En el día de ayer falleció Carlos Lambré, quién fue desde junio de 2010 secretario Ejecutivo de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI). También se desempeñó como subsecretario de Fiscalización y Control del Ministerio de Hidrocarburos y Minería de Chubut entre marzo de 2018 y marzo de 2020. Desde hace algunos meses luchaba contra una enfermedad. Fue ingeniero en petróleo recibido en la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco.

Lambré se desarrolló durante años en el sector privado y en el público hirocarubrífero. Asesoró a municipios petroleros como Comodoro Rivadavia. A partir de su trabajo cotidiano y permanente, fue un profesional reconocido por toda la industria petrolera. Desde su rol, siempre trabajó para llevar adelante la agenda de las provincias productoras de hidrocarburos y coordinar las diversas necesidades para desarrollar el sector de la mejor manera posible.

El ministro de Hidrocarburos de Chubut, Martín Cerdá, provincia que tiene la presidencia de la OFEPHi, remarcó: “hoy se fue una excelente persona, profesional y compañero de trabajo. Reconocido por todo el ámbito de la industria del petróleo y del gas. Generó su conocimiento y profesionalismo en la actividad privada donde se ganó el respeto de la industria. Para luego dejar ese legado en la actividad pública como lo hizo hasta el día de ayer en el Ministerio de Hidrocarburos aportando su experiencia y conocimiento para buscar siempre lo mejor para la provincia”. Además, Cerdá agregó: “su aporte fue de gran importancia para el Ministerio y para la provincia. Su gran humildad para transmitir su conocimiento se destacaba. Quienes tuvimos la oportunidad de trabajar con él estamos profundamente agradecidos por haberlo tenido al lado nuestro. Hasta siempre Carlos”.

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Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), la principal productora de cemento de la región patagónica, cumplirá 100 años en 2021. Con el paso del tiempo, la firma se convirtió en una de las pocas empresas locales con incursión en una vasta multiplicidad de negocios: exploración y explotación de yacimientos de hidrocarburos en la Argentina y el exterior, operación de parques eólicos y fabricación de cementos.

«Persevera y triunfarás» bien podría ser el lema de PCR porque, como señaló el actual director de Operaciones, Martín Brandi, «sostener el rumbo en el largo plazo tiene sentido». En diálogo con TRAMA, este ingeniero industrial valora las características positivas de la Cuenca del Golfo San Jorge, que vio nacer a la compañía hace un siglo, y hace un completo repaso por los proyectos presentes y los planes a futuro.

¿Cómo define el escenario actual de la Cuenca del Golfo San Jorge?

—Una particularidad de la Cuenca del Golfo radica en su capacidad para encontrarle la vuelta a los yacimientos maduros con el fin de mantener la producción. Cada pozo que se perfora tiene 20 o más capas de interés y se están redescubriendo continuamente los yacimientos. Es allí donde la técnica de ingeniería aplicada al petróleo de reservorios sigue encontrando cosas interesantes. Por otro lado, el Golfo no recibe subsidios pero sigue recibiendo inversiones. Si bien no veo factible que la producción se incremente en un 50% o un 100%, la cuenca tiene futuro y, sin duda, seguirá aportando lo que hoy aporta, que es importantísimo para la industria petrolera argentina.

Si miramos la Cuenca Neuquina, la oferta proviene de campos no convencionales que tienen tasas de declino considerablemente más elevadas. En una crisis como la actual, si se traza un paralelismo entre ambas áreas, es evidente que la resiliencia de la Cuenca del Golfo es mucho mayor…

—Sí, esto se debe a que la Cuenca del Golfo tiene muchos yacimientos en recuperación secundaria y, al mismo tiempo, la tasa de declino es más baja en los reservorios maduros. También, se está incursionando en la recuperación terciaria con inyección de polímeros y eso ha logrado muy buenos resultados. Es una inversión menor en cantidad de dinero, pero permite sostener la producción de manera eficiente. En la Cuenca Neuquina, se perforaron varios pozos en el último tiempo. Sin embargo, cuanto más nuevos son los pozos, más rápido declinan. Acá, se ve claramente que perforar pozos no es la única forma de invertir en un yacimiento.

Además de la incertidumbre suscitada por la pandemia, no hay visibilidad sobre lo que puede ocurrir en cuanto a problemas estructurales, como la inflación o el acceso al financiamiento. ¿Cómo encaran, desde la conducción de la empresa, este escenario, que tiene tantas variables inciertas?

—Lo más lindo de trabajar en PCR es que, en estas circunstancias adversas, se nota la calidad y el compromiso que tienen los accionistas con la compañía y con el país. Desde la empresa, estamos convencidos de que sostener el rumbo en el largo plazo tiene sentido. Nuestro objetivo es que todos nuestros negocios sean sustentables y estén bien capitalizados, para no quedar atrasados en materia de tecnología y aumentar los costos. Hay una decisión permanente de seguir estando a la vanguardia y que los negocios no queden relegados. A modo de ejemplo, en un día nos adaptamos a esta nueva forma de trabajar que impuso el virus. Y si nos preguntaban una semana antes del decreto de aislamiento, si podíamos gestionar la tesorería a partir del sistema home office, la respuesta habría sido negativa. Sin embargo, cuando estalló la situación, hicimos una reunión y destrabamos esa imposibilidad.

Cuando se decretó la cuarentena, la construcción de proyectos se paralizó y demoró 18 ó 20 días en retomar con costos de logística más altos. ¿Cómo vivieron esta situación?

—El hecho de tener un buen diálogo con el sindicato de fábricas de cemento nos facilitó gestionar acuerdos para adaptarnos a esta realidad. Tuvimos que realizar suspensiones del personal con goce de haberes, pero con una pequeña reducción en el sueldo. Y, en este sentido, cabe destacar que la gente nos apoyó en esa medida antipática y desagradable pero necesaria para asegurar la continuidad de las operaciones de la empresa y preservar el empleo. En cuanto a los protocolos sanitarios, estamos realizando controles de temperatura en el ingreso de todas las plantas. En Comodoro, hubo un incremento de casos y decidimos hacer testeos de olfato más rigurosos. Logramos un acuerdo con los trabajadores para que se muevan por sus propios medios, con reconocimiento de combustible. La reducción de personal en la fábrica es complicada. Pero todos aquellos que pueden cumplir las tareas a distancia trabajan desde su casa. Si hay flexibilidad, diálogo y adaptabilidad, aparecen ideas y soluciones para que el impacto sea menor.

¿Qué análisis hace de las cuencas en las que tienen participación como proveedores de cemento?

—Desde el lugar de proveedores de cemento, vemos que, en la Cuenca Neuquina, hubo un desarrollo importantísimo en los últimos años. Lo que ocurre es que ese enorme desarrollo desciende bruscamente cuando cambia el contexto económico. En la Cuenca del Golfo, si bien paró la actividad, PAE e YPF ya están levantando equipos. Es importante para nosotros saber que la Cuenca del Golfo tiene muchísimos años de vida por delante. Que Vaca Muerta sea un proyecto interesante no quiere decir que la Cuenca del Golfo vaya a desaparecer. Todo lo contrario: tiene yacimientos excelentes y larga vida útil.

PCR exploró algunas áreas en la Cuenca del Golfo San Jorge para conocer su potencial. ¿En qué fase están actualmente?

—Dada la baja de precios y el contexto actual, estamos revirtiendo esos proyectos. No nos interesa sostener áreas solo para decir que las tenemos. Si las tenemos, es para invertir y hacerlas producir. Nuestra relación con la gente de Chubut es muy buena e hicimos un importante trabajo en conjunto, que permitió trazar muchos kilómetros de sísmica. Se encontró petróleo y gas, y hasta se empezó a producir. Pero el contexto de precios actual no hace viable el desarrollo de un área que está alejada de los centros donde se entregan los hidrocarburos. Aun así, las áreas que revertimos son interesantes y creemos que, en los próximos años, se va a expandir la frontera de la Cuenca del Golfo. 

Apostaron para tener un espacio en el mundo de las energías renovables y generar electricidad. ¿Qué balance hace de estos años y qué perspectivas ve a futuro?

—Para nosotros, la incursión en renovables fue muy positiva. En 2015, no teníamos siquiera presencia en el mercado eléctrico y se armó un equipo muy interesante, con gente de la empresa y gente nueva que se incorporó, con experiencia en la industria. Se llevaron adelante muchos desafíos. El 8 de julio, logramos la habilitación comercial de los parques eólicos San Jorge y El Mataco de 200 Mw en la localidad de Tornquist, al sur de la provincia de Buenos Aires. Fue uno de los primeros proyectos eólicos de la Ronda 2 del programa RenovAr que logró la habilitación comercial.

Debido a las dificultades macroeconómicas del país, la mayoría de las empresas que participaron en la Ronda 2 decidieron no continuar con los proyectos. Ustedes nunca frenaron.

—Pudimos mantener el cronograma previsto y solo frenamos un tiempo por la cuarentena. Fueron 18 días, hasta que se habilitaron los proyectos de infraestructura eléctrica privada, lo cual nos permitió retomar la obra. Y el plazo original de habilitación comercial estipulado en el contrato suponía enero de 2021. Llegamos varios meses antes, así que el balance es sumamente positivo.

El desarrollo de las renovables nació a partir de la ley 27.191, de fomento para el uso de fuentes renovables, que fue apoyada por todos los partidos políticos. En su momento, fue criticada porque se pensó que la energía que surgiría de ese desarrollo iba a ser muy cara. Pero la realidad mostró que se pueden desarrollar proyectos renovables con precios competitivos. Nuestro proyecto tiene un precio de u$s 40,27 el Mwh y, con el factor de incentivo, estamos en u$s 48 neto. Es un precio competitivo dentro de los costos medios del sistema eléctrico argentino. Y, dada la bondad del recurso eólico en el país, es posible desarrollar proyectos a esos precios, a pesar de que el costo de financiamiento es alto. El capital es el principal insumo en la matriz de costo que tienen las renovables. Si lográramos un costo de financiamiento bajo, los precios de la energía renovable en la Argentina serían bajísimos.

PCR conoce la estructura de costo de extracción de gas. ¿Por qué no se integró en el sector termoeléctrico?

—Estamos viendo algún proyecto termoeléctrico chico, ya que los productores no pagan regalías por el gas que consumen para generar electricidad en sus propios campos. Lo estudiamos en su momento y, finalmente, nunca se dio. La mayoría de las áreas que tenemos son más petroleras que gasíferas. Lo que hay es gas asociado al petróleo y, en estas condiciones, la integración es dificultosa. 

El modo más conveniente para generar electricidad en la Argentina es una discusión latente: mientras una postura sostiene que hay que aprovechar los recursos renovables, la otra afirma que, si es posible producir gas a u$s 3,5 de forma regular, hay que invertir en proyectos de generación termoeléctrica para aprovechar el gas como combustible de transición. ¿Cuál es su posición al respecto?

—Creo que lo mejor sería buscar un marco donde las tecnologías compitan y que el más eficiente lleve adelante los proyectos. No creo que tenga sentido direccionar hacia una u otra tecnología desde el Gobierno. Cuando empiezan a aparecer subsidios a la producción, se vuelve difícil analizar qué tecnología es más competitiva. Seguramente sea necesaria la existencia de una combinación. La producción de gas en la Argentina es competitiva y la generación termoeléctrica es una alternativa positiva para incorporar a la matriz. Hay que establecer un marco de competencia y, de eso, va a surgir que no es ni todo renovable ni todo gas. No hay que poner el pie encima de ninguna de las dos industrias. La Argentina debe desarrollar ambas. El desarrollo de gas tiene en Chile un mercado potencial de exportación que reflotó en el último tiempo. Pero, en la medida en que la producción en la Argentina decline otra vez, nos quedaremos sin exportar.

¿Cuáles son los planes de la empresa a futuro?

—Tenemos muchos proyectos que nos gustaría llevar adelante. Por supuesto, también estamos enfocados en no desatender los mantenimientos programados ni descapitalizar los negocios, para que sigan funcionando con el mismo estándar de calidad y exigencia.

Además, estamos atentos a las oportunidades que puedan aparecer en la Cuenca del Golfo, que es muy atractiva. Queremos continuar invirtiendo. En esta línea, la reestructuración de la deuda es algo muy positivo. Se ha logrado acordar con los acreedores privados y queda el capítulo con el FMI. Tengo buenas expectativas y en la medida en que se despeje esta cuestión, aparecerá el financiamiento a largo plazo, que es lo que tanto necesitan las renovables. ×

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Ubicada en el corazón del Golfo San Jorge, Comodoro Rivadavia es la ciudad más poblada de la provincia de Chubut. Es esa «tierra lejana» al sur del mundo, que vibra al ritmo de las industrias y la actividad petrolera. Es la metrópoli más importante de la Patagonia argentina, con alrededor de 150.000 habitantes, y es, también, la ciudad de los barrios asentados en profundos cañadones. Es la ciudad de espíritu pionero que descubrió en 1907 la existencia de petróleo en su suelo. Y es, también, la ciudad que, poco más de un siglo después, en 2017, sufrió trágicas y desesperantes inundaciones.

Sin las marquesinas que hoy iluminan a la neuquina Añelo y su Vaca Muerta, Comodoro Rivadavia es el principal pulmón petrolífero de la Argentina. Volvió a demostrarlo en plena pandemia: la Cuenca del Golfo San Jorge fue la primera en ponerse de pie, en medio de la crisis del coronavirus, para emprender la reactivación de la industria hidrocarburífera.

Juan Pablo Luque asumió como intendente de Comodoro Rivadavia en diciembre de 2019. Electo por el Frente de Todos, es el noveno jefe municipal de la localidad desde 1983. En diálogo con TRAMA, dejó en claro la necesidad de trabajar en conjunto para posicionarse en la agenda energética nacional, sin descuidar la situación de los comodorenses, ante un complejo problema de planeamiento urbano. Con una mirada autocrítica, habló de la importancia de la gestión política, celebró el intercambio permanente que mantienen Chubut y Santa Cruz y destacó su confianza en el flamante secretario de Energía, Darío Martínez, para ayudar a llevar adelante proyectos estratégicos en la región.

La Cuenca del Golfo San Jorge tiene campos maduros con muchos años de explotación. Aun así, y pese a la situación de pandemia, tiene un nivel de actividad elevado, en comparación con el de otras áreas de la región. ¿Cómo se explica esa situación?

—Estamos viviendo un período muy malo para todos los yacimientos en Argentina y en gran parte del mundo. En nuestro caso, fue posible que un sector importante de la cuenca se pusiera de pie rápidamente. Si bien no fue una cuestión genérica, en cuanto a todas las petroleras, Pan American Energy, que motoriza gran parte de la región, logró reactivar la producción, al levantar equipos de perforadores y workover. Esta situación generó el movimiento de la mano de obra y de las empresas de servicios petroleros, que comenzaron a recuperarse paulatinamente. Lo mismo sucedió con Capsa que, desde mi punto de vista, es una empresa muy valiosa, por la eficiencia con que explota sus yacimientos. No ocurrió lo mismo con YPF. Y, en ese sentido, vemos una situación muy preocupante. Me siento orgulloso por la manera en que la cuenca se puso de pie, en contraposición con otros sectores de la Argentina, como Vaca Muerta, que es la vedette para los medios de comunicación desde hace rato y, sin embargo, no mostró una capacidad para reponerse rápidamente.

¿Cómo analiza la necesidad de reactivación? ¿Hasta cuándo es posible mantener a tanta gente en la casa sin actividad?

—La imposibilidad de trabajar no es buena para nadie. Tampoco para los trabajadores que, si bien estando aislados cobran el salario, generan ingresos extra estando en actividad. Es un problema enorme, que conlleva un costo ineficiente para las compañías.

Mencionó que la situación de YPF es preocupante. Tratándose de la empresa controlada por el Estado nacional, y teniendo en cuenta la identificación que el Gobierno tiene con el desarrollo hidrocarburífero, la prioridad debería ser reactivar rápidamente. ¿Por qué cree que eso no ocurre?

—Las empresas petroleras tienen éxito en tanto siguen una línea de tiempo conservando cierta conducta y determinado un nivel de inversión, que debe mantenerse parejo con el correr de los años. Durante el Gobierno de Mauricio Macri, se quitó una importancia muy significativa a las inversiones de YPF, particularmente a las de la Cuenca del Golfo. Hubo alguna inversión en energías alternativas, que se evidencia en el parque eólico de 50 Mw que hizo YPF Luz. Pero, más allá de este proyecto, no hubo inversiones troncales por parte de la empresa de bandera. Su situación es, por demás, complicada debido al problema de caja gigantesco, al endeudamiento que arrastra hace tiempo y a la falta de inversiones. Todo esto, sumado a una tormenta de falta de consumo de combustibles que impacta de manera negativa en la principal empresa refinadora de la Argentina.

Vaca Muerta cuenta con el peso mediático. Pero, en plena pandemia, la cuenca que mantuvo activa la estructura fue la del Golfo San Jorge, ¿cómo lo interpela esa cuestión?

—Por supuesto, para nosotros, supone un gran desafío. Personalmente, reniego mucho cuando se pone en tela de juicio la importancia de la política. Yo la veo como algo positivo, como una posibilidad gigantesca de que, a millones de personas, les pueda ir mejor. El de la Cuenca del Golfo es un ejemplo concreto y palpable. Se trata de un sector de la Argentina con un enorme potencial industrial y productivo, que brinda hace más de 100 años una vasta cantidad de recursos al país. Sin embargo, la utilización política de la región fue muy mala. Yo estoy convencido de que la importancia energética de la provincia de Chubut estuvo muy mal vendida desde el punto de vista político. Prácticamente, la totalidad de las políticas energéticas pasan por Neuquén cuando, en realidad, hoy la mayor producción petrolera está en el Golfo San Jorge. Y eso habla de las fallas del caudal político. Las cosas se manejaron mal y siempre hubo poca interrelación del sector público y el sector privado. Hay que hacer autocrítica e identificar las cuentas pendientes. En nuestra región, el sector privado es muy poderoso y el sector político no utilizó ese poder (bien entendido) para generar estrategias energéticas que beneficiaran a toda la comunidad. Actualmente, Comodoro Rivadavia tiene un grave déficit de energía y es una de las ciudades que más energía le da al país.

Durante los últimos meses, se llevó a cabo una discusión entre operadoras, sindicatos y empresas de servicios. La política jugó un rol importante para que las firmas regionales pudieran acceder, por ejemplo, al área de energía del Gobierno nacional.

—Nuestra región tiene un motor esencial, que son las pequeñas y medianas empresas regionales. El mayor valor de empleo dentro de nuestra región es justamente la Pyme regional. Es fundamental que no se caigan esas pequeñas empresas. El Gobierno actual nos escucha y nos permite plantear situaciones concretas de nuestro sector. A partir del diálogo, logramos que el sector petrolero, que había quedado afuera del decreto 332 del pago de la Asistencia de Emergencia al Trabajo y la Producción (ATP), fuese incluido en dos oportunidades. Esto se llevó adelante gracias al trabajo conjunto con el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, y el vicejefe de Asesores de Presidencia, Julián Leunda.

¿Cómo podría subsanarse la falla que los líderes políticos regionales tuvieron al no poder transmitir la incidencia de la cuenca en Argentina?

—Personalmente, tengo una visión muy regional de la política. Desde Chubut, estamos en conexión permanente con el norte de Santa Cruz. Es hora de mirar con seriedad y compromiso la agenda de la Cuenca del Golfo, que incluye el sur de Chubut y el norte de Santa Cruz. Antes de mi asunción, nos juntamos con varios intendentes de la Cuenca y comenzamos a trabajar ideas con una mirada profundamente regional. Aunque a muchos les moleste, Santa Cruz logró tener un peso político sustancial en nuestro país. Ha puesto, nada más y nada menos, que a dos presidentes de la Nación.

En este contexto, junto con las autoridades del sector hidrocarburífero, debemos trazar una agenda que nos permita generar oportunidades que, en el largo plazo, van a beneficiar a ambas provincias. Para mejorar la situación, hay que trabajar en conjunto.

¿Qué opina respecto del déficit energético que enfrenta Comodoro?

—Hay algunas cuestiones más difíciles que otras. Esta es puntualmente difícil, en tanto estamos hablando de inversiones millonarias en dólares y las circunstancias de pandemia no ayudan. Sin embargo, creo que se empiezan a abrir algunas puertas y se ve una luz al final del camino. Me alegra saber que se puede confiar en el secretario de Energía, Darío Martínez, y estoy seguro de que nos puede ayudar a cumplir objetivos. Al fin y al cabo, todo es cuestión de gestión. Hay que dar a conocer que Comodoro Rivadavia tiene una historia energética trascendental. Por otro lado, también es importante pensar en la diversificación de nuestra economía y, para eso, la matriz energética es elemental.

Habló de Darío Martínez, diputado neuquino y actual secretario de Energía. ¿Van a trabajar en conjunto?

—Conozco a Darío. Estuvo en Comodoro varias veces. También yo estuve en Buenos Aires con él apenas asumí, en mis primeros viajes para reunirme con gente de YPF. Tengo confianza en poder generar una agenda de trabajo en conjunto. Neuquén sigue teniendo una preponderancia comunicacional respecto de nosotros. Y eso se debe a que logró generar un marketing espectacular alrededor de lo que es Vaca Muerta. Yo creo que Vaca Muerta es una realidad a futuro. Pero hace falta volcar allí mucha inversión, que no tenemos. Mientras tanto, nosotros todavía no logramos mostrar lo que realmente somos en la Cuenca del Golfo y hay que empezar a trabajar en ello.

¿A qué obedece su decisión de incluir en el gabinete a varias personas que tienen un marcado perfil técnico?

—Comodoro tiene un enorme déficit, desde el punto de vista de su planificación. El planeamiento urbano de la ciudad debe estar a disposición de la sociedad y, para eso, hacen falta ingenieros y arquitectos. Pero, también, sociólogos y profesionales que estudien la historia y la genética del comodorense. En Comodoro, necesitamos una gran revolución de proyectos y repensar la ciudad sin descuidar la política. Esta nos lleva a obtener financiamientos importantes para todas las ideas que puedan surgir. Puedo tener el mejor equipo profesional. Pero, si no hay gestión y dinero para que las ideas se materialicen en proyectos concretos, nos quedamos en la utopía. Creo en los profesionales y creo mucho en la gestión política. Siguiendo esta línea, armé un equipo de hombres y mujeres del que estoy muy orgulloso.

¿Qué piensa cuando ve a pequeñas empresas de servicios que dan pelea continuamente para mantenerse activas y consiguen formar parte del entramado productivo tan propio de la región?

—A veces, uno pierde el foco de dónde vive. Siempre pensamos en lo lejos que estamos de algunas cosas, en que estamos al final del mapa del mundo. Pero, también, debemos pensar en las empresas que nacieron acá y hoy compiten con compañías internacionales, como Halliburton o Schlumberger. Eso me llena de orgullo y me da la pauta de que se puede. Además, nos obliga a replantear, por ejemplo, por qué a veces no gestionamos ante las operadoras para que otorguen beneficios a estos jugadores, que son regionales y, por sobre todo, argentinos. ×

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Compañías Asociadas Petroleras (Capsa-Capex) extrajo en julio 2.979 metros cúbicos diarios de crudo. La firma argentina controlada por la familia Götz es la quinta productora del país detrás de YPF, Pan American, Pluspetrol y Vista. Un método de trabajo eficiente, acompañado por inversión en tecnología de punta y el compromiso de su personal, le permitió hacerse un lugar entre los grandes jugadores del sector, aunque sus dueños prefieren mantener el perfil bajo. El punto fuerte de la empresa en el Golfo San Jorge es el yacimiento Diadema, un campo maduro con más de 100 años de historia donde lograron maximizar el rendimiento a partir de la aplicación de técnicas de recuperación terciaria mediante métodos químicos. Hasta el año pasado, la empresa trabajó allí con entre 12 y 14 equipos torre, para perforación, pulling y workover.

Desde la empresa indicaron a TRAMA que el manejo de costos es central para poder defender la rentabilidad de campos maduros. «La mejora continua de la eficiencia y los costos para lograr competitividad, aun frente a las variaciones del mercado en los precios del crudo, nos ha permitido mejorar los factores de recuperación, incorporar nuevas tecnologías –como es el caso de polímeros–, desarrollar nuevos horizontes geológicos y trabajar junto con nuestros proveedores de servicios y herramientas en el desarrollo de productos que nos permitan alcanzar los objetivos perseguidos. Estas acciones concretas, junto con el compromiso de nuestra gente, conforman la base de nuestra estrategia».

Al ser consultados sobre cuáles fueron los principales hitos operativos que apuntalaron su desarrollo, respondieron: «Ordenar la operación e ir armando una base de datos que nos permita medir y gestionar. Una operación ordenada no significa incrementar los costos, y para gestionar es necesario contar con información». «A partir de ello se fueron desarrollando herramientas para bajar, por ejemplo, los costos de cantidad de intervenciones dadas las características más reiteradas de fallas como es nuestro sistema STL; o los análisis de Technical Limit que constantemente realizamos con nuestros contratistas de equipos torre a fin de eficientizar las operaciones; o los desarrollos con nuestro personal de plantas junto con los proveedores de productos químicos a fin de bajar los costos de tratamiento, ya sea trabajando sobre los productos en sí mismos como también en los procesos», agregaron. Además de la inversión continua, en CAPSA destacan como otro factor distintivo su política de recursos humanos, que conlleva a un compromiso de la gente con la empresa, un activo indispensable para encarar cualquier desafío productivo.

El origen

El yacimiento Diadema se ubica en las afueras de Comodoro Rivadavia, en la provincia de Chubut. Le debe su nombre al pueblo Diadema Argentina, que comenzó como un campamento montado por Royal Shell Dutch en 1917 cuando desembarcó en la Cuenca del Golfo San Jorge para explorar su primera concesión exploratoria. La firma angloholandesa descubrió petróleo allí a fines de 1925, para luego iniciar un largo período de explotación.

En 1977 Shell le vendió el yacimiento a la Compañía Austral Petrolera SA, una sociedad constituida por tres empresas más pequeñas denominadas Competrol SA, Técnica Patagónica SA y Servicios Ryder Scott SA. Esa firma pasaría a llamarse luego Compañías Asociadas Petroleras Sociedad Anónima (CAPSA), que continúa hasta hoy a cargo de la explotación del campo.

Para sorpresa de muchos, CAPSA revirtió la situación de virtual abandono en la que estaba el yacimiento cuando se hizo cargo y fue incrementando de manera notable los niveles de producción.

Recuperación terciaria

El último logro de CAPSA en Diadema fue el incremento de la productividad a partir de técnicas de recuperación terciaria. Si la explotación primaria no prevé ningún tipo de asistencia al reservorio y la secundaria implica la inyección de agua para barrer mejor los sistemas hidrocarburíferos, la terciaria contempla una amplia gama de soluciones –vapor, geles, CO2, químicos, entre otros métodos– que apuntan a mejorar la eficiencia volumétrica de barrido y movilizar el petróleo bypassedo por la secundaria. En ese metié, CAPSA avanzó más que cualquier otra petrolera. Al menos en la Argentina. De los 1.850 metros cúbicos diarios (m³/d) de crudo que producía el año pasado Diadema, unos 380 m³/d los estaba extrayendo por medio de la inyección de polímeros en la formación.   

La Cuenca del Golfo San Jorge posee una condición que permite este tipo de emprendimientos: su bajo nivel de salinidad en el agua de formación y reservorios someros con temperaturas menores a 80 °C. En Chubut y en el norte de Santa Cruz es común encontrar reservorios con una salinidad cercana a 15.000 ppm de TDS. En Neuquén, ese indicador puede superar los 100.000 ppm. La operadora empezó a estudiar la tecnología e inició un proyecto piloto en 2007 en Diadema.

En promedio, la empresa precisaba producir y reinyectar 50 m³ de agua para producir 1 de petróleo. Esa estadística comprometía la continuación de la explotación secundaria del área. Esa realidad empujó a la operadora a evaluar la tecnología de la recuperación terciaria en el yacimiento.

La Argentina no tiene tradición en este tipo de proyectos. Apenas existen tres iniciativas de recuperación terciaria con algo de historia en el país: la de CAPSA en Chubut; la de YPF en Manantiales Behr, en la misma provincia; y la de Pluspetrol, en el yacimiento El Corcobo, en la Cuenca Neuquina, aunque las dos últimas aún en instancia de estudio.

El proyecto del grupo es el más avanzado, por distancia. En la etapa piloto, que se extendió por unos cinco años, se probaron los resultados de la implementación. Después se ajustó la economía del emprendimiento. Con los polímeros se buscó mejorar la eficiencia de barrido produciendo un cambio en las líneas de flujo y tratar de lograr un aumento en el factor de recuperación.

Mayor eficiencia

Así como YPF debió transitar una compleja curva de aprendizaje para descifrar la rentabilidad de la explotación no convencional en Vaca Muerta, la compañía recorrió un proceso de optimización constante cuando lanzó la producción terciaria. Lo hizo casi en soledad, dado que el conocimiento disponible en el país sobre esta tecnología era exiguo. Hoy en día, la empresa inyecta cerca de 16 toneladas de polímeros por día en 5.000 m³ de agua (que es producida en los mismos pozos productores del proyecto). A partir de eso, pudo incrementar en forma disruptiva la viscosidad del fluido de inyección, que hoy oscila entre los 70 y los 130 centipoise (cp) en las zonas alcanzadas por el proyecto.

La empresa comenzó con viscosidades de 20 cp y fue subiendo debido a que la producción declinaba y tenía que incrementar la inversión agregando más producto para mantener la producción y además ir a nuevas zonas. El concepto fue lograr empujar hidrocarburos con un producto que tuviera una viscosidad similar al petróleo.

Desde un primer momento, se puso el acento tanto en la eficiencia de la tecnología como en los costos de su implementación. La necesidad de mantener bajo control los costos impulsó a la compañía a buscar soluciones creativas y novedosas. En lugar de apelar a un proveedor internacional, la petrolera diseñó y desarrolló su primera planta de inyección de polímeros en conjunto con Sabinur, una empresa local. La firma se caracteriza por apoyarse en sus proveedores para encontrar soluciones que se ajusten a su presupuesto. Es un rasgo que caracteriza a las petroleras independientes a nivel mundial, que a veces no pueden costear lo que cobran las grandes empresas de servicios e insumos de la industria petrolera.

Los polímeros se caracterizan también por su inestabilidad. No pueden utilizarse los sistemas de regulación de caudal convencionales (válvulas e instalación selectiva) porque se rompen. Lo ideal, en proyectos de recuperación terciaria, es contar con una bomba para cada pozo inyector a fin de distribuir caudales. Pero de nuevo, eso genera un costo excesivo en áreas maduras. Por eso, los técnicos de la empresa diseñaron un rulo de caño para regular el caudal. Su costo y mantenimiento es muy inferior al de una bomba tradicional.

La gran heterogeneidad de la formación también provoca canalizaciones a nivel de reservorio en zonas poco consolidadas por formación de wormholes. Por eso, la petrolera optó por inyectar geles que se posicionan bloqueando ese canal y restaurando la eficiencia de barrido. Otro problema que debió resolver fue la distribución vertical; el polímero se rompe al pasar por una instalación selectiva, por lo que la operadora diseñó un sistema de fondo que permite distribuir el agua sin romperse hasta en tres niveles. ×

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Su juventud no se condice con una nutrida trayectoria profesional que ya escribió varios capítulos. Con apenas 41 años, Ezequiel Cufré ya condujo el Ministerio de Hidrocarburos de Chubut y hoy es uno de los referentes del sector de servicios petroleros en la Cuenca del Golfo San Jorge. Nacido en Trenque Lauquen, en el interior de la provincia de Buenos Aires, se recibió de ingeniero industrial en la Universidad de La Plata antes de trasladarse hasta Comodoro Rivadavia para insertarse en la industria hidrocarburífera. Hoy está al frente de la Cámara de Empresas de Servicios de la Cuenca del Golfo San Jorge, la entidad que nuclea a proveedores locales de la industria de Oil & Gas.

Analítico y siempre bien predispuesto, el directivo se sumerge en los temas más candentes de la industria en el Golfo. Su punto de pivote es claro: «Dado que no hay incentivos por parte del Estado, hay que prestar mucha atención a la cadena de valor», afirma en diálogo con TRAMA.

La Cuenca del Golfo San Jorge aporta más del 50% de la producción de hidrocarburos al país. Sin embargo, la política nacional de los últimos siete años no gestionó ninguna herramienta para estimular la actividad como sí lo hizo en la Cuenca Neuquina a través del Plan Gas o la Resolución 46.

—Hace seis o siete años que la cuenca no recibe un precio incentivo, pero tenemos características particulares que nos permiten motorizar la producción. Por ejemplo, el Golfo San Jorge tiene muy desarrollada la exportación. Ese asunto lo tenemos resuelto, tanto del lado de la provincia de Chubut como del lado de Santa Cruz. Hay dos operadoras que exportan todos los meses un barco y se les aplicaron derechos de exportación. No solo no existió un fomento para el precio interno del petróleo convencional, sino que a la producción que exporta sus excedentes se le sumó un costo extra. Aun así, el Golfo logró articular lo suficiente para mantener una curva de producción estable.

¿Armaron una estructura menos dependiente del Estado?

—Exacto. La falta de incentivos por parte del Estado es una realidad, pero la industria se apalancó mucho en la producción del Golfo San Jorge cuando tuvimos un precio interno diferente del internacional. Y esto generó, gracias a la producción propia, una transferencia de recursos enorme para apalancar la industria económica y a los diferentes jugadores que luego pudieron invertir fuertemente en Vaca Muerta. De hecho, YPF en los últimos cuatro años hizo pie con la producción de la Cuenca del Golfo e invirtió en la Cuenca Neuquina. La cuota de producción que debe aportar el Golfo al mercado local y las refinerías está cubierta y hay margen para satisfacer la demanda en el largo plazo. Por lo tanto, hay que pasar a otra escala de exportación o implementar el agregado de valor. O pensamos para qué industria petroquímica vamos a destinar el recurso adicional o tomamos la decisión de exportar. En el mercado internacional los compromisos son de largo plazo y se requiere mucha seguridad por parte de quienes se comprometen. La confianza y la seguridad son fundamentales para que cada operador pueda hacer un contrato a largo plazo o exportar un barco por mes sin que ningún otro actor, por motivos coyunturales, trabe ese compromiso. El Golfo San Jorge es la cuenca que tiene más reservas a futuro; por lo tanto, es cuestión de definir inversiones. No hay duda de la disponibilidad del petróleo, pero el momento y el volumen lo definen los actores.

Mientras que, a fines de abril, la caída de la venta de nafta fue del 80% y las operadoras argumentaban que no se necesitaba tanto crudo para refinar en las plantas locales, ustedes avanzaron en la exportación.

—Claro, uno de los motivos que permitió la reactivación de la producción en el Golfo fue el hecho de tener los canales de comercialización a disposición y a largo plazo. Las empresas que exportan tienen amplia trayectoria en el mercado internacional. En cuanto al Estado, diré que existió un castigo en precios destinado a las operadoras que exportan por la gran sobreoferta de producto.

¿Cómo fue la negociación por la cual las operadoras decidieron retomar la actividad a fines de junio?

—No lo llamaría una negociación. Hay mucha confianza y mucho trabajo entre todos los actores. Apenas comenzó la pandemia, los sindicatos de la cuenca comenzaron a dialogar con las operadoras. Esa agenda de diálogo es muy activa en el Golfo y permite anticipar ciertas cosas. Las empresas también discutimos cuestiones de tarifas, de aumentos y bonificaciones. Todos los actores estamos pasando un momento de estrés con la finalidad de sostener la actividad. Gran parte del Golfo, particularmente Chubut, logró sostener con éxito la producción. En julio se perforaron seis pozos, de los cuales cinco pertenecen al Golfo San Jorge y uno a la Cuenca Austral de Santa Cruz. Esto puso en evidencia la necesidad de los jugadores de garantizar un cupo de producción para cumplir con los contratos que tienen a largo plazo. En la Cuenca del Golfo, la coyuntura económica se resolvió dentro del mundo privado. Aquellas operadoras que lograron gestionar variables esenciales como la mirada a futuro, la inversión y el recurso humano de los actores consiguieron sostener una curva de producción muy interesante que hoy está dando sus frutos y controla la inversión.

Entonces, el diálogo entre sindicatos, empresas de servicios y operadoras en torno a diferentes temas evitó la paralización de la actividad.

—Sí. El proceso fue intenso y difícil. Ante la incertidumbre, nuestra principal preocupación tuvo que ver con el pago de sueldos. El compromiso primordial de una empresa de servicios es pagar los haberes el cuarto día hábil, y quizás se tomaban decisiones o surgían cambios hasta el día previo a la liquidación de sueldos. Se vivieron situaciones muy estresantes y tuvimos que articular todos los actores a partir de herramientas que no empleábamos antes, como la videoconferencia. En largas reuniones virtuales comentamos cuál era el compromiso de las distintas operadoras y evaluábamos la situación de cada una. Muchas compañías desdoblaron los pagos de sueldos y algunos han abonado hasta en tres cuotas. En este sentido los sindicatos acompañaron, hicieron un esfuerzo grande y supieron transmitir paciencia a sus afiliados, lo que permitió transitar el momento con relativa calma. Por supuesto que la pérdida de valor fue inevitable. Tanto los trabajadores como las empresas y operadoras perdieron ingresos. Ante una situación en la que todos perdíamos, decidimos poner algo sobre la mesa y apelar a la agenda futura, que es lo que se está trabajando actualmente.

¿Cuál es el próximo paso, para no quedarse solo con lo que ya se hizo?

—Básicamente tenemos que cuidar lo que viene funcionando bien. Son procesos dinámicos. Está bueno el surgimiento de nuevos actores que quieran liderar algún espacio. Mantener el valor de la palabra es fundamental. La gran herramienta del Golfo San Jorge es la palabra. Lo que viene es definir la agenda energética nacional y participar de las decisiones.

En un ciclo de baja en la industria, más que nunca se pone el foco en reducir costos, generar eficiencia y mejorar la productividad. ¿Cómo encaran las empresas de servicio la petición del cliente de hacer, por ejemplo, una disminución de costos?

—Es un pedido que se hizo concretamente. Las operadoras solicitaron una baja de costos, no de tarifas. Y eso tiene que ser apalancado por una mejora de la eficiencia y del costo concreto, pero también de la productividad. Porque se trata de hacer más con lo mismo. Dado que no hay incentivos por parte del Estado, hay que prestar mucha atención a la cadena de valor. El Golfo tiene empresas de larga trayectoria que conocen el servicio y pueden mejorar la ecuación. Quisiera destacar, además, que es un desafío para toda la cuenca hablar de la cadena de valor, principalmente en un momento de pandemia donde las distancias son enormes y no se pueden coordinar viajes, traer cargas o equipos; incluso no se puede cruzar el mismo Golfo de una provincia a la otra. Cuando el norte de Santa Cruz empezó con los primeros casos de coronavirus se complicó mucho el flujo de personas, sobre todo porque convivimos en el Golfo permanentemente. En este momento Chubut tiene un brote importante. Yo creo que vamos a ser eficientes cuando coordinemos estas cuestiones con nuestra propia cadena de valor. No traer equipos de afuera te puede dejar afuera de un negocio. Entonces, aquella cadena de valor que logre resolver estas cuestiones tendrá que mostrar ese liderazgo.

Lo que sigue

¿Qué balance hace respecto del desarrollo de estos últimos años para robustecer la estrategia regional y qué desafíos tienen por delante?

—Se trabaja fuertemente con las autoridades de las diferentes provincias y nos retroalimentamos para lograr la eficiencia. La interacción creció mucho y estamos trabajando en conjunto. En cuanto a la preponderancia de cada lugar, es un tema que tiene que ver con los planes de inversión de cada yacimiento. En el lado de Chubut, puntualmente en Cerro Dragón, Pan American Energy tiene una gran influencia y un plan de actividad muy constante. Además, hay importantes jugadores como YPF, CAPSA y Tecpetrol. Del otro lado de la cuenca, en el franco norte de Santa Cruz, YPF es la empresa principal y va a ser de suma relevancia el plan de inversión que pueda definir la compañía nacional. En términos generales, la producción en ambas provincias es bastante similar. Hoy hay una diferencia a favor de Chubut, pero en conjunto las dos provincias tienen un músculo importante en la actividad.

¿Cuáles son las urgencias que de acá a fin de año va a haber que tener en cuenta para seguir sujetando el escenario?

—La actividad aumenta en bajas cuotas, estaremos en un 50-60% con compromiso de aumentar paulatinamente. Entendemos que no es viable seguir con algún tipo de subsidio como el ATP. Tampoco es viable que las operadoras continúen sosteniendo sueldos. Si bien es un compromiso que están cumpliendo, sabemos que a futuro no es viable y el sector reclama actividad para resolver la viabilidad de la industria. Nuestro indicador diario es el índice de movilidad. Sabemos que hoy la industria pasa por el surtidor, y si hay consumo de combustibles vamos a reclamar actividad porque somos autosuficientes. Destinamos la gran mayoría de la producción a las refinerías propias y una cuota a la exportación. Si la actividad se recupera, el Golfo San Jorge va a estar a la altura de las circunstancias. En los próximos cuatro meses estaremos monitoreando específicamente eso y no podemos pegar un grito para aumentar la producción porque sí. Necesitamos actividad.

Reinventarse

Desde el punto de vista operativo, a mediano o largo plazo van a disminuir las locaciones para perforar y será necesario cuidar lo que existe, sumar tecnología y repensar los modos de operar. Otra tendencia es la de aprovechar los proyectos de recuperación terciaria. ¿Qué agenda hay que configurar desde las empresas de servicio para anticiparse al requerimiento de las operadoras en un futuro cercano?

—Cuando uno está parado en el Golfo San Jorge, naturaliza algunas cuestiones que no son normales en la industria petrolera en general. El Golfo San Jorge es una cuenca madura que supera largamente los 100 años de existencia. En cuanto al nivel de participación de la recuperación secundaria (proceso de inyección de agua para aumentar la presión del pozo), estamos en el orden del 60% en muchos yacimientos. Por otra parte, se empiezan a ver las curvas de producción asociadas a la recuperación terciaria (utilización de polímeros para desprender los hidrocarburos adheridos a la roca). En nuestro Golfo ya no se habla de desarrollar solo con primaria. Cualquier apertura de un campo nuevo se concibe desde el inicio con la técnica energética de recuperación secundaria. Los servicios tienen el desafío de mejorar las técnicas de recuperación de petróleo. Toda aquella técnica que mejore el factor de recuperación con los mismos pozos –hablamos de casi 25.000 pozos en producción solo en Chubut– permite que tan solo un 1% aumente la producción aún más que implementando un plan de perforación. Las empresas de servicios discutimos fuertemente la innovación orientada a mejorar estas técnicas que en el resto de Latinoamérica se gestionan con mayor facilidad.

La cuenca deja lecciones. Ustedes lograron mantener la producción en campos maduros.

—Si se analiza por qué esos yacimientos mostraron una curva de producción constante, hay muchas cuestiones interesantes. Influyen varios factores importantes: la automatización, la inversión y el entendimiento entre el recurso humano. Todos los actores trabajan fuertemente para cuidar el yacimiento. La clave está en no castigar el yacimiento paralizando la producción en forma intempestiva. Hay que entender que cuidar el yacimiento es fundamental.

¿Considera que es un objetivo pendiente de la política estimular la incorporación de nuevos actores a medida que determinados campos pierdan interés para los grandes jugadores?

—Sí, es un tema que desde el Golfo debemos posicionar en agenda. Respecto de los nuevos actores, por ejemplo, el desarrollo futuro en el Golfo es liderar es liderar la exploración offshore. Se hicieron las licitaciones y se presentaron 23 empresas internacionales de gran envergadura para explorar y conocer nuestras aguas, asumiendo que tienen mucho potencial. Es crucial poner el foco en estas cuestiones un tanto relegadas. Esa licitación es un llamado de atención para observar que cuando uno pone acreaje en juego, los exploradores aparecen inmediatamente. Y en el Golfo, a pesar de ser una cuenca madura los yacimientos están otorgados a través de concesiones que tienen una larga duración de 30 años. Por último, quiero destacar que celebro los desarrollos geológicos que se hicieron en la Cuenca Neuquina y fueron muy exitosos. Es un camino que hay que seguir ahondando. Y agrego que como Golfo San Jorge debemos posicionarnos como líderes y protagonistas de las discusiones de la agenda energética nacional. ×

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Jorge «Loma» Ávila, secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Chubut, se mostró duro ante la demora en la reactivación de la producción por parte de YPF en la Cuenca del Golfo San Jorge. El principal dirigente gremial de la provincia cuestionó la gestión de la empresa controlada por el Estado que acarrea, en la actualidad, no solo el impacto de la pandemia y el congelamiento de tarifas sino también una delicada situación financiera. «YPF fue la única compañía que no impulsó medidas para reactivar, mientras que con el resto de las empresas llegamos a distintos tipos de acuerdo para salir adelante», aseguró. Y agregó, áspero: «Los interlocutores de la firma de bandera se comprometen a hacer algún movimiento de equipos y luego no lo realizan. Yo creo que en YPF los que se fueron eran tan malos como los que vinieron».

Parecía que se iban a producir cambios, ¿por qué considera que esta gestión de YPF no está funcionando?

—La realidad es que nos encontramos con políticas erradas. YPF es una empresa del Estado que tendría que venir a ponerse a trabajar al servicio de los argentinos y contribuir a una pronta recuperación. Sin embargo, es la que más piedras pone en el camino. Entonces, indudablemente, esto es consecuencia de una YPF masacrada por parte de los directivos de la gestión anterior que la dividieron en distintas partes y dejaron las válvulas de petróleo más chicas. Ese petróleo hoy no lo tenemos, hay que salir a buscarlo, y para eso se requiere inversión. Hoy no hay inversión ni incentivos que ayuden a la producción. Por supuesto que la plata es importante, pero el incentivo también es fundamental para promover el trabajo.

¿Qué tipo de incentivos se pueden llegar a aplicar?

—Nosotros tenemos yacimientos que van a cumplir más de cien años. No tuvimos la suerte de ser Vaca Muerta o Loma La Lata. Los yacimientos del Golfo tienen pozos muy maduros que requieren el compromiso de todos. Lamentablemente, en otros sitios se prometen cosas que son difíciles de llevar a la práctica cuando no se cuenta con la capacidad técnica para hacerlo. Aparecen socios que lo único que quieren es venir a buscar plata y se atienden las necesidades de mercado, pero no hay una mirada general en cuanto a las necesidades que tiene el país para salir adelante.

¿Es posible modificar el entendimiento con YPF o hay que empezar a trabajar de otra manera?

—Hay que trabajar de otra manera. Es hora de buscar una salida. El petróleo ya no es lo que era y hay que generar nuevos incentivos. Además, debemos estar dispuestos a la transformación. El trabajador no puede estar siempre abocado y arriesgado en el campo. También hay que producir oleoductos y gasoductos y participar activamente de esa producción. No podemos ser siempre el que hace un pocito y lo entrega. Tenemos que estar preparados para enfrentar lo que viene porque si algo trajo este virus justamente son cambios. 

¿Qué fortalezas tiene el Golfo San Jorge a la hora de buscar soluciones y armar una agenda constructiva?

—Lo primero que hicimos fue dialogar con los operadores que podían llegar a invertir. Les planteamos llegar a un acuerdo y evaluar los resultados en un lapso de tiempo. Los empresarios hicieron un gran esfuerzo, tuvieron que traer mecanismos y maquinarias nuevas, preparar los protocolos y armar escuelas para aprender las características de una enfermedad incierta. Pequeños detalles, como explicar a nuestros trabajadores que el mate tenía que desaparecer de los yacimientos, se volvieron cuestiones importantes.

Desde el sindicato buscamos que la actividad se desarrolle de la forma más normal posible. Los equipos están trabajando y la gente está subiendo a los yacimientos. También quiero destacar el enorme esfuerzo que hacen los trabajadores todos los días para subir al campo y cuidar las herramientas. Porque los equipos no funcionan solos, hay personas que los cuidan ya que saben que es el pan de cada día.

La importancia del trabajo en equipo…

—Totalmente. En conjunto y de a poco lo fuimos logrando. Primero fue un yacimiento, luego otro y cuando nos dimos cuenta teníamos el 80% de la actividad en operación. Eso fue el mérito del trabajo en equipo y de la confianza que las empresas depositan en su gente. Podemos tener diferencias, pero sabemos que la mesa funciona con todos y nosotros somos los responsables de que esta mesa funcione. Tenemos un plantel de 10.000 trabajadores y hoy hay 8.000 trabajando. Es un número importante, aunque no significa que dejemos de pensar en las 2.000 personas que permanecen en sus casas.

¿Cómo es la relación con la política en la región petrolera de la provincia, en Comodoro Rivadavia y con el área de hidrocarburos de la gobernación?

—Tengo buena relación con Mariano Arcioni, el gobernador de Chubut. Aun así, no comparto todas sus políticas como no comparto todas las decisiones de Juan Pablo Luque, el intendente de Comodoro Rivadavia. Cuando los intereses políticos están por sobre la gente, empiezan los problemas. Yo puedo ser amigo de Arcioni o de Luque, pero no puedo perder el rumbo de mis trabajadores. Los tengo que proteger garantizando las normas de seguridad que predican las empresas. Hay cuestiones con las que no estoy de acuerdo; por ejemplo, que tengamos un hospital que no cuente con camas para la gente que está enferma, cuando estuvimos cinco o seis meses preparándonos para agregar camas. Hoy nos encontramos con una pandemia y estamos sin camas. Eso es un golpe bajo. Lo mismo pasa con la dificultad para pagar los sueldos a los empleados públicos. Esta provincia tiene pesca, tiene petróleo, tiene oro, ¿cómo puede ser que estemos en manos de extranjeros que nos dominan? Tenemos que madurar y trabajar para defender los intereses de nuestra propia gente.

Usted fue uno de los primeros dirigentes en tener una relación fluida con Alberto Fernández. Lo convocaron al gremio incluso antes de que fuese candidato a presidente. ¿Cómo ve la gestión actual y cómo es la relación que tiene con él en este momento?

—La mejor que puedo tener. Yo miro la televisión y veo que en Alemania volvieron a cerrar la frontera, que lo mismo pasó en España o que en Italia suspendieron el fútbol, y eso quiere decir que las cosas tan mal no se están haciendo. En algunos lugares bailaron la semana pasada, pero ahora están nuevamente en cuarentena y eso tampoco sirve. Lo que sirve es tener un plan. Sin embargo, muchos miserables de la política barata no se dan cuenta del daño que le hacen al país construyendo determinados discursos. Hay mucha gente asustada por el virus, también hay gente que sigue sin cobrar su sueldo. Desde la política hay que dar aliento. Mucha de la gente de Macri y de otros partidos de la oposición confundió el rumbo a partir del desaliento. Estamos en una situación compleja. Nosotros, particularmente, vamos a seguir acompañando las medidas de Alberto Fernández de pelear hasta la última vida.

El Frente de Todos es una coalición con distintos emergentes y debe gestionar un contexto económico dificilísimo en medio de una pandemia de enorme magnitud. ¿Cómo se defiende la consistencia interna de ese frente en un escenario tan complejo?

—Hay que defender a Alberto Fernández. Si empezamos a competir para ver quién gobernó mejor hace diez años, nos vamos a encontrar con muchas diferencias. Este es otro país, es otra Argentina. Hay una pandemia y hay hambre. Por lo tanto, hay que unir esfuerzos para superar eso. El poder lo tiene que tener la república y el que tiene que gobernar es el presidente. ×

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Los campos maduros de la Cuenca del Golfo San Jorge todavía se la rebuscan para seguir produciendo hidrocarburos convencionales. El norte de la provincia de Santa Cruz es clave para ese desarrollo. Junto con Chubut, ambas provincias están navegando como pueden la crisis de la economía argentina, agudizada por la pandemia, que impactó de lleno en el sector. En este complejo escenario, la añeja y aceitada explotación convencional de petróleo y gas de la cuenca funcionó como un anticuerpo frente a la crisis. Así lo entiende Leonardo Álvarez, jefe de Gabinete del Gobierno de Santa Cruz, que dialogó con TRAMA acerca de la cuenca y la situación energética de la provincia. «La capacidad de respuesta frente a un fenómeno externo como es la pandemia fue más fácil y rápida desde una explotación que tiene que ver con el convencional y que viene sistematizada desde hace mucho tiempo», sostuvo el funcionario. Y agregó que «aquellas explotaciones vinculadas con una actividad nueva y de mayor costo en la Argentina, como es la no convencional, tuvieron una menor capacidad de respuesta».

Álvarez, que también fue ministro de Producción en el primer gobierno de Alicia Kirchner, destacó el rol que tiene YPF en la cuenca y describió que la compañía controlada por el Estado tiene que «optimizar los recursos para conseguir inversión de capital» y «volver a ser una empresa al servicio de su país y de su sociedad, y no solo al servicio de sus balances». También subrayó la incorporación de la minería metalífera en la cuenca en los últimos años y que «la actividad convencional, la recuperación terciaria y la oportunidad del offshore son un combo del Golfo San Jorge que genera expectativas para los próximos años».

¿Cree que fue buena la reacción frente al coronavirus que tuvo la actividad en la Cuenca del Golfo?

—En la Cuenca del Golfo hubo una impronta muy fuerte por parte de los gobernadores. El año pasado, la gobernadora Alicia Kirchner había acordado con el todavía candidato a presidente, Alberto Fernández, restituir el precio sostén del crudo. La gestión que hicieron las provincias fue una de las herramientas de equilibrio para atravesar la muy difícil situación de la actividad hidrocarburífera, fundamentalmente por la baja de la demanda que viene de la mano de la pandemia. Por otro lado, desde hace cuatro años nosotros venimos trabajando sobre una agenda de diálogo con todos los actores del sector: gremios, empresas y las autoridades políticas de la zona norte de la provincia. Esta mesa de diálogo iba teniendo mayor o menor nivel de acuerdo, pero nunca se cortó la relación. Esto permitió tener una base de actividad en el sector. La Cuenca del Golfo debe mirarse como una unidad productiva completa, no puede hacerse una separación con el límite imaginario que nos divide con la provincia de Chubut. El norte de Santa Cruz y el sur de Chubut conforman una misma unidad económica. Tenemos una mirada en común con los intendentes de las dos provincias; en el caso de Chubut, con Juan Pablo Luque (intendente de Comodoro Rivadavia), y en el caso de Santa Cruz, con nuestros intendentes.

En los últimos cinco o siete años, el nivel de recursos que el Estado nacional colocó para la actividad hidrocarburífera estuvo direccionado hacia Vaca Muerta. Es entendible porque es un objetivo estratégico. Pero la Cuenca del Golfo, con mucho menos inyección de recursos desde el Estado, logró contener la situación de una manera más autónoma y eficiente. ¿Qué opinión le merece esto?

—La capacidad de respuesta frente a un fenómeno externo como es la pandemia fue más fácil y rápida desde una explotación que tiene que ver con el convencional y que viene sistematizada desde hace mucho tiempo. Y tuvieron una menor capacidad de respuesta aquellas explotaciones vinculadas con una actividad nueva y de mayor costo en la Argentina, como es la no convencional. Con respecto al nivel de inversión de los cuatro años anteriores, creo que no tiene tanto que ver con una impronta geológica, sino con una impronta política. Hubo una decisión política de no invertir en una región que no le resultaba afín ideológicamente al Gobierno de Mauricio Macri, generando así inestabilidad laboral y conflictividad sindical. Esto lo pudimos ir encauzando de alguna manera entre el Gobierno provincial, las empresas y los sindicatos. Entendimos que esa crisis iba a pasar y que la Cuenca del Golfo iba a recuperar el nivel de actividad. Ese es el camino que nos propusimos y lamentablemente viene más lento por la pandemia. Pero todos los actores venimos trabajando en la misma sintonía. También volvimos a tener el compromiso de YPF, que, entiendo, se ha transformado nuevamente en una empresa productora de hidrocarburos, dejando de lado la mirada financiera que tuvo durante los últimos años.

YPF es la principal empresa de la cuenca en la provincia de Santa Cruz. ¿Qué se necesita ajustar en esta compañía para que su desarrollo fluya mejor?

—Me tocó participar mucho con YPF, incluso en el proceso de nacionalización de la empresa, algo que desde lo ideológico comparto absolutamente porque la explotación de hidrocarburos posee un valor estratégico. Tener una empresa de bandera con una posición dominante en el mercado de venta de combustible es una necesidad estratégica de los países. Creo que YPF debe trabajar fundamentalmente en dos cuestiones: por un lado, en la optimización del recurso, porque hoy no es fácil en el mundo conseguir inversión de capital para llevar adelante emprendimientos productivos. A partir de la reestructuración de la deuda va a ser más fácil en la Argentina. YPF debe optimizar sus procesos de exploración y de producción, es decir, elegir bien dónde poner el recurso para generar recupero y desarrollo. Por otro lado, debe considerar lo que entendemos como proyecto político, que hoy son las empresas en el siglo XXI. Una empresa no es solamente una organización económica, sino también una organización social, porque contiene un montón de trabajadores, la cadena de valor está compuesta por trabajadores, y porque su producción se vuelca hacia el consumo de la sociedad en su conjunto. Por eso, como ya dije, YPF tiene que volver a ser una empresa al servicio de su país y de su sociedad, y no solamente al servicio de sus balances.

La tasa de declino de la Cuenca del Golfo San Jorge, al tener campos convencionales, es de un 7% o 9%, frente a un 20% o 30% de Vaca Muerta. En un ciclo de precios bajos, esta cuenca tiene la oportunidad de sostener el nivel de producción y de defender la cadena de valor con las empresas de servicio.

—Tener activa la potencialidad del convencional que todavía posee la Cuenca del Golfo es muy importante, porque, al tener una cadena de valor regional, podés tener mayor flexibilidad en el break even (umbral de rentabilidad). Pero también hay que recordar que todavía tenemos oportunidades de crecimiento desde la cuenca, porque no explotamos la actividad no convencional del Golfo. Y, además, porque con YPF estamos trabajando en la recuperación terciaria a partir de la inyección de polímeros, y esto puede estirar de manera importante la vida útil de los yacimientos convencionales. Además, porque tenemos una potencialidad no explotada y que compartimos con Chubut, que es el offshore de la propia Cuenca del Golfo. Estaba prohibida la prospección sísmica, pero en los cuatro años anteriores trabajamos con la Legislatura para que se permitiera la prospección costas afuera en el Golfo sin afectar las otras actividades productivas y de manera responsable y sostenible desde el punto de vista social y del medio ambiente. Creo que todo esto genera una ventana de posibilidades; que la actividad convencional, la recuperación terciaria y la oportunidad del offshore son un combo para el Golfo San Jorge, que genera expectativas para los próximos años. Hay que sumar las obras de infraestructura que son necesarias, como la culminación del gasoducto troncal en la zona norte de la provincia de Santa Cruz, que permitiría el transporte de gas.

¿Cuál es el estado de ese proyecto?

—La provincia compró, primero a través de un fideicomiso y después con el BICE (Banco de Inversión y Comercio Exterior), la cañería, que representa alrededor de un 60% del valor de la obra. Estamos trabajando con Enargas para destrabar la situación judicial en la cual hoy se encuentra esa tubería y, vía los subsidios evitados, poder culminar la obra.

Hace poco, la provincia licitó un proyecto de ampliación de la red de transporte en alta tensión. ¿Cuál es el objetivo?

—A la Cuenca del Golfo se le unió en los últimos años la explotación minera. Santa Cruz es la primera provincia productora de la minería metalífera del país y exporta casi el 50% de la producción metalífera. A partir de esto, generamos un fideicomiso de responsabilidad social empresaria que se denomina UNIRSE, desde donde pudimos financiar varias obras. La de la red de alta tensión es la más importante, con u$s 55 millones, y va a unir el paraje El Pluma con las localidades de Perito Moreno y Los Antiguos en 132 kV. Después de esta, solamente nos va a quedar Puerto San Julián y Gobernador Gregores, para anillar en 132 kV toda nuestra provincia. Esto es muy importante porque la actual vicepresidenta Cristina Fernández siempre nos dice que el mundo va a demandar tres cosas, y después de la pandemia, aún más: tecnología, energía y alimentos. En las dos últimas, Santa Cruz tiene mucho para ofrecer, pero para llegar con esa energía necesitamos transportarla. A su vez, el proyecto de las represas va más lento con la pandemia, pero sigue avanzando después de dos años y medio de paralización durante el Gobierno de Macri. También está el tema de la obra para terminar la usina térmica de Río Turbio, la potencialidad mareomotriz y la energía eólica. Tenemos dos parques eólicos en funcionamiento y uno en construcción. Todo esto hace que Santa Cruz tenga una integración a la matriz energética del país como provincia productora.

En la actividad hidrocarburífera de la cuenca hay una fuerte dispersión de costos operativos entre cada campo. Si se mira a las cuatro o cinco operadoras grandes que están en la cuenca, como YPF, CAPSA, PAE, Tecpetrol, Sinopec, tienen una gran dispersión en sus costos. ¿Coincide con que esta dispersión de costos existe?

—Coincido. Creo que tiene que ver con que parte del crecimiento de YPF estará dado mediante la optimización de los costos de producción, aunque YPF también cumple un rol de empresa de bandera y esto puede hacer que sean más dispersos sus costos. Como parte integrante de YPF, la realidad es que deberíamos intentar tener una empresa que pudiera optimizar mejor sus recursos. ×

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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 TRAMA, el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Martín Cerdá, 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. Cerdá resaltó que Chubut ahora tiene una ventaja que antes del conflicto gremial de Los Dragones en Cerro Dragón en 2012 no tenía: la maduración de todos los actores para superar las crisis. «Para analizar cómo atravesar las crisis habría que remontarse años atrás, donde también se desplomaba el precio del crudo, se paralizaban las inversiones y no se escapaba a los conflictos. La paz social estaba totalmente limitada, había cortes y piquetes. Creo que el punto de inflexión hacia la maduración que tenemos hoy en todos los sectores tuvo lugar después del conflicto de Los Dragones, que fue una barbaridad porque fue con demasiada violencia para toda la sociedad», señaló Cerdá. «En abril o mayo éramos bastante pesimistas. Pensamos que muchas Pymes, que ya venían castigadas, iban a quedar en el camino, pero la verdad es que se fueron generando mesas de trabajo y buscamos distintas alternativas que nos permitieron pasar lo peor. Creo que lo peor ya pasó», remarcó.

¿Qué acciones llevaron adelante en medio de esta crisis para defender el mayor valor posible de la cuenca?

—En febrero arrancamos con reuniones con la Secretaría de Energía para hablar de un esquema que después terminó siendo el «barril criollo». Fue justo cuando empezó a caer el precio. Dialogamos con las provincias en el marco de la OFEPHI (Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos), y hay que remarcar que se viene avanzando bien. Tratamos de impulsar una política petrolera común para todas las operadoras, más allá de los casos puntuales que puedan tener Vaca Muerta, Santa Cruz o Chubut. Buscábamos una herramienta que les permitiera a provincias, operadoras y a la actividad en general tener un precio de referencia, sostener la actividad o que el impacto para las provincias en pérdida por regalías no fuese mucho, y que para las operadoras representara lo mínimo posible. Lo terminamos de redactar con mucho consenso, pero vino la pandemia. Nunca nos imaginamos que la demanda de combustibles se iba a planchar tanto y que iba a caer la demanda de crudo como cayó. Pero el decreto salió y no nos dio tiempo para estudiar modificaciones. Esta herramienta no digo que fue exitosa, pero al menos fue buena para nosotros. Después hicimos un fuerte trabajo con las operadoras, el gremio y las Pymes en cuanto a buscar herramientas para ayudar a las pequeñas y medianas empresas que fueron muy castigadas. Sirvieron mucho los ATP (Programa de Asistencia de Emergencia al Trabajo y la Producción) que sacó al gobierno, pero no alcanzó para todos. Varias Pymes tuvieron que pedir créditos a los bancos. El gremio tuvo un rol fundamental, accedió a la quita de salarios de toda la actividad. Todo este proceso fue producto de la relación de maduración con los años que venimos teniendo en el sector.

Hace poco se cumplieron 10 días en los que el precio promedio estuvo por encima de los u$s 45 el barril. Algunos productores y refinadores dicen que ya se puede negociar a un valor parecido al de export parity (paridad de exportación). Otros afirman que hay que discutir un precio cercano a los u$s 45. Y hay provincias que dicen que tienen que seguir cobrando este valor sobre las regalías. ¿Qué opinión tiene sobre el tema?

—Nuestro problema sobre este punto no fue tan grave porque en la provincia contamos con dos compañías que son grandes e integradas, tienen las refinadoras y producen, como son YPF y PAE, CAPSA y Tecpetrol sí tuvieron que salir a hacer este tipo de negociaciones. Tenemos que encontrar un acuerdo que nos beneficie a todos. Hay que encontrar ese equilibrio. Obviamente las provincias no tienen que perder ingresos por regalías. Necesitamos llegar a alcanzar acuerdos donde la pérdida sea compartida.

¿Qué escenario ve en los próximos 6 ó 12 meses para la Cuenca del Golfo San Jorge?

—Sin pandemia creo que hubiese sido un año bueno, incluso con la caída del precio del barril. Veníamos incrementando la producción. Los proyectos de recuperación terciaria están dando muy buenos resultados. Y desde el Gobierno provincial estamos analizando algunas medidas, que seguramente vamos a terminar de pulir y anunciar para seguir fomentando la actividad en nuestra cuenca. Creo que ahora, con la pandemia, tenemos un panorama bueno porque la actividad se reactivó un 60%. Subieron muchos equipos, PAE es la compañía que más subió. YPF lo viene haciendo, a pesar de sus problemas. Hay que convivir con esta situación de que se bajan cuadrillas por el contagio de un operario o lo que vaya surgiendo por la propia pandemia. Pero a la Cuenca del Golfo yo le veo un futuro alentador, porque tengo la esperanza de que a fin de año, si bien no va a llegar a un 100% con la actividad, estará en un 70% u 80% recuperada. La empresa CAPSA está ultimando detalles para subir los perforadores que tiene. El precio del crudo que hay obviamente no es el ideal, pero las operadoras buscaron una eficiencia de costos que les permite seguir invirtiendo con este precio. El futuro lo veo muy positivo porque estamos sorprendidos con los resultados de la actividad terciaria. Los geólogos que trabajan en recuperación secundaria decían que ya se estaba en lo último, pero aparece una tecnología nueva como son los polímeros y en los proyectos que llevó adelante YPF se recuperó un 4% más de producción.

Cuando se analizan los niveles de recuperación terciaria, se observan buenas oportunidades.

—Se abrió un horizonte bastante interesante con todo lo que es recuperación terciaria. CAPSA hizo mucha escuela, le está yendo muy bien. También hay un muy buen panorama de todo lo que se puede seguir desarrollando con exploración y perforación de los pozos de la primaria, donde todavía tenemos margen.

Chubut tiene jugadores grandes como PAE y una empresa de perfil bajísimo como CAPSA, pero que es el cuarto o quinto productor de petróleo casi en silencio. En el área El Tordillo opera Tecpetrol, que es una empresa muy grande pero que en los últimos años perdió nivel de producción. Y después está YPF, que es una empresa gigante, mixta y con control del gobierno. ¿Cuál es la agenda que tiene la provincia con cada una de las compañías?

—CAPSA parece casi una empresa familiar con todos los gastos muy ajustados. Y tenemos una empresa grande como YPF. Nuestra agenda con estas operadoras es fortalecer los proyectos de recuperación terciaria. Con PAE venimos conversando, porque por magnitud e importancia es la compañía que nos puede llevar a estudiar la D-129 (reservorio de hidrocarburos no convencionales en la Cuenca del Golfo San Jorge). De hecho, PAE lo viene haciendo, y para todo lo que es no convencional creo que es el gran jugador que puede llegar a darnos buenas noticias. A futuro tenemos ese horizonte, por lo menos desde el punto de vista de las reservas. Además, con PAE estamos trabajando para aumentar los niveles de exportaciones. Hoy esta compañía es el principal actor que exporta y tiene capacidad para seguir exportando. La cuota del mercado local está cubierta. Si este país no sigue creciendo, nos vamos a quedar con ese crudo Escalante. Por eso tenemos una ventana importante para aumentar las exportaciones. En 2017, un 35% de la producción de la cuenca se exportaba. En 2018 llegamos a casi 40% y en 2019 hubo meses que llegamos a tener 50% y 50%. Con Tecpetrol también venimos conversando y creo que hay que operar el yacimiento de otra manera. Salir de la manera tradicional o de estos últimos años, porque esta compañía tiene la particularidad de contar con pozos muy profundos en la cuenca. Siempre lo hablamos con ellos, pienso que hay que buscar otros tipos de alternativas para este yacimiento. Si seguimos con 12% de regalías por ahí el año que viene no tengamos más proyectos como El Tordillo. Bajándole 4% capaz lo tengamos produciendo 10 años más. Eso se puede hacer sobre una curva de declinación, sobre todo lo que es el adicional. Todo lo que es el excedente se puede promocionar con una baja de regalías y el beneficio es que los equipos siguen arriba, seguimos generando fuente de empleo. Estamos trabajando en mi equipo dentro del Ministerio para encontrarle la vuelta a estas situaciones que se presentan en campos muy maduros.

¿Cuál sería un target deseable?

—Mientras esté cubierta la demanda local, si se pueden seguir aumentando las exportaciones sería ideal. Creo que 50% y 50% no es un número malo. Estamos en tratativas con el Gobierno nacional para que nos baje el porcentaje de las retenciones a las exportaciones. Ya se hizo con el decreto. Y ojalá, si al país le empieza a ir mejor, podamos bajar un poco más. No sé si a cero, pero sí que bajen.

Ya comentó que antes de la pandemia estaban pensando una serie de medidas para la producción de hidrocarburos en la cuenca. La pandemia cambió todo. Pero en un escenario pospandemia, además de las regalías, ¿qué otro elemento están considerando?

—Con el mismo espíritu con el que miramos las regalías, estamos solicitándole al Gobierno nacional que nos dé una mano en los proyectos de polímeros. Vienen funcionando bien, pero falta mucho para tener polímeros nacionales y hoy pagan mucho impuesto cuando se los importa. Es alrededor de un 15%. Creemos importante bajar ese porcentaje para una actividad puntual y que hoy no se fabrica en el país. Hay algunas iniciativas, hay estudios, pero la verdad es que lleva tiempo y pruebas producirlo en la Argentina. Además, cada campo necesita un polímero distinto. Las conversaciones sobre este tema se frenaron con la pandemia. Vamos a esperar que se acomode la Secretaría de Energía para volver a conversar. Cada vez que puedo, también se lo recuerdo al ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas.

Hubo un cambio de autoridades y de estructuración en la Secretaría de Energía. Asumió Darío Martínez y el área energética pasó al Ministerio de Economía. ¿Qué expectativas le genera este cambio?

—El pase a la órbita del Ministerio de Economía la verdad es que no sé si es bueno o malo. Fue un cambio estratégico del gobierno. Obviamente el presidente y sus allegados tienen una foto que yo no tengo. Respecto de Darío, yo lo conozco, me comuniqué con él, seguramente vamos a trabajar en las dos agendas, tanto la de la OFEPHI como la de Chubut. Todo cambio produce expectativa. Lo que no se pudo con el secretario anterior por ahí ahora sí y se genera una agenda para las provincias. Se venía haciendo un trabajo bastante interesante con Juan José Carbajales y ojalá se pueda continuar trabajando así. ×

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«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 Techint. La definición de sí mismo se refiere al desembarco de la compañía en el Golfo San Jorge, que produjo una fusión entre los petroleros de raza de YPF que trabajaban desde hacía décadas en la cuenca y el grupo de novatos entusiasmados, que «invadieron» el área forjados al fuego del gigante industrial de la familia Rocca.

«El promedio es una consecuencia y no un objetivo», refiere sobre su performance académica, que complementó con una maestría en el exterior. Esa idea resulta clave para comprender una dinámica de trabajo basada en la siempre presente disposición al aprendizaje, a la observación y al análisis que se lleva a cabo a la hora de operar en el Golfo. Una mirada que va más allá de los resultados. Y que hace que, muchos años después, ese espíritu exploratorio se mantenga intacto. «Los estudiantes viajan a Comodoro Rivadavia para observar durante una semana cómo funciona una operación convencional. Muchos de los gerentes y directores de la empresa hicimos escuela allí», cuenta.

¿Cómo fue el desempeño de Tecpetrol desde que empezaron a operar El Tordillo?

—Cuando tomamos el área, las reservas a auditar eran de 7,6 millones de metros cúbicos. Lo que se había acumulado en 1916 (aunque, en 1945, el yacimiento empezó a producir más) eran 20 millones de barriles. Luego, de 7,6 millones pasamos a producir 32 millones. Es decir, quintuplicamos el número.

La empresa Santa Fe (anterior propietaria del yacimiento) siempre fue fuerte en cuanto a la recuperación secundaria y supimos aprovecharlo. Cuando adquirimos el área, había un proyecto piloto que inyectaba 700 metros cúbicos de agua y nosotros llegamos, en el pico, a inyectar 45.000 metros cúbicos por día. Pusimos 950 pozos en producción de recuperación secundaria y 350 inyectores.

¿Cómo lo hicieron?

—En principio, nos contactamos con universidades, consultoras y compañías de los Estados Unidos para aprender y traer ideas. A la inversa de lo que se hace en Vaca Muerta, donde se fractura para generar las calles, en el Golfo las calles están hechas y el agua no empuja el petróleo. Entonces, le pusimos un polímero. Llegamos a colocar 120 pozos inyectores y a producir 600 metros cúbicos de recuperación terciaria.

Sin embargo, el yacimiento El Tordillo tiene una característica única, que es la alta temperatura y la profundidad de los pozos. No hay en 2020 un polímero que resista tal magnitud de temperatura y profundidad. El de CAPSA es el polímero que nosotros no podemos aplicar y considero que es, precisamente, una de las oportunidades a futuro de la cuenca.

Es indispensable la industrialización de las operaciones para poner el foco en la producción y la eficiencia de los costos a través de la productividad. También es necesario cuestionarse: ¿Por qué esta cuadrilla solo trabaja en esta zona? Esto implica pensar en procesos y tiempos estándares. Ya empezamos a trabajar en eso. Se trata de poder hacer más cosas con lo mismo para bajar los costos por barril y, por lo tanto, aumentar las reservas.

Es cuestión de reflexionar y organizar…

—Claro. Hoy, hay una mirada puesta en la masividad. Para hacer industrialización, se necesita tener masividad. De lo contrario, no funciona. No tiene sentido porque, cuando termino de aprenderlo, no hago más pozos. La Cuenca del Golfo no consta de un reservorio único, son miles. Tecpetrol perforó 741 pozos en 100 kilómetros cuadrados. En Vaca Muerta, eso es una locura. Por la masividad de El Tordillo, un área que llegó a producir 4.300 metros cúbicos de petróleo, invertimos –entre costos de opex y capex– u$s 3.800 millones.

Cuando el precio del petróleo está alto, el porcentaje de agua de Tecpetrol ronda el 97%. Cuando el petróleo baja, estamos en 92%. Tenemos un listado de pozo por pozo, con sus costos variables. Entonces, si sube el precio, subimos pozo. Si no, la situación te va comiendo y baja la rentabilidad. Hay que poner el foco en el análisis. 

Pensando en el período pospandemia y dado que menciona la industrialización y las mejoras de procesos, ¿hay buenas expectativas al respecto?

—Sí, yo estoy muy comprometido con eso. Y entiendo que la optimización de los procesos es indelegable del operador, del dueño. Saben fracturar. Pero, cuando le das la llave en mano, recurren al subcontrato.

Doy un ejemplo para explicar dónde reside la importancia a la hora de optimizar. Yo, personalmente, contraté a una persona que sabía mucho de industrialización. Pero se trataba de un proyecto bastante individual y eso me puso a toda la gente en contra. Aun así, logramos alcanzar una eficiencia de más del 30%. Con esto quiero decir que la clave no está en la cantidad de personas, sino en la capacidad para organizar procesos. Trabajamos así en Fortín de Piedra y hoy vemos los cambios. Actualmente, es impensado hacer menos de cinco fracturas por día. Pero se hacían tres.

Mientras otras compañías hacen tres fracturas por día en Vaca Muerta, ustedes levantan la vara a ocho fracturas. ¿Cree que poseen un valor detectable que otras empresas no pueden ver?

—Sí. Se puede hablar mucho de números. Pero, a veces, lo más difícil es visualizar. En mi caso, cuando vi la arena de un pozo, tomé conciencia de la importancia de la logística. La Cuenca del Golfo es particular en lo siguiente: vos perforás 700 pozos mientras que, en otras áreas, solo es posible desarrollar 40. Pero, para mantener 700 pozos, hay que tener cualquier cantidad de contratistas y de proveedores. Entonces, eso te permite hacer tiempos estándares para ser eficiente. Porque tenés algo continuo y masivo.

En América latina y en la Argentina, el operador tiende a encargarse de la logística comercial y las ventas, y todo lo demás se subcontrata. Y lo que ocurre al subcontratar es que se delega la optimización de los procesos. Para optimizar un yacimiento, es fundamental incluir a los contratistas. Al hacerlo, mejora toda la cadena de valor.

¿Tecpetrol tiene que relanzar la agenda con los contratistas de cara a 2021?

—Primero, vamos a medir dónde podemos mejorar con lo que tenemos. No hace falta cambiar permanentemente la tecnología o los contratistas. Un alto directivo de una petrolera que una vez visitó Vaca Muerta se impresionó al ver el esfuerzo que el obrero depositaba en el trabajo de fractura que estaba realizando. Cuando tenés un norte, vas al trabajo y sabés lo que tenés que hacer. A mi hija le digo: «Me gusta el día porque no me cuesta ir a trabajar». Realmente hago lo que me gusta.

¿A qué se debe la capacidad que demostró el Golfo San Jorge a la hora de enfrentar un contexto de crisis tan complejo?

—La Cuenca del Golfo es un área grande y, salvo que ocurra una catástrofe, genera un mínimo de actividad sustentable para la cuenca. Y, justamente, por esa característica todos los demás actores tenemos una actividad más o menos constante. El Golfo tiene una declinación promedio, en primaria, del 15%; en secundaria, baja a 8%. En El Tordillo, tenemos un pozo cada cinco hectáreas. Y percibimos claramente que, en el caso del convencional, es fácil levantar y, a la vez, es más fácil declinar.

En el último tiempo, fuimos a una zona a la que no habíamos ido nunca y encontramos cosas interesantes. Hay miles de reservorios y nosotros llegamos a hacer 241 niveles de capas. Ahora bien, esos reservorios son chicos y tienen baja permeabilidad. En la cuenca, hay que pelearla y, para eso, el capital humano y el foco en la eficiencia son fundamentales.

También es importante estar preparados para soportar un vaivén de precios que es cada vez más fuerte. Y hay que tener rapidez para mantener una actividad mínima en los momentos en que se vuelve difícil programar. Yo creo que hay que lograr desatar Vaca Muerta y la macroeconomía del país. Sobre todo, porque, en esta industria, cada vez que se frena la actividad, se pierde mucho dinero y el flujo de inversión que permite financiar los proyectos.

El precio del crudo del Golfo se revalorizó mucho porque tiene poco azufre, ¿es una variable a tener en cuenta?

—Sí, creo que hace al crudo más competitivo y eso le viene bien a una cuenca madura.

¿Por qué El Tordillo es un yacimiento escuela?

—Es un lugar ideal para aprender porque tenemos pulling, workover, perforación, generación de energía y plantas de tratamiento. El abordaje es muy completo; hay mucho para ver. Los estudiantes viajan a Comodoro Rivadavia para observar durante una semana cómo funciona una operación convencional. Muchos de los gerentes y directores de la empresa hicimos escuela allí.

El programa de capacitación Tecpetrol University Induction Camp (TUIC) tiene una duración total de un mes e incluye, además, capacitaciones teóricas, trabajo con simuladores de desarrollo convencional y no convencional en los que se presenta un modelo simplificado de un yacimiento y deben tomarse decisiones clave, que repercuten en la producción de petróleo y gas. ×

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La pandemia de coronavirus forzó a fines de marzo la paralización casi total de la industria petrolera. En Cerro Dragón, el mayor yacimiento de crudo del país, siguieron activos los equipos de pulling. Sin embargo, a mediados de junio, ya con los primeros signos de reactivación, Pan American Energy (PAE) levantó 15 equipos de workover y una unidad autónoma de fractura y reparación de pozos. Pese a ser un campo que comenzó a explotarse en la década del 50, pareciera que siempre encuentra la manera de reinventarse, aun en las condiciones más adversas.

Danny Massacese, Upstream managing director de PAE, aseguró a TRAMA que la compañía está desarrollando su actividad con un 70% de los equipos que tenía en funcionamiento antes de la pandemia, marcando el rumbo de la reactivación de la industria.

Geólogo, nacido y criado en Esquel, está a cargo de las operaciones de PAE desde 2014. Se mostró cauto, aunque positivo, de cara al escenario incierto que tiene por delante la industria energética. Además, expuso los lineamientos generales de la reestructuración del área de Upstream que está implementando la empresa. En una entrevista a fondo, repasó los fundamentos que explican la reactivación de la actividad en el Golfo San Jorge, que no hace más que poner en evidencia la resiliencia de la cuenca para recuperarse antes que otras de una crisis inédita.

«Hemos activado seis equipos de perforación y uno más que opera durante un tiempo acotado. El plan para este año es perforar 136 pozos con estos seis equipos de perforación: cinco de 1.000/1.500 HP y uno que perfora la sección superficial», adelantó.

¿Cuáles fueron las medidas que llevó a cabo la compañía ante el panorama del COVID-19?

—El 19 de marzo, cuando se declaró el aislamiento por la pandemia, tomamos la decisión de adecuar toda la actividad excepto los equipos de pulling, que continuaron trabajando durante todo el período. Al ser declarada actividad esencial la industria petrolera, decidimos mantener estos equipos en funcionamiento para evitar la parálisis de la producción en Cerro Dragón, ya que teníamos asumidos compromisos internos y externos de exportación. También, quedaron activados varios de los servicios mínimos de operación y mantenimiento, para garantizar la logística y asegurar el suministro de materiales a los equipos de pulling. Ante un panorama tremendamente incierto, decidimos que era la mejor estrategia para preservar la salud de la gente y las operaciones de la empresa.

Durante mayo, con algunos síntomas de recuperación, calculamos que en junio íbamos a volver con la actividad de equipos de workover, aunque no todos los que teníamos, sino los que nos permitía este nuevo escenario de precios. Así fue como, a mediados de junio, se levantaron los 15 equipos de workover que están operando actualmente y una unidad autónoma de fractura y reparación de pozos. En cuanto a workover, este es el programa de equipos que vamos a mantener hasta fin de año.

¿Luego reactivaron las operaciones de perforación?

—Sí. Observando una tendencia positiva en cuanto a la recuperación del precio del barril, sumado a los compromisos con el exterior a valores que estaban razonablemente bien, decidimos volver a la actividad de perforación. Al principio, pensábamos hacer parte de los pozos y completar el resto el año que viene, porque teníamos un serio problema de caja. Sin embargo, con el paso del tiempo, creímos más conveniente llevar adelante la terminación de la totalidad de los pozos, sobre todo para minimizar costos improductivos. Hemos activado seis equipos de perforación y uno más, que opera durante un tiempo acotado.

El plan para este año es perforar 136 pozos con estos seis equipos de perforación: cinco de 1.000/1.500 HP y uno que perfora la sección superficial. También, decidimos activar muchos de los frentes de construcciones para el tendido de líneas de conducción y líneas eléctricas, y la adecuación de instalaciones de producción y construcciones de nuevas baterías. Retomamos el sendero pre-pandemia con inversiones enfocadas en los aspectos productivos.

¿Cuál es la visión sobre los costos?

—Los costos que tiene PAE en líneas generales le permiten –dentro de los escenarios de precios actuales– mantener un nivel de actividad equivalente al que estamos teniendo. En la medida en que se consolida el precio del barril de petróleo, nosotros podemos pensar en una actividad mayor, que es fundamental para la salud de nuestra compañía en tanto necesitamos el suministro de petróleo Escalante para la refinería de Axion, y requerimos, también, dar respuesta a la exportación de crudo que hacemos de forma periódica y sistemática desde hace muchos años.

¿La decisión de operar en condiciones inciertas puede leerse como una apuesta cultural y organizacional de la empresa? ¿Qué gastos improductivos implicaba el hecho de no reactivar?

—En principio, hicimos un buen trabajo con los gremios. La propuesta fue la siguiente: nosotros vamos a levantarun nivel de actividad y ustedes tienen que acceder a un esquema de rotación para tratar de contener y resguardar a la mayor cantidad de gente que forma parte de la industria. Entonces, todo el mundo puso algo: nosotros pusimos en marcha la actividad, las empresas de servicio se sacrificaron para mantenerse activas y el sindicato accedió a implementar esquemas de trabajo distintos. Todo esto permitió que la gran mayoría permanezca activa y se volvió un sistema más solidario que lo que había en el anterior contexto de pleno empleo.

Hoy, parte de la actividad está sostenida por el sindicato, donde los trabajadores aceptan un esquema particular de suspensión temporal por mes muy cortito, pero que distribuye la actividad entre todos los actores del gremio.

¿Existe en la Cuenca del Golfo alguna dinámica particular para que la necesidad de que todos pongan un poco se entienda y se aplique con mayor facilidad que en otras cuencas?

—Creemos en el diálogo con los sindicatos y las empresas de servicios. Somos muy pragmáticos en eso. Nos proponemos no hacer nada de manera compulsiva. En todos lados, hay puntos de encuentro en los que uno puede trabajar y hay intereses comunes a todas las partes, incluyendo la política y la comunidad. Cuando detectamos los puntos de encuentro, trabajamos sobre ellos y llegamos a determinados acuerdos. Si bien la situación trae aparejados algunos costos extra, estamos dispuestos a absorberlos en la medida en que no se cambien los niveles de productividad, que los metros perforados por día sean equivalentes a los que teníamos anteriormente y que se siga poniendo foco en la productividad y la eficiencia.

¿Cuáles son los desafíos en materia de productividad y eficiencia operativa?

—Uno de los grandes desafíos es el rearmado y la adecuación de los contratos para que incorporen los temas de productividad y eficiencia. No pensamos que las penalidades sean buenas para mejorar las relaciones. Entendemos que, en la medida en que se trabaje y disminuyan los costos, se incrementa la actividad y eso resulta beneficioso para todos. A modo de ejemplo: en 2015, perforábamos 106 metros por día como promedio de todos los equipos que teníamos; hoy estamos en 167 metros por día y venimos mejorando todos los años entre un 15% y un 20%.

¿Es una cuestión de organización o tiene que ver con un salto tecnológico?

—Ambas. Hay una organización interna distinta y un salto tecnológico. Por un lado, hay una alineación de los intereses de las compañías de servicios y los sindicatos con los intereses de PAE. Por el otro, en cuanto a la innovación tecnológica, todos nuestros equipos están dotados de tecnologías cada vez más seguras. Además, adaptamos los aparatos para que desarrollen una actividad cada vez más eficiente. En 2015, el tiempo de movimiento por equipo demoraba entre 85 y 90 horas. Hoy, estamos entre 35 y 37 horas por equipo. La clave está en sostener y mejorar los costos para seguir invirtiendo.

En la Cuenca del Golfo, se reinvierte de forma sistemática y periódica. No nos comparamos con otros. Tenemos que recorrer una hoja de ruta trazada con objetivos tangibles y nos medimos con nosotros mismos. Mi mandato es hacerle ganar dinero a la compañía a partir de la producción, logrando eficiencia en el gasto.

Tomando el período 2015/2020, ¿en qué medida se transformaron las variables capex y opex?

—En 2014, el costo de pozo para Cerro Dragón estaba en el orden de los u$s 3,5 millones. Cinco años después, nos cuesta cerca de la mitad. Se trata de una reducción de costos sumamente importante. Las reparaciones y terminaciones de cada pozo costaban u$s 600.000 y, hoy, cuestan en torno a u$s 360.000. El tiempo de construcción de un pozo de 2.400 metros demoraba 24 días, mientras que, hoy, lo hace en 12. Hay una reducción brutal y esto nos permitió cambiar drásticamente. Si manteníamos lo que estábamos haciendo, no habríamos podido tener actividad.

Cuando el precio del petróleo ronda los u$s 40 ó 45 estamos a niveles plenos de actividad. Este año, es complicado por el problema de caja, producto de un escenario mundial complejo y adverso. Un precio de u$s 30 ó 35 –por una cuestión de regalías e impuestos de costos– no permite sostener una actividad de perforación.

REESTRUCTURACIÓN INTEGRAL

Cuando llegó a la empresa en 2014 hizo un diagnóstico y planificó a futuro. Seis años después, ¿sigue viendo un horizonte por delante o está próximo al punto de llegada que imaginó al comienzo?

—Por naturaleza, soy un inconformista y es lo que pretendo de todo mi equipo de trabajo. Actualmente, estoy en un proceso de cambio total de la reorganización del Upstream en PAE. Si bien es cierto que conseguimos muchas reducciones y buenos números, también lo es que, cuando uno mira el general de la compañía, mi gestión presenta indicadores complejos porque, muchas veces, hemos tenido que recortar inversiones. También hay que tener en cuenta que estamos llevando adelante un proyecto regional, con un desarrollo importante en México que en algún tiempo va a sumar una buena cantidad de barriles de crudo.

¿En qué va a consistir la reorganización del Upstream?

—Los ejes de la reestructuración son dos: producción y costo. La operación de campo va a concentrarse en la táctica para ejecutar y las áreas de soporte aportarán a las operaciones toda la experiencia y sapiencia de la ingeniería. La idea consiste en que las personas que trabajan en el campo se enfoquen en la producción y que no estén pensando en la estrategia de mediano o largo plazo. Nosotros nos encargamos de eso desde otra parte y le tenemos que dar todas las herramientas a la gente que ejecuta, para que su foco esté puesto en la producción.

¿Qué cantidad de personas involucra este proceso?

—Le diría que toda la organización del Upstream. Hay vicepresidentes que pasarán a ocupar otras posiciones y gerentes ejecutivos que ocuparán la vicepresidencia. El cambio parece drástico. Pero somos más o menos las mismas personas jugando otros roles, con nuevos desafíos. Tenemos muy arraigados los valores de la compañía
y no le tenemos miedo a este tipo de cosas porque, de ninguna manera, cambiamos los paradigmas, las metas o la forma de transitar el camino.

En materia de tecnología están a la vanguardia. ¿Hay algún desarrollo a nivel global que quieran implementar en Argentina?

—Muchos. Por ejemplo, estamos utilizando una técnica de inyección de polímeros para recuperación terciaria. Esto cambia sustancialmente el declino de los pozos y permite un mejor barrido espacial de la capa. Es un desarrollo que se hizo con BP (accionista mayoritario de la petrolera). Hace cinco años, se está aplicando en Cerro Dragón y está funcionando muy bien. Puede cambiar en más del 1% el declino de los pozos y, si lo multiplicamos por los pozos que tenemos en la zona, hablamos de un cambio importante. No está masificado pero es una técnica que estamos aplicando.

En cuanto al sistema de extracción, incorporamos las bombas electro-sumergibles con imán permanente y esto implica una reducción del consumo energético de 17%. Usamos mucho los variadores de frecuencia y, ahora, estamos empezando protocolos de ensayos para electro-sumergibles que se puedan bajar y sacar del pozo a través de un cable. Tenemos 42 proyectos de nuevas tecnologías que estamos estudiando, no solo para Cerro Dragón sino para todas nuestras operaciones. Entendemos que no se trata únicamente de sobrevivir a los tiempos malos, sino también de proyectarse para adelante.

Habló de un precio de u$s 40 para desarrollar la actividad a pleno. ¿Tienen en mente algún número a partir de la reestructuración?

—Los números están trazados en una hoja de ruta. Sin embargo, independientemente del número, debemos adaptarnos a las condiciones de mercado, que, ahora mismo, no son las óptimas. Es necesario trazar objetivos. Pero lo mejor es desandar el camino, trabajar día a día siendo eficientes y fomentar el compromiso de todas las partes involucradas. Cuando algo no funciona, inmediatamente lo detectamos, lo ponemos sobre la mesa y tratamos de corregirlo.

En condiciones normales, en septiembre estarían preparando el presupuesto del año que viene, con vistas a presentárselo al directorio. Este año, el escenario está distorsionado. Aun así, ¿hay visibilidad de la actividad del año que viene?

—Lo estamos preparando. Pensamos desarrollar alrededor de 170 pozos para el año que viene. Tenemos que ser cautos y ver si los precios se consolidan o no.

¿Cuál es la mirada respecto de las oportunidades de desarrollo de gas en la Cuenca del Golfo San Jorge?

—Estamos buscando opciones de gas. Incluso, viendo si podemos acceder a nuevas reservas de gas profundo. Pero dependemos de la geología y hay que ver si encontramos los plays que estamos buscando.

Por otra parte, adaptamos, a través de nuevas tecnologías, nuestras turbinas de generación eléctrica para que puedan procesar gas con 50% de CO2. Las calderas de fuego adicional en el ciclo-combinado de 80 Mw que tenemos funcionando consumen y procesan gas con 50% de CO2. Esto es clave porque no hay, en el mundo, operaciones de este tipo. El tecnólogo es GE, para las turbinas, y Siemens, para las calderas.  ×

El futuro de la cuenca

La Cuenca del Golfo San Jorge fue la primera en producir petróleo en la Argentina, hace más de 110 años. Sus campos maduros siguen siendo el mayor pulmón petrolífero del país. Sin embargo, Danny Massacese, Upstream managing director de PAE, advierte que habrá que reinvertarse a futuro porque las locaciones por perforar se van acabando. La fisionomía de la cuenca, adelante, migrará hacia un mayor trabajo de recuperación y mantenimiento de pozos existentes que hacia la perforación de pozos nuevos.

¿Cómo imagina el futuro de la Cuenca del Golfo San Jorge y qué responsabilidad van a tener allí los distintos actores
del sector?

—Hay que entender que la cuenca, en general, se está avejentando. Se va a poder tener actividad de perforación, pero no al nivel que había antiguamente. La actividad de perforación va a ser muy analizada, no porque las empresas no quieran perforar, sino porque no hay lugar. La perforación en la Cuenca del Golfo depende de las estructuras del subsuelo y si esas estructuras están o no con petróleo. Como la cuenca se avejenta, va a haber un período de actividades de workover para reparación de pozos muy sostenido en el tiempo, con una cantidad de equipos que va a variar muy poco y una actividad de pulling que va a ser cada vez mayor.

Veo una cuenca condicionada, que se va a volcar mucho más al mantenimiento y mucho menos a la construcción de nuevas instalaciones de superficie o facilities. Veo una cuenca en la que todos tienen que maximizar sus esfuerzos para hacerla eficiente. Precisamente, la eficiencia tiene que demorar el envejecimiento de la cuenca. Algunas compañías aún deben implementar proyectos de recuperación secundaria de forma masiva y bien gestionada, además de proyectos de recuperación terciaria. En estos últimos, algunas empresas, como CAPSA e YPF, están avanzadas.

Cerro Dragón es un campo que tiene muchas décadas de explotación y la empresa sigue buscando la forma de ser competitivos, ¿cuáles son los próximos pasos por delante?

—Como empresa, tenemos que evitar lo que le pasa a la gran mayoría en la Cuenca del Golfo San Jorge: que los campos –si bien son maduros– se conviertan en yacimientos viejos en procesos solamente de declino. Para que eso no ocurra, tenemos que llevar la técnica a su máximo límite. Hace muchos años, la principal actividad de la cuenca era de perforación y terminación de pozos. Luego, empezó a migrar hacia la reparación abandonando la perforación, y ahora hay cada vez más equipos de pulling y atención diaria de los pozos. Otro objetivo es tener un índice de reemplazo de reservas de más del 100%. Todo lo que producimos en un año tiene que ser reemplazado con reservas porque, si no, te quedás sin actividad en el corto plazo. Tenemos por delante entre 1.000 y 1.200 locaciones probadas y cinco o seis años de actividad, sumado a lo que se incorpore con los nuevos pozos que se van a ir perforando.

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El nivel de actividad en los yacimientos de Chubut y el norte de Santa Cruz se ubicaba en septiembre en un 65% con relación al escenario pre-pandemia. En la Cuenca Neuquina, en cambio, apenas si llega al 25%.

La diferencia se explica, en buena medida, por la estrategia que aplicaron las principales operadoras de cada cuenca. En el Golfo San Jorge, Pan American Energy (PAE), que marca el ritmo de región, reactivó a fines de junio casi todos sus equipos de pulling, la mayor parte de los de workover y la mitad de las unidades de perforación que tenía activas en marzo. Cerro Dragón, su campo estrella, trabaja en un nivel competitivo que apuntala la consistencia del ecosistema de Comodoro Rivadavia compuesto por trabajadores, empresas de servicios, contratistas y Gobierno provincial. 

En contraposición, YPF, el mayor jugador de Neuquén, aún no recuperó ni la mitad de los equipos torre que tenía operativos en la Cuenca Neuquina antes de la crisis. Su recuperación es más lenta y, por consiguiente, se observa una mayor fragilidad del tejido productivo.

Sin embargo, la distinta performance entre cuencas no se explica solo por lo que hizo cada petrolera. El entorno del Golfo San Jorge parece haber entendido de forma más solvente la profundidad de la crisis. Todo el arco de sindicatos con presencia en el Golfo –petroleros privados, jerárquicos, camioneros y UOCRA– incorporaron en junio mejores prácticas en el área de productividad en línea con la necesidad de las operadoras de optimizar su estructura de costos. En Neuquén, YPF y el resto de los productores no han podido alcanzar –al cierre de esta edición– un acuerdo de ese tipo con los gremios.

Las empresas de servicios también actuaron en consecuencia y entablaron una agenda de trabajo realista con las operadoras. La resiliencia del Golfo para lidiar con la crisis se basa también en la visión de los empresarios de servicios, quienes tuvieron la habilidad para lograr una representación gremial en la industria que no se observa en otras cuencas. Su objetivo es claro: defender el lugar de la cadena de valor de la región. Eso les permitió, por caso, encontrar mejores soluciones con YPF, el mayor productor de hidrocarburos del norte de Santa Cruz, para habilitar pagos atrasados a contratistas.

La petrolera controlada por el gobierno fue la más perjudicada por la expansión del COVID-19, que marcó un derrumbe de la venta de combustibles en el mercado interno, su principal fuente de financiamiento.

Capacidad exportadora

El Golfo San Jorge tiene una fortaleza que muchas veces pasa desapercibida: la cuenca exporta una parte significativa de su producción de petróleo. Eso fue así históricamente porque las destilerías argentinas están diseñadas para procesar una mayor cantidad de crudo Medanito. Por eso, los productores del Golfo tuvieron que invertir en su cadena comercial para desarrollar clientes en el mercado internacional. No fue fácil colocar en el mundo un crudo producido en una cuenca argentina.

Sin embargo, frente a la brusca caída de la demanda local de combustibles, la existencia de un mercado de exportación se convirtió en una valiosa válvula de escape. PAE y otros productores como CAPSA, una petrolera que en silencio se convirtió en el quinto productor de crudo del país, desarrollaron canales para vender su crudo fuera de la Argentina. En momentos en que la falta de dólares jaquea una vez más a la macroeconomía, la generación de divisas es un valor agregado.

Ese rasgo identitario de la cuenca se rejerarquizó en el último año por el cambio de las normas internacionales que regulan la calidad de los combustibles. En particular, la IMO 2020 aprobada por la Organización Internacional Marítima obligó a las empresas de transporte a empezar a utilizar a partir de este año fuel oil con menos cantidad de azufre. En rigor, la norma redujo de 3,5% a 0,5% masa/masa el volúmen de azufre permitido en el fuel oil pesado que consumen los bunkers transoceánicos que transportan combustibles.

Esa modificación regulatoria jugó a favor del crudo que se produce en el Golfo San Jorge. El Escalante es un petróleo que naturalmente contiene un muy bajo nivel de azufre. Por eso, se convirtió en un producto muy requerido por refinerías del Golfo de México y Europa. Esa mayor demanda se reflejó en el precio del Escalante, que se revalorizó significativamente. Hasta hace tres años, el crudo producido en Chubut cotizaba internacionalmente u$s 4 o hasta u$s 5 por debajo que el Brent, la referencia del crudo que se extrae en el Mar del Norte. Hoy, en cambio, el Escalante llega a cotizar a Brent más uno (+u$s 1). La valuación del negocio petrolífero se recuperó.

Sin subsidios

El desarrollo del Golfo San Jorge, la región donde se descubrió petróleo hace ya 113 años, se llevó adelante en los últimos años casi sin incentivos económicos por parte del Gobierno nacional. El Estado direccionó sus programas de estímulo hacia la Cuenca Neuquina y en mucha menor medida hacia la Cuenca Austral. Desde 2012 hasta la fecha, el Tesoro nacional desembolsó unos u$s 7.000 millones para solventar distintas versiones de programas de desarrollo de gas (Plan Gas I, II y III y Resolución 46). La cuenca recibió una escasa porción de los recursos económicos que se volcaron para incentivar la oferta del hidrocarburo. La gran mayoría –unos u$s 5.000 millones– fueron capturados por productores de la Cuenca Neuquina.

Pese a eso, el Golfo demostró competitividad para seguir produciendo hidrocarburos. TRAMA entrevistó a directivos de empresas operadoras, proveedores de servicios y funcionarios provinciales y municipales para indagar sobre la capacidad de la cuenca de reinventarse para defender su valor durante este presente complejo y apuntar a seguir siendo un pulmón hidrocarburífero del país a futuro. A continuación: un viaje al interior de la Cuenca del Golfo San Jorge.  ×

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YPF informó  a través de un comunicado que la petrolera y el Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, que conduce Guillermo Pereyra, firmaron hoy un acuerdo que permitirá reactivar la actividad hidrocarburífera en Neuquén. La empresa aseguró que este convenio es el acuerdo para reactivar los equipos torre que hoy están parados en la provincia.

Resta saber si será el acuerdo será ratificado por el resto de los gremios nacionales. El sindicato de petroleros Jerárquicos, que dirige Manuel Arévalo, no rubricó el acuerdo firmado por petroleros privados.

En el acuerdo alcanzado entre YPF y el gremio petrolero se establece un pago único, no remunerativo y por única vez de $60.000 que será abonado en dos cuotas: la primera con el sueldo de noviembre y la segunda en febrero del año que viene. Con respecto al aumento del 16,2% que quedaba pendiente de la paritaria de 2019, se acordó establecer el pago mensual de una suma fija no remunerativa equivalente a ese porcentaje a partir del mes de septiembre. Y a partir de marzo de 2021, aquel aumento del 16,2% pasará a ser remunerativo y a formar parte de los salarios.

 “Este convenio de sustentabilidad y empleo para Neuquén nos va a permitir a YPF y a la industria relanzar la actividad y retomar el crecimiento con eficiencia, generando trabajo y contribuyendo a la reconstrucción económica de Argentina en este momento en el que tanto lo necesitamos”, afirmó Sergio Affronti, CEO de YPF.

Además de Affronti y Pereyra, durante la firma estuvieron presentes el secretario de Energía de la Nación, Darío Martinez y el gobernador de la provincia de Neuquén, Omar Gutiérrez. En el comunicado, YPF afirmó que tras este acuerdo “la compañía cumplirá con su compromiso de reanudar su actividad en la provincia, especialmente en Vaca Muerta, con el objetivo de llegar a 45 equipos  activos en el mes de marzo 2021”.

“Nosotros creemos que es un buen acuerdo, en esta situación donde no sabemos qué va a pasar mañana. Creo que empezamos a despegar de alguna manera. Estamos en el buen camino de recuperación de la actividad, dentro de un marco sanitario delicado donde hay que cumplir con los protocolos”,  sostuvo  el secretario general de petroleros, Guillermo Pereyra.

Por su parte, el gobernador Omar Gutiérrez indicó que “esta acción es fruto del diálogo con todos los actores de la industria que permitirá la reactivación y promoverá la inversión, el desarrollo económico y energético, y la defensa de los puestos de trabajo. Forma parte de un nuevo esquema para dar previsibilidad a las inversiones. Vamos a seguir trabajando por la defensa irrestricta  del valor y la propiedad de nuestros recursos”.

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Siemens Energy anunció hoy un nuevo servicio de ciberseguridad industrial basado en inteligencia artificial (IA), Managed Detection and Response (MDR) por sus siglas en inglés, impulsado por Eos.ii, que permitirá a pequeñas y medianas generadoras de energía defender su infraestructura crítica contra los ciberataques. La plataforma tecnológica MDR, Eos.ii, aprovecha la inteligencia artificial y las metodologías de aprendizaje automático para recopilar y modelar inteligencia de activos de energía en tiempo real. Esto permite a los expertos en ciberseguridad de Siemens Energy monitorear, detectar y descubrir ataques antes de que se ejecuten. Sobre la base de conocimientos prácticos de la plataforma tecnológica de MDR, los expertos en ciberseguridad de Siemens Energy implementan medidas de defensa precisas en el centro de operaciones de seguridad y tecnología operativa de última generación (OT-SOC) de la compañía, para defender a los clientes de generación de energía, petróleo y el gas, energía renovable, transmisión y distribución.

“A medida que la revolución digital transforma la industria energética, los entornos operativos industriales se vuelven cada vez más vulnerables a los ciberataques”, dijo Leo Simonovich, director de ciberseguridad industrial de Siemens Energy. “MDR, con tecnología de Eos.ii, es la primera solución de monitoreo de ciberseguridad impulsada por IA para detectar y prevenir de manera proactiva ciberataques dirigidos a la infraestructura crítica para todos los entornos operativos antes de que los atacantes ataquen”.

Con la experiencia en ciberseguridad industrial y las tecnologías de detección patentadas de Siemens Energy, MDR puede recopilar datos sin procesar de tecnología de la información (TI) y tecnología operativa (OT) de un entorno operativo industrial y luego traducirlos y contextualizarlos en tiempo real. Esto proporciona una imagen unificada del comportamiento anómalo para los defensores con información procesable para detener los ataques. El sistema MDR de Siemens Energy va más allá del monitoreo convencional al lograr una comprensión más profunda de cómo los sistemas digitales se relacionan con el mundo real. Con su flujo de datos de TI y OT unificado, la plataforma de tecnología Eos.ii de MDR utiliza la tecnología de inteligencia artificial y gemelo digital para comparar miles de millones de puntos de datos en tiempo real con un activo que funciona correctamente. Esto proporciona un contexto para que los analistas de Siemens Energy determinen no solo qué eventos son anormales, sino cuáles son consecuentes. El logro técnico de los flujos de datos unificados y el aprendizaje automático crea una plataforma sin precedentes para el análisis detallado y en profundidad.

La solución MDR de Siemens Energy aborda la necesidad de la industria energética de soluciones más sofisticadas para poner a los expertos en seguridad por delante de los atacantes, ya que cada activo de energía conectado digitalmente representa una nueva y posible vulnerabilidad. Las empresas de energía y de servicios públicos se están convirtiendo cada vez más en un objetivo principal de los ciberataques por parte de actores estatales y no estatales que lanzan sofisticados ataques dispersos, ataques durmientes y secuestro de datos contra la energía y la infraestructura crítica en conflictos geopolíticos o adversarios más amplios.

El año pasado, el Instituto Ponemon y Siemens Energy llevaron a cabo un estudio conjunto de encuestas a empresas de servicios públicos globales para evaluar la preparación de la industria para abordar la creciente amenaza de ciberataques. El estudio encontró que el 64% de los encuestados dijo que los ataques sofisticados son un desafío principal y el 54% esperaba un ataque a la infraestructura crítica en los próximos 12 meses. Además, el 25% de los encuestados informó haber sido afectado por mega ataques con la experiencia desarrollada por actores del estado-nación.

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Tenaris compartió con la comunidad el contexto que atraviesa la industria de la energía y que impacta de manera directa en la operación de la planta Campana, junto a los desafíos de cara a una eventual recuperación de la economía argentina y mundial afectadas por la pandemia de coronavirus.

Javier Martínez Álvarez, presidente de Tenaris para Cono Sur, lideró un nuevo encuentro con la comunidad que, en esta oportunidad, fue transmitido a través de la plataforma YouTube debido a las restricciones impuestas por el COVID-19.

“Los equipos de perforación en Estados Unidos y Argentina, los dos principales mercados para TenarisSiderca, han tenido una caída del 70 y 80 por ciento respectivamente. Es una cifra fenomenal y que ha afectado de gran manera nuestra actividad”, explicó Martínez Álvarez, quien advirtió además que aún cuando se recuperen los índices de movilidad aérea y terrestre, para que Tenaris vea un efecto positivo en sus ventas restará que se consuma el petróleo almacenado, se activen los pozos completados que nunca se pusieron a producir y se utilicen los tubos en stocks.

“La movilidad y los excedentes en el mercado han afectado los niveles de actividad de TenarisSiderca de forma inédita. Nuestra planta, que en un buen mes produce entre 60 y 70 mil toneladas de tubos, desde el 17 de marzo se encuentra operando por debajo del 20 por ciento de su capacidad. Es una situación jamás vista en su historia y nos ha obligado a acomodarnos a la situación”, comentó el presidente de Tenaris para Cono Sur.

Desde que arrancó la cuarentena, la planta estuvo prácticamente parada el primer mes y luego requirió de un adecuamiento que incluyó un estricto protocolo sanitario para garantizar la continuidad de las operaciones de manera segura y el diseño de un cronograma de “black outs” que detuvieron por varias semanas las actividades de la planta, retomándose por intervalos con cierta continuidad. Martínez Álvarez comparó este esquema “con operar un trasatlántico en los canales del Delta” y señaló que el consumo del petroleo en Argentina “todavía está 15 puntos por debajo del nivel pre-pandemia”, por lo que compartió “una perspectiva moderamente optimista”.

“Veamos lo que sucede en Vaca Muerta, donde hay 15 equipos de performación en operación cuando un nivel bueno es de 75 equipos. Vaca Muerta sigue siendo una fenomenal realidad para el país en momentos cuando Argentina se debate por el dólar: su capacidad para generar divisas, tan necesarias para el desarrollo, sigue estando ahí”, manifestó. Y recordó la exitosa experiencia en el desarrollo del gas no convencional protagonizada años atrás por Tecpetrol en el yacimiento Fortín de Piedra, que requirió la participación de 1.000 pymes y empresas de todo el país.

#Presentes

Martínez Álvarez destacó que “aún en el año más difícil para Tenaris, pudimos llevar adelante el plan de apoyo a nuestras comunidades más importante de Argentina”. Los aportes incluyeron el fortalecimiento de infraestructura hospitalaria y adquisición de respiradores mecánicos para terapias intensivas, representando el principal plan privado de asistencia sanitaria a nivel nacional. Durante el encuentro virtual, el presidente de Tenaris para Cono Sur invitó a Cecilia Acciardi (secretaria de Salud de Campana), Lucas Niklison (presidente Hospital Universitario Austral) y a Luis Damiani (TenarisSiderca) a compartir los proyectos en los que trabajaron codo a codo con la compañía: el fortalecimiento del Hospital Municipal San José de Campana, el montaje del Hospital Solidario COVID en Pilar y la fabricación de 80 mil protectores faciales en la planta Campana.

“La pandemia nos desafió y, sin descuidar nuestro tradicional foco en educación, tuvimos que aprender sobre temas hospitarios, cuestiones técnicas de respiradores y cómo diseñar lay outs de terapias intensivas, en un trabajo mancomunado que movilizó a todo nuestro equipo”, expresó Martínez Álvarez.

También compartieron su testimonio Gonzalo Mouriño, mejor promedio de la primera camada de egresados de la Escuela Técnica Roberto Rocca, y María Fernández, una de los ahora graduados técnicos que participaron del montaje de las Paradas Inteligentes del programa GEN Técnico 2019. Dos hitos que demuestran el compromiso a largo plazo de Tenaris con el crecimiento de su comunidad.

“Debemos hacer de esta crisis una oportunidad para mejorar”

El encuentro virtual con la comunidad cerró con una charla entre Javier Martínez Álvarez y el reconocido periodista Luis Novaresio, que giró alrededor de la actualidad Argentina y los efectos de la nueva normalidad.

“Este virus ha sido inédito no solo por la cantidad de personas que se han infectado, sino también por el modo en que expresa su amenaza: la distancia. Y eso ha provocado una serie de cambios en nuestra vida personal y laboral que, creo, algunos llegaron para quedarse”, sostuvo Novaresio.

Y continuó: “Una de esas nuevas realidades es el teletrabajo, que permite mantenerse seguro desde casa y flexibilidades de horario. Pero hay momentos en donde la presencialidad no puede ser reemplazada, porque de los contrario se pierden esos vínculo de pertenencia que se generan en la empresa y entre compañeros”.

En ese sentido, el periodista -que brindó una charla abierta en Tenaris el año pasado- destacó “el enorme esfuerzo que han hecho los empresarios para mantener los puestos de trabajo y adaptarse a las tecnologías que permiten seguir con las actividades”, subrayando la necesidad de contar con perspectiva a largo plazo. 

“Fui invitado a la planta Campana y me fui enamorado de la fabricación de tubos sin costura y el proyecto de la Escuela Técnica Roberto Rocca. Es un proyecto a largo plazo, como lo es la asistencia a los centros de salud, y que puede inspirar al resto de las empresas”, aseguró.

“La crisis puede ser una oportunidad para mejorar si tomamos nota de lo que veníamos haciendo mal y provocó que el virus nos agarre mal parados. Tenemos problemas gravísimos de exclusión social, que a su vez se traducen en más hechos de inseguridad. En este marco, si no apostamos a la producción, al incentivo de la inversión privada como camino hacia la reactivación, habremos desaprovechado el único aprendizaje positivo que pudo habernos dejado la pandemia”, expresó Novaresio.

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A partir del 1 de octubre y hasta el 31 de diciembre del 2020, los clientes de Volvo pueden acceder a un descuento del 20% en la compra de los siguientes repuestos: filtros, piezas de refrigeración, tensores y correas. Por su parte, los kits, que ya poseen un precio especial por conjunto de piezas, la misma promoción contempla un 10% de descuento en Kits de esas mismas familias, que se acumula a la promoción vigente de financiación en 6 cheques.

Además, la promoción se suma a la reconocida campaña de la marca “Precios Cerrados Volvo” en donde los precios de los kits cuentan con precios especiales que incluyen mano de obra y un 10% de descuento en todos los puntos de atención del país.

Todos los repuestos originales instalados en su red oficial cuentan con una garantía de 2 años. La compañía impulsa el uso de repuestos originales para garantizar el correcto funcionamiento de la unidad y lograr el máximo rendimiento ya que, la calidad de la pieza que se coloque en el camión es fundamental para garantizar la durabilidad y confiabilidad del mismo.

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El ministro de Economía, Martín Guzmán, anunció un paquete de medidas económicas “enfocadas en la recuperación” de la macroeconomía del país. Para el sector minero y el biodiésel se trata de la baja en la alícuota en los derechos de exportación. Lo hizo en una conferencia de prensa realizada en la Casa Rosada acompañado por los ministros Matías Kulfas (Desarrollo Productivo) y Luis Basterra (Agricultura) y otros funcionarios como Alberto Hensel (Minería). Las medidas apuntan al sector financiero, agroindustrial, minero, industrial y la construcción.

Respecto a las medidas destinadas al sector minero, Guzmán indicó que «se establece lo que dice la Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva, que es una reducción de los derechos de exportación de metales del 12% actual al 8%, que es el tope que establece esta ley”.

En cuanto el biodiésel, el ministro de Economía subrayó que «se reduce la alícuota de exportación del 30% al 26% en octubre de 2020 convergiendo al 29% en enero de 2021«. Y agregó: “por lo que queda del año se establece un esquema transitorio por los derechos de exportación para el complejo sojero”, que incluye la reducción de las alícuotas para la venta en el exterior de granos de soja y el biodiésel, entre otros”. Remarcó también que “en breve” habrá novedades sobre el Plan Gas “para producir en el país y no tener que importar gas”.

Había trascendido que Guzmán iba a anunciar el lanzamiento de un Bono YPF, pero finalmente esto aún no se dio a conocer. Además, el titular de Economía iba a anunciar una flexibilización para la liquidación de exportaciones para empresas petroleras y mineras. Si bien esto no fue parte de los anuncios, sí se habilitó a que las empresas, después del plazo de un año, puedan liquidar divisas para la inversión extranjera directa.

En la Casa Rosada estuvieron presentes representantes de entidades del sector privado como Alberto Carlocchia y Eugenia Sampalione (CAEM); Gustavo Idígoras (Ciara); Miguel Rodríguez, Miguel Acevedo y David Uriburu (UIA); Iván Szczech (Camarco); Dardo Chiesa (Mesa de las Carnes); y José Martins (Consejo Agroindustrial).

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Las últimas medidas de mayor restricción para el acceso y liquidación de dólares en el exterior que implementó el Banco Central provocaron una serie de críticas en el sector minero porque genera inconvenientes para cancelar deudas que las compañías tienen fuera del país. Una de las entidades que salió al cruce de los anuncios de la entidad bancaria conducida por Miguel Pesce fue la Cámara Minera de San Juan, que organizó ayer una teleconferencia específica para analizar el impacto del cepo cambiario en el sector.

Mario Hernández, presidente de la cámara sanjuanina, indicó que “las restricciones para enviar los dólares de vuelta al exterior a quienes confiaron en el país para invertir complica a la industria minera de la Argentina”. Y agregó: “tenemos un doble impacto por las retenciones y por esta especie de desdoblamiento cambiario, que impacta en un sector que tiene alrededor del 60% de los costos dolarizados. Se diga o no, hay un desdoblamiento cambiario”.

El gobierno está al tanto de esta situación y analiza flexibilizar la liquidación de exportaciones para petroleras y mineras para permitirles disponer libremente entre un 25% y un 30% de dólares que generan a través de sus exportaciones, tal como publicó ayer Econojournal. A diferencia del petrolero, la minería metalífera exporta casi todo lo que produce en el país. El gobernador de San Juan, Sergio Uñac, recibió ayer a representantes de distintas entidades empresarias como el propio Mario Hernández y a Hugo Goransky de la Unión Industrial local, Antonio Giménez de la Cámara de Exportadores y Ante Dumandzic de la Construcción. Consultados por Econojournal, desde la cámara minera indicaron que “no se habló del cepo por considerar que es un tema de incumbencia nacional y la provincia atiende las regulaciones propias”.

Cuestionamientos al cepo

En la conferencia virtual “Cepo y las inversiones mineras” que ayer realizó la cámara minera sanjuanina también participaron Ricardo Martínez, integrante de Gemera (Grupo de Empresas Mineras Exploradoras de la República Argentina) y Sergio Rotondo, presidente de Golden Mining (subsidiaria de la australiana Challenger Exploration), que tiene a cargo el proyecto de oro Hualilán en esa provincia.

Martínez sostuvo: “aquellas empresas que ya tenían orientada una campaña y sus presupuestos aprobados estarían avanzando como lo tenían previsto. Pero las empresas que tienen que salir a buscar financiamiento van a tener serios problemas con estas nuevas medidas”. Además, subrayó que “los mercados mundiales están muy retraídos y hay poca aceptación del riesgo en exploración minera en países con problemas como la Argentina”. “Las provincias respaldan la actividad, pero las medidas impuestas por el BCRA generan mucha desconfianza en los inversores”, finalizó.

Por su parte, Sergio Rotondo señaló que “el riesgo que (el cepo) genera para los inversores es muy grande. Impacta en el cash flow (flujo libre de caja) y en el valor del proyecto. Nos preguntamos cómo se va a devolver el dinero (por las deudas que tienen las empresas en el exterior). Si los dólares te los liquidaron a 70 pesos y los adquirimos a 140 pesos estamos teniendo un 100% de pérdida. Tenemos otras herramientas con el dólar bolsa, pero todo esto le quita seriedad al proceso y pone nuevas reglas del juego”. “La competitividad adicional por el tipo de cambio que se genera está asociada a un riesgo muy grande”, añadió.

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El desarrollador global de proyectos renovables, Mainstream Renewable Power, ha realizado un pedido  de 109 MW para el parque eólico Ckani, emplazado en la región de Antofagasta, Chile. El contrato  incluye el suministro e instalación de 26 aerogeneradores V150-4.2 MW, además de un contrato Active  Output Management 5000 (AOM 5000) de operación y mantenimiento del parque para los próximos 20  años. 

Los 109 MW del proyecto Ckani, adjudicado en la subarta celebrada en 2016, suman más de 1,5 GW  de turbinas Vestas instaladas y/o en construcción en el país. 

“Estamos encantados de anunciar esta segunda colaboración con Vestas en Chile y de continuar  trabajando con ellos en la ejecución de nuestra plataforma renovable Andes Renovables,” dice Manuel  Tagle, General Manager de Mainstream Chile y LATAM. 

“Nos enorgullece volver a colaborar con Mainstream Renewable Power en Chile, después de haber  trabajado juntos en el proyecto Cerro Tigre. Estamos seguros de que la competitividad de nuestro aerogenerador V150-4.2 MW y de nuestro servicio de operación y mantenimiento supondrán una gran  contribución para optimizar el rendimiento del proyecto de nuestro cliente”, afirma Andrés Gismondi,  Director de Ventas de Vestas LATAM Cono Sur. 

Se espera que el parque eólico Ckani entre en operación comercial en 2021. 

En 2001, Vestas fue pionera llevando la energía eólica a Chile, con el proyecto de 2 MW, Alto Baguales.  Con este nuevo pedido, la compañía consolida su cuota de mercado del 40% en el país.

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El gobierno publicó hoy en el Boletín Oficial una actualización de la carga impositiva que grava la venta de combustibles. Lo hizo mediante el decreto 783, que estableció un ajuste al alza del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y del Impuesto al Dióxido de Carbono (IDC), que permanecen sin variación desde el primer trimestre del año, antes de la pandemia.

La actualización estaba prevista, en un principio, para hoy 1º de octubre, pero fuentes gubernamentales había comentado extraoficialmente que la suba de los impuestos se postergaría nuevamente hasta el 1º de diciembre. Sin embargo, a contramano de esa visión, el gobierno finalmente decidió que los impuestos se actualicen a mediados de octubre.

La fecha elegida es sugerente. El último aumento de combustibles se concretó el 18 de septiembre. Y el anterior, el 19 de agosto. Ambos a mediados de mes. De no mediar alguna prohibición directa de parte del gobierno, lo lógico sería que los combustibles vuelvan a incrementar nuevamente a mediados de octubre. Sobre todo, porque el atraso impositivo —se actualizan en función de la inflación— es significativo. Según cálculos de la consultora Energy Consilium, la carga impositiva tiene a la fecha un retraso de 13,6 por ciento. Trasladar esa actualización al surtidor implicaría un aumento neto en surtidores del 3,3% para las naftas y de un 2,3% para el gasoil.

Es decir, la actualización de los impuestos que se concretará el 16 de octubre terminará neutralizando casi la totalidad del aumento aplicado por YPF en septiembre, que promedió un 3,5% a nivel nacional. Es muy poco probable que la petrolera controlada por el propio gobierno, el mayor jugador del mercado de combustibles, acepte voluntariamente absorber esa suba de los impuestos sin mover el precio de sus pizarras. La delicada situación financiera de la empresa no permite concesiones.

El decreto de hoy, firmado por el presidente Alberto Fernández, el Jefe de Gabinete Santiago Cafiero y el ministro de Economía, Martín Guzmán, remarca que “las circunstancias actuales y la necesaria estabilización de los precios ameritan que la actualización del primer trimestre de 2020 surta efectos desde el 16 de octubre de 2020, inclusive y que toda otra actualización se suspenda hasta el 1° de diciembre de 2020”.

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La actividad minera en Santa Cruz surge como una isla en el mar de crisis y recesión que impone la pandemia. En la actualidad, los seis yacimientos de oro y plata que se explotan en la provincia están trabajando entre un 60 y 100% de la producción, cuatro compañías internacionales están a punto de iniciar nuevos trabajos de exploración, algunas  empresas han tomado personal en los último meses y el sindicato minero cerró un aumento salarial del 20 por un plazo de seis meses. Se trata de variables que parecen de otro tiempo, si se las compara con el duro presente que atraviesa la mayoría de las actividades productiva del país.

Dos factores sobresalen a la hora de analizar las causas del fenómeno. Por un lado, el precio internacional de los metales preciosos está en su récord histórico y desde 2018 vienen experimentando un alza  superior al 50%. Por otro lado, las políticas públicas en la provincia patagónica apuntan a lograr una agenda de acuerdo entre gobierno local, las empresas mineras y las organizaciones sindicales.

“El objetivo que nos pusimos a fin del año pasado cuando iniciamos esta gestión es aumentar la exploración de la actividad minera en Santa Cruz. Hasta el momento hay solamente un 20% explotado del Macizo Del Deseado, que por sus características geológicas presenta un gran atractivo para la actividad minera”, indicó la ministra de Producción, Silvina Córdoba, en diálogo con EconoJournal.

A partir de 2015, la gobernación de Alicia Kirchner generó previsibilidad en el sector. Dejó atrás algunas iniciativas polémicas de su predecesor —como por ejemplos la creación de un Inmpuesto Inmobiliario Minero— y construyó una agenda de desarrollo con el sector. Cinco años después, los números parecen haberle dado la razón.

Peso específico

La actividad minera tiene un peso relevante en Santa Cruz.

• En el primer semestre de este año representó el 66,2% del total de las exportaciones de la provincia, muy por encima de la pesca  (11,4%) y el petróleo (11,2%).
• En términos fiscales, la minería aporta entre 3.000 y 3.500 millones de pesos anuales en concepto de regalías y emplea a 8.000 personas, siendo la segunda actividad en términos de empleabilidad, sólo superada la de hidrocarburos.

En este sentido, el mes pasado  la Cámara Minera de Santa Cruz firmó un convenio con la seccional local de la Asociación Obrera Minera Argentina (AOMA) un convenio por la incorporación de 35 trabajadores a las empresas que operan en la provincia. “En plena pandemia, donde todo el  mundo achica y suspende, nosotros no sólo logramos mantener los puestos de trabajo, sino que además logramos incorporar más trabajadores y mantener las paritarias, donde acordamos un aumento semestral del 20%”, destaca a este medio Javier Castro, titular del sindicato minero santacruceño.

En marzo pasado, una comitiva del gobierno provincial viajó a Toronto para participar de la Prospectors & Developers Association of Canadá (PDAC 2020), la feria minera más importante del mundo, con la intención de atraer a nuevas empresas a la provincia. Como consecuencia de ese viaje se pondrán en marcha cuatro proyectos de exploración, que generarán una inversión de u$s 12 millones. Las mineras que llevarán adelante las exploraciones son la australiana Dark Horse Resources en el proyecto Cahchi, Mirasol Resources en el proyecto Virginia, Los Domos en el proyecto Concerrat y Latin Metals en los proyectos Fiorentina y Fiorentina Norte.

Licencia Social

Frente a las controversias que suele generar la minería, la gobernación provincial apunta a que esta actividad promueva la licencia social, basada en tres ejes: el cuidado del medio ambiente, el desarrollo de proveedores locales y la empleabilidad santacruceña.

“Con esto buscamos que la actividad aporte a la comunidad y a la vez que Santa Cruz sea vista como una provincia amigable con la minería”, señaló Córdoba.

En el mismo sentido,  en el año 2016 la provincia creó el Fondo Fiduciario Unirse, mediante el cual las empresas mineras realizan un aporte voluntario mensual en base a la venta bruta del totalidad de los metales producidos. Esos fondos se destinan obras de infraestructura, desarrollo productivo, social y deportivo de la provincia.

Federal

“Algunas comunidades como Gobernador Gregores, Puerto Deseado y Perito Moreno armaron sus propios fideicomisos a través de los cuales las empresas aportan para la construcción de una escuela, de un jardín de infantes, un club o un gimnasio”, indicó la ministra.

A diferencia de lo que sucedía en el pasado, los fondos que integran el fideicomiso se distribuyen con un criterio federal dentro de la provincia. Es decir, no se discriminan por ubicación geográfica: antes, las localidades que reciben obras del fideicomiso Unirse eran las que estaban aledañas a las minas en producción. Eso cambió en el esquema actual: el fideicomiso contempla fondos tanto para las localidades ‘mineras’ como San Julián y Gregores como para el resto de municipios como Río Gallegos, El Calafate y Piedrabuena, entre muchos otros.

Para contar con una información más precisa del potencial minero con el que cuenta el Macizo del Deseado, la gobernación de Santa Cruz firmó un convenio  con el Instituto de Geología y Recursos Minerales para desarrollar un mapa metalífero que prevén que esté listo para el 2021. “Será un insumo importante de información que nos va a servir para mostrar ante inversores la capacidad mineral con la que cuenta la provincia”, concluyó Córdoba.

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La Cámara de Diputados de Brasil aprobó el martes 1 de septiembre un proyecto de ley que promueve la apertura del mercado de gas para favorecer el desembarco de capitales privados. La iniciativa está ahora siendo evaluada por el Senado y se prevé su aprobación para fines del mes próximo. Diversos analistas prevén que en los próximos diez años el sector podría recibir entre 30.000 y 50.000 millones de dólares de inversión. Las oportunidades de negocios que se abren para las empresas que operan en el mercado gasífero argentino son grandes. A raíz de ello, EconoJournal conversó sobre el tema con Gustavo Perego, director de Desarrollo de Nuevos Negocios de la consultora Abeceb.com

El potencial brasileño

La matriz energética brasileña se basa fundamentalmente en la generación hidráulica y el perfil productivo hidrocarburífero se organiza en torno al petróleo, pero la intención oficial es promover también la industria del gas.

En la actualidad Brasil está produciendo entre 60 y 65 millones de metros cúbicos diarios de gas e importa otros 15 millones de Bolivia. El descubrimiento de nuevas reservas en la cuenca de Sergipe, donde ya se están llevando adelante diversos desarrollos, podría sumar entre 20 y 25 millones de metros cúbicos diarios. El presidente de Brasil, Jair Bolsonaro, apuesta a acelerar esos desarrollos y potenciar toda la cadena de valor asociada a partir de la sanción de la ley de gas.

La nueva ley

“Lo que se busca generar en Brasil es un mercado de open access para el desarrollo del midstream y de la comercialización de gas. Se apuesta a romper el monopolio de Petrobras y que no haya que concesionar nuevas líneas sino que alcance con pedir autorización a la ANP (Autoridad Nacional de Petróleo) para crear una nueva línea”, destaca Perego.

El principal cambio es que los operadores privados ya no van a estar más condicionados por la infraestructura actual para el transporte. “Ya no van a tener que salir a pelear espacio para utilizar solo los caños que tiene Petrobras. Es más, la infraestructura de gas de Petrobas va a quedar abierta para que pueda ser utilizada si está ociosa. Hoy hay zonas con alta capacidad de uso y otras con baja carga porque no estuvo funcionando de manera correcta”, remarca Perego, quien viene siguiendo con atención los cambios que se impulsan en Brasil.   

El objetivo es mejorar toda la infraestructura de distribución para aprovechar mejor el LNG y la sobreoferta que va existir en los próximos 5 años. Lo que buscan las autoridades brasileñas es que, tanto la industria como la generación eléctrica, puedan empezar a usufructuar más la producción de gas.

La ley habilita a que los jugadores puedan operativizar este tipo de proyectos. Por ejemplo, si una empresa construye una planta para la generación de gas puede pedir la autorización y tirar la línea de transporte.

“La estimación de inversión para los próximos diez años va de los 30.000 a los 50.000 millones de dólares. El midstream se lleva entre 10.000 y 12.000 millones de dólares y otros 10.000 millones se suman en lo que es downstream y todo lo que son derivados a partir de tener una mayor conexión a gas”, dice Perego.

Oportunidades de inversión

La modificación de la ley abre una oportunidad de negocios no solo para los capitales privados brasileños sino también para inversores extranjeros. “Brasil no tiene historial del desarrollo del gas y es ahí donde nosotros desde Abeceb vemos una gran oportunidad para los capitales nacionales o los capitales internacionales que tienen operación en Argentina para gas pero que nunca miraron a Brasil como un país que pudiera dar gas. Brasil es hoy una potencia hidrocarburífera”, señala Perego.

“Creemos que hay una oportunidad muy grande para que capitales argentinos, de la mano de capitales brasileños, nunca entrando solos porque a Brasil no se entra solo, primero por escala y luego por complejidad burocrática y varias cuestiones más. Hay mucho espacio para pensar proyectos en términos de las regiones, como puede ser el sur o el sudeste brasileño, donde la demanda de gas es alta y donde va a ir creciendo y donde con este nuevo marco desregulado el inversor se puede convertir en un proveedor de equipamiento o en un midstreamer”, agrega Perego.  

La desregulación del mercado se combina con el incentivo que ofrecen los precios. Perego remarca que “en algunos casos Brasil tiene el valor del gas de 12 dólares por millón de BTU. Ahí hay espacio para trabajar y ser competitivo. Ese es uno de los incentivos más grandes. Como buen mercado monopólico está con precios muy altos con referencia al mercado internacional. Hay incentivos que son reales, más allá de los ficticios que pueden aparecer en los marcos regulatorios”.

“Todas las proveedoras de equipamiento para el sector del gas son empresas que ya deberían estar mirando el mercado brasileño porque es un mercado que va a crecer fuertemente. No es que Brasil no tenga una estructura metalmecánica con capacidad de responder, pero de este lado hay know how y eso es lo que te tiene que dar la posibilidad de buscar un socio para ser proveedor durante los próximos diez años. Este no es un negocio para aquellos a los que les quedan una capacidad ociosa de 20% y ven si pueden colocarla en Brasil. No estamos diciendo eso. Hay que tomar la decisión de entrar en ese mercado, de buscar un socio en ese mercado y estar allí por los próximos 10 años para poder usufructuar ese flujo de inversiones”, subraya Perego.

“En Argentina hay muchos operadores petroleros de capital nacional que son en parte dueños de los midstreamer argentinos, como TGS y TGN, que deberían estar mirando el mercado brasileño porque allí hay una gran posibilidad. Brasil no tiene operadores con esas características, operadores con caja suficiente y experiencia. Además, vemos a algunas empresas grandes proveedoras de servicios que ya están en la cuenca offshore en el noreste brasileño y están viendo esta oportunidad para expandirse”, sostiene Perego.

Más allá de la oportunidad sectorial, Brasil aparece como una economía relativamente estable y en expansión. Al inicio de la pandemia se proyectaba una caída de su producto cercana al 10%, pero ahora se está observando una recuperación en forma de V muy fuerte y los grandes bancos creen que este año la caída del producto podría terminar siendo menor al 5%. Además, la Selic, la tasa de referencia de Brasil, está en 2 puntos y la Reserva Federal de Estados Unidos prevé tasas bajas por los próximos cinco años por la pandemia y la recesión. “Hay un mercado grande, que está logrando salir rápido, la tasa de interés es baja y el riesgo país está en torno a los 400 puntos. Todos estos factores hacen prever un crecimiento fuerte de las inversiones”, concluye Perego.

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TGN obtuvo la Certificaciónde Great Place toWork®,reflejando así el alto reconocimiento a la calidad de la cultura dentro de la organización.

De la opinión expresada por los colaboradores, y aplicada la metodología de medición de cultura de Great Place toWork, surge que 8 de cada 10 empleados tienen una experiencia positiva en TGN.

“Estamos orgullosos por estos resultados y por haber obtenido la Certificación de Great Place ToWork”, señaló Daniel Ridelener, Director General de TGN. “Somos una empresa joven y dinámica que valora el bienestar de las personas que la integran. El respeto, la inclusión, la diversidad son valores compartidos y día a día priorizamos las relaciones positivas entre nuestros colaboradores. La confianza y la satisfacción mutua de nuestro equipo, más allá de su expertise técnico, hacen la diferencia a la hora de brindar un servicio donde la innovación nos estimula a la auto-superación permanente».

«Felicitamos a TGN por su Certificación», destacó Eduardo Aceiro, gerente General de Great Place To Work en Argentina. «Las organizaciones que generan vínculos de confianza con sus colaboradores crean culturas que impactan positivamente en los resultados de sus negocios», cerró.

La Certificación de Great Place to Work es un programa de reconocimiento a la calidad de la cultura organizacional, que constituye el primer paso para comprender cómo se construye un excelente lugar para trabajar.

Para obtener la Certificación, las empresas deben responder -a través de sus  colaboradores- una encuesta logrando un determinado valor en términos de participación y resultados y brindar información acerca de la cultura de la misma (Culture Brief). La encuesta contiene 60 sentencias que indagan la percepción de los colaboradores sobre lo que experimentan en su lugar de trabajo, a través de comportamientos relacionados con la confianza (Credibilidad, Respeto, Imparcialidad, Orgullo y Camaradería).

Más información en: https://www.greatplacetowork.com.ar/certificado/tgn

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Siemens Energy AG comenzó a cotizar en la Bolsa de Valores de Frankfurt. El precio de apertura de la acción se cotizó en 22,01 euros, lo que corresponde a una capitalización de mercado cercana a los 16.000 millones de euros.

Christian Bruch, CEO global de Siemens Energy, indicó: «nuestra cotización marca el inicio de una nueva e importante era en la historia de la empresa. Como compañía independiente, ahora tenemos la flexibilidad empresarial que necesitamos para ayudar a dar forma a la transformación global de los mercados energéticos en una manera sostenible y económicamente exitosa”. Y agregó: “también somos conscientes de la responsabilidad que esto conlleva, porque con nuestra salida a bolsa no solo estamos comprometidos con la sociedad, sino también con nuestros accionistas. Ahora estamos haciendo todo lo que está a nuestro alcance para aprovechar las oportunidades que ofrece la transformación energética global. Nuestros 91.000 empleados están comprometidos a ayudar a nuestros clientes a transformar el mercado energético «.

Siemens Energy es una empresa líder mundial en tecnología energética. Con su negocio de servicios y su participación del 67 por ciento en Siemens Gamesa Renewable Energy, Siemens Energy opera a lo largo de prácticamente toda la cadena de valor de la energía. El principal accionista es Siemens AG, con una participación del 35,1 por ciento.

Las acciones de Siemens Energy cotizan en el Mercado Regulado (Prime Standard) de la Bolsa de Valores de Frankfurt bajo el símbolo ENR. El número de identificación internacional de valores (ISIN) es DE000ENER6Y0, el número de identificación de valores alemán ENER6Y.

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Ubicada en el departamento Santa Lucía, provincia de San Juan, Transporte Automotores 20 de Junio confía en Volvo Buses ante el nuevo desafío que se le presenta: el transporte de personal de mina Veladero. Para brindar este servicio, la empresa sanjuanina adquiere una flota compuesta por 9 unidades del bus Volvo B380. Asimismo, continúa la expansión de su principal actividad incorporando 11 unidades doble piso, que llevan el chasis Volvo B450, para los trayectos de larga distancia de transporte de pasajeros.

El pasado mes de junio Transporte Automotores 20 de Junio recibió la adjudicación de transporte de servicio general del personal de la industria minera: “Veladero es una mina aurífera de clase mundial que permitió a San Juan un desarrollo muy importante. Hoy, 20 de Junio tiene la posibilidad de brindar un servicio muy importante a esta industria, y es por eso que desde el primer momento, acudimos a Volvo, en quien confiamos, por la atención recibida por la marca en términos comerciales, de respuesta y adecuación del producto, su destacado servicio de postventa y su experiencia superadora”, afirma Evaristo Ales, presidente de Transporte Automotores 20 de Junio.

Las unidades adquiridas son Volvo B380 4×2 equipados con todos los sistemas de seguridad necesarios para la actividad en Veladero: frenos electrónicos EBS, control de estabilidad ESP, freno motor Volvo VEB+ y freno retarder. Los chasis están propulsados con motores Volvo generación Euro 5, de 11 litros de cilindrada y 380CV; y cuentan con calentador de urea, y filtro de combustible calefaccionado para operar en condiciones climáticas extremas.

Estas unidades fueron carrozadas por Saldivia, con 42 asientos semicama, baño, equipamiento minero (camilla de rescate, tubos de oxígeno, y equipo de comunicación VHF).

Tanto la estructura de la carrocería, como la calefacción y otras especificaciones, se reforzaron para trabajos off road.

Saldivia, reconocido fabricante de carrocerías ubicado en la localidad de Alvear, provincia de Santa Fe, es una empresa nacional de gran trayectoria con quien Volvo trabaja desde hace 10 años para el desarrollo de sus unidades bajo los más estrictos estándares de calidad.

Alejandro Ariza, Director Comercial de Volvo Buses Argentina destaca: “Nuestro foco está en adecuarnos a cada actividad ofreciendo el producto y servicio acorde a las necesidades del cliente, como socios de negocios. Estamos orgullosos en acompañar a 20 de Junio en este nuevo proyecto de expansión donde la prioridad está en la confiabilidad y eficiencia de nuestras unidades y servicio.”

La empresa de transportes basa su gestión en el cuidado del medio ambiente, en la calidad del servicio y en la seguridad vial, y es por ello que se encuentra certificada por las normas 9001, 14001, 3810, 18001. En este sentido, Volvo es el aliado estratégico elegido por cumplir con todos los requisitos de seguridad en sus buses junto a la optimización de las unidades respecto al bajo consumo de combustible, factores decisores para la firma.

Motivados por de la red de posventa, por la calidad de atención en los servicios y la confiabilidad de los repuestos, la compañía de transportes sanjuanina apuesta nuevamente a Volvo Buses aumentando su flota actual de vehículos para sus diversas actividades. Por su parte, Volvo continúa desarrollando productos en función a las necesidades de los clientes, enfocados en brindar el máximo rendimiento de las unidades y rentabilidad del negocio, innovando en pos de brindar un servicio de excelencia y reducir el costo de operación mediante la incorporación de tecnologías cada vez más eficientes. 

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