renovables: eólica, solar fotovoltaica, pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, biomasa, biogás, solar térmico, geotérmica, almacenamiento, movilidad eléctrica, hidrógeno, entre otras que puedan resultar del diálogo entre las partes.
«Cabe destacar el gran interés que ha recibido nuestra cámara empresaria por parte de las autoridades que han tomado conocimiento sobre los alcances y desafíos del nuevo Diálogo Federal por una Argentina Renovable”, valoraron en CADER.
A la fecha, existen en el país 3508 MW de potencia instalada renovable, conformada por 2347 MW de energía eólica (67%), 459 MW de energía solar fotovoltaica (13%), 496 MW de pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (14%) y 206 MW de bioenergías (6%).
La Ley 27.191 estipula que hacia el año 2025 el país debe contar con un 20% de su matriz eléctrica conformada por fuentes renovables.
«Confiamos que el sector de las energías renovables será uno de los motores que contribuya en la recuperación económica una vez superada la pandemia del covid19, creando miles de puestos de trabajo y una cadena de proveedores de gran importancia en todo el país», resaltan desde CADER.
La Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), entidad que este año celebra sus 44 años de trayectoria en el mercado mexicano, confirmó nuevos integrantes en su XXI Consejo Directivo.
Los profesionales seleccionados este mes por votación de sus miembros resultaron:
Vicepresidencia: Dr. Rafael García Gutiérrez
Ingeniero Químico con doctorado en Física de Materiales. Profesor Titular de Física Estadística y Nanotecnología en el Departamento de Investigación en Física de la Universidad de Sonora.
El Dr. Garcia Gutierrez posee una amplia experiencia en el desarrollo de materiales opto-electrónicos nanoestructurados mediante métodos químicos y técnicas de depósito de películas delgadas (ALD, PLD, MOCVD).
Cuenta con equipo de caracterización optoelectrónica, tales como un simulador solar para medir eficiencia en celdas solares, Electroluminiscencia, Termoluminiscencia y fotoluminiscencia. Su investigación esta enfocada en la Generación de Energías Limpias y Desarrollo Sustentable. El Dr. García Gutiérrez cuenta con 11 patentes y 67 publicaciones internacionales y nacionales.
Ha dirigido 5 proyectos apoyados por el CONACyT y la SENER, él ha organizado 8 congresos académicos y, ha participado como expositor en más de 80 congresos internacionales y nacionales. El Dr. García Gutiérrez ha ofrecido 27 materias formales diferentes frente a grupo y ha dirigido 22 tesis de las cuales, 7 son de Doctorado, 9 de Maestría y 6 de Licenciatura.
Secretaría General: Dra. Sarah Ruth Messina Fernández
Ingeniera Eléctrica por el Instituto Tecnológico de Tepic. Posgrado en Ingeniería en Energía en el
Centro de Investigación en Energía de la Universidad Nacional Autónoma de México, actualmente
Instituto de Energías Renovables-UNAM.
Desde 2010 me incorporé como Profesor de Tiempo Completo al Área de Ciencias Básicas e
Ingenierías de la Universidad Autónoma de Nayarit. Y desde 2015 formo parte del Núcleo
Académico Básico de Profesores de la Maestría en Ciencias para el Desarrollo, Sustentabilidad y
Turismo. Realizo trabajo colegiado con la academia y el cuerpo académico de “Sustentabilidad
Energética” (UAN-CA-257) y la Red Solar del CONACYT.
Tesorero: Dr. Hugo Ricardo Navarro Contreras
Lic. en Física por la Universidad Autónoma de San Luís Potosí (UASLP 1971). Maestro en Física General por Dpto. Física CINVESTAV (Zacatenco 1973), Doctorado (Ph.D.) en Física de la U. de Mc Master de Hamilton Ontario, Canadá 1979. Posdoctorado efectuado en el Inst. Max Planck para el Estado Sólido (FKF) en Stuttgart Rep. Fed. Alemana.
Profesor-Investigador en la UASLP. En julio del año 2000, fue nombrado Secretario de Investigación y Posgrado de esta mi universidad. En agosto 2009, fue nombrado Coordinador General de la Coordinación para la Innovación en la Ciencia y la Tecnología (CIACYT) de la misma UASLP, cargo que ocupo al presente momento. En 2019, la UASLP le otorgó el reconocimiento de profesor emérito.
Su experiencia y participación en el tema de las energías renovables se formaliza en 2011 al coordinar la elaboración de la propuesta de la Licenciatura en Ingeniería en Nanotecnología y Energías Renovables de la Fac. de Ciencias de la FCUASLP.
Este lunes, el presidente Andrés Manuel López Obrador y autoridades del Consejo Mexicano de Negocios (CMN), dieron a conocer el nuevo plan de infraestructura que forma parte del Acuerdo Nacional para la Recuperación Económica de México.
El paquete de obras consiste en 39 proyectos de inversión del Gobierno en el área energética, telecomunicaciones, de agua y medio ambiente, que se impulsarán junto con la iniciativa privada.
En el acuerdo se plantearon puntualmente una serie de alianzas estratégicas para la realización de 5 proyectos para el sector energético:
Terminal de Etano en Pajaritos, con un monto de inversión de 2,520 millones de pesos, correspondiente al sector de Energía.
Planta de Fertilizantes Camargo, con un monto de inversión de 1,155 millones de pesos, correspondiente al sector de Energía.
Instalación de una coquizadora en la refinería de Tula, con un monto de inversión de 54,705 millones de pesos, correspondiente al sector de Energía.
Rehabilitación de una planta de coquización en la refinería de Cadereyta, con un monto de inversión de 15,400 millones de pesos, correspondiente al sector de Energía.
Unidad de Licuefacción en Salina Cruz, con un monto de inversión de 25,200 millones de pesos, correspondiente al sector de Energía.
Sorprende que sólo 5 sean para el sector energético y aún más que ninguno esté vinculados al sector de electricidad.
«Pues nada de generación de electricidad en el anuncio. As expected! Que los seguirá evaluando la SENER. ¿Cuánto más aguantarán los proyectos en el limbo?», valoró Elié Villeda, experto en Energías Renovables.
Podría haber sido que la tecnología eólica y solar formaran parte de la reactivación del mercado mexicano, pero el Gobierno federal dio prioridad a otros proyectos en el sector.
Esto despertó el descontento de otros referentes más del sector renovable, quienes también se pronunciaron en redes sociales al no estar de acuerdo con aquella decisión.
«Pasamos de plan de infraestructura en el sector energético a programa de adquisiciones de PEMEX», consideró Paul Alejandro Sanchez Campos, director en Ombudsman Energía México A.C.
Los siguientes pasos previstos por la actual administración incluyen continuar definiendo proyectos de inversión para ayudar a la reactivación económica. Esto implica el lanzamiento de paquetes de inversión, nuevos proyectos que generen sinergias entre el sector público y privado fortaleciendo a CFE y PEMEX.
TCI Gecomp trabajó directamente en la construcción del parque solar fotovoltaico de Cauchari, ubicado en Jujuy. Se trata de la planta de mayor envergadura en la Argentina con una potencia de 315 MW, lo que la posiciona entre las más importantes en la región de América Latina.
Dado que el parque está emplazado a 4.000 metros de altura, sorprende el modo de avanzar con las obras, en lo que respecta al área de ingeniería. En una entrevista para Energía Estratégica, Mario Gómez, CEO del Grupo TCI, contó sobre el proceso.
¿Cómo fue esa experiencia?
Nosotros iniciamos actividades en España en el año 2007 como empresa de ingeniería y construcción y tuvimos un desarrollo importante en el mercado local, y luego en Italia, principalmente en proyectos de energía solar.
A partir de la consolidación de los mercados renovables en la región comenzamos con un primer proyecto fotovoltaico en Perú. Y tras ese primer hito comenzamos a ampliar nuestra participación como empresa de ingeniería en proyectos en Argentina, Chile, Uruguay.
¿Cuánta potencia han construido en la región?
Resumiendo, tenemos ya desarrollados 117 proyectos fotovoltaicos en la región y tres parques eólicos: dos en España y otro en Uruguay. Suman 900 MW renovables que ya hemos puesto en marcha.
¿Y cómo operan en Latinoamérica?
Esto ha hecho que la empresa ya esté radicada con oficinas en Argentina y en Chile, porque vemos que, en la región, más allá de algunos altibajos, la expansión de las renovables será imparable y TCI quiere ser parte de lo que se viene en estos países.
Yo mismo divido mi tiempo entre España y Argentina, pero me he radicado de manera casi permanente en Argentina. Es en Jujuy donde hoy tengo mis oficinas.
¿Podría contar cómo fue construir Cauchari a 4.000 metros de altura?
A pesar de la experiencia que teníamos, ninguna era comparable por la magnitud y las condiciones extremas. Los principales desafíos de Cauchari naturalmente, fueron las condiciones geográficas y las características climáticas del lugar.
¿A qué se refiere?
Para poder realizar la obra hubo que montar un campamento completo desde cero con todas sus instalaciones para que los trabajadores pudieran vivir en el terreno con los servicios necesarios (agua, luz, cloacas, comida, lavado de ropa, entre otros).
A 4.000 metros de altura, toda la logística pasa a ser determinante por los tiempos y costos que acarrea. Se debe coordinar la rotación del personal con la adecuada logística para que se cumplan los francos y evitar inconvenientes que pudieran demorar la obra.
¿Cuántos trabajadores participaron?
Se llegó a tener unos 1.700 hombres involucrados en las diferentes etapas de la construcción que rondaron 1.728.000 horas trabajadas.
El clima debe haber sido un gran tema a resolver…
Es muy complejo porque además de las bajas temperaturas (-18°C), hay vientos mayores a 80 km/hora casi todos los días y durante cuatro meses al año, lo que obliga a paralizar las actividades la mayoría de los días.
¿Es siempre seco o llueve?
También tuvimos varios meses de lluvia (época de verano) que complican los caminos ya que hay muchos cauces de agua.
¿Y cómo hicieron con la logística?
El proceso logístico se desarrolló desde China hasta Cauchari con un equipo que se ocupó del transporte marítimo desde China a Chile en una primera etapa. Y luego de China a Zárate, Provincia de Buenos Aires.
Luego se realizó todo por transporte terrestre con camiones y establecimos junto con Aduana argentina una base para importar dentro del Parque Solar.
¿Cuántos camiones llevaron los paneles?
Se movilizaron un total de 3700 camiones.
¿Y ahora? ¿en qué proyectos están trabajando?
Continuamos con nuevos contratos en los países que ya tenemos presencia, particularmente en Chile, donde allí tenemos al momento ocho obras, todas plantas fotovoltaicas.
Este año arrancamos con contratos de ingeniería relacionados con producción de hidrógeno “verde”, es decir hidrógeno a partir de energía eléctrica renovable.
¿En dónde?
Estos proyectos de generación de hidrógeno están ubicados uno en Italia, otro en el Congo que es generación de hidrógeno en una zona minera asociada a una planta solar de 200 MW; otro en el sur de Chile, en la región de Magallanes.
¿Y en Argentina?
Tenemos mucha expectativa con un proyecto que está bajo análisis y que esperamos poder formalizarlo en los próximos meses. Así que TCI está a partir de este año ampliando su esfera de acción, muy decididamente, en el área del hidrógeno verde.
Sin abandonar la inserción que ya tenemos en el desarrollo de renovables, nuestra ambición es ser un actor relevante en la industria del hidrógeno, que en realidad es una visión complementaria e integral de la inserción de la renovables a gran escala.
Llegó el momento del hidrógeno verde a la región..
Claro, es lo que ya está ocurriendo en todo el mundo. La renovables comenzarán a tener un proceso de re-alimentación con la industria del hidrógeno.
Nosotros en TCI abrimos esta rama de negocios específica porque estamos convencidos que tenemos que acelerar el proceso de descarbonización de nuestras matrices energéticas y las actividades industriales. Y en ese proceso se abren enormes posibilidades de desarrollo de proyectos e inversiones.
Chile parece dar el primer gran salto, ¿cierto?
En Chile estamos en pleno desarrollo conjuntamente con otros empresas locales de un proyecto de producción de hidrógeno verde a gran escala para distintos usos como hibridación en gasoductos (blending), para movilidad; como insumo en la producción de fertilizantes y explosivos (nitrato amónico).
Todo eso englobado en un proyecto que conceptualmente se enmarca en la economía circular, aprovechando la sinergia que se produce en un polo industrial que aprovecha eficientemente energía renovable, el agua, el calor remanente, como por ejemplo, para su utilización e invernaderos.
Este concepto está pensado para sitios áridos de Chile, lo cual es perfectamente aplicable también para sitios similares en Argentina como puede ser en la Patagonia.
¿Y es posible?
Todo esto requiere de mercados que maduren, que se vayan consolidando y también marcos regulatorios adecuados, particularmente en esta región. En este sentido entendemos que debemos colaborar en hacer avanzar esta agenda en el sector público y privado, por eso participamos activamente en esos procesos.
En España somos miembros promotores de la Asociación Española del Hidrógeno. En Chile somos socios e integramos el directorio de la Asociación Chilena del Hidrógeno.
También estamos participando aquí en Argentina en los diálogos que se iniciaron desde la Cámara de Diputados.
Nos parece que debemos colaborar para que se vaya configurando esta nueva industria en la región. Hemos acordado un plan de trabajo con la consultora M&V para estructurar iniciativas en Argentina y acelerar la maduración de la industria del hidrógeno local.
¿Se puede pensar en una industria del hidrógeno para comercio internacional hacia 2030?
Mucho antes. Basta ver algunos pasos que ya se están concretados en Chile para medir el grado de avance que tendrá en los próximos años la industria de hidrógeno a escala global.
La automotriz Porsche está asociada en un proyecto de combustible verde en Chile y Engie está avanzando en proyectos de gran porte de producción de hidrógeno.
Son ejemplos del impulso que está teniendo esta industria allí. Un indicador es la importancia que está cobrando la Asociación Chilena del Hidrógeno para entender que las empresas energéticas, mineras e industria en general quieren ser parte de esto.
Y el Gobierno empuja correctamente porque quiere convertir a Chile en un exportador de hidrógeno, por ejemplo, hacia el mercado japonés.
Todo esto quisiéramos que suceda también aquí en Argentina, puesto que las posibilidades son muchísimas. La Patagonia tiene una gran oportunidad en esta industria que está emergiendo.
Obviamente que el país debe superar algunos inconvenientes que hoy afectan a la inversión extranjera. El desarrollo del hidrógeno necesita de grandes inversiones y para eso es necesario marcos regulatorios claros, y una seguridad jurídica como cualquier otro sector de la economía.
Dado esas condiciones Argentina tiene enromes posibilidades para comenzar este camino.
Hay expectativas de que próximamente se empiece a debatir sobre la inflexibilidad del gas natural. Es una agenda ansiada por la industria de las renovables, ya que existen quejas de que este incentivo para el combustible fósil repercute sobre la rentabilidad de los proyectos de energía limpia.
¿De qué se trata? Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera AG), explica que normalmente los costos de combustibles para generación deben ser auditados al valor real.
“No hay declaración de precio sino que el costo es lo que se utiliza para definir la lista de méritos para hacer el despacho de energía al mínimo costo”, señala.
Pero en el caso del gas el esquema cambia. Finat expone que las terminales de almacenamiento de regasificación en Chile (que son dos: Mejillones y Quintero) a veces no entregan el suficiente fluido porque el Coordinador no instruye a operar a las centrales de ciclo combinado, justamente por razones económicas.
Ahora bien, al darse un bajo nivel de despacho, sucede que los tanques quedan lo suficientemente llenos como para no poder recibir nuevos cargamentos en curso. Y si no se reciben, se puede perder el dinero de la totalidad de la nave, valuado en decenas de millones de dólares.
“Entonces la normativa privilegia a la industria del gas. Permite que las empresas que tienen fluido en sus estanques lo quemen a precio cero” dándoles prioridad, explica el dirigente.
Advierte que en la práctica eso significa que las renovables no puedan inyectar volúmenes de energía y que los costos marginales se depriman de manera artificial.
“El fenómeno de costo cero no hace que necesariamente las termoeléctricas a gas pierdan dinero porque finalmente esas empresas tiene contratos y en el balance compa-venta baja el marginal del mercado spot pero también bajan los costos de energía para sus clientes. Y normalmente las empresas quedan indemnes”, se explaya Finat.
Carlos Finat, director ejecutivo de Acera
El dirigente señala que Perú tenía un problema parecido y que a finales del año pasado la Corte Suprema de Justicia de ese país “dictaminó que las empresas de gas no puedan declarar precio, que es lo que sucede en Chile, y por lo tanto tienen que funcionar a los costos reales de producción”.
La medida finalmente entró en efecto la semana pasada en Perú.
Para el director ejecutivo de ACERA, en Chile debería pasar lo mismo. “Hemos manifestado esto en varias ocasiones y la Comisión Nacional de Energía (CNE) incluyó en su plan normativo revisar esta resolución durante este segundo semestre. Esperamos que este análisis comience los próximos días”, destaca Finat.
Que el gas sea inflexible “es una señal que no va en sentido correcto para incentivar a las renovables”, advierte el dirigente y justifica: “te puedes encontrar con períodos en los cuales vas a vender a un costo marginal deprimido, o igual a cero, y en muchos casos las energías renovables no convencionales son centrales pequeñas que está simplemente vendiendo al spot”.
“Estas plantas eólicas o solares no tienen contratos como para hacer un neteo cuando tiene una venta comercial a clientes finales y compra-venta en el mercado spot, como sucede en el gas”, cierra Finat.
Se trata de un borrador de resolución que pretende crear un marco especial para proyectos de generación de energías renovables menores a 5 MW que se conecten al Sistema Interconectado Nacional.
El objetivo de la medida es ordenar el sistema para discriminar a aquellos proyectos que ocupan lugar en los nodos de transmisión sin demostrar un franco avance en el desarrollo de obras.
“Actualmente los agentes generadores pueden elevar solicitudes a la UPME (Unidad de Planeación Minero Energética) para el otorgamiento de acceso a capacidad de transporte a las redes de interconexión, o para la asignación de capacidad de transporte de energía eléctrica, sin que los proyectos de generación respectivos cuenten necesariamente con una proyección o viabilidad real de conexión al Sistema Interconectado Nacional”, advierte el Ministerio que comanda Diego Mesa.
Señala que esto “compromete la disponibilidad de los sistemas de transporte de energía, impidiendo que otros proyectos que sí cuentan con dicha viabilidad entren al sistema, lo que afecta, en consecuencia, las necesidades de la demanda al evitar la entrada de capacidad de generación necesaria”.
La cartera energética pone como ejemplo la información reportada por la UPME y por XM, al mes de junio pasado se registraron 147 proyectos de generación de energía con concepto favorable de conexión por 8.365 MW.
De ellos, 29 emprendimientos, con una capacidad de 348 MW, presentan vencimiento en la puesta en operación declarada. Además, tampoco han otorgado garantías para amparar la utilización de la capacidad de transporte asignada.
Esto “indica que no harán uso de la autorización de conexión emitida por la UPME en las condiciones y plazos proyectados, y sin embargo continúan ocupando un espacio en la capacidad de transporte de la respectiva red, quitándole la oportunidad de conexión a un agente generador que esté en condiciones reales de conectarse al sistema”, expresa el proyecto de resolución.
Objetivos
Para definir la asignación de capacidad de transporte a los generadores de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), a través de la regulación que expida, establecerá los elementos para que se garantice el cumplimiento de los siguientes objetivos:
Cumplir con las necesidades de expansión de la generación del Sistema Interconectado Nacional, de forma que se prioricen las conexiones de proyectos que tienen obligaciones adquiridas en los mecanismos de mercado definidos por el Gobierno Nacional, el Ministerio de Minas y Energía o la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).
Hacer uso adecuado y eficiente de la disponibilidad de las redes de transporte de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional.
Frente al incumplimiento de los compromisos adquiridos, liberar la capacidad de transporte de energía no utilizada, en procura de garantizar la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica de forma eficiente, sostenible y continua, de acuerdo con las necesidades de la oferta y la demanda de energía en el territorio nacional.
Hacer eficientes, efectivos y unificados los procesos, procedimientos y actividades asociadas a la asignación de la capacidad de transporte a las redes del Sistema Interconectado Nacional.
Crece el interés por la climatización estival de piscinas a partir de equipos generadores de energía solar térmica.
En el sector ya se habla de un aumento en la comercialización de estos sistemas en las ciudades capitales más grandes del país. No sólo se habrían vendido un buen volumen de soluciones de climatización en invierno; ahora, un poco más sobre la temporada, distintas empresas percibieron un aumento de la demanda.
“En el último mes, cerramos no menos de 60 nuevas climatizaciones de piscinas. Es un buen número, considerando que en los cuatro meses anteriores comercializamos 200 de estos sistemas”, señaló Lautaro Baños, supervisor de ventas de Energe.
Según advirtió el especialista, hoy no es rentable climatizar piscinas con sistemas convencionales a partir de gas.
Ejemplo de aquello es que usuarios que ya contaban con calderas para climatizar sus piscinas y que buscaban mantener el confort pero ahorrar en su consumos, ahora apostaron por instalar calentadores solares.
Algunos de esos clientes provienen del rubro hotelero, pese a que muchos están inactivos por la pandemia.
“Aunque en esta época los hoteles han estado bastante estancos, hay muchas consultas de este tipo de clientes que ya están preparándose para la temporada”, aseguró Baños.
Y amplió: “Hoy, no están dispuestos a seguir pagando el costo del gas para climatizar sus unidades, porque ven esta opción con energía solar donde hacen la inversión una sola vez, logran su amortización en una temporada y obtienen un equipo que va a climatizarles la piscina por no menos de 15 años”.
Aquellos vendrían a apalancar ventas este último trimestre del año junto a los usuarios residenciales de gran parte de provincia de Buenos Aires, quienes encuentran muy atractivos los planes de financiación de hasta 18 cuotas sin intereses o importantes descuentos al contado.
“Tenemos más prospectos de la zona del AMBA y un poco más en el cordón del Gran Buenos Aires”, confió el supervisor de ventas de Energe, empresa que cuenta con su matriz en Mendoza, pero que año a año se expande con nuevas oficinas al rededor del país.
Equipo de Energe en Buenos Aires (foto de archivo: showroom Buenos Aires noviembre 2019)
En el caso de Energe, su sucursal en Buenos Aires ya dobló las ventas del año pasado y espera lograr un incremento de un 50% adicional en este trimestre.
“La cantidad de piscinas climatizadas en 2019 se duplicó de enero a octubre de este 2020. Además de eso, estimamos por lo menos un 50% más de crecimiento en lo que queda del año”, precisó Lautaro Baños.
La energía solar térmica para climatización de piscinas no sería el único segmento de tecnologías solares que estaría repuntando. De acuerdo con el referente de Energe en Ciudad de Buenos Aires, las instalaciones de generación distribuida también han aumentado:
“Hoy, el aumento de las consultas ha crecido no menos que un 40% en solar fotovoltaica”.
“Los kits fotovoltaicos a partir de 1.5 kW resultan los más atractivos para el sector residencial. No obstante, el promedio de potencia instalada por cada sistema es de unos 3 kW”, confirmó el supervisor de ventas de Energe.
Consulte más detalles de estos equipos y sus precios en la tienda oficial de la empresa
Carlos Lambré, Secretario Ejecutivo de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI) falleció el domingo 4 de octubre en Comodoro Rivadavia.
Neuquino, e Ingeniero en petróleo recibido en los años 70, fue Director de Petrominera Chubut S.E. y también se desempeñó en Terminales Marítimas Patagónicas (Termap) y Pan American Energy (PAE).
Lambré fue además subsecretario de Hidrocarburos de Chubut y desde hace 10 años se desempeñaba en la Ofephi, donde coordinaba las reuniones y resoluciones conjuntas de las provincias miembro de la organización.
De gran estima en el ámbito petrolero, Lambré coordinaba los encuentros entre los secretarios y ministros de Energía, de los gobernadores de las provincias petroleras, y de la Ofephi con miembros del gabinete nacional.
De trato atento y correcto ante las consultas periodísticas de E&N, Lambré hizo saber en las últimas semanas la posición de la Organización a favor de la continuidad del esquema del denominado “Barril Criollo” para las operaciones entre las empresas productoras y las refinadoras de crudo con destino al mercado interno, también en resguardo de las regalías provinciales.
El nuevo secretario de Energía, Darío Martínez, lamentó el fallecimiento del directivo, y lo hizo saber.
YPF Luz presentó su segundo Reporte de Sustentabilidad para compartir los resultados de la gestión 2019 que acompaña el crecimiento sustentable de una de las empresas más jóvenes de generación eléctrica de la Argentina.
El informe fue realizado bajo el estándar internacional Global Reporting Initiative (GRI), está en línea con los Objetivos de Desarrollo Sostenible de la Agenda 2030 de Naciones Unidas y fue expuesto a un proceso de revisión analítica.
“En YPF Luz tenemos la responsabilidad de generar la energía eléctrica en forma eficiente y sustentable, ya que es un recurso esencial para el desarrollo de todos los argentinos” dijo Martín Mandarano, CEO de YPF Luz. Y agregó, “Este reporte refleja nuestro compromiso a largo plazo para aportar valor, gestionar con eficiencia y transparencia, y minimizar los riesgos económicos, sociales y ambientales”.
El Reporte incluye un anexo especial sobre COVID-19 donde se describe cómo la pandemia impactó la industria y el negocio y se detallan también las medidas, protocolos y procedimientos que ha tomado la Compañía para garantizar la salud, la seguridad de las operaciones y la continuidad de las obras en construcción.
Principales resultados 2019 – Desempeño económico.
En 2019 YPF Luz invirtió U$ 494 MM, alcanzó un EBITDA de U$ 219 MM y logró ingresos por ventas de U$ 332 MM. Tuvo un exitoso debut en mercados financieros nacionales e internacionales, con emisiones de bonos que alcanzaron U$ 580 MM, lo que permitió a la compañía financiar su crecimiento y reflejó el fuerte interés y la confianza de los inversores.
Con el foco puesto en la diversificación, la compañía avanzó en la construcción de 637 MW de energía eléctrica de fuente térmica y renovable, a través de 7 obras propias.
Desempeño ambiental
Eficiencia energética: Se certificaron dos nuevas centrales térmicas con ISO 50.001 en Tucumán y La Plata, alcanzando un total de 6 centros operativos con esta certificación.
Eficiencia en el uso del agua: Se redujo 15,5% el uso de este recurso clave en la generación eléctrica. Se reutilizaron 455.298 kton de efluentes líquidos para riego del pulmón verde del Complejo Generación Loma Campana, en Neuquén, correspondiente al 100% de los efluentes del complejo.
Eficiencia operacional: Manantiales Behr fue el parque eólico con mayor generación de energía renovable del país en 2019. Generó 25% más que cualquier otro parque de energía renovable de la Argentina. Generó 526,6 GWh de energía, evitando la emisión de 266 mil Tn de CO2.
Las emisiones directas de gases de efecto invernadero (GEI), en toneladas de dióxido de carbono equivalente, disminuyeron 11,4% respecto de 2018.
Desempeño social.
El desarrollo de los empleados, como principal diferencial de la compañía, ha sido un factor fundamental en 2019 donde se realizaron formaciones que superaron las 52 horas promedio por empleado.
En cuanto a salud y seguridad en el trabajo, se obtuvieron excelentes índices de accidentes y de manejo y se aplicó un importante programa de prevención “10 reglas de oro para salvar vidas”. Se certificó ISO 45.001 en la Central La Plata Cogeneración, y en el Complejo de Generación Loma Campana. En este último, se logró también la certificación ISO 55.001 de Gestión de Activos Industriales.
En el relacionamiento con las comunidades, se sistematizaron encuentros con referentes comunitarios en todos los sitios, en espacios que promueven el diálogo y la participación.
Se lanzó el programa “Voluntarios YPF Luz” en el que participó el 30% de los empleados de la compañía, comprometidos con actividades en todas las comunidades bajo los ejes de educación, energía y mejora de calidad de vida e infraestructura. Además, el programa de inversión social alcanzó a 1.500 beneficiarios.
Gobernanza, ética e integridad
Durante 2019 se capacitó al 93% del personal y al 100% del equipo directivo en las políticas de compliance de la compañía, con foco en la lucha contra la corrupción.
Se implementó un proceso riguroso y automatizado de revisión de proveedores, clientes, y terceros, llegando a más de 1.200 terceros verificados.
Se implementó una herramienta automática de gestión de riesgos de compliance, que incluye la creación de la matriz de riesgos de la compañía y establece controles automatizados sobre todos los procesos críticos identificados.
Creada en 2013, YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) , es una empresa líder en generación de energía eléctrica (térmica y renovable) en el país. Actualmente la compañía tiene una capacidad instalada de 1.942 MW que provee al mercado mayorista e industrial, y está construyendo otros 514 MW.
Los accionistas de YPF Energía Eléctrica son YPF S.A y una afiliada de General Electric Financial Service. Para más información visite www.ypfluz.com
El secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, mantuvo un encuentro virtual con directivos de la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina (CECHA), que nuclea a unas 5 mil estaciones de servicio de todo el país.
Un comunicado de Energía indicó que “los representantes de CECHA solicitaron el impulso de una mesa de trabajo para tratar temas relacionados con la generación de costos en este rubro”, y señalaron la importancia de mantener reuniones multisectoriales del ámbito de hidrocarburos junto a las petroleras, sindicatos y federaciones, “como mecanismo para fortalecer el diálogo y construir los consensos necesarios para el desarrollo de la actividad”.
Durante la reunión, el Secretario expresó “la importancia de resolver los problemáticas más urgentes del sector pero también desarrollar en conjunto una política energética a largo plazo”, se explicó.
Martínez sostuvo que “estamos trabajando con todos, analizando las realidades y propiciando los puntos de encuentro que permitan un horizonte de crecimiento y desarrollo para el sector. Y eso involucra a todas las partes de la cadena productiva de los hidrocarburos”.
Un comunicado empresarios explicó que los presidentes de las distintas cámaras que conforman la Confederación CECHA plantearon a Darío Martínez, además de “una Mesa de competitividad, mejorar el acceso al (programa de asistencia gubernamental) ATP, para todas las estaciones.
Desde el sector de los estacioneros plantearon algunos de los problemas más urgentes de una actividad que tuvo un desplome de ventas al comienzo de la pandemia, y que no logra recuperarse al nivel pre-pandemia del Covid-19.
“Durante el último mes, las ventas se ubicaron casi 27 por ciento por debajo de los valores previos al coronavirus, un volumen de facturación que para la mayoría de las estaciones es ‘crítico’ y hace que operen a pérdida en muchos casos”, insistieron.
“Es por este cuadro que el primer tema que se planteó a Martínez fue la necesidad de mejorar la accesibilidad de las Estaciones al cobro de los ATP, dado que las actuales restricciones hacen que solo el 44% puedan acceder a la ayuda estatal”, puntualizaron desde CECHA.
“Otro de los puntos más destacados fue la institucionalización de la Mesa de competitividad, pensada para que no se generen costos extra en la cadena de ventas, y Martínez aseguró que va a crear ese espacio para que haya charla permanente entre las partes y lograr una baja en los costos de la comercialización”, indicó la entidad.
Otro de los temas que plantearon estos empresarios fue “la importancia de canalizar el despacho de combustible por el canal minorista, para que se venda todo a través de las Estaciones de Servicio”, un viejo anhelo de los estacioneros.
El último punto que se mencionó, explicó CECHA, “fue la acreditación de las ventas con tarjetas de débito, y los altos costos de las comisiones bancarias que se cobran, un problema de larga data que afecta el flujo de fondos de las estaciones”.
“Fue una reunión positiva. El secretario escuchó nuestros pedidos y nos llevamos algunas respuestas”, sostuvo Gabriel Bornoroni, presidente de la CECHA.
Del encuentro participaron directivos de la A.M.E.N.A. (Mendoza); C.A.P.E.G.A. ( Tucuman); C.E.C.A.E.R. (Entre Ríos); C.E.C. (Jujuy); CECLA (La Pampa); C.E.C. ( Neuquén y Rio Negro); C.E.C.A. (San Juan); C.E.C.A. (San Luis); C.E.C.A.CH. (Chaco); C.E.GNC. (CABA y PBA); C.E.P.A.S.E. (Santiago del Estero); C.E.S.A.N.E. (Misiones); C.E.S.C.O.R. (Corrientes); C.E.S.E.C.A. (Salta); F.A.E.N.I. (Santa Fe); F.E.C.A.C. (Córdoba); y F.E.C.R.A. (CABA. PBA. Formosa).
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En el sindicato estiman que el número de suspendidos bajará de 17.000 a 10.000 con la suba de equipos comprometida por YPF. Guillermo Pereyra, secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, valoró el acuerdo alcanzado con YPF, que establece nuevas condiciones laborales hasta marzo del 2021, tiempo en el que la operadora se compromete a subir casi 45 equipos de torre. El consenso alcanza a toda la industria en Vaca Muerta y permitirá el regreso paulatino de 7000 trabajadores a los yacimientos y reduciendo el número de suspendidos a 10 mil. “A partir de marzo, la actividad en […]
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El ministro de Hidrocarburos de chubutC destacó la maduración que tuvieron los actores de la industria luego del conflicto atravesado en 2012, detalló la tarea que vienen haciendo las principales operadoras de la cuenca y adelantó las conversaciones que mantiene con el gobierno nacional para aumentar las exportaciones e incrementar la recuperación terciaria en los campos maduros. A pesar de los vaivenes macroeconómicos del país, la volatilidad del precio internacional del crudo y el impacto que provocó la pandemia, la Cuenca del Golfo San Jorge demostró capacidad para mantenerse y ser relevante en la producción de hidrocarburos. En diálogo con […]
El ministro Matías Kulfas indicó que el Gobierno Nacional apuesta a las energías renovables nacionales, donde las baterías de litio de Jujuy son fundamentales. “Hemos hecho una apuesta muy fuerte a las energías renovables”, dice el ministro de Desarrollo Productivo de la Nación, Matías Kulfas. En esa apuesta, detalla, la producción de baterías de litio en Jujuy tiene un rol central ya la apuesta del Gobierno es la producción de energías renovables de manera sustentable y con industria nacional. “Hemos hecho una apuesta muy fuerte a las energías renovables. Es más, la ley de Energía Renovables está vigente desde el 2015 y nuestras fuerzas políticas le […]
La macroeconomía, los dólares y las inversiones en Vaca Muerta tienen antecedentes en la corta historia. Lo deseable es garantizar estabilidad. “Estamos acostumbrados a lidiar con ambientes hostiles”. Lo dice una encumbrada directiva de una transportista global del gas cuando mira el escenario económico argentino. ¿A qué alude? En Medio Oriente, las petroleras pueden terminar esquivando misiles tierra-aire. Sin embargo, suelen sacar los dólares que ingresan al país para producir en esos campos petroleros. La historia de Vaca Muerta, en la etapa más prolifera de su desarrollo, estuvo signada por las restricciones monetarias. De forma directa o indirecta. Por políticas del Estado argentino o por […]
El ejecutivo a cargo de las operaciones de la petrolera del grupo Techint describe las particularidades que hacen a la cuenca única para operar. Explica por qué mejorar procesos es una responsabilidad “indelegable” del operador. «Yo soy producto de esa mezcla extraña», afirma Horacio Marín, director general de Exploración y Producción de Tecpetrol. Hoy responsable de las operaciones de la empresa en México, Colombia, Venezuela, Ecuador, Perú, Bolivia y la Argentina, este ingeniero químico recibido en la Universidad de La Plata con un promedio de 9,50 fue el primer joven profesional que, en 1988, ingresó a la petrolera del Grupo […]
Septiembre cerró con apenas 19 etapas de fractura completadas en el segmento del tight. Una sola empresa tiene en marcha una campaña de perforación y conexión de nuevos pozos. Mientras en Vaca Muerta la cantidad de etapas de fracturas tuvo un repunte en septiembre, la realización de nuevos pozos con destino a arenas compactas atravesó este año su peor momento con solo actividad en cuatro de los primeros nueve meses del año. La crisis en el segmento comenzó antes de la llegada de la pandemia al país, pues respondió en realidad a la crítica situación que enfrenta la producción de gas natural […]
El expresidente de Bolivia Evo Morales (2006-2019) aseguró hoy que el plan de gobierno del Movimiento Al Socialismo (MAS) incluye la garantía de invertir 10 mil millones de dólares en hidrocarburos. El dirigente del MAS detalló en su cuenta en Twitter que dicha inversión abarca el período 2020-2025 y es uno de los asuntos contemplados si el movimiento político gana las elecciones del próximo 18 de octubre. La nacionalización del sector hidrocarburífero fue una de las primeras medidas de Morales cuando asumió la Presidencia de Bolivia en 2006, lo cual permitió usar el excedente para costear programas sociales. Sin embargo, […]
Los dirigentes de Cecha, con Gabriel Bornoroni a la cabeza, le pidieron mejoras en el acceso al ATP, ser incluidos en la mesa de hidrocarburos, bajar comisiones bancarias y canalizar toda la venta de combustibles. El secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, se reunió por videoconferencia con dirigentes de la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina (Cecha), encabezados por su presidente Gabriel Bornoroni. Según revelaron fuentes oficiales, durante la reunión se expresó la importancia de resolver los problemáticas más urgentes del sector, pero también de desarrollar en conjunto una política energética a largo plazo. “Estamos […]
YPFB disminuyó esta semana y en forma considerable el volumen de las inyecciones hacia Argentina. La adenda contractual vence en tres meses. A tres meses de la finalización de la adenda del contrato de importación de gas entre Argentina y Bolivia, Yacimientos Petrolíferos Bolivianos (YPFB) comenzó a entregar volúmenes que son hasta un tercio menores que los fijados como base en el convenio. De acuerdo a los registros oficiales del Ente Regulador del Gas (Enargas), desde el miércoles YPFB está entregando un menor volumen al que marca la adenda que fue rubricada en febrero del año pasado. Durante septiembre la petrolera […]
Se trata de NextEra, con sede en Florida, A fines de agosto, la firma texana había sido deslistada del índice Dow Jones y reemplazada por una firma de software en la nube. Apple ya había duplicado valor de todo el sector de petróleo y gas. Ayer, en Wall Street, NextEra, la más grande empresa de energías renovables de EEUU, superó en capitalización de mercado a ExxonMobil, la petrolera surgida de la fusión de Exxon y Mobil, dos de las “siete hermanas” en que en el siglo pasado había sido dividida la “Standard Oil”, la empresa fundada por el legendario Nelson Rockefeller. […]
Geopatagonia es una empresa comodorense que, desde 1992, brinda servicios a las operadoras del Golfo San Jorge en las etapas de exploración, perforación, desarrollo, producción, cementación y abandono de pozos. En un contexto complejo, como el que se instaló a partir de la pandemia, Sergio Schiavoni, CEO de la compañía, advierte que se necesitan cambios estructurales para que las empresas de servicios puedan sobrevivir a esta coyuntura.
Sergio Schiavoni
«Estamos en una situación muy crítica y esperamos que todo el esfuerzo que estamos haciendo sea comprendido. Esperamos que, cuando pase todo lo vinculado a la pandemia, haya algún tipo de negociación económica por los servicios que brindamos, que contemple algo muy básico y necesario, como es la ganancia», aseguró.
¿Cómo afectó la pandemia a la industria?
—Esta pandemia afectó a toda la industria pero no con igual magnitud. Las empresas de servicios petroleros son las más afectadas, al igual que talleres, transportistas y demás que las asisten. Eso se debe a que, desde el 20 de marzo, se cortó abruptamente toda operación que no haya estado directamente ligada a la producción. Las empresas que trabajan en ese rubro disminuyeron la actividad pero modificando sus condiciones pudieron seguir. En cambio, las ligadas a la perforación de pozos y las de «Operaciones Especiales», al paralizarse la totalidad de esos equipos, sufrieron al 100% la caída. Ahora, la actividad está recomenzando. Pero, por su volumen, todavía estamos lejos de visualizar un camino que nos lleve a recuperarnos. Muchas empresas atravesaron los meses de pandemia con una actividad inferior al 10% ó 20% de su promedio histórico. Pasarán muchos años para lograr la recuperación económica y, sin dramatizar, creo que muchas quedarán en el camino.
¿Cuál es el principal desafío que se les plantea de acá en adelante?
—El principal desafío es sobrevivir. Si seguimos, siempre habrá alguna posibilidad de recuperación, aunque la actividad sea mínima y nuestros ingresos no alcancen para pagar nuestros compromisos. Desde una visión más general, uno de los desafíos más grandes que, creo, tiene toda la industria, no solo la del petróleo, es hacerles entender a quienes nos gobiernan (políticos y sociedad en su conjunto) que se deberán buscar otros mecanismos, leyes y, sobre todo, acuerdos que prevalezcan y lleven a una Argentina previsible. Que el empresariado desee volver a invertir y crear fuentes de trabajo. Este último punto es fundamental para lograr que la Argentina tenga futuro. Hoy, no conozco a nadie que tenga esos planes.
¿Por qué la Cuenca del Golfo San Jorge no tuvo una caída de la actividad tan abrupta como sucedió, por ejemplo, en la Neuquina?
—Esta cuenca es muy noble en cuanto a producción, con mucha historia. Hace más de 110 años que se extrae petróleo aquí. Siempre hay sorpresas y aparecen técnicas extractivas nuevas, porque se la conoce y se la ha estudiado bastante. Además, para muchos de estos pozos es difícil parar la producción, debido a la recuperación secundaria y terciaria y al alto porcentaje de agua que se extrae. Esto hace que, exceptuando la exploración, obras nuevas y perforación de nuevos sondeos, en momentos excepcionales como el actual, no caiga la actividad tan abruptamente como en otras cuencas de la Argentina.
¿En pozos maduros como los del Golfo San Jorge cree que aún queda mucho por desarrollar, en comparación con los no convencionales?
—El no convencional le demostró al mundo (principalmente, con los Estados Unidos) que se puede aumentar la producción de gas y petróleo en rocas de muy bajas permeabilidades a precios razonables. En la Argentina, todavía, hay mucho por hacer para lograr el desarrollo de estos yacimientos y para tener un futuro energético prometedor. Creo que es correcto que el Estado nacional ayude a desarrollar el no convencional. Pero no por eso debe dejar de prestar atención a las cuencas maduras, como la del Golfo San Jorge, que son, en definitiva, las que siempre aportan un volumen interesante para producir gran parte de la energía que necesitamos.
El Estado nacional se ha olvidado de la exploración, de fomentarla. En los últimos años, se perforó el 10% de pozos exploratorios en relación con lo que se realizaba hace tres décadas o más. Debemos fomentar el no convencional. Pero, también, la exploración en yacimientos convencionales, tanto en el continente como en el mar. Y uno de los puntos principales será, luego de dar alguna ventaja, que ni el Gobierno actual ni los que lo sucedan cambien las reglas de juego.
¿Cuál es la situación particular de las empresas de servicios?
—En un ciclo de baja como el actual, las empresas de servicio están realizando un esfuerzo más grande del que pueden. Se está renegociando no solo los precios sino, también, cómo se realizan los servicios. En un contexto normal, de estabilidad y con un horizonte previsible, es natural que se revisen metodologías de trabajo para bajar costos. Pero venimos con descenso o falta de actividad hace varios meses, haciéndonos cargo de todo el personal. Está prohibido el despido hasta con doble indemnización, sin prácticamente financiación, con escasa ayuda del Estado nacional y, en algunos casos, de las operadoras, donde se hace muy difícil negociar de igual a igual. Estamos en una situación muy crítica y esperamos que todo el esfuerzo que estamos haciendo sea comprendido. Esperamos que, cuando pase todo lo vinculado a la pandemia, haya algún tipo de negociación económica por los servicios que brindamos, que contemple algo muy básico y necesario como es la ganancia. Es cierto que, del otro lado, nos pueden responder que hay libre competencia, donde las empresas pugnan ganar un determinado trabajo con calidad en servicios y precios. Pero, en realidad, lo que se hace en crisis tan graves como la que estamos atravesando es sobrevivir, no importa perder, no importa sentirse muchas veces derrotado. Solo vale sobrevivir. Son muchas personas y familias que dependen del trabajo que nosotros sepamos mantener. Por eso, es tan importante que seamos conscientes de que no podemos naturalizar lo que ocurre hoy y que se regrese cuando se pueda, insisto, a una relación en la que todos nos sintamos bien.
¿Cómo cree que deberían manejarse, en este nuevo escenario, variables como la productividad laboral y la eficiencia operativa?
—La productividad laboral y la eficiencia operativa deben ser los pilares que harán factible que tengamos por muchos años más esta actividad e, incluso, aumentarla. Ambos temas se podrían mejorar (entre otras acciones) con una reforma a la Ley de Contrato de Trabajo, donde existan premios pero, también, sanciones. Hay que proteger al empleado pero no prohibiendo el despido, sino dándole herramientas para su progreso y opciones laborales. Favorecer al empleador que da trabajo. Y, si le va mal, que sea sencillo y económico poder prescindir del personal que tenga en exceso. Nadie echa a un trabajador si tiene trabajo y le va bien. El sector de la construcción tiene un sistema que funciona muy bien, ¿por qué no extenderlo con mínimas variantes? Los empresarios chicos, medianos y grandes deben volver a creer que es negocio abrir o agrandar empresas, dar trabajo, crear riqueza. No como hoy, que la gran mayoría no sabe cómo hacer para salir de donde están. No pretendamos algo diferente haciendo siempre lo mismo.
¿Cómo fue la evolución de Geopatagonia en sus 28 años de historia?
—Desde sus comienzos, Geopatagonia tuvo como visión a futuro intentar realizar algunos de los servicios que hacen las grandes empresas internacionales de Operaciones Especiales. Modestamente, pero con firmeza, lo logramos. Con equipamiento de última generación, con profesionales y trabajadores que se destacan en lo que hacen. Cuesta mucho crecer competir para empresas como la nuestra, debido al tipo de servicio que brindamos, donde se necesitan grandes inversiones. Sabemos que el petróleo es un commodity que sufre los vaivenes de la política y la economía mundial. Pero, además, se le suma la inestabilidad crónica de nuestra economía, con las consecuencias que todos conocemos. No obstante, creo que, a través de los años, las empresas y sus directivos van aprendiendo de las crisis recurrentes, encontrando métodos para sobrevivir. Sería todo muy distinto si tanto esfuerzo realizado para «sortear» lo que mencioné lo hubiésemos volcado a la producción y a crear más trabajo.
¿Cómo cree que debería darse el vínculo entre todos los actores de la industria para lograr mejores niveles de desarrollo y producción?
—En nuestro sector, como en cualquier otro, es básico –además de necesario– que todos los actores se pongan de acuerdo en dónde se quiere llegar y, así, buscar el camino a recorrer. Un camino que todos puedan transitar, con el esfuerzo que se decida, pero entre todos. Cuando alguno de los integrantes –o, a veces, todos– de ese sector no sabe el destino final, entonces se utilizan distintos caminos, y ahí llegan los conflictos. Esta visión de encontrar un rumbo común debe ser a largo plazo y no depender solo de un partido político, de un «líder» sindical, político o empresario que, muchas veces, además de buscar caminos tendenciosos, no está preparado para tamaña responsabilidad. Debe ser la visión de consenso de los que actúan en cada área sin mezquindades y con la mayor grandeza posible. Si eso ocurre, todo es factible; no hay que descubrir nada, es lo que hacen los países que tienen mejores índices. ×
Petromark es una empresa de servicios que brinda soluciones para mantener la integridad de los activos de las operadoras para las que trabaja. La empresa fue fundada en 1984 en Caleta Olivia por Matías Twardowski y en la actualidad tiene seis bases operativas, desplegadas en Santa Cruz, Chubut, Neuquén y el sur de Mendoza, donde trabajan más de 300 empleados. En 2002, Gustavo Twardowski, hijo de Matías, se sumó a Petromark como socio gerente y su llegada coincidió con el momento de diversificación que vivió la empresa. «En un principio ofrecíamos servicios de operación y mantenimiento de plantas y de laboratorio y productos químicos. Pero después fuimos migrando hacia los servicios de integridad, en todo lo que tiene que ver con protección catódica, ensayos no destructivos y laboratorio de análisis químicos», señala Twardowski a TRAMA.
A caballo de la diversificación, comenzó la etapa de expansión de Petromark. En los primeros años, la empresa brindó sus servicios en la Cuenca del Golfo San Jorge, pero hacia 2001 apuntaron también hacia la Cuenca Neuquina. «Fuimos invitados por YPF y nos fue bien, empezamos a crecer allí también. Hoy tenemos repartida casi la misma cantidad de gente en la Cuenca del Golfo y en la Neuquina», completa Twardowski.
Pero como sucede en toda la industria, los últimos tiempos han sido sin duda los más difíciles en la historia de esta empresa. A la crisis que venía arrastrando el sector desde el año pasado, se agregó la aparición del coronavirus, que trastocó todas las previsiones y llevó a Petromark a buscar soluciones en un contexto tan difícil como inédito.
A más de seis meses de que se produjo la irrupción de la pandemia, ¿cómo ve el escenario de la industria del Oil & Gas en la Cuenca del Golfo San Jorge?
—Fue muy crítico para empresas como la nuestra, porque de la noche a la mañana nos encontramos con una situación inédita, como el hecho de que la actividad nos cayó a un 20%, prácticamente en las dos cuencas. Los contratos, sobre todo los que teníamos con YPF, fueron suspendidos y pasamos a tener a casi todo el personal sin trabajo en sus casas. Es cierto que las operadoras pudieron acordar con los gremios el artículo 223, que habilitó una reducción del pago de los salarios de la gente que había quedado aislada y suspendida. Gracias al acompañamiento de las operadoras y del Gobierno con lo que fue las ATP, se puede ir sobrellevando relativamente esta crisis. Me tocó participar directamente de esas negociaciones porque soy vicepresidente de la cámara de empresas del Golfo. Hoy estamos esperando que se reactive la actividad, que las compañías vuelvan a trabajar, que con eso mejoren sus ingresos y así poder hacer frente a nuestras obligaciones. Nuestras empresas venían facturando de manera normal y de golpe pasamos a facturar un 25%, no se podía despedir personal, seguíamos pagando salarios y sin ingresos. Con ese esquema es imposible que una empresa como la nuestra –con mano de obra intensiva– se sostenga.
De todo el personal que tienen, ¿qué proporción se encuentra todavía en sus casas?
—Estaremos con un 40% de actividad. En nuestro caso, la Cuenca Neuquina arrancó un poco antes. Allá estaremos con un 50% ó 60% de actividad, y en el Golfo, con un poco menos. Hay servicios que están más atados a lo que es la producción y esos han tenido una actividad mayor. Otros servicios, como los de perforación, están casi parados.
¿Cómo fue la evolución en cada cuenca?
—El proceso fue similar en ambas cuencas. Podríamos decir que, en promedio, la actividad al principio fue del 25% al 30%; entre aquellas atadas a la producción, que posiblemente estuvieran al 80%, y las vinculadas a la perforación y otros servicios, con 0 actividad. Ese nivel fue levantando y hoy ronda el 40%.
¿Cómo entablaron la renegociación de los contratos con las operadoras?
—Cuando comenzó el aislamiento y bajó el consumo de combustible de manera estrepitosa, las empresas vieron gravemente afectados sus ingresos y obviamente eso se arrastró a todos sus proveedores. La producción de petróleo se vio afectada porque no había a quién venderle el producto. Con sus proveedores, YPF se vio obligada suspender sus contratos y ahora estamos en un proceso de renegociación, donde las operadoras están solicitando descuentos para acomodarse a la nueva situación de baja demanda y de bajos precios.
¿Cómo manejan ustedes la ecuación para atender el pedido de las operadoras de ofrecer precios más bajos sin que ello ponga en riesgo la situación financiera de la empresa?
—Estamos en un proceso de ver cómo optimizamos nuestras operaciones para reducir costos. Hay costos fijos que no se pueden bajar y cuyo peso pasa a ser más grande cuando la actividad es menor. Hay que agudizar el ingenio para intentar ser más eficientes y lograr esos puntitos de bajar los costos y poder seguir operando.
¿Dónde buscaron la eficiencia?
—En estos momentos uno empieza a recortar planes de inversión, renegocia los gastos fijos como alquileres, los gastos en seguros y servicios subcontratados que se pueden optimizar. Y obviamente se está perdiendo rentabilidad. No queda otra porque entendemos la crisis que hay. Para no tener que cerrar el negocio, se está resignando rentabilidad.
¿Se tendría que definir una nueva agenda en la industria para enfrentar la situación que se va a abrir a partir de ahora?
—Hay que buscar que todos los interlocutores que hay en la industria nos sentemos conversar y ver qué incentivos se pueden ofrecer para que esta se pueda reactivar, se logren mantener los puestos de trabajo y se vuelva a una senda de inversión y desarrollo. A medida que Argentina empiece a salir del aislamiento y la maquinaria comience a funcionar y demandar energía, esa energía va a haber que abastecerla. Y si no se la produce acá, va a haber que importarla. Y eso va a traer como consecuencia una mayor demanda de dólares. Entonces de alguna manera va a haber que generar incentivos para que se invierta y abastecer esa producción local. Si después el panorama mundial hace que los precios internacionales sean mejores que los actuales, el objetivo siguiente será exportar el petróleo y el gas cuando haya excedentes.
Teniendo en cuenta las características particulares que presentan la Cuenca del Golfo San Jorge y la Neuquina, ¿dónde estima que se va a dar primero una reactivación?
—Las producciones de ambas, medidas en metros cúbicos de petróleo, son similares. Pero el Golfo es 100% convencional y la Cuenca Neuquina, en lo que es convencional, cayó muchísimo y aumentó la no convencional. Esta requiere inversiones mucho más grandes. Acá se está apostando mucho a la recuperación terciaria, donde ha habido casos de buenos resultados. YPF tiene previsto seguir implementando la terciaria, lo que permite que con menores volúmenes de inversión se obtengan buenos niveles de producción. Hay otros campos que también quieren desarrollar en la Cuenca del Golfo. La Cuenca Neuquina requiere volúmenes de inversión mucho más grandes, que se notan también en la producción. Por lo tanto, creo que es factible que veamos un rebote en la Cuenca del Golfo antes que en Neuquén.×
Más 25 empresas referentes a nivel global participaron ayer de la «Cumbre Eólica Latam 2020», organizada por el portal Energía Estratégica, encontrando gran expectativa de un sector que promete grandes inversiones para Latinoamérica.
Compartimos un breve resumen con frases que dejaron los speakers.
Ben Backwell, CEO del Global Wind Energy Council (GWEC): «A futuro la energía eólica offshore va a convivir con la onshore en Latinoamérica»
Ramón Fiestas, presidente para Latinoamérica del Global Wind Energy Council (GWEC): «La próxima década va a terminar con un entorno de entre 70 y 85 GW de potencia instalada en cualquiera de los escenarios que podamos plantear».
David Ruyet, socio director Energías Renovables del Plata: «Nos damos en cuenta que el recorrido que puede tener el storage en aplanar curvas de demanda es extraordinario».
Marcos Cardaci, director de Ventas en Latinoamérica de Nordex Group: «Latinoamérica representa el 20% del volumen de nuestra actividad mundial».
Alessio Pedicone, gerente regional de Ventas de Vestas (Argentina, Brasil y Chile): «Tenemos que trabajar en generar un entorno de PPA que sean bancables para que se incorporen nuevos actores».
Nikolaus Krauss, director de ventas para Latinoamérica de Enercon: «Es interesante pensar en proyectos híbridos con energía solar pero hay que trabajar el marco legal».
Walter Lanosa, CEO de Genneia: «Hay que ejecutar las garantías de los proyectos renovables que han especulado en Argentina»
Marcelo Javier Álvarez Ríos, vicepresidente de Generación de Celsia: «El gran impulso para la penetración de la eólica son las subastas en La Guajira dónde el factor de planta se ubica entre el 45 y 55 por ciento».
José Ignacio Escobar, director general de ACCIONA para Latinoamérica: «Hay que partir desde la electricidad pero hay que descarbonizar otras industrias como el transporte».
Benigno Villarreal, director general de Vive Energía: «Creemos que el futuro de la energía es eléctrico, y el futuro eléctrico es renovable».
Francisco Jáuregui, responsable de Energías Renovables de ENGIE: «El desafío se resume en dos palabras: coordinación y planificación».
Paola Hartung, directora de Asuntos Regulatorios de Aes Gener en Chile y Colombia: «El potencial de La Guajira (Colombia) se ha estimado en 15 mil megawwats eólicos».
Rubén Sánchez Perco, director de Sidergy: «Patagonia tiene un gran potencial eólico en Argentina».
Julio Friedman, líder de GE Renewable Energy en Latinoamérica: «Vemos una tendencia muy firma hacia el mercado de contratos libre».
Rafael Valdez, director general para América Latina y el Caribe de Envision Energy International: «Tenemos un portafolio de 1.500 MW en México»
Carolina Rodríguez, gerente de Desarrollo de Inversiones de Goldwind: «Estamos trabajando para desarrollar gran cantidad de proyectos».
Lucila Bustos, directora ejecutiva en ABO Wind: «El Project Finance es la mejor forma de financiar estos proyectos».
Guido Gubinelli, periodista de Energía Estratégica: «La energía eólica en Latinoamérica presenta facilidades para hacer bancables los proyectos».
Oscar Ferreño, director de Relaciones Institucionales y Regulación de VENTUS: «Los mejores socios de los parques eólicos son las centrales hidroeléctricas y las conexiones internacionales».
Vanessa Revelli, líder de PPA internacionales en ABO Wind: «La energía eólica es una herramienta clave para la recuperación económica post-covid19»
Regina Ranieri, gerente de desarrollo de negocios de UL Renovables Cono Sur: «Se necesitan además de subastas visiones de largo plazo a cinco o diez años para planificar proyectos de energías renovables».
Gastón Fenés, director periodístico de Energía Estratégica: «Hay que reforzar la comunicación para mostrar los beneficios de la energía eólica y disputar lugar al crecimiento del gas natural».
Santiago Tosar, gerente comercial de Ingener en Uruguay: «La posibilidad de bajar los costos va muy de la mano de la escala de los proyectos».
Marco Ceriotto, responsable de Renewables Advisory Argentina DNV GL: «Vemos que hay nuevos desarrollos de aerogeneradores comparados a lanzamientos de los autos».
Compartimos la Cumbre Eólica Latam 2020 para que puedas revivirla.
«Nosotros hicimos una apuesta muy fuerte a las energías renovables, es más la Ley de energía Renovables está vigente desde el 2015, nuestras fuerzas políticas le dan un curso importante a este sector», introduce Matías Kulfas, el Ministro de Desarrollo Productivo, refiriéndose a la Ley 27.191.
Acto seguido, el funcionario se diferencia de la gestión del Gobierno de Cambiemos, en lo que respecta a las perspectivas de las energías limpias en el país.
«Lamentablemente la implementación en el gobierno de Mauricio Macri fue un modelo muy centrado en lo financiero, de ingreso de capitales externos que se frenó en el 2018 por la falta de capitales».
Este no es el único aspecto que en su opinión hay que mejorar. «Otro de los errores en el modelo implementado en el gobierno de Macri fue que el ingreso de los capitales venía atado a un paquete de equipamientos extranjeros, y nosotros queremos desarrollar energía renovable pero también potenciar el equipamiento generado por la industria nacional».
El ministro señaló que «de Jujuy me gusta mucho la idea de la fábrica de baterías de litio, queremos avanzar en ese proyecto con la construcción de vehículos eléctricos, bicicletas, motocicletas, vehículos de pasajeros».
Y valora que «en el 2030 la micromovilidad internacionalmente estará desarrollada en un 100%, por ahí se demorará en la construcción de vehículo de pasajeros, pero vamos hacia eso».
«Trabajamos para que en la Argentina se instale una industria de construcción de vehículos eléctricos que comience en Jujuy (con la fábrica de baterías de litio), vamos a promocionar y potenciar la producción nacional, producción de energía limpia sin contaminar, cuidando el medio ambiente, generando empleo y exportación», expresó el ministro.
«Para nosotros, la energía renovable, el litio, la creación de baterías, acumuladores, son proyectos centrales. Tenemos que darle una respuesta sustentable, apostando a la industria nacional y potenciar la misma», concluyó.
Mafers Soluciones Ambientales nació en 2002, con el objetivo de dar respuesta a la ley sancionada ese año en Santa Cruz, que reglamentaba el tratamiento de los residuos petroleros. A medida que los órganos de control se fueron agilizando y las petroleras se vieron obligadas a realizar estas tareas para poder operar, Mafers fue posicionándose en la industria y convirtiéndose en referente de las soluciones ambientales. «Fuimos una empresa pionera en este tipo de servicios, a tal punto que teníamos el expediente número 2 en el registro provincial de operadores y transportistas de residuos petroleros», comenta a TRAMA Marcos Ateiro, coordinador general de la empresa. «Comenzamos con 15 empleados y los primeros trabajos los hicimos para Vintage, que hoy es Sinopec. Desde ese momento tuvimos un crecimiento sostenido. Actualmente contamos con una dotación de 92 empleados y trabajamos con las principales operadoras de la Cuenca del Golfo San Jorge», completa el directivo.
¿Cómo se fue dando la expansión de la empresa fuera de Santa Cruz?
—En 2014 tuvimos las primeras habilitaciones en Chubut y empezamos a trabajar en 2016. Desde ese año trabajamos para Pan American Energy. El año pasado logramos las habilitaciones para poder trabajar en Neuquén, pero todavía no tenemos ningún contrato porque en febrero habíamos comenzado a mantener las primeras entrevistas con las operadoras y nos agarró la pandemia. Hasta que esto pase y veamos cómo evoluciona la industria, nos quedamos solo con las zonas en las que ya estamos trabajando y desarrollando.
¿El trabajo que realizan ustedes es paralelo al de la producción que se hace en los pozos?
—El servicio fundamental que ofrecemos es la remediación y el saneamiento ambiental. Nuestro trabajo es reactivo: cuando se produce el incidente, actuamos. Pero también estamos trabajando mucho con pasivos industriales de los años 70 y 80. Todo lo que tiene que ver con la remediación de pozos abandonados o piletas de pozos que antes se tapaban de una manera no muy amigable con el medio ambiente. Eso se está volviendo a abrir y a hacer una remediación de todas las piletas, que no son pocas. Se han llegado a tratar más de 1.000 piletas.
¿Las operadoras están obligadas a remediar los problemas ambientales que históricamente no se habían solucionado?
—Claro. Tanto en Santa Cruz como en Chubut, en cada área concesionada la provincia, junto con la empresa concesionaria, hacen un relevamiento de los pasivos ambientales y lo dejan plasmado para llevar adelante un plan de saneamiento. La operadora que se queda con el área se tiene que hacer cargo del pasivo de los saneamientos anteriores. Eso lo tienen que poner dentro de plan de inversión, ya sea la inversión productiva como la inversión que van a hacer en saneamientos ambientales de los pasivos.
¿Cómo toman las operadoras la cuestión ambiental?
—La toman como una parte más de su producción. Los primeros años fueron difíciles pero ahora hay otra conciencia. Además, es parte de los objetivos de las compañías. Entonces, es tanto un objetivo aumentar la producción como tratar de incrementar el volumen de saneamiento. Cuando comenzó la pandemia se pararon todos los servicios, los productivos y los de saneamiento ambiental. Algunas compañías fueron arrancando antes que otras. No todas tienen la misma política. Hay servicios que se han reactivado totalmente, otros están en vías de reactivación, algunos se reactivaron al 50%. En los dos primeros meses estuvieron parados casi el 100%.
¿La actividad que ustedes realizan requiere una renovación importante de tecnología?
—Tenemos mucho equipamiento en máquinas viales que requiere una inversión bastante importante, lo mismo que el tratamiento de suelos. La mayoría de los equipos son importados y hay poca sustitución de equipos nacionales. Hoy tal vez con la devaluación del peso estamos buscando alternativas nacionales, desarrollando algunos proveedores para repuestos.
Como a toda la industria, la caída de la actividad provocada por la pandemia afectó notablemente el desarrollo de Mafers. En la actualidad, poco más del 60% del personal de la compañía se encuentra realizando tareas en los pozos y hay servicios que todavía no se han podido restablecer, debido al cupo habilitado de gente para trasladarse hasta los campos. Ateiro observa que en los últimos meses hubo un sendero de recuperación, pero entiende que la reactivación se va a dar de manera muy lenta. «Creo que va a ser difícil trabajar en el 100% mientras esté la pandemia. Dependemos del consumo de petróleo tanto del país como del mundo. Pero aparecen rebrotes del virus y nuevas cuarentenas que pintan un escenario bastante incierto. No es fácil prever un resurgimiento lineal en el mediano plazo. Creo que debemos estar preparados para tener activos los servicios y otras veces inactivos. En el primer tiempo nosotros decidimos trabajar, manteniéndonos a pérdida. Renegociamos algunas compras y proveedores. Tuvimos que trabajar bastante para mantenernos todo este plazo. Ya estamos cerca de los siete meses y no prevemos una recuperación –por lo menos– para los próximos seis meses», afirma.
¿Hubo renegociaciones con las operadoras en todo este tiempo?
—La verdad es que más que renegociación hubo acuerdos de reducción de tarifas. Hubo acuerdo en algún mantenimiento para cubrir cierta parte de la mano de obra. Tuvimos que recurrir a los ATP para cubrir la otra parte de los salarios. Hubo que trabajar con varias cuestiones financieras para poder mantenernos y no llegar a la quiebra en poco tiempo. Creo que, si bien teníamos preparados escenarios negativos, nunca al extremo de quedarnos totalmente parados durante tres o cuatro meses. Teníamos escenarios pesimistas pensados con respecto a la baja del crudo y al volumen, pero no con un parate total. Además, fue a nivel mundial. Generalmente uno hace predicciones no tan drásticas o dramáticas. Esto fue durísimo para todos. Ni las empresas con mayor planificación pudieron ver este contexto tan negativo.
¿Cómo piensan hacer para atravesar el corto plazo, si prevén seis meses más sin recuperación?
—Hay varias cosas que tuvimos que reordenar y reorganizar: cronogramas de trabajos, reducción de varios costos, de algunas horas de trabajo. Hay gente que está suspendida por el artículo 223. Hablamos con los sindicatos para analizar entre todos la realidad. Y, si bien no estamos pudiendo pagar el 100% de los salarios, hacemos el esfuerzo para que, al final de la pandemia, todos lleguemos con trabajo. Para nosotros la gente es un activo muy importante. Por eso recurrimos a los ATP y a pagar todo lo que se pueda de salarios dentro de los acuerdos macro realizados. Con los equipos y máquinas que tenemos, hemos llevado adelante algún otro tipo de trabajo que no hacemos habitualmente. Estamos todo el tiempo pensando en reconversión de pequeños servicios. Los vehículos que no se utilizan, dejarlos con un seguro básico, disminuir varias cuestiones operativas, refinanciar y renegociar algunas compras con proveedores. Básicamente eso es en lo que estamos trabajando.
¿Los diferentes actores que tienen que ver con la industria están de acuerdo en que, para salir a flote de esta situación, todos tienen que ceder, o a algunos les cuesta tomar esa actitud?
—En algunos sectores costó un poco más, pero a medida que va pasando el tiempo todos tomaron conciencia de que la realidad es muy dura para muchos y de que esto viene para largo. Si queremos sostener la industria a largo plazo, todos vamos a tener que hacer un esfuerzo mancomunado. Creo que va a ser importante mantener reuniones y realizar estrategias de conjunto con todos los actores: gobierno, operadoras, contratistas y sindicatos. Hay que armar un bloque y discutir sobre la mesa un proyecto a largo plazo que tenga en cuenta cómo salir de la pandemia y de manera sostenible para todos. Buscar la forma de que la gente tenga trabajo, de que las provincias puedan cobrar regalías, de que haya rentabilidad para las operadoras y contratistas, así como más posibilidades de inversión. Es un momento de quiebre para trabajar en conjunto.
¿Es optimista de que eso se pueda lograr?
—Si no se logra ahora, no se logra nunca más. Creo que es el momento indicado para intentarlo. Si en una situación como esta no nos podemos juntar para solucionar un problema que nos atañe a todos, va a ser difícil lograrlo en un futuro. Estamos en un momento en el que buscamos la manera de salir adelante entre todos para no hundirnos. Creo que hay un diálogo y una intención de avanzar hacia un acuerdo general. Va a haber algunas diferencias porque todos tenemos intereses diferentes, pero el interés común es mayor. ×
El evento reunirá a mujeres líderes del mundo energético para debatir sobre las transformaciones que enfrenta el sector, el impacto del Covid-19 y el lugar de las mujeres en la industria.
Contará con la participación de Gabriela Aguilar, Gerente General Argentina de Excelerate Energy, Mariana Schoua, CEO de Orazul Energy, y Natali Aún Santiago, Coordinadora General de Flex Energy.
En el encuentro se disertará sobre el desafío que enfrentan las posiciones de liderazgo en estos tiempos de cambio y los aprendizajes que dejará el Covid 19 en la región en el sector energético. Además, el encuentro on line busca promover la diversidad, equidad de género e igualdad de oportunidades.
En este contexto es importante remarcar que las mujeres representan el 32% de los trabajadores en energías renovables, según revela un estudio-encuesta de alcance mundial de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), el mayor realizado hasta la fecha sobre género en el sector.
Por otro lado, la agencia de la Organización de Naciones Unidas (ONU) sostiene que, debido a su dimensión multidisciplinaria, la industria de las energías renovables atrae a las mujeres de una manera que el sector del carbón, el petróleo y el gas no lo hacen.
Sin embargo, ONU advierte que aún queda mucho para impulsar la participación femenina y facilitar su entrada a este creciente yacimiento de empleo, mejorando también sus perspectivas de carrera para que desarrollen todo su talento.
Una mirada al futuro del sector en torno a la diversidad de género y resiliencia en los tiempos que corren.
Desde hace diez años, Conrado Bonfiglioli está a cargo de la Seccional Sur del IAPG, que cubre la Cuenca del Golfo San Jorge. Indudablemente, la actual coyuntura es la situación más crítica que le tocó atravesar en todos estos años. Y si bien reconoce que la industria está sufriendo los efectos económicos que generó la pandemia, también entiende que abrió una oportunidad para revisar métodos de trabajo e instalar prácticas que vinieron para quedarse. Con respecto al aporte del IAPG, resalta que a pesar del aislamiento pudieron continuar con los cursos de formación y que el próximo año egresará del Instituto un grupo de profesionales técnicos que podrán dar respuesta a las demandas laborales de las empresas del sector.
¿Qué análisis hace de la situación de la industria en el Golfo San Jorge desde que se decretó el aislamiento social obligatorio?
—No estamos exentos del impacto internacional, que empezó con un tema de oferta. La pelea entre Rusia y Arabia generó un shock de oferta e inmediatamente cayeron los precios del petróleo. Todavía no nos habíamos recuperado de ese problema de oferta y apareció un problema de demanda, con una caída del 60% a partir de la primera semana de la cuarentena. Todo esto generó una situación muy crítica porque se llegó al tope de la capacidad de almacenaje y empezó a haber un peligro cierto de tener que cerrar pozos. Por suerte se zafó de eso, gracias a que se pudieron llevar adelante algunas ventas, a un precio muy bajo, pero que ayudó a poder mantener la producción. Lo que evidentemente cayó de forma abrupta fue el tema de la perforación. En una cuenca como la nuestra, que tiene más de 100 años, si no se perfora la producción se derrumba. Los pozos tienen cada vez menos vida útil y se necesita hacer todo un proceso de producción secundaria que requiere una inversión muy fuerte. A nosotros ya nos venía pegando la crisis local desde el año pasado y había muchas dudas en cuanto al tema de inversiones para el año 2020. En medio de esa crisis nos agarra la pandemia y la cuarentena obligatoria que derivó en un parate muy fuerte de la actividad. De ese parate, estamos paulatinamente empezando a salir. Como toda crisis, uno va viendo los indicadores y a partir de eso se sabe si va a seguir bajando o si en algún momento viene el rebote y se empieza a recuperar.
¿Observa alguna señal de repunte en la actividad?
—Básicamente, las operadoras están con una planificación bastante buena, pese al momento, por lo menos en el lapso que va de acá a fin de año. Tampoco es para tirar manteca al techo, pero es una forma de tener los pozos activos y para eso están subiendo al campo varios equipos de pulling y workover, que son los necesarios para mantener la producción en niveles aceptables. De todos modos, está claro que las perforaciones bajaron con respecto al año pasado. La situación es muy compleja.
¿Cuál fue la estrategia de las principales operadoras para capear la crisis?
—Creo que hay que analizar esto desde dos niveles. Por un lado, se tomaron medidas de seguridad y se establecieron los protocolos para mantener al menos las actividades esenciales. Desde ese lugar hubo una respuesta bastante inmediata y eficiente. Ya una semana antes de que se inicie la cuarentena, la mayoría de las empresas tenía hechos sus nuevos esquemas de trabajo. Con el personal que sube a los campos en general se hicieron tres grupos para el mismo tipo de labor. Uno que iba siete días y volvía. Un segundo grupo que reemplazaba al primerio y finalmente un tercer grupo que quedaba como reserva y entraba en acción en caso de que se produjeran contagios en alguno de los otros dos. Y en cuanto a la actividad, la industria en general también reaccionó bien porque en este caso no es cerrar un local o una oficina y se acabó el problema. El petróleo exige que se hagan mantenimientos porque de lo contrario se pueden tener severos problemas.
¿Las empresas están trazando algún panorama de inversión?
—Estamos en el medio de la tormenta. Hay planificaciones de acá a fin de año. Pero cuando empecemos octubre, que normalmente es el mes de los presupuestos del año venidero, ahí empezará a verse la realidad en cuanto a todos los temas de inversión y cuáles van a ser los parámetros para el año que viene. Todas las empresas van a tener que hacer una reestructuración porque esta pandemia movió las estructuras de todos y generó transformaciones. De cosas tan simples, como por ejemplo dejar de tomar un avión para ir a una reunión y pasar a hacerla de manera virtual. Hay un montón de cuestiones que se pueden hacer sin necesidad de la presencia de las personas en el lugar. Por lo tanto, creo que esa transformación se está cumpliendo ahora pero vamos a ver que, cuando volvamos a algún grado de normalidad, las empresas no van a ser las mismas. Van a tener modificaciones en sus estructuras que se ajusten a los nuevos tiempos.
¿Cómo afectó la pandemia al entramado de las Pymes de la industria petrolera?
—Es una situación complicada. Hay Pymes que son robustas, que tienen una historia y han funcionado siempre bien. En cambio hay otras que ya estaban en una situación delicada antes de la pandemia y que la actual coyuntura las golpeó muchísimo. Muchas Pymes tuvieron que renegociar contratos y hacer frente a una situación en la que comenzaron a tener problemas graves de caja. Están haciendo malabares para tratar de no despedir personal, que en su mayoría es altamente calificado y costó mucho formar.
El aporte del IAPG Seccional Sur
Entre las diversas actividades que el IAPG seccional Sur despliega en la Cuenca del Golfo San Jorge, Conrado Bonfiglioli destaca las que tienen que ver con la formación y capacitación del personal de las distintas empresas que son socias del Instituto. En este sentido, desde hace poco más de 20 años el IAPG viene haciendo un aporte significativo a la seguridad laboral a través de la Escuela de Conducción Defensiva, por la que pasaron miles de operadores y que permitió reducir notablemente los accidentes de tránsito, en el trayecto de ida y vuelta hacia los campos de producción. «Hasta principios del 2000, uno de los grandes lastres que arrastraba la industria era el de los accidentes en conducción de vehículos, que presentaba cifras muy superiores a las que tienen que ver propiamente con los accidentes de la actividad», afirma Bonfiglioli. Fue por eso que, a partir de ese momento, el IAPG firmó un convenio con la Facultad de Ingeniería de la Universidad San Juan Bosco para la creación de dicha escuela. «Con estos cursos conseguimos bajar notablemente los accidentes vehiculares. Cada año que pasa logramos mejores resultados que el año anterior y, de esa manera, no solamente garantizamos la vida de las personas sino que también contribuimos a mejorar la calidad de las empresas. Porque las empresas valen por lo que producen, por la cantidad de empleados que poseen y también por no tener accidentes», destaca Bonfiglioli.
La Escuela de Conducción Defensiva del IAPG también contribuyó al patrimonio de las empresas asociadas, ya que a raíz de la capacitación brindada al personal aumentó la durabilidad de los vehículos y bajaron los costos de mantenimiento a raíz de un mejor uso de las unidades. «En los cursos no le enseñamos a la gente a manejar, porque los que se inscriben ya deben tener carnet de conducir habilitante. Nosotros nos encargamos de eliminar los vicios que posee la mayoría de la gente al subirse a un vehículo, ya que en Argentina tenemos una tradición de aprender a conducir a partir de lo que nos enseñó un familiar o un amigo y no una institución profesional, como sucede en otros países. Ponemos mucho énfasis en la concientización y en la importancia de andar dentro de las velocidades permitidas por la ley. A su vez, la gran mayoría de los vehículos corporativos tienen un track y, por lo tanto, si alguien supera la velocidad, la empresa inmediatamente se entera. También disponemos en la zona de un 0-800 para hacer denuncias. Son todos elementos que ayudan a bajar los niveles de accidentes», resalta el directivo.
¿En qué consisten los cursos de conducción?
—Tenemos dos tipos de cursos: uno de inicio en conducción defensiva de vehículos y otro de renovación. Este último tenía cuatro horas presenciales en la parte teórica y que con la pandemia pasaron a ser virtuales. Pero ya puedo asegurar que cuando volvamos a normalidad van a seguir siendo virtuales. Desde hace siete años venimos trabajando con cuestiones que tienen que ver con la incorporación de la tecnología para el aprendizaje. Para el año que viene tenemos prevista la incorporación de simuladores, tanto para vehículos pesados como livianos, con el fin de que las empresas puedan hacer entrenamientos de su gente en condiciones adversas.
El otro gran aporte del IAPG Seccional Sur para las empresas asociadas tiene que ver con la Escuela Técnica de Petróleo y Gas, creada a fines de 2018. “Es una carrera que tiene tres años de duración y consta de seis módulos. La mayoría de los estudiantes son chicos de entre 18 y 20 años, que terminaron el colegio secundario. También hay estudiantes que ya trabajan en la industria pero que tienen otro tipo de labor, que quieren progresar dentro de la empresa y buscan un título técnico”, señala Bonfiglioli.
¿Cómo hicieron para mantener la cursada en medio de la pandemia?
—Fue un desafío importante para todos y que pudimos afrontar muy bien. Cuando se decretó el aislamiento social justo habíamos iniciado el cuatrimestre y pudimos reconvertir las clases de forma virtual, con los mismos horarios y los mismos profesores. Implementamos una plataforma mediante la cual los estudiantes pueden hacer consultas particulares a sus docentes y despejar las dudas que vayan surgiendo. En 2021 se recibe la primera camada y mientras cursan el último año tienen la posibilidad de ser becarios en empresas operadoras y de servicios. El IAPG tiene un Consejo Educativo que está integrado por gente de Recursos Humanos y de las áreas técnicas de las empresas. Por lo tanto, tienen un contacto directo con nuestros alumnos y a ellos se les abre una puerta muy grande para conseguir trabajo, ya que en el área técnica siempre hay demanda de empleo. ×
Hasta fin de mes, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) recibirá comentarios sobre la Resolución N°170 (ver en línea). La medida habilita la conexión de proyectos de energías renovables en líneas de tensión menores de 57,5 kV.
“La propuesta abre una oportunidad para la generación de energía eólica a nivel de usuarios industriales. Una planta de producción puede instalar un pequeño parque eólico con aerogeneradores de tamaño mediano, lo cual es muy común ver en otras latitudes”, opina al respecto Hemberth Suárez Lozano.
En diálogo con Energía Estratégica, el socio fundador de OGE Legal Services considera que esta resolución abre una puerta para “la masificación de nano aerogeneradores para poder ubicarlos en zonas de buen viento, como puede ser La Guajira o en la zona del Pacífico”. “Allí donde hay buena presencia de recurso eólico”, resume.
Por otra parte, el abogado especialista observa que “otro cambio positivo” tiene que ver con “la estandarización de las reglas operativas, dado que lo que se defina no podrá ser modificado a través de manuales por parte de los Operadores de Red”.
“Esto en la práctica no brinda uniformidad de criterios operativos porque en que cada área de distribución se cuenta con diferentes reglas operativas porque cada operador puede definirlas vía manual. El aspecto operativo es regional y con una estandarización se agiliza la conexión de nueva generación”, advierte.
Exigencias técnicas
Por otro lado, Suárez Lozano hace hincapié sobre aspectos técnicos de la CREG 170.
“Se advierte la necesidad de cumplir con límites en cuanto a corriente de corto circuito, especificaciones de puesta a tierra, deben contar con fuente estable y propia de energía, como servicio auxiliar. Esto se incrementa en la medida que la planta opte por participar en el despacho centralizado”, observa el socio fundador de OGE Legal Services.
Al tiempo que agrega: “otro aspecto a tener en cuenta es que la planta que se ajuste a lo señalado en esta norma puede tener otros ingresos provenientes de, por ejemplo, AGC, regulación de frecuencia, servicios complementarios”.
Inventive Power, una de las empresas líderes en tecnología de concentración solar para industrias, espera repuntar sus ventas en este último trimestre del año.
“Ha sido un año complicado. No obstante, prevemos cerrar esta temporada con más instalaciones vendidas que en el 2019”, aseguró Ángel Mejía, CEO y cofundador de Inventive Power.
Energía Estratégica consultó al empresario sobre los motivos de aquella reactivación del mercado que, como todos los sectores productivos, aún sigue recibiendo impactos del coronavirus como pandemia.
“Identificamos grandes oportunidades de cerrar ventas con empresas que han tenido utilidades en el año anterior, que no se han visto tan afectadas económicamente durante el primer semestre de este 2020 y que quieren reducir costos para seguir siendo competitivos”, respondió Mejía.
En estos momentos de crisis es muy importante reducir costos operacionales y distintos casos de éxito con esta tecnología demuestran que es viable tanto técnica como económicamente. Pero aún quedarían desafíos para que se apalanquen las soluciones solares térmicas para procesos industriales.
“Nuestro reto es que las empresas no deban invertir en un CAPEX sino que, con su mismo presupuesto de compra de combustible para la operación, puedan ser beneficiados con tecnología de calor solar para procesos industriales”, dijo el CEO de Inventive Power, quien está explorando nuevos modelos de negocios que se traduzcan en nuevas ventas.
A nivel financiero el escenario sería favorecedor. “Han bajado las tasas de interés en México; con lo cual, vemos una ventana de oportunidad para variedad de créditos (…) También, venimos hablando con distintos brazos financieros y la mayoría de ellos siguen abiertos para seguir apoyando este tipo de proyectos”, declaró Ángel Mejía a este medio.
Hoy, los potenciales beneficiarios que identificaría este empresario son empresas que estuvieron productivas durante el inicio de la pandemia, como pueden ser aquellas del sector de los alimentos y otros productos esenciales.
Según detalló el empresario, de cerrar nuevos contratos en lo que queda del año, Inventive Power podría lograr un 30% más de ventas que en 2019.
La proyección de crecimiento de 2021 sería más conservadora. “El año próximo, creo que podremos mantener los niveles de ventas y colocación de proyectos en el mercado como los que registramos en años anteriores”.
Pero, para años venideros, su estrategia iría un poco más allá del mercado mexicano. Este fabricante de colectores solares para calor en procesos industriales busca expandirse a otros países de la región.
“Estamos totalmente listos para hacer proyectos en cualquier lugar. Estamos focalizados en tener una expansión hacia Sudamérica. En específico, Chile es una gran alternativa”, confió el empresario.
“Para Enel, Chile siempre ha sido un laboratorio de innovación. Entre los proyectos que hemos desarrollado en este país están Diego de Almagro, la primera planta solar a gran escala del país, los primeros paneles fotovoltaicos bifaciales en La Silla, la puesta en servicio de Cerro Pabellón, la primera planta geotérmica de Sudamérica, el laboratorio de energía undimotriz en Las Cruces, y el sistema híbrido off-grid en Ollagüe. Ahora, también ha llegado el momento de desarrollar el potencial del hidrógeno verde».
La cita corresponde a James Lee Stancampiano, gerente general de Enel Green Power Chile (EGP Chile) y surge del anuncio que la compañía hizo el viernes pasado sobre el desarrollo de una planta piloto para la producción de hidrógeno verde a través de un electrolizador alimentado por energía eólica, en Cabo Negro, al norte de Punta Arenas, en la Región de Magallanes.
Del proyecto, denominado HIF, participarán AME y, posiblemente, ENAP, Siemens Energy y Porsche.
Actualmente la iniciativa está sujeta a la aprobación ambiental de las autoridades chilenas y a la finalización de su estructura financiera. Se estima que el emprendimiento podría contar con 300 MW.
Hay confianza en que el proyecto avance sin demasiados contratiempos e ingrese en operaciones durante el 2022. De alcanzarse este hito, se convertirá en la primera de este tipo en producir hidrógeno verde en Chile y el más grande de América Latina, agregó César Norton, presidente de HIF.
“Este hito es fruto de muchos años de trabajo y desarrollo científico que, sumado a las condiciones naturales de la Región de Magallanes, hacen que Chile pueda liderar una nueva era: producir combustibles amigables con el planeta”, destacó el ejecutivo.
Hidrógeno, un recurso más que estratégico
Por su parte, el ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, destacó este nuevo avance y volvió a resaltar la importancia de este energético como una de las estrategias de Chile.
“Gracias al hidrógeno verde tenemos una oportunidad histórica. Es una posibilidad real de desarrollar una nueva industria para nuestro país tan importante como es el cobre hoy”, subrayó.
“Podemos ser líderes mundiales en la producción y exportación de este nuevo energético –enfatizó el funcionario- y contribuir de esta manera al progreso de los chilenos y a la lucha contra el cambio climático”.
En esa línea, Jobet enumeró tres oportunidades comparativas con las que goza Chile: “nuestros bajos precios en energías renovables, nuestras ventajas competitivas en logística y nuestra estabilidad regulatoria”.
“Para montar esta nueva industria será necesario el trabajo colaborativo entre distintos actores: el Estado, la empresa privada, la ciencia; todos aportando creatividad, innovación y empujando para que esta industria sea transformacional para Chile», resaltó el ministro de Energía.
Este semestre, la Dirección Provincial de Energía de Corrientes (DPEC), el Concejo Profesional de la Ingeniería, Arquitectura y Agrimensura (CPIAyA), la Facultad de Ciencias Exactas y Naturales y Agrimensura, el Ente Provincial Regulador de la Electricidad (EPRE) y la Secretaría de Energía de la provincia de Corrientes, como autoridad de aplicación, acordaron las bases para la nueva reglamentación provincial para generación distribuida.
En conversación con Energía Estratégica, Arturo Busso, secretario de Energía de Corrientes, señaló que el espíritu fue adherir a la Ley nacional 27.424y regirse por su reglamentación y luego resolver cuestiones técnicas y operativas para una mejor implementación de esta alternativa de generación con energías renovables en la provincia.
«Tomamos un criterio general la reglamentación nacional. Será una linea de base para que el sector empiece a trabajar y no se dilaten los tiempos. En la marcha veremos si amerita sacar un decreto que modifique algunas particularidades», declaró el funcionario local.
Luis Vera, director de Desarrollo de Energías Renovables de la Secretaría de Energía de Corrientes, agregó que también se consideraron los aportes recibidos de talleres y mesas de trabajo multidisciplinarios para clarificar algunas cuestiones en la Resolución Nº 240, ahora en vigor.
Exclusivamente, aquella determina en su Anexo I: la Reglamentación de la Ley Nº 6503 sobre Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energía Renovable Integrada a la Red Eléctrica Pública.
En 5 artículos, el documento aborda temas relativos a la reserva de potencia, comunicación de los inversores, registro de instaladores fotovoltaicos y las tarifas de inyección para usuarios-generadores.
En detalle, estos son:
ARTICULO 1
Establecer que el usuario generador brinde a la autoridad competente del área eléctrica los datos mensuales de generación de energía renovable o, en caso de que los inversores cuenten con conectividad WiFi, el usuario deberá brindar el nombre y contraseña del inversor para obtener estos datos con fines estadísticos
ARTICULO 2
Establecer que si la solicitud de autorización de reserva de potencia del sistema a instalar por parte de un usuario generador fuera mayor que la que éste tenga contratada en su carácter de usuario consumidor, deberá solicitar un incremento de potencia contratada en los términos que establezca el REGLAMENTO GENERAL DE SUMINISTRO ELÉCTRICO de la prestadora del servicio eléctrico vigente al momento del inicio de la solicitud. Una vez que fuera autorizada tal potencia, el usuario se encuadrará en la categoría tarifaria que establezca el Régimen Tarifario vigente.
ARTICULO 3
El Concejo Profesional de la Ingeniería, Arquitectura y Agrimensura (CPIAyA) administrará dos tipos de registros para instaladores fotovoltaicos calificados según la potencia de la instalación que se tramite. Un registro para potencias menores a 20kW y otro para potencias mayores de 20 kW. El CPIAyA emitirá una encomienda de la tarea correspondiente al profesional o técnico registrado que la solicite.
ARTICULO 4
La Tarifa de Inyección para Usuarios-Generadores de las áreas de concesión de las distribuidoras de la provincia serán equivalentes al precio de compra de la energía eléctrica (precio estabilizado de la energía) por parte del distribuidor, incluida la tarifa de transporte en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) – Precio Estabilizado del Trasporte.
ARTICULO 5
El mecanismo Cesión de Créditos se regirá por lo previsto en el Capítulo 4. Esquema de Facturación y Créditos del Anexo de la Resolución 314/2018 de Implementación de la Ley Nº 27.424.
Si bien en la reglamentación detallada en la Resolución Nº 240 no se explicitan beneficios promocionales, Ley provincial 6428 ya contemplaba la creación de un Fondo Fiduciario de incentivo para la generación distribuida con energías renovables. Su modificatoria, la Ley provincial 6503 no eliminó aquella posibilidad con lo cual estaría vigente; sin embargo, aún no se implementa.
Lo que sí se pueden empezar a percibir las empresas que instalen este tipo de sistemas de generación distribuida, según precisaron autoridades provinciales, es la exención de impuesto a los sellos e ingresos brutos contempladas en la legislación provincial antes mencionada, además de los beneficios promocionales que promete en la Ley nacional 27.424.
A comienzos de este año, en una charla en la escuela de políticas públicas de la Universidad de Duke en Estados Unidos, Jason Mark, CEO de la Energy Foundation hizo una afirmación tajante que me llamó mucho la atención, porque afecta las bases de lo que yo he creído durante décadas. Dijo que estaba perimida la idea de que uno iba a poder influir en las buenas políticas públicas con informes o estudios -aunque estén basados en las mejores fuentes o evidencia- que aportan al diseño y la toma de decisiones de política, y que ellos hace rato que habían abandonado eso.
En cambio, sostenía que el camino adecuado era promover ambientes (que el definía de desarrollo de “mercados” en términos muy generales) a través de proyectos o actividades desde los que luego surja una demanda espontanea por políticas que regulen y estimulen esas actividades o mercados. Esto luego iba a promover un mayor desarrollo de esas actividades o mercados, lo cual llevaba a más demanda por políticas, y así sucesivamente.
Hacer esto, sostenía Mark, es mucho más consistente y efectivo con la teoría del cambio estructural que tengamos en la cabeza, porque se va a mover a una velocidad mucho mayor que querer llegar con un informe que uno espera que por arte de magia provoque un cambio de política en la dirección correcta.
El problema que Mark y la Energy Foundation buscan es uno muy puntual y está muy bien definido: es el cambio hacia energía limpia y barata, en lo que hoy conocemos como la transición energética o eléctrica (Hansen y Percebois, 2020).
La Energy Foundation nació hace casi dos décadas cuando un grupo de las principales fundaciones de Estados Unidos, como Rockefeller o MacArthur, decidieron que no tenía sentido duplicarse entre ellos con programas de energía y que convenía consolidar los recursos en una sola fundación con mandato y objetivos claros. Hoy la Energy Foundation maneja un tercio de los recursos de donaciones y proyectos de Estados Unidos con un presupuesto de 300 millones de dólares anuales que se asignan a cientos de iniciativas y proyectos que cruzan toda la economía real, desde criaderos de cerdos hasta sectores informáticos sofisticados.
Existen, al menos, dos aspectos centrales de las afirmaciones de Mark que son llamativas y que se aplican a cualquier forma o problema de política pública. La primera es la distinción entre la oferta y la demanda de buenas políticas públicas. Lo que Mark afirma es que actuar por el lado de la oferta (como hacen los estudios o informes que se entregan en mano a los presidentes, ministros o funcionarios) nunca va a ser tan efectivo como trabajar por el lado de la demanda.
La demanda de políticas públicas, en cambio, surge de un amplio espectro de agentes e instituciones económicas y políticas que le reclaman a la política pública que se perfeccione en un sentido definido. Tiene un sustento en bases reales que le dan un contenido de economía política muy diferente al que proviene de cambios o avances que operan por el lado de la oferta.
La segunda afirmación de Mark es la insistente referencia a que este proceso se materialice a través de la creación y ensanchamiento de “mercados” que se vinculan con la política buscada, en su caso es obvio que se trata del mercado de energía limpia renovable. Ambas afirmaciones están relacionadas y son indicativas de la particular calidad institucional de una economía como la de EEUU, porque apelan a la idea de descentralización participativa y utilización de mecanismos de mercado para sentar las bases sobre las que se va a mover la política pública. La generalización puede ser debatible, mirando el caso estadounidense, dado que desde hace un tiempo allí existe un choque o colisión entre lo que la “oferta” de políticas quiere (o no quiere) por un lado y lo que la “demanda” reclama por el otro.
Lo de Mark y la Energy Foundation, de ir por el lado de la demanda descentralizada y los mercados para apuntalar políticas de energía limpia, si es que era efectiva al comienzo se volvió necesaria o imprescindible desde Trump. Es decir, vas por el lado de la demanda porque es el único camino que te queda. Dadas las restricciones políticas es posible trabajar “de abajo hacia arriba” a nivel estadual o municipal en donde es más fácil crear o desarrollar los mercados que van a demandar buenas políticas. O sea que la economía política marca el camino, como era de esperar.
Bajando todavía más, a nuestro contexto, las dos afirmaciones de ir por “la demanda y los mercados” en vez de ir por la oferta es todavía más discutible. En economías en donde la organización de las instituciones de mercado y el “compacto” regulatorio (instituciones, políticas e instrumentos) no ha sido bien definido, y en donde además prima la inestabilidad macro, tanto la oferta como la demanda de buenas políticas se vuelven inestables u obedecen a estrategias cortoplacistas y de supervivencia.
En ausencia de un marco organizativo estable que guie hacia dónde vamos en el mediano plazo, la elección de oferta versus demanda se tiene que sesgar hacia la primera, porque es la oferta de buena política la única que puede proveer un marco organizativo de referencia. Aquí renace con fuerza la necesidad de tener un blueprint basado en algo sólido y consistente, y el informe/estudio que Mark subestima se transforma en algo esencial.
La demanda, por su parte, no sólo no puede actuar por la vía de la creación de mercados que reclamen buenas políticas, porque no hay marco de referencia, sino que se va a sesgar mal hacia la búsqueda de transferencias o subsidios, en un juego de actividades de influencia y presión que sabemos que tiene atrás una economía política muy compleja y mucha ineficiencia.
Este problema de oferta y demanda de buena política energética es el que viene afectando al sector energético argentino desde hace por lo menos 3 décadas.
En los 90s, con los grandes cambios que se implementaron para organizar mercados, no se pudo plasmar una política energética que anticipara o previniera los desafíos o insostenibilidades latentes y se cayó en el error de confundir política energética con entes reguladores.
En los 2000s no se entendió que la economía energética no puede aislarse de los mercados internacionales y de una gramática de precios relativamente libre de subsidios, y demasiado intervencionismo hizo colapsar el balance energético con consecuencias macro desastrosas.
Los errores del período de Macri y Cambiemos en energía fueron imperdonables si se tiene en cuenta que estaba fresca la tinta del libro del grupo de ex secretarios que reclamaba armar una política de Estado. Se partió, en ausencia de un blueprint de mediano plazo que redefine el rol y contorno de los mercados, de un diagnóstico parcial erróneo de que los subsidios eran solo una “patología” de bajos precios que pagaba la demanda, sin una doctrina de control de costos que se asistiera en subastas de mercado de gas y en el rediseño del mercado eléctrico mayorista. El resultado fue, como era obvio, un tremendo rechazo social a transferencias de ingresos bruscas, por más que se cerraran brechas fiscales, que era lógico que había que cubrir (véase Navajas, 2019). Sólo al final de la gestión se entendió, demasiado tarde debido a la crisis macro, de hacer subastas de gas y solicitar un informe de reforma del mercado eléctrico mayorista.
Lo único significativo a lo largo de la última década fue la irrupción de un atisbo de política de Estado frente a Vaca Muerta, que ya está cruzando a tres administraciones que reconocen y validan -a su modo- la estrategia. Vaca Muerta es, en el esquema propuesto por Jason Mark, un ejemplo de oferta y demanda conjunta de política de cambio estructural, porque tiene los “informes” de un lado y las fuerzas vivas y la economía política del otro, con los grupos empresarios y el Estado -con YPF- en el medio. Pero no nos confundamos. Vaca Muerta no puede ser la política energética de largo plazo de la Argentina, sino un puente hacia un cambio estructural diferente.
El lado de la oferta de política energética va a estar fallando sino se le hacen correcciones al “informe”/”visión” en que se basa Vaca Muerta, con un enfoque de largo plazo consistente con la transición energética/eléctrica. Sin ninguna duda: Mark caería desmayado y un mandato como el de la Energy Foundation no financiaría a las muchas pymes innovadoras que se asocian a Vaca Muerta, como sí lo haría con la energía renovable. Después del 3 de noviembre vamos a ver si esto se traslada o no a otro nivel, también hostil, en el ámbito de organismos y compromisos internacionales
¿Y ahora, donde estamos parados? ¿Cuál es el estado de la oferta y la demanda de buena política energética en este momento?
La administración de Alberto Fernández entró con el pie izquierdo en la política energética argentina que además se complicó por la pandemia y ahora cayó en una trampa de difícil salida. El pie izquierdo inicial lo constituye el haber comprado, casi en forma dialéctica, el mismo argumento del gobierno de Macri pero al revés: ahora el diagnóstico es que antes tuvimos una “patología” de precios demasiado altos (en vez de bajos) de la demanda, sin tampoco haber pensado en una doctrina de costos sostenible y no basada en extraer rentas o intervenir contratos preexistentes.
De hecho, los costos escalan porque no se activaron mecanismos de mercado que ayuden a bajar costos, hay presiones sectoriales y políticas para sostener precios internos por encima de precios de frontera y, por si eso fuera poco, cayó un shock financiero a la salida del acuerdo de la deuda soberana en Nueva York, es decir al revés de lo lógico de esperar.
Si el pie izquierdo es todo lo anterior, la trampa a la salida de este laberinto es la compleja situación macro en las dos vertientes que pueden ser letales para la sostenibilidad y los subsidios que son el tipo de cambio y el costo del capital (véase Navajas, 2015). El supuesto del presupuesto 2021 respecto al ajuste implícito de tarifas puede zozobrar y llevar a una intervención mayor en los mercados energéticos no respetando contratos preexistentes, en particular en el sector eléctrico. Sin un blueprint amplio y abarcativo de todos los rincones del sector energético y que piense hacia dónde vamos va a ser difícil pensar en una buena política energética.
* Economista Jefe de FIEL; Vicepresidente de la Academia Nacional de Ciencias Económicas; Profesor de la UBA y la UNLP.
Referencias
Hansen J.P. y J. Percebois (2020), Transicion(es) eléctrica(s). Lo que Europa y los mercados no supieron contarte. (Traducción de G. Rabinobich). Buenos Aires: Editorial Biblos
Navajas F. (2015), “Subsidios a la energía, devaluación y precios”, en . Berlinski y O. Chisari (eds.) Un siglo de la Academia Nacional de Ciencias Económicas, Buenos Aires: EDICON, Documento de Trabajo de FIEL N°122, Abril , http://www.fiel.org/publicaciones/Documentos/DOC_TRAB_1431636145020.pdf
Ex Secretarios de Energía (2015), Consensos energéticos 2015. La política para salir de la crisis energética. Buenos Aires: Editorial Instituto Argentino de la Energía Gral Mosconi.
Oriundo de Santa Fe, Jorge Castillo salió del Servicio Militar con su juventud bajo el brazo y no tardó en comprobar que en la industria de esa provincia sería difícil hacerse un lugar. Entonces, su tío, que era jefe de equipo de Perforación de YPF en la Cuenca del Golfo, lo invitó a probar suerte en el sur. Jorge comenzó hace 42 años en una empresa del Grupo Pérez Companc ocupando el puesto de boca de pozo y luego fue creciendo hasta que hace cinco años asumió como director de Operaciones en DLS, la contratista de servicios de equipos torre más importante de la zona. La empresa ofrece servicios que abarcan el ciclo de vida completo de los pozos, desde la construcción hasta su desmantelamiento. «Desde el momento en que entré como director, me tocaron todas las crisis», cuenta con esa media sonrisa de los que sortearon más de un obstáculo en la vida. El concepto de resiliencia proviene del mundo energético y se refiere a la magnitud que cuantifica la energía que absorbe un material al momento de ser deformado. Y, en psicología, la resiliencia es la capacidad de recuperarse frente a la adversidad para seguir proyectando a futuro. Imperioso conocedor de los procesos en el campo, Castillo es un ejemplo de resiliencia individual en el contexto más amplio de la resiliencia geográfica, colectiva y organizacional que caracteriza al Golfo San Jorge. En diálogo con TRAMA, conversó sobre el impacto de la pandemia, el esquema de rotación de personal que negociaron con los gremios y la incorporación de nuevas tecnologías para lograr una mayor eficiencia.
Jorge Castillo
¿Cómo sufrió la empresa el impacto de la pandemia cuando el Gobierno decretó el aislamiento obligatorio el 19 de marzo?
—Arrancamos un 2020 muy bueno, en continuidad con la actividad de 2019. En marzo teníamos en funcionamiento 6 equipos de perforación, 16 de workover y 17 de pulling. Cuando se dispuso el aislamiento, la operación siguió en marcha durante una semana y luego solo quedaron trabajando 13 equipos de pulling en Chubut por la operadora Pan American Energy (PAE). Tenemos una división de medicina laboral y una de seguridad industrial, y en conjunto con el Ministerio de Salud de la Provincia empezamos a recibir las primeras alertas por los protocolos que debíamos aplicar para preservar a la gente y continuar con la operación. Comenzamos a operar únicamente con la gente de los equipos de pulling. Nos encontramos ante una situación desconocida y la organización no fue sencilla, sobre todo los primeros 15 días, cuando surgían cambios y novedades permanentemente. Fuimos aplicando los protocolos de acuerdo con las exigencias de la provincia de Chubut y de las operadoras.
¿Cuáles fueron las primeras medidas que debieron tomar?
—Lo primero que tuvimos que hacer fue utilizar doble camioneta para transportar a los trabajadores. Los turnos de pulling están integrados por seis personas como máximo que viajan todos los días cada 12 horas. Dado que no podíamos tener una ocupación superior a un 60% dentro de los vehículos, negociamos con la operadora el uso de dos camionetas. Y esto implicó un incremento de costos, pero también una nueva forma de llevar adelante la operación garantizando la seguridad. Además, compramos los elementos de medición de temperatura y prevención e higiene, como alcohol en gel y barbijos. Determinamos que ninguna persona suba al campo sin que el personal de medicina laboral revise previamente todas las condiciones sanitarias correspondientes.
¿Recurrieron al armado de un equipo ad-hoc o un comité para afrontar la situación?
—Dentro de la compañía tenemos un comité de respuesta ante emergencias que vamos adaptando de acuerdo con diversas cuestiones de seguridad. DLS es una compañía que lleva adelante una actividad de alto riesgo porque trabajamos con equipos torre. Por lo tanto, el comité ya estaba preparado para determinar la aplicación de protocolos como los que nos permitieron seguir operando durante la pandemia.
Como director de Operaciones, se mueve en la delgada línea que se juega entre el requisito fundamental de brindar seguridad a los trabajadores y la necesidad de reducir la cantidad de operarios para limitar la expansión de posibles contagios. ¿Qué decisiones tomaron al respecto?
—La reducción de personal la pudimos aplicar en las bases operativas de Valle Hermoso y Pico Truncado. Allí, los tres primeros meses trabajamos cual situación de emergencia absoluta convocando únicamente a las personas específicas para cada tarea. En el campo, en los equipos torre están designadas las funciones y cada uno tiene un puesto determinado. Hay un encargado de turno, un maquinista, un enganchador, un boca de pozo y un mecánico. Ahí no pudimos recortar personal, porque si falta un operario en la estructura se compromete toda la operación. Lo que sí pudimos reducir son las visitas gerenciales y de diferentes sectores de la compañía a las unidades operativas. Los tres primeros meses eso se minimizó.
¿Qué tipo de plan utilizaron para apaciguar el impacto de la crisis?
—Primero negociamos con nuestros clientes, que son el motor de nuestra compañía. Si no tenemos clientes, no tenemos a quién brindarle el servicio. Primero negociamos con ellos y luego con los gremios, por la desocupación de la gente ante la baja de la actividad.
¿Cómo implementaron el esquema de rotación de personal que los gremios solicitaron para que todos los trabajadores pudieran tener una asignación de tarea?
—Aplicamos un sistema de rotación para ocupar, al menos, el 50% de la gente que se quedó sin actividad. Eso tiene algunas aristas. Teniendo en cuenta que lo que paró con más fuerza fue la actividad de perforación, armamos un plan de capacitación y entrenamiento para que ese 50% de las personas pudieran distribuirse en la operación de workover y pulling. Todo esto lleva un tiempo de adaptación y entrenamiento necesario para efectuar el régimen de rotación previsto de la manera adecuada. En la actualidad tenemos siete equipos con personal en rotación y la idea es tener 13 ó 15 para minimizar el impacto en la gente desocupada.
Luego de seis meses de aislamiento, ¿cómo evalúa la performance y el desafío que asumió DLS de cara a una normalidad transversalmente afectada?
—Tuvimos dos grandes problemas. Contábamos con un plan para este año, no visionábamos complicaciones y veníamos cumpliendo los objetivos y los presupuestos. Cuando cayó la actividad y bajó el precio del crudo a nivel mundial, por supuesto, todo cambió. La actividad de perforación cayó un 60% y la de pulling, un 20%. En cuanto a workover, recién ahora estamos completando la actividad en un 90%. Todavía no pudimos levantar los equipos de determinados clientes. Recientemente empezamos a poner en marcha los equipos de YPF. Hubo que reestructurar todo el negocio que teníamos pronosticado para este año, reajustar los presupuestos y ser muy creativos para armar los planes que estamos llevando adelante con análisis de costos, negociaciones con los gremios, nuestros clientes y nuestros proveedores.
También tuvieron que trasladar los pedidos de las operadoras (mayor productividad y eficiencia, reducción de costos) a sus propios proveedores.
—Exactamente. En este sentido, el contexto de devaluación y la situación económica en general hacen difícil la negociación con cualquier proveedor porque ellos –por una cuestión lógica– tienden a minimizar las pérdidas. Se trata de una negociación compleja que maneja la gente del sector de Supply-Chain.
Con un precio del petróleo de u$s 45, los márgenes del negocio de perforación se redujeron y hay que ser eficientes en la reparación de pozos. ¿Cómo se apuntaló DLS en esas áreas?
—Estamos buscando todas las alternativas de mejora y haciendo planes de acción para mejorar la performance, mover las cañerías más rápido y transportar todo lo necesario a mayor velocidad. Con la ayuda del cliente, y prestando especial atención a las alternativas de nuevas herramientas podemos aprovechar mejor la hora para ser más eficientes.
A lo largo de los años mejoraron los indicadores de performance; sin embargo, debido a los contextos volátiles, siempre existe una demanda respecto de la transformación y el perfeccionamiento. ¿Cree que hay campo fértil para seguir pensando cómo ser más eficientes?
—Siempre hay oportunidad de mejora. Pero es una tarea que tiene tres patas: operadoras, contratistas y gremios. Si las tres patas no se pueden ensamblar con el fin de alcanzar un objetivo común, es complicado. Hoy hay entendimiento y estamos tratando de volcar eso en la acción. Hay que aplicar diversos criterios y nueva tecnología.
¿Incorporaron alguna tecnología en los últimos años que ahora les está agregando valor?
—Sí, y fue un cambio rotundo en DLS. Hasta 2017 perforábamos con equipos electromecánicos y a partir de ese año pasamos a trabajar con equipos automáticos. Como consecuencia, en dos años mejoramos la performance en un altísimo porcentaje. De 1,5 pozos por mes pasamos a trabajar el doble. Con workover y pulling el cambio no es lineal, porque no hay en el mundo tecnología tan avanzada como sí la hay en perforación.
En lo que respecta al trabajo remoto en superficie que se está llevando a cabo a través de home office, ¿piensa que la infraestructura de la cuenca y el soporte que brinda Buenos Aires en términos de interacción están a la altura?
—Sí. Además, DLS está muy preparada. Diría que tenemos el sistema informático más avanzado de todas las compañías de equipos torre. Todos los equipos tienen buena conexión a Internet. En el caso de las personas que hacen home office, adaptamos sus computadoras y cargamos los programas para que puedan trabajar desde su casa.
¿Cuál es la fuerza del Golfo San Jorge a pesar de no estar en la gran agenda?
—En la Cuenca del Golfo siempre se perforó mucho. Sin embargo, debido a la magnitud de la baja del precio del crudo y la aparición de Vaca Muerta, tenemos claro que en la Cuenca del Golfo el foco está en el mantenimiento y la perforación será la justa para mantener la producción.
¿Cree que lo peor de la crisis ya pasó?
—Creo que estamos en el medio de la crisis. En la compañía, precisamente, tenemos un equipo de pulling parado hace dos semanas por una situación de contagio. Y la persona que se contagió era asintomática. Por lo tanto, yo me mantengo cauto. Y me parece que van a pasar un par de meses para poder decir que salimos relativamente airosos de esto. ×
Silvina García, jefa de Recursos Humanos de DLS Argentina
«El sistema home office llegó para quedarse»
Silvina García, jefa de Recursos Humanos y Relaciones Laborales en DLS Argentina, analiza los cambios que se han venido produciendo en la organización del trabajo a partir de la incorporación de tecnología, proceso que se aceleró debido a la pandemia. Uno de los desarrollos clave fue la creación de una plataforma de entrenamiento que la empresa realizó en conjunto con la Facultad de Ingeniería de la Universidad Austral. «Es una herramienta para poder entrenar a nuestra gente en un ámbito seguro en este tipo de industrias tan riesgosas y tan complejas. Trabajamos dos años y finalmente en marzo pudimos poner en marcha esta plataforma de entrenamiento. Antes, el operario tenía que poner el cuerpo en el campo y ese era todo el aprendizaje», destaca García.
Silvina García, jefa de Recursos Humanos de DLS Argentina
¿Es un software que simula el manejo de los equipos?
—Exactamente. Es un simulador de la máquina que opera el equipo. La duración del programa de capacitación es de cuatro días y está dirigido por jubilados de la industria que sumamos a este proyecto para desempeñarse como instructores. Primero se asiste a la clase teórica y luego, a través del simulador, se pone en práctica lo aprendido. El instructor genera diferentes escenas y situaciones de riesgo que la persona que está en entrenamiento debe resolver. Ganamos un premio del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) por este desarrollo de recursos humanos y fue muy gratificante. Además, tenemos un campus virtual con gran cantidad de cursos optativos para que quienes quieran desarrollarse puedan hacerlo y hay cursos obligatorios que están dentro de la matriz.
¿En qué lugar están en materia de incorporación de tecnología?
—Hace dos años que estamos en una carrera permanente por digitalizar todos los procesos. Por ejemplo, los recibos de sueldo. Antes venían 2.000 personas todos los meses a retirar los haberes y había mucha gente atendiendo por ventanilla y archivando papeles. Entonces, para aquellas empresas que tienen gran cantidad de personal como DLS, las plataformas digitales ayudan muchísimo. Hemos avanzado significativamente. En la actualidad estamos reconvirtiendo toda la tecnología aplicada principalmente a las operaciones de workover y pulling. El fin es mantener un crecimiento permanente en materia tecnológica. Y la digitalización de todos los procesos conduce a la optimización productiva. La pandemia de coronavirus forzó la implementación de estrictos protocolos de seguridad para los trabajadores de los campos petroleros y el home office para el personal administrativo. «La experiencia de home office fue muy buena. El trabajo hacia la digitalización de los procesos que veníamos desarrollando nos preparó, de una forma casi visionaria. Comenzamos a prepararnos sin sospechar tamaña pandemia y cuando llegó el momento todos los empleados tenían instalado el Skype empresarial que, hasta marzo, se utilizaba para chatear entre los distintos departamentos. Y ante el decreto de aislamiento pudimos continuar trabajando con esa herramienta sin ningún problema», remarca García. «El sistema home office llegó para quedarse. Porque si bien nos descubrimos trabajando mucho más desde casa, también aprovechamos más el tiempo muerto. El poder de administración del tiempo fue un factor que reconfortó a la gente. Algunas actividades las realizamos de manera presencial. Vamos a la oficina para reuniones específicas que requieren la presencialidad. Puntualmente en Recursos Humanos armamos dos equipos para estar preparados ante cualquier contagio que inhabilite el área.
En los últimos años se ha puesto el foco a nivel global en las políticas de inclusión y diversidad dentro de las organizaciones empresariales. ¿Cuáles deberían ser los lineamientos principales para avanzar en esa dirección?
—Considero muy importante desarrollar programas de incentivo profesional dirigidos a las mujeres, para orientarlas y entusiasmarlas a elegir carreras relacionadas con la industria, comúnmente asociada con los hombres. Creo que ese es el gran desafío, y uno de los principales caminos para enriquecer las empresas petroleras con diversidad de género.
Aunque la petrolera es una industria predominantemente masculina, se han empezado a observar emergentes femeninos que ejercen el liderazgo. ¿Cuál es su propia experiencia en ese aspecto?
—Mi experiencia ha sido y es muy positiva, si bien considero que sería muy enriquecedor contar con mayor diversidad de género en el ámbito laboral, el hecho que sea una industria principalmente administrada por hombres nunca constituyó un obstáculo para ejercer mi rol de Líder dentro de la organización.
En ningún momento sentí que el hecho de ser mujer fuera un impedimento para ingresar y crecer en la empresa, a la que ingresé en base a mis competencias y a mi experiencia como profesional dentro de la industria. La educación y el desarrollo profesional son los factores fundamentales, tanto para los hombres como para las mujeres.
En sus 31 años de vida, Petrominera Sociedad del Estado ha desarrollado una serie de unidades de negocio tendientes a ocupar el rol que como empresa pública le compete: llegar a aquellos lugares de la provincia que resultan poco atractivos para el capital privado. Así, la compañía no solo explota en UTE con otras petroleras un conjunto de áreas de la Cuenca del Golfo San Jorge, sino que también ha desarrollado una red de estaciones de servicio en 14 puntos de la provincia de Chubut, y un sistema de distribución y venta de gas licuado que llevó a que hoy cubra el 35% del mercado. José Luis Esperón es desde 2016 el gerente general de Petrominera y, en medio de la difícil situación que atraviesa la industria por efecto de la pandemia, confía en el aporte que puede dar la compañía para superar la actual crisis.
José Luis Esperón, gerente general de Petrominera
¿Cómo afectó la caída de la actividad a las distintas unidades de negocios que tiene la empresa?
—Petrominera cuenta con una red de estaciones de servicio en el interior de la provincia que se vio muy golpeada por la falta de circulación. Nuestras estaciones están alejadas de los grandes centros urbanos y la pandemia nos ha golpeado muy fuerte, con caídas del 50% ó 60% en las ventas. Nuestro gran cliente es el campo y esperemos que se pueda recuperar. Tuvimos uno de los inviernos más crudos de los últimos años y eso también afectó. Lo que sí creció llamativamente fue la venta de gas envasado. Hace un año y medio iniciamos un proyecto de ser distribuidores de este producto en toda la provincia y hemos notado mes a mes un incremento en las ventas.
¿Qué factor influyó para que se produjera ese incremento?
—Nosotros empezamos a trabajar en lo que es la meseta de Chubut y en la cordillera. Lo que notamos en esas dos zonas es un reemplazo de la leña ante la posibilidad de tener gas envasado en garrafas o cilindros. Hubo un fuerte cambio de matriz en los pequeños poblados. La gente fue reemplazando la leña por el gas envasado, fue vital el hecho de tener constancia en el abastecimiento. Ese fue un esfuerzo que inició la empresa y resultó determinante el rol que jugó YPF GAS, con quien establecimos un convenio como socio en la venta de combustible. Hoy estamos cubriendo el 35% del gas licuado en la provincia, en tan solo en un año y medio.
¿El plan estratégico de Petrominera es apostar al gas?
—Exactamente. Nosotros vemos que va a haber un escenario de gas barato en los próximos 50 años, a partir de Vaca Muerta y el Proyecto Fénix en Tierra del Fuego. Vemos que en la agenda de la transición energética, hasta que las renovables logren instalarse definitivamente en el escenario, el gas todavía tiene mucho por desarrollar. A tal fin, nos hemos trazado un Plan Quinquenal. Nuestra idea es ir hacia estaciones de GNC y aprovechar el gran mercado internacional que se presenta. En todo Chubut hay apenas una estación de GNC en Comodoro Rivadavia, que está subutilizada, y otra en Trelew. En toda la zona cordillerana y en la meseta de la provincia no hay una sola estación de GNC, existe una gran carencia en ese aspecto. Entendemos que ahí tiene que jugar el rol de una empresa estatal para cubrir esa demanda. Y después está la apuesta al mercado internacional. En el caso de China, por ejemplo, tiene 300.000 camiones circulando con GNC. En cinco años queremos estar en ese mercado.
Con respecto a las estaciones de GNC, este año tenían previsto instalar tres nuevas. ¿Pudieron hacerlo?
—Este año vamos a poder inaugurar una sola estación. Lamentablemente nos golpeó muy fuerte la pandemia. Sobre todo la primera mitad del año, que fue crítica. En diciembre vamos a estar terminando la estación en Ricardo Rojas. La idea era, además de esa, instalar una en El Maitén y otra en Río Senguer. Esas dos estaciones están demoradas, fundamentalmente ya que no se podía trabajar por los protocolos de la pandemia. La estación de Ricardo Rojas tendría que haber estado inaugurada el 8 de julio, pero tuvimos que parar las obras el 20 de marzo. Ahora la hemos reactivado y esperemos poder inaugurarla en diciembre. Es una localidad pequeña, en donde la gente para cargar combustible tiene que hacer 76 kilómetros de ida y volver con el tanque lleno a su pueblo. Está a 50 kilómetros de la frontera con Chile. Lo que buscamos son puntos estratégicos, donde las poblaciones que están alejadas no estén tan aisladas de los centros de abastecimiento. En el caso de Río Senguer, hay 90 kilómetros hasta Río Mayo para poder cargar combustible y es por eso que pretendemos instalar ahí una estación.
También vienen desarrollando un proyecto vinculado a la utilización de biomasa como fuente de energía. ¿En qué etapa se encuentra?
—Arrancamos con ese proyecto hace dos años. Nuestras estaciones de servicio están en zonas muy frías y sufren graves insuficiencia de suministro eléctrico. Iniciamos entonces un proceso de reconversión de las calderas eléctricas por estufas a pellets para calefacción y actualmente todas las estaciones están calefaccionadas de ese modo. En paralelo, empezamos a comercializar en todo el interior provincial este tipo de calefacción a través de nuestras estaciones de servicio. Y ahora estamos incursionando en la producción de pellets. Iniciamos con una planta experimental en la localidad de El Triana, a 7 kilómetros de la frontera con Chile. Es una experiencia piloto y la idea es desarrollar una planta de mayor envergadura en la localidad de Trevelin, con niveles de producción que nos permitan tener excedentes para exportar.
La situación de los yacimientos
Petrominera comparte actualmente cuatro UTEs de producción y otras cuatro de exploración con operadoras como YPF, PAE, Tecpetrol y Capex. La fuerte caída de la demanda obligó a modificar los planes de inversión y producción previstos en estos yacimientos. En un contexto que aún sigue siendo muy adverso, Esperón destaca que las empresas socias pudieron amortiguar los efectos negativos que produjo la pandemia. «Mayo fue el momento más crítico que vivimos en relación con el valor del crudo. Notamos que se ha empezado a reactivar lentamente la actividad, por lo menos en lo relacionado con con el pulling y el workover. Se está empezando a perforar en Bella Vista, Pampa del Castillo y Anticlinal Funes. En otras áreas hemos pasado para el año próximo lo que tiene que ver con los programas de perforación. Es un fenómeno que tendremos que ir analizando con cuidado, tratar de preservar lo que es el empleo para la paz social de la zona. En este sentido, los gremios han jugado un rol determinante para que la actividad pueda cumplir con los protocolos. Es algo bastante complejo para las empresas y se ha hecho muy bien», afirma el directivo.
En junio culminó la operación transitoria que desde hace un año venía llevando a cabo la operadora Roche en Cerro Negro, un área que pertenece a Petrominera. Desde entonces, el yacimiento dejó de operar porque en las actuales circunstancias a ninguna compañía la resulta redituable. Desde la empresa provincial han decidido esperar que aclare un poco el panorama antes de lanzar una nueva licitación. «En febrero teníamos listo el pliego de la licitación y ese mismo mes se produjo la famosa crisis entre los árabes y Rusia que llevó a una caída de u$s 20 en el precio del crudo. Paramos momentáneamente el proceso para ver cómo se resolvía esa cuestión y en marzo nos agarró la pandemia. En este momento estamos definiendo si el escenario está listo para una licitación con plazo definitivo, de 25 años más diez, como define nuestra ley, o si hacemos una nueva operación transitoria. Pero con este panorama, en el que el precio del crudo muestra constantes vaivenes y donde la demanda todavía sigue deprimida, no tiene mucho sentido lanzar una licitación ya mismo», asegura Esperón.
¿Hay alguna otra área en manos de Petrominera que esté pendiente de licitación?
—Estamos viendo qué vamos a hacer con el área de Colhué Huapi, que tenía Petroquímica y que decidió devolvérsela a la provincia, porque se hizo una inversión importante en esa área. Se hicieron 12 perforaciones y vemos que puede haber alguna salida. Pero para todo esto hablamos de marzo en adelante. Con esta inestabilidad no hay claridad de negocios.
Muchos especialistas del sector consideran que la recuperación de la actividad se va a dar antes en el Golfo San Jorge que en la Cuenca Neuquina. ¿Coincide con ese diagnóstico?
—Sí, totalmente. Un pozo acá vale entre u$s 2 y 3 millones y en la Cuenca Neuquina estamos hablando de valores de entre u$s 6 y 10 millones. Lo que pasa es que el gran motor de la industria petrolera de los próximos años va a ser Vaca Muerta. Eso no lo podemos menospreciar. Lo que tiene nuestra cuenca es que trabajando con terciaria todavía tiene mucho para dar. Tenemos interés de montar, junto con las empresas locales, un laboratorio de polímeros con la intención de formar recursos humanos para que las operadoras tengan a disposición. Se está trabajando con la Agencia Comodoro Conocimiento y la Universidad local para la realización de este laboratorio. Lo que más falta en esta región son recursos humanos. Creemos que con los polímeros, en terciaria hay cien años más de petróleo en esta cuenca. Es fundamental para la provincia incrementar los volúmenes de producción. En los yacimientos que están con muy baja producción y muy altos volúmenes de agua debemos ir hacia un esquema de bajas de regalías, como prevé la ley, y dinamizar esos pozos que hoy están parados porque los costos hacen que no cierre la ecuación para producir. ×
