Las medidas tomadas ante la pandemia han afectado la rutina habitual de cualquier empresa del mundo. En este sentido, protocolos sanitarios con distanciamiento social y uso de tapabocas como regla obligatoria, son algunos de los requisitos de la “nueva normalidad” que se está llevando a cabo puertas adentro de las fábricas.
De esta forma y con el objetivo de seguir creciendo y generando productividad, las compañías han implementado distintos métodos de trabajo para que la seguridad de trabajadores, clientes y proveedores sea segura. La responsabilidad y el compromiso de las autoridades son parte del sistema de gestión en plena pandemia, donde la salud y la integridad de todos se torna imprescindible.
Bertotto Boglione es una empresa que ha trabajado de manera significativa en todos estos protocolos. La firma, que es proveedora de soluciones para el almacenamiento de alta calidad a nivel mundial, cumple con todas las medidas de prevención y ha desempeñado un papel importante en la metodología de aplicación de la misma.
Dentro de las acciones que realiza y siguiendo los lineamientos del Ministerio de Industria de la Provincia de Córdoba, de la Unión Obrera Metalúrgica, (UOM) y de la Asociación de Industriales Metalúrgicos de la República Argentina, (ADIMRA), la empresa lleva a cabo un sistema de reorganización de turnos para evitar cruces entre los operarios y reducir el número de contactos. Además, se realiza la desinfección de las plantas entre los turnos y el ingreso de personal tiene una diferencia de 15 minutos entre sectores para evitar aglomeración.
La nueva modalidad de ingreso a las plantas es a través de la ficha, mediante el celular y código QR, donde también se hace una prueba de olfato y/o temperatura al llegar a las instalaciones; la compañía cuenta con un protocolo corporativo que se difunde a todas las personas que trabajan en el lugar y se controla su cumplimiento, además no se permite el ingreso de personal externo y en caso de extrema necesidad, debe ser con cita previa y cumpliendo los protocolos sanitarios.
Por otro lado, Bertotto Boglione provee los elementos de higiene necesarios para desinfectar manos y superficies de contacto, por esa razón, semanalmente todos los colaboradores que ingresan deben confirmar mediante un documento donde expresan no tener síntomas de Coronavirus, no haber estado en contacto estrecho con personas enfermas, y no haber viajado a zonas de amplia circulación del virus.
A su vez, se creó el “Cordón Sanitario Interno”, un sistema que restringe la circulación entre áreas, y fomenta la trazabilidad ante un posible caso. En este sentido, se suspendieron los comedores y los operarios almuerzan en su puesto de trabajo poniendo a disposición comodidades iguales o superiores a las anteriores.
Los miembros de la Dirección de la empresa, el médico laboral, personal de RRHH y de Seguridad e Higiene son los encargados de verificar, mediante recorridas diarias por la planta, que los cuidados sean respetados, tanto por el personal como por parte de terceros. También se organizan charlas de prevención donde se recuerdan las medidas de cuidado personal y se insiste con la idea de que, si se tiene algún tipo de síntomas, no se debe concurrir a la empresa e inmediatamente consultar al médico.
Las charlas que se dan en la empresa fomentan la responsabilidad en el exterior de la misma, evitando reuniones sociales y familiares y la importancia del cuidado entre todos, para alertar a otras personas que por distracción puedan no estar cumpliendo con las medidas.
Aggionarse a las nuevas normas de convivencia en ámbitos laborales se convirtió en el gran desafío de este 2020. Pensando en la salud de todos, Bertotto Boglione afianza el compromiso de seguir adelante cuidando a toda su familia que, desde 1948, trabaja para mejorar la calidad de sus equipos y brindar soluciones.
La empresa argentina que provee soluciones de infraestructura y comunicaciones, BVS Technology Solutions, confirma su sólida trayectoria y presencia regional operando no sólo desde Buenos Aires, sino también desde Montevideo (Uruguay), Asunción (Paraguay), Santiago (Chile), Caribe y Miami (Estados Unidos) para sus diez verticales: Oil & Gas, Media & Entertainment, Service Provider, Retail, Manufactura, Banca, Healthcare & Life Sciences, Sector Público, SMB (Small and Medium Business) y Servicios.
Además de llevar adelante diversos partnerships y contar con certificaciones de fabricantes líderes como Cisco, Dell, Evertz, Synamedia, SMDC y UBEE, entre otros, la compañía ofrece soporte a través de 200 colaboradores diarios para todo el ciclo de vida de los diferentes proyectos en curso (desarrollo, pre-venta, venta, implementación, post-venta, soporte, servicios profesionales y evolución).
“Como representantes certificados de más de un fabricante aseguramos una visión estratégica y agnóstica entendiendo el requerimiento, las expectativas, la problemática y suministrando soluciones integrales. Cada una de nuestras verticales está bien diferenciada. Tenemos ejecutivos a cargo de cada proyecto que aportan toda su expertise a medida, lo que permite estar más cerca del negocio y de las necesidades del cliente. Así es como logramos encontrar mayor rapidez y precisión en la respuesta a los requerimientos”, destaca Juan Ignacio Lorenzo, Director Comercial de BVS Technology Solutions, la compañía que desde 2003 diseña e integra proyectos dentro del marco que genera la convergencia digital en las distintas industrias.
Todas las áreas al servicio del cliente
Oil & Gas: BVS Technology Solutions aporta con productos y servicios a la transformación digital, producción y optimización de activos, reducción de riesgos y la respuesta más rápida a incidentes, búsqueda de excelencia operativa y reducción de tiempos de inactividad, a través de la innovación. Adicionalmente, cuenta con servicios profesionales especializados en la industria de IT / OT.
Media & Entertainment integra proyectos ‘llave en mano’ en todas sus etapas y necesidades. A través de alianzas con marcas líderes, la compañía provee e integra soluciones para control de producción, centros de emisión, sistemas de noticias, postproducción de video, postproducción de audio, MAM (Media Asset Management) y archivos digitales, unidades móviles, salas técnicas y controles centrales.
Service Provider opera frente a los nuevos desafíos y amenazas. Los proveedores de servicio requieren mayor inteligencia en las redes y BVS Technology Solutions los acompaña con soluciones de transporte IP basadas en las más avanzadas tecnologías de redes para datacenters, soluciones de Routing&Switching, SP WiFi, Cable Access, soluciones para el cliente final y soluciones de video SP.
En Retail provee soluciones para tiendas de cercanía, supermercados, mercados mayoristas, centros de compras & entretenimientos, entre otros.
En Manufactura la compañía ofrece productos y soluciones que cubren desde herramientas y tecnología para la explotación de datos en modalidad Big Data, hardware industrial y Cloud Computing, hasta diseño de Smart grid, seguridad electrónica/biométrica para aplicaciones industriales, integración de redes IT/OT, domótica y realidad virtual y aumentada, entre otras.
Para Banca, BVS Technology Solutions pone foco en brindar soluciones que simplifiquen la administración, reduzcan los costos operativos y protejan al cliente ante ciberataques. A su vez, integra y ofrece soluciones de experto remoto, análisis de tráfico de personal en las sucursales y detección de perdida de SLA en los servicios de e-banking.
Healthcare & Life Sciences -lanzada en 2019- integra soluciones tecnológicas para minimizar los riesgos en la toma de decisiones para la mejora de procesos médicos, de sistemas e infraestructura mediante servicios y productos de Health Data Sciences, Identidad Digital, Arquitectura de IT + Desarrollo UX/UI, Telemedicina, Media & TV Digital y Health Information Systems (HIS).
En Sector público se prioriza el acompañamiento y apoyo de la implementación de políticas públicas orientadas a fortalecer y desarrollar las áreas temáticas de Energía y Medio Ambiente, Edificios e Infraestructura, Movilidad, Gobierno y Servicios Sociales. “Como integradores de tecnologías y servicios profesionales, ofrecemos también servicios de diseño, consultoría, implementación, operación, soporte y capacitación de distintas plataformas tecnológicas, para que los diferentes niveles de las áreas de Gestión Pública puedan implementar proyectos que hagan más fácil y segura la vida de sus ciudadanos”, agrega Lorenzo.
SMB (Small and Medium Business): BVS Technology Solutions ofrece un porfolio de soluciones para empresas pequeñas y medianas que les permitirá impulsar el crecimiento, mejorar la productividad de la fuerza laboral, optimizar la experiencia del cliente y la eficiencia, asegurar su red, reducir costos e implementar soluciones y servicios que lo diferencien de la competencia.
En Servicios, la compañía pone a disposición a sus ingenieros especialistas para que acompañen al cliente desarrollando desde la arquitectura de alto nivel al diseño de bajo nivel los planes de implementación y de aceptación. Liderazgo de proyectos mediante gestiones integrales encabezadas por el equipo de Project Managers, utilizando metodología PMI (Project Management Institute).
La crisis del petróleo que se vive a nivel global desde que se desató la pandemia del Covid-19 obligó a las grandes empresas de servicios petroleros re-evaluar sus negocios a nivel mundial. Eso implica, en la práctica, desafectar algunos servicios que presentan menor rentabilidad para las compañías y enfocarse en la gama de servicios que integran su core bussines.
En ese marco, Schlumberger, la mayor empresa de servicios petroleros del mundo, decidió llevar adelante una importante reestructuración en la Argentina, que implicaría el cierre de las operaciones de Geoservices.
Geoservices brinda a nivel local los servicios de control geológico y de slick line, entre otros. Por la abrupta caída de la actividad en la Argentina, se habría decidido retirar del país las cabinas de control geológico y reestructurar los servicios de slick line directamente bajo la órbita de Schlumberger.
Geoservices ya comunicó a buena parte de sus empleados su decisión de retirarse del mercado local y puso en marcha un proceso de desvinculación mediante acuerdos de salida con los operarios. El proceso alcanzaría a unos 300 operarios de la empresa.
Posición oficial
Ante la consulta de EconoJournal, fuentes oficiales de Schlumberger señalaron que a partir de la drástica caída de la producción en la Cuenca Neuquina, “nuestro nivel de actividad se ve drásticamente reducido y gran parte de nuestra capacidad operativa es innecesaria. En Argentina, estamos alineando nuestros recursos con los niveles de actividad actuales. En este contexto, estamos en diálogo con los sindicatos pertinentes y el Ministerio de Trabajo respecto de las reducciones de mano de obra”.
En abril pasado Schlumberger inició —al igual que otras proveedoras de servicios como Halliburton y Baker— un programa de retiros voluntarios, que incluía al personal de Geoservices y Cameron, compañía que también pertenece a la empresa. El personal que se acogió al retiro recibió un 100% adicional sobre el monto correspondiente a la indemnización y alcanzó a los empleados con status HCR, HCM y GM.
“Estas decisiones son siempre difíciles ya que entendemos el impacto que presentan en nuestros empleados y en la comunidad local. Nuestra prioridad sigue siendo la seguridad de nuestros empleados y contratistas, y hacer esta transición lo más fluida posible para mantener la continuidad del negocio para nuestros clientes”, agregaron desde la empresa de servicios.
Geoservices
Schlumberger tiene un amplio espectro de servicios petroleros, muchos de ellos ligados a la completación de pozos y estimulación de pozos no convencionales. Es el mayor proveedor de servicios en la cuenca Neuquina.
En abril de 2010 Schlumberger adquirió a nivel global a Geoservices, una empresa de origen francés fundada en 1958. La operación se hizo por un valor de u$s 1.070 millones. En los últimos años, Geoservices hizo una gran inversión en el desarrollo de nuevas tecnologías para actividades de exploración y evaluación de pozos, particularmente en el mercado emergente de aguas profundas.
Grúas San Blas, la empresa de venta y alquiler de maquinaria para la industria de Oil & Gas, invirtió recientemente en el armado de una agencia de noticias con el fin de brindar información acerca de sus proyectos. “Queremos profundizar las noticias de interés de acuerdo a las propuestas de negocio que llevaremos adelante en lo que resta del año y durante el 2021”, destacó Oscar Tantucci, miembro de la comisión directiva.
“Se trata de un salto en el plan de comunicación con el objetivo de alcanzar un fuerte posicionamiento de marca y creemos que la sinergia comunicacional contribuye a la profesionalización de cada una de las unidades de negocio y potencia la propuesta de valor en su conjunto”, agregó.
Mariel Guzmán, Javier Blanco y Verónica Salamanco de la consultora Asset/Comm son los encargados, desde hace un mes, de llevar adelante un diseño comunicacional que busca brindar información detallada y disipar dudas sobre los servicios de la compañía de cara al futuro post-pandemia.
Grúas San Blas apunta, con sus más de 40 años de trayectoria en el país, a un crecimiento constante a partir de alianzas estratégicas con fabricantes de maquinaria pesada de escala internacional, como el grupo asiático Sany. El próximo paso consiste en potenciar al máximo la innovación en materia de comunicación y atención personalizada en todos los canales digitales: WhatsApp, redes sociales, página web, videollamadas, etc.
Renovación
Marcelo Yañez, presidente de la compañía, participó de la charla virtual y explicó cuáles son los desarrollos e innovaciones clave a los que apunta Grúas San Blas: “Cuando se frenó la actividad en marzo aprovechamos para vender máquinas y conseguimos reponer la flota usada por equipos 0km. Si bien este año no vamos a crecer en cantidad de unidades, vamos a optimizar aún más la calidad en maquinarias disponibles”.
Otro punto importante tiene que ver con el desafío que implica estar cerca del cliente en tiempos de distanciamiento obligatorio. “Al no poder llegar a Santa Cruz por las restricciones en los cruces de provincia, aún teniendo una sucursal en Comodoro Rivadavia, estamos alquilando nuevas bases para estar cerca de los clientes.
Además, tenemos un terreno asignado por el Municipio de Añelo en Neuquén y se autorizó el inicio de obra así que antes de fin de año tendremos terminado un galpón propio en esa zona para realizar trabajos de pintura y lavado de máquinas”, aseguró. Asimismo, cabe destacar la fuerte campaña impulsada por la empresa para brindar trabajo a numerosos talleres zonales que perfeccionan los equipos.
Por último, el presidente de la firma se mostró positivo y aseguró que este año se evolucionó en cuanto a la capacitación de la gente y se trabajó mucho en equipo. “Queremos ser líderes en la distribución de maquinaria en Argentina y -por qué no- exportadores de elite”, concluyó.
Altos ejecutivos de la industria petrolera analizaron la crisis del país y los efectos de la pandemia en el sector y coincidieron en que el foco de Vaca Muerta en el corto plazo estará puesto en las exportaciones de petróleo. Al mismo tiempo, explicaron que la producción de gas en la cuenca Neuquina, que venía siendo el principal de desarrollo de las operadoras en los no convencionales, tendrá lugar recién a partir del año 2023.
Se trata de la visión de Sean Rooney, presidente de Shell Argentina, Javier Martínez Álvarez director General de Tenaris, del Grupo Techint, y Daniel de Nigirs, Country Manager de ExxonMobil. Los tres directivos participaron del evento virtual “La energía en proyección: una mirada al futuro para la Argentina”, que organizó AmCham (Cámara de Comercio de los Estados Unidos en la Argentina), en el marco del ciclo creado en conjunto con Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG).
Las declaraciones de los ejecutivos de Shell, ExxonMobil y Tenaris se dan en momentos previos a que el gobierno lance un nuevo programa de incentivo a la producción de gas (Plan Gas 4) que, según afirmó recientemente el propio ministro de Economía Martín Guzmán, “se conocerá en pocos días”. El objetivo del programa es frenar la caída en la producción. Si esta tendencia no se revierte, podría faltar gas en el mercado local en el próximo invierno.
El corto plazo de Vaca Muerta
Javier Martínez Álvarez de Tenaris indicó: “yo era muy optimista con el gas, creía que era la gran oportunidad que tenía el país. En el corto plazo, para los próximos dos años, la Argentina tendría que cambiar y enfocarse muy fuertemente hacia el petróleo como alternativa exportadora”. Y agregó: “veo la oportunidad del gas nuevamente para dentro de dos años y esto es por las grandes inversiones de capital que requiere la producción de gas”.
Además, el presidente de Tenaris remarcó que “tenemos que evitar que el gas se convierta en un problema y que se pierda la capacidad de producción e intentar autoabastecer las necesidades del país. Las expectativas hacia adelante van a depender de las reglas y la previsibilidad para el sector”. “El gas es la energía de transición en un mundo que va limpiando su matriz energética y esto debería ser a mediano y largo plazo”, añadió.
Por su parte, el presidente de Shell, Sean Rooney, destacó las exportaciones de crudo de la Argentina durante la pandemia y sostuvo que “durante los próximos dos años van a haber importantes exportaciones de petróleo. Luego, tendremos exportaciones de gas en forma de Gas Natural Licuado (GNL)”. En otro pasaje de su intervención, Rooney remarcó que “el potencial del recurso de Vaca Muerta está, pero hoy Permian (una de las cuencas de hidrocarburos no convencionales de Estados Unidos) está produciendo 30 veces más. En los últimos años vimos cambios de leyes, de políticas, cambios de confianza que van en contra de las inversiones en energía”
Por último, Daniel de Nigris de ExxonMobil indicó que “una de las cosas que mantuvo la actividad este año fueron las exportaciones. Varios operadores de la cuenca Neuquina mantuvimos la producción de crudo y exportamos. Por eso, vemos como una oportunidad muy positiva para un plazo corto o mediano la exportación de crudo, con un alto nivel de ingreso y mejora fiscal para el país y con la infraestructura que ya está disponible”.
Resaltó además que “los acuerdos laborales alcanzados en 2017, la flexibilidad para importar equipamiento y el diálogo alcanzado son aspectos importantes que continúen para lograr un marco regulatorio estable porque es lo que tiene que dar soporte a un desarrollo intensivo de los no convencionales”. Y agregó que “se requiere llegar a un alto nivel en la escala porque eso es lo que nos baja los costos y nos mantiene competitivos, pero esto requiere de inversión de largo plazo”. “Necesitamos un esquema fiscal competitivo, acceso al tipo de cambio, reglas claras y permitir a los accionistas remitir los dividendos sin restricciones”, concluyó.
El interventor del Ente Nacional Regulador del Gas, Federico Bernal, aseguró este martes que las tarifas podrían seguir congeladas luego de fin de año. “El salto que debería ocurrir si siguiera vigente la tarifa de Macri debería ser de 100%. Eso está descartado de plano y va a estar muy lejos de ese incremento, si es que hay alguno. Acá lo que tiene que decidir el presidente es si se subsidia todo o si se subsidia una parte”, aseguró el funcionario, quien el lunes por la noche fue recibido por Alberto Fernández, junto al interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), Federico Basualdo.
Alberto Fernánez junto a Federico Bernal (Enargas) y Federico Basualdo (ENRE)
Diferencias con Guzmán
“Las decisiones tarifarias se tomarán en el resto del año, pero creemos que deben ajustarse de acuerdo a la inflación. Apuntamos a que los subsidios en relación al PBI no crezcan. En 2020, hubo un congelamiento nominal; lo que esperamos para 2021 es un congelamiento real”, declaró el ministro de Economía, Martín Guzmán el martes 15 de septiembre, cuando recibió a los periodistas para hablar del Presupuesto. De ese modo, dejó en claro que se avanzaría en el descongelamiento para que las tarifas acompañen la suba de los precios.
Pese a la definición de Guzmán, avalada por el secretario de Energía Dario Martínez en distintas reuniones con empresarios, Bernal aseguró este martes en declaraciones a El Destape Radio que ese aumento todavía no está definidoy el presidente podría no autorizarlo. “Nosotros lo que tenemos que hacer es llevar ese cuadro tarifario a un valor que sea compatible para que el servicio público pueda brindarse. Eso puede ser a través de la tarifa o puede ser a través de subsidios a las empresas durante todo este período de transición para que el impacto en las facturas sea nulo o el mínimo posible”, aseguró.
Bernal sostuvo que el presidente les pidió avanzar con la normalización del sector, agregó que les sugirió un esquema de transición, pero a continuación agregó que “todavía no hay nada definido”.
Anulación de la RTI
Lo único que dejó en claro Bernal es que no se aplicarán los aumentos previstos en la Revisión Tarifaria Integral (RTI) que negoció el macrismo, algo que ya no se viene haciendo y que en el sector desde hace tiempo dan por descartado. “Hay que recordar que si Macri hubiese seguido, y estuvieran vigentes los cuadros tarifarios que firmó, ahora estaríamos pagando el servicio público del gas casi un 70% más caro”, subrayó Bernal, dejando en claro cuál es el ajuste que las compañías están en condiciones de reclamar, si es que se cumple con la RTI firmada en 2016. Luego agregó que ese porcentaje podría trepar al 100% si el ajuste se aplicara entre enero y marzo.
No obstante, el propio Bernal remarcó, tal como anticipó EconoJournal, que va a pedir la anulación de esas RTI. “Con los resultados de la auditoría difícilmente puedan sostenerse esos cuadros tarifarios. De hecho, yo hice la recomendación al Poder Ejecutivo, con los primeros resultados, que se declare la nulidad de esos cuadros tarifarios y se revoquen”, aseguró.
Luego agregó que todavía no terminó con las auditorías. “Yo tengo que hacer 12 revisiones y auditorias porque son 12 licenciatarias y estaré terminando todo de acá a un mes, me quedan unas cuatro licenciatarias más”, sostuvo Bernal.
Objetivo oficial
Con respecto al futuro, Bernal evitó dar definiciones. “Si los resultados de las auditorías acompañan, que es lo que está pasando, los cuadros tarifarios de Macri no van más. Luego hay que ver qué pasa el año que viene con esta transición, siempre pensando que el servicio público es un derecho humano que no puede dejar de brindarse y las empresas tienen que tener cubiertos sus costos de operación y mantenimiento. Y ahí vendrán las distintas políticas que el presidente decida tomar, y que ya está tomando, como por ejemplo más tarifa social, tarifas diferenciales, subsidios. Bueno, esa será una decisión suya”, agregó.
“El salto que debería ocurrir si siguiera vigente la tarifa de Macri debería ser de 100%. Eso está descartado de plano y va a estar muy lejos de ese incremento, si es que hay alguno. Acá lo que tiene que decidir el presidente es si se subsidia todo o si se subsidia una parte. La instrucción que yo recibí es sentarme con las empresas y lo que las empresas tienen que entender es que en la transición, lo que la tarifa les remunere es lo básico y lo mínimo para que el servicio público pueda bridarse, así hasta salir de esta complejísima situación que atraviesan las empresas y el pueblo argentino”, concluyó.
Geopatagonia es una empresa comodorense que, desde 1992, brinda servicios a las operadoras del Golfo San Jorge en las etapas de exploración, perforación, desarrollo, producción, cementación y abandono de pozos. En un contexto complejo, como el que se instaló a partir de la pandemia, Sergio Schiavoni, CEO de la compañía, advierte que se necesitan cambios estructurales para que las empresas de servicios puedan sobrevivir a esta coyuntura.
Sergio Schiavoni
«Estamos en una situación muy crítica y esperamos que todo el esfuerzo que estamos haciendo sea comprendido. Esperamos que, cuando pase todo lo vinculado a la pandemia, haya algún tipo de negociación económica por los servicios que brindamos, que contemple algo muy básico y necesario, como es la ganancia», aseguró.
¿Cómo afectó la pandemia a la industria?
—Esta pandemia afectó a toda la industria pero no con igual magnitud. Las empresas de servicios petroleros son las más afectadas, al igual que talleres, transportistas y demás que las asisten. Eso se debe a que, desde el 20 de marzo, se cortó abruptamente toda operación que no haya estado directamente ligada a la producción. Las empresas que trabajan en ese rubro disminuyeron la actividad pero modificando sus condiciones pudieron seguir. En cambio, las ligadas a la perforación de pozos y las de «Operaciones Especiales», al paralizarse la totalidad de esos equipos, sufrieron al 100% la caída. Ahora, la actividad está recomenzando. Pero, por su volumen, todavía estamos lejos de visualizar un camino que nos lleve a recuperarnos. Muchas empresas atravesaron los meses de pandemia con una actividad inferior al 10% ó 20% de su promedio histórico. Pasarán muchos años para lograr la recuperación económica y, sin dramatizar, creo que muchas quedarán en el camino.
¿Cuál es el principal desafío que se les plantea de acá en adelante?
—El principal desafío es sobrevivir. Si seguimos, siempre habrá alguna posibilidad de recuperación, aunque la actividad sea mínima y nuestros ingresos no alcancen para pagar nuestros compromisos. Desde una visión más general, uno de los desafíos más grandes que, creo, tiene toda la industria, no solo la del petróleo, es hacerles entender a quienes nos gobiernan (políticos y sociedad en su conjunto) que se deberán buscar otros mecanismos, leyes y, sobre todo, acuerdos que prevalezcan y lleven a una Argentina previsible. Que el empresariado desee volver a invertir y crear fuentes de trabajo. Este último punto es fundamental para lograr que la Argentina tenga futuro. Hoy, no conozco a nadie que tenga esos planes.
¿Por qué la Cuenca del Golfo San Jorge no tuvo una caída de la actividad tan abrupta como sucedió, por ejemplo, en la Neuquina?
—Esta cuenca es muy noble en cuanto a producción, con mucha historia. Hace más de 110 años que se extrae petróleo aquí. Siempre hay sorpresas y aparecen técnicas extractivas nuevas, porque se la conoce y se la ha estudiado bastante. Además, para muchos de estos pozos es difícil parar la producción, debido a la recuperación secundaria y terciaria y al alto porcentaje de agua que se extrae. Esto hace que, exceptuando la exploración, obras nuevas y perforación de nuevos sondeos, en momentos excepcionales como el actual, no caiga la actividad tan abruptamente como en otras cuencas de la Argentina.
¿En pozos maduros como los del Golfo San Jorge cree que aún queda mucho por desarrollar, en comparación con los no convencionales?
—El no convencional le demostró al mundo (principalmente, con los Estados Unidos) que se puede aumentar la producción de gas y petróleo en rocas de muy bajas permeabilidades a precios razonables. En la Argentina, todavía, hay mucho por hacer para lograr el desarrollo de estos yacimientos y para tener un futuro energético prometedor. Creo que es correcto que el Estado nacional ayude a desarrollar el no convencional. Pero no por eso debe dejar de prestar atención a las cuencas maduras, como la del Golfo San Jorge, que son, en definitiva, las que siempre aportan un volumen interesante para producir gran parte de la energía que necesitamos.
El Estado nacional se ha olvidado de la exploración, de fomentarla. En los últimos años, se perforó el 10% de pozos exploratorios en relación con lo que se realizaba hace tres décadas o más. Debemos fomentar el no convencional. Pero, también, la exploración en yacimientos convencionales, tanto en el continente como en el mar. Y uno de los puntos principales será, luego de dar alguna ventaja, que ni el Gobierno actual ni los que lo sucedan cambien las reglas de juego.
¿Cuál es la situación particular de las empresas de servicios?
—En un ciclo de baja como el actual, las empresas de servicio están realizando un esfuerzo más grande del que pueden. Se está renegociando no solo los precios sino, también, cómo se realizan los servicios. En un contexto normal, de estabilidad y con un horizonte previsible, es natural que se revisen metodologías de trabajo para bajar costos. Pero venimos con descenso o falta de actividad hace varios meses, haciéndonos cargo de todo el personal. Está prohibido el despido hasta con doble indemnización, sin prácticamente financiación, con escasa ayuda del Estado nacional y, en algunos casos, de las operadoras, donde se hace muy difícil negociar de igual a igual. Estamos en una situación muy crítica y esperamos que todo el esfuerzo que estamos haciendo sea comprendido. Esperamos que, cuando pase todo lo vinculado a la pandemia, haya algún tipo de negociación económica por los servicios que brindamos, que contemple algo muy básico y necesario como es la ganancia. Es cierto que, del otro lado, nos pueden responder que hay libre competencia, donde las empresas pugnan ganar un determinado trabajo con calidad en servicios y precios. Pero, en realidad, lo que se hace en crisis tan graves como la que estamos atravesando es sobrevivir, no importa perder, no importa sentirse muchas veces derrotado. Solo vale sobrevivir. Son muchas personas y familias que dependen del trabajo que nosotros sepamos mantener. Por eso, es tan importante que seamos conscientes de que no podemos naturalizar lo que ocurre hoy y que se regrese cuando se pueda, insisto, a una relación en la que todos nos sintamos bien.
¿Cómo cree que deberían manejarse, en este nuevo escenario, variables como la productividad laboral y la eficiencia operativa?
—La productividad laboral y la eficiencia operativa deben ser los pilares que harán factible que tengamos por muchos años más esta actividad e, incluso, aumentarla. Ambos temas se podrían mejorar (entre otras acciones) con una reforma a la Ley de Contrato de Trabajo, donde existan premios pero, también, sanciones. Hay que proteger al empleado pero no prohibiendo el despido, sino dándole herramientas para su progreso y opciones laborales. Favorecer al empleador que da trabajo. Y, si le va mal, que sea sencillo y económico poder prescindir del personal que tenga en exceso. Nadie echa a un trabajador si tiene trabajo y le va bien. El sector de la construcción tiene un sistema que funciona muy bien, ¿por qué no extenderlo con mínimas variantes? Los empresarios chicos, medianos y grandes deben volver a creer que es negocio abrir o agrandar empresas, dar trabajo, crear riqueza. No como hoy, que la gran mayoría no sabe cómo hacer para salir de donde están. No pretendamos algo diferente haciendo siempre lo mismo.
¿Cómo fue la evolución de Geopatagonia en sus 28 años de historia?
—Desde sus comienzos, Geopatagonia tuvo como visión a futuro intentar realizar algunos de los servicios que hacen las grandes empresas internacionales de Operaciones Especiales. Modestamente, pero con firmeza, lo logramos. Con equipamiento de última generación, con profesionales y trabajadores que se destacan en lo que hacen. Cuesta mucho crecer competir para empresas como la nuestra, debido al tipo de servicio que brindamos, donde se necesitan grandes inversiones. Sabemos que el petróleo es un commodity que sufre los vaivenes de la política y la economía mundial. Pero, además, se le suma la inestabilidad crónica de nuestra economía, con las consecuencias que todos conocemos. No obstante, creo que, a través de los años, las empresas y sus directivos van aprendiendo de las crisis recurrentes, encontrando métodos para sobrevivir. Sería todo muy distinto si tanto esfuerzo realizado para «sortear» lo que mencioné lo hubiésemos volcado a la producción y a crear más trabajo.
¿Cómo cree que debería darse el vínculo entre todos los actores de la industria para lograr mejores niveles de desarrollo y producción?
—En nuestro sector, como en cualquier otro, es básico –además de necesario– que todos los actores se pongan de acuerdo en dónde se quiere llegar y, así, buscar el camino a recorrer. Un camino que todos puedan transitar, con el esfuerzo que se decida, pero entre todos. Cuando alguno de los integrantes –o, a veces, todos– de ese sector no sabe el destino final, entonces se utilizan distintos caminos, y ahí llegan los conflictos. Esta visión de encontrar un rumbo común debe ser a largo plazo y no depender solo de un partido político, de un «líder» sindical, político o empresario que, muchas veces, además de buscar caminos tendenciosos, no está preparado para tamaña responsabilidad. Debe ser la visión de consenso de los que actúan en cada área sin mezquindades y con la mayor grandeza posible. Si eso ocurre, todo es factible; no hay que descubrir nada, es lo que hacen los países que tienen mejores índices. ×
Petromark es una empresa de servicios que brinda soluciones para mantener la integridad de los activos de las operadoras para las que trabaja. La empresa fue fundada en 1984 en Caleta Olivia por Matías Twardowski y en la actualidad tiene seis bases operativas, desplegadas en Santa Cruz, Chubut, Neuquén y el sur de Mendoza, donde trabajan más de 300 empleados. En 2002, Gustavo Twardowski, hijo de Matías, se sumó a Petromark como socio gerente y su llegada coincidió con el momento de diversificación que vivió la empresa. «En un principio ofrecíamos servicios de operación y mantenimiento de plantas y de laboratorio y productos químicos. Pero después fuimos migrando hacia los servicios de integridad, en todo lo que tiene que ver con protección catódica, ensayos no destructivos y laboratorio de análisis químicos», señala Twardowski a TRAMA.
A caballo de la diversificación, comenzó la etapa de expansión de Petromark. En los primeros años, la empresa brindó sus servicios en la Cuenca del Golfo San Jorge, pero hacia 2001 apuntaron también hacia la Cuenca Neuquina. «Fuimos invitados por YPF y nos fue bien, empezamos a crecer allí también. Hoy tenemos repartida casi la misma cantidad de gente en la Cuenca del Golfo y en la Neuquina», completa Twardowski.
Pero como sucede en toda la industria, los últimos tiempos han sido sin duda los más difíciles en la historia de esta empresa. A la crisis que venía arrastrando el sector desde el año pasado, se agregó la aparición del coronavirus, que trastocó todas las previsiones y llevó a Petromark a buscar soluciones en un contexto tan difícil como inédito.
A más de seis meses de que se produjo la irrupción de la pandemia, ¿cómo ve el escenario de la industria del Oil & Gas en la Cuenca del Golfo San Jorge?
—Fue muy crítico para empresas como la nuestra, porque de la noche a la mañana nos encontramos con una situación inédita, como el hecho de que la actividad nos cayó a un 20%, prácticamente en las dos cuencas. Los contratos, sobre todo los que teníamos con YPF, fueron suspendidos y pasamos a tener a casi todo el personal sin trabajo en sus casas. Es cierto que las operadoras pudieron acordar con los gremios el artículo 223, que habilitó una reducción del pago de los salarios de la gente que había quedado aislada y suspendida. Gracias al acompañamiento de las operadoras y del Gobierno con lo que fue las ATP, se puede ir sobrellevando relativamente esta crisis. Me tocó participar directamente de esas negociaciones porque soy vicepresidente de la cámara de empresas del Golfo. Hoy estamos esperando que se reactive la actividad, que las compañías vuelvan a trabajar, que con eso mejoren sus ingresos y así poder hacer frente a nuestras obligaciones. Nuestras empresas venían facturando de manera normal y de golpe pasamos a facturar un 25%, no se podía despedir personal, seguíamos pagando salarios y sin ingresos. Con ese esquema es imposible que una empresa como la nuestra –con mano de obra intensiva– se sostenga.
De todo el personal que tienen, ¿qué proporción se encuentra todavía en sus casas?
—Estaremos con un 40% de actividad. En nuestro caso, la Cuenca Neuquina arrancó un poco antes. Allá estaremos con un 50% ó 60% de actividad, y en el Golfo, con un poco menos. Hay servicios que están más atados a lo que es la producción y esos han tenido una actividad mayor. Otros servicios, como los de perforación, están casi parados.
¿Cómo fue la evolución en cada cuenca?
—El proceso fue similar en ambas cuencas. Podríamos decir que, en promedio, la actividad al principio fue del 25% al 30%; entre aquellas atadas a la producción, que posiblemente estuvieran al 80%, y las vinculadas a la perforación y otros servicios, con 0 actividad. Ese nivel fue levantando y hoy ronda el 40%.
¿Cómo entablaron la renegociación de los contratos con las operadoras?
—Cuando comenzó el aislamiento y bajó el consumo de combustible de manera estrepitosa, las empresas vieron gravemente afectados sus ingresos y obviamente eso se arrastró a todos sus proveedores. La producción de petróleo se vio afectada porque no había a quién venderle el producto. Con sus proveedores, YPF se vio obligada suspender sus contratos y ahora estamos en un proceso de renegociación, donde las operadoras están solicitando descuentos para acomodarse a la nueva situación de baja demanda y de bajos precios.
¿Cómo manejan ustedes la ecuación para atender el pedido de las operadoras de ofrecer precios más bajos sin que ello ponga en riesgo la situación financiera de la empresa?
—Estamos en un proceso de ver cómo optimizamos nuestras operaciones para reducir costos. Hay costos fijos que no se pueden bajar y cuyo peso pasa a ser más grande cuando la actividad es menor. Hay que agudizar el ingenio para intentar ser más eficientes y lograr esos puntitos de bajar los costos y poder seguir operando.
¿Dónde buscaron la eficiencia?
—En estos momentos uno empieza a recortar planes de inversión, renegocia los gastos fijos como alquileres, los gastos en seguros y servicios subcontratados que se pueden optimizar. Y obviamente se está perdiendo rentabilidad. No queda otra porque entendemos la crisis que hay. Para no tener que cerrar el negocio, se está resignando rentabilidad.
¿Se tendría que definir una nueva agenda en la industria para enfrentar la situación que se va a abrir a partir de ahora?
—Hay que buscar que todos los interlocutores que hay en la industria nos sentemos conversar y ver qué incentivos se pueden ofrecer para que esta se pueda reactivar, se logren mantener los puestos de trabajo y se vuelva a una senda de inversión y desarrollo. A medida que Argentina empiece a salir del aislamiento y la maquinaria comience a funcionar y demandar energía, esa energía va a haber que abastecerla. Y si no se la produce acá, va a haber que importarla. Y eso va a traer como consecuencia una mayor demanda de dólares. Entonces de alguna manera va a haber que generar incentivos para que se invierta y abastecer esa producción local. Si después el panorama mundial hace que los precios internacionales sean mejores que los actuales, el objetivo siguiente será exportar el petróleo y el gas cuando haya excedentes.
Teniendo en cuenta las características particulares que presentan la Cuenca del Golfo San Jorge y la Neuquina, ¿dónde estima que se va a dar primero una reactivación?
—Las producciones de ambas, medidas en metros cúbicos de petróleo, son similares. Pero el Golfo es 100% convencional y la Cuenca Neuquina, en lo que es convencional, cayó muchísimo y aumentó la no convencional. Esta requiere inversiones mucho más grandes. Acá se está apostando mucho a la recuperación terciaria, donde ha habido casos de buenos resultados. YPF tiene previsto seguir implementando la terciaria, lo que permite que con menores volúmenes de inversión se obtengan buenos niveles de producción. Hay otros campos que también quieren desarrollar en la Cuenca del Golfo. La Cuenca Neuquina requiere volúmenes de inversión mucho más grandes, que se notan también en la producción. Por lo tanto, creo que es factible que veamos un rebote en la Cuenca del Golfo antes que en Neuquén.×
Mafers Soluciones Ambientales nació en 2002, con el objetivo de dar respuesta a la ley sancionada ese año en Santa Cruz, que reglamentaba el tratamiento de los residuos petroleros. A medida que los órganos de control se fueron agilizando y las petroleras se vieron obligadas a realizar estas tareas para poder operar, Mafers fue posicionándose en la industria y convirtiéndose en referente de las soluciones ambientales. «Fuimos una empresa pionera en este tipo de servicios, a tal punto que teníamos el expediente número 2 en el registro provincial de operadores y transportistas de residuos petroleros», comenta a TRAMA Marcos Ateiro, coordinador general de la empresa. «Comenzamos con 15 empleados y los primeros trabajos los hicimos para Vintage, que hoy es Sinopec. Desde ese momento tuvimos un crecimiento sostenido. Actualmente contamos con una dotación de 92 empleados y trabajamos con las principales operadoras de la Cuenca del Golfo San Jorge», completa el directivo.
¿Cómo se fue dando la expansión de la empresa fuera de Santa Cruz?
—En 2014 tuvimos las primeras habilitaciones en Chubut y empezamos a trabajar en 2016. Desde ese año trabajamos para Pan American Energy. El año pasado logramos las habilitaciones para poder trabajar en Neuquén, pero todavía no tenemos ningún contrato porque en febrero habíamos comenzado a mantener las primeras entrevistas con las operadoras y nos agarró la pandemia. Hasta que esto pase y veamos cómo evoluciona la industria, nos quedamos solo con las zonas en las que ya estamos trabajando y desarrollando.
¿El trabajo que realizan ustedes es paralelo al de la producción que se hace en los pozos?
—El servicio fundamental que ofrecemos es la remediación y el saneamiento ambiental. Nuestro trabajo es reactivo: cuando se produce el incidente, actuamos. Pero también estamos trabajando mucho con pasivos industriales de los años 70 y 80. Todo lo que tiene que ver con la remediación de pozos abandonados o piletas de pozos que antes se tapaban de una manera no muy amigable con el medio ambiente. Eso se está volviendo a abrir y a hacer una remediación de todas las piletas, que no son pocas. Se han llegado a tratar más de 1.000 piletas.
¿Las operadoras están obligadas a remediar los problemas ambientales que históricamente no se habían solucionado?
—Claro. Tanto en Santa Cruz como en Chubut, en cada área concesionada la provincia, junto con la empresa concesionaria, hacen un relevamiento de los pasivos ambientales y lo dejan plasmado para llevar adelante un plan de saneamiento. La operadora que se queda con el área se tiene que hacer cargo del pasivo de los saneamientos anteriores. Eso lo tienen que poner dentro de plan de inversión, ya sea la inversión productiva como la inversión que van a hacer en saneamientos ambientales de los pasivos.
¿Cómo toman las operadoras la cuestión ambiental?
—La toman como una parte más de su producción. Los primeros años fueron difíciles pero ahora hay otra conciencia. Además, es parte de los objetivos de las compañías. Entonces, es tanto un objetivo aumentar la producción como tratar de incrementar el volumen de saneamiento. Cuando comenzó la pandemia se pararon todos los servicios, los productivos y los de saneamiento ambiental. Algunas compañías fueron arrancando antes que otras. No todas tienen la misma política. Hay servicios que se han reactivado totalmente, otros están en vías de reactivación, algunos se reactivaron al 50%. En los dos primeros meses estuvieron parados casi el 100%.
¿La actividad que ustedes realizan requiere una renovación importante de tecnología?
—Tenemos mucho equipamiento en máquinas viales que requiere una inversión bastante importante, lo mismo que el tratamiento de suelos. La mayoría de los equipos son importados y hay poca sustitución de equipos nacionales. Hoy tal vez con la devaluación del peso estamos buscando alternativas nacionales, desarrollando algunos proveedores para repuestos.
Como a toda la industria, la caída de la actividad provocada por la pandemia afectó notablemente el desarrollo de Mafers. En la actualidad, poco más del 60% del personal de la compañía se encuentra realizando tareas en los pozos y hay servicios que todavía no se han podido restablecer, debido al cupo habilitado de gente para trasladarse hasta los campos. Ateiro observa que en los últimos meses hubo un sendero de recuperación, pero entiende que la reactivación se va a dar de manera muy lenta. «Creo que va a ser difícil trabajar en el 100% mientras esté la pandemia. Dependemos del consumo de petróleo tanto del país como del mundo. Pero aparecen rebrotes del virus y nuevas cuarentenas que pintan un escenario bastante incierto. No es fácil prever un resurgimiento lineal en el mediano plazo. Creo que debemos estar preparados para tener activos los servicios y otras veces inactivos. En el primer tiempo nosotros decidimos trabajar, manteniéndonos a pérdida. Renegociamos algunas compras y proveedores. Tuvimos que trabajar bastante para mantenernos todo este plazo. Ya estamos cerca de los siete meses y no prevemos una recuperación –por lo menos– para los próximos seis meses», afirma.
¿Hubo renegociaciones con las operadoras en todo este tiempo?
—La verdad es que más que renegociación hubo acuerdos de reducción de tarifas. Hubo acuerdo en algún mantenimiento para cubrir cierta parte de la mano de obra. Tuvimos que recurrir a los ATP para cubrir la otra parte de los salarios. Hubo que trabajar con varias cuestiones financieras para poder mantenernos y no llegar a la quiebra en poco tiempo. Creo que, si bien teníamos preparados escenarios negativos, nunca al extremo de quedarnos totalmente parados durante tres o cuatro meses. Teníamos escenarios pesimistas pensados con respecto a la baja del crudo y al volumen, pero no con un parate total. Además, fue a nivel mundial. Generalmente uno hace predicciones no tan drásticas o dramáticas. Esto fue durísimo para todos. Ni las empresas con mayor planificación pudieron ver este contexto tan negativo.
¿Cómo piensan hacer para atravesar el corto plazo, si prevén seis meses más sin recuperación?
—Hay varias cosas que tuvimos que reordenar y reorganizar: cronogramas de trabajos, reducción de varios costos, de algunas horas de trabajo. Hay gente que está suspendida por el artículo 223. Hablamos con los sindicatos para analizar entre todos la realidad. Y, si bien no estamos pudiendo pagar el 100% de los salarios, hacemos el esfuerzo para que, al final de la pandemia, todos lleguemos con trabajo. Para nosotros la gente es un activo muy importante. Por eso recurrimos a los ATP y a pagar todo lo que se pueda de salarios dentro de los acuerdos macro realizados. Con los equipos y máquinas que tenemos, hemos llevado adelante algún otro tipo de trabajo que no hacemos habitualmente. Estamos todo el tiempo pensando en reconversión de pequeños servicios. Los vehículos que no se utilizan, dejarlos con un seguro básico, disminuir varias cuestiones operativas, refinanciar y renegociar algunas compras con proveedores. Básicamente eso es en lo que estamos trabajando.
¿Los diferentes actores que tienen que ver con la industria están de acuerdo en que, para salir a flote de esta situación, todos tienen que ceder, o a algunos les cuesta tomar esa actitud?
—En algunos sectores costó un poco más, pero a medida que va pasando el tiempo todos tomaron conciencia de que la realidad es muy dura para muchos y de que esto viene para largo. Si queremos sostener la industria a largo plazo, todos vamos a tener que hacer un esfuerzo mancomunado. Creo que va a ser importante mantener reuniones y realizar estrategias de conjunto con todos los actores: gobierno, operadoras, contratistas y sindicatos. Hay que armar un bloque y discutir sobre la mesa un proyecto a largo plazo que tenga en cuenta cómo salir de la pandemia y de manera sostenible para todos. Buscar la forma de que la gente tenga trabajo, de que las provincias puedan cobrar regalías, de que haya rentabilidad para las operadoras y contratistas, así como más posibilidades de inversión. Es un momento de quiebre para trabajar en conjunto.
¿Es optimista de que eso se pueda lograr?
—Si no se logra ahora, no se logra nunca más. Creo que es el momento indicado para intentarlo. Si en una situación como esta no nos podemos juntar para solucionar un problema que nos atañe a todos, va a ser difícil lograrlo en un futuro. Estamos en un momento en el que buscamos la manera de salir adelante entre todos para no hundirnos. Creo que hay un diálogo y una intención de avanzar hacia un acuerdo general. Va a haber algunas diferencias porque todos tenemos intereses diferentes, pero el interés común es mayor. ×
Desde hace diez años, Conrado Bonfiglioli está a cargo de la Seccional Sur del IAPG, que cubre la Cuenca del Golfo San Jorge. Indudablemente, la actual coyuntura es la situación más crítica que le tocó atravesar en todos estos años. Y si bien reconoce que la industria está sufriendo los efectos económicos que generó la pandemia, también entiende que abrió una oportunidad para revisar métodos de trabajo e instalar prácticas que vinieron para quedarse. Con respecto al aporte del IAPG, resalta que a pesar del aislamiento pudieron continuar con los cursos de formación y que el próximo año egresará del Instituto un grupo de profesionales técnicos que podrán dar respuesta a las demandas laborales de las empresas del sector.
¿Qué análisis hace de la situación de la industria en el Golfo San Jorge desde que se decretó el aislamiento social obligatorio?
—No estamos exentos del impacto internacional, que empezó con un tema de oferta. La pelea entre Rusia y Arabia generó un shock de oferta e inmediatamente cayeron los precios del petróleo. Todavía no nos habíamos recuperado de ese problema de oferta y apareció un problema de demanda, con una caída del 60% a partir de la primera semana de la cuarentena. Todo esto generó una situación muy crítica porque se llegó al tope de la capacidad de almacenaje y empezó a haber un peligro cierto de tener que cerrar pozos. Por suerte se zafó de eso, gracias a que se pudieron llevar adelante algunas ventas, a un precio muy bajo, pero que ayudó a poder mantener la producción. Lo que evidentemente cayó de forma abrupta fue el tema de la perforación. En una cuenca como la nuestra, que tiene más de 100 años, si no se perfora la producción se derrumba. Los pozos tienen cada vez menos vida útil y se necesita hacer todo un proceso de producción secundaria que requiere una inversión muy fuerte. A nosotros ya nos venía pegando la crisis local desde el año pasado y había muchas dudas en cuanto al tema de inversiones para el año 2020. En medio de esa crisis nos agarra la pandemia y la cuarentena obligatoria que derivó en un parate muy fuerte de la actividad. De ese parate, estamos paulatinamente empezando a salir. Como toda crisis, uno va viendo los indicadores y a partir de eso se sabe si va a seguir bajando o si en algún momento viene el rebote y se empieza a recuperar.
¿Observa alguna señal de repunte en la actividad?
—Básicamente, las operadoras están con una planificación bastante buena, pese al momento, por lo menos en el lapso que va de acá a fin de año. Tampoco es para tirar manteca al techo, pero es una forma de tener los pozos activos y para eso están subiendo al campo varios equipos de pulling y workover, que son los necesarios para mantener la producción en niveles aceptables. De todos modos, está claro que las perforaciones bajaron con respecto al año pasado. La situación es muy compleja.
¿Cuál fue la estrategia de las principales operadoras para capear la crisis?
—Creo que hay que analizar esto desde dos niveles. Por un lado, se tomaron medidas de seguridad y se establecieron los protocolos para mantener al menos las actividades esenciales. Desde ese lugar hubo una respuesta bastante inmediata y eficiente. Ya una semana antes de que se inicie la cuarentena, la mayoría de las empresas tenía hechos sus nuevos esquemas de trabajo. Con el personal que sube a los campos en general se hicieron tres grupos para el mismo tipo de labor. Uno que iba siete días y volvía. Un segundo grupo que reemplazaba al primerio y finalmente un tercer grupo que quedaba como reserva y entraba en acción en caso de que se produjeran contagios en alguno de los otros dos. Y en cuanto a la actividad, la industria en general también reaccionó bien porque en este caso no es cerrar un local o una oficina y se acabó el problema. El petróleo exige que se hagan mantenimientos porque de lo contrario se pueden tener severos problemas.
¿Las empresas están trazando algún panorama de inversión?
—Estamos en el medio de la tormenta. Hay planificaciones de acá a fin de año. Pero cuando empecemos octubre, que normalmente es el mes de los presupuestos del año venidero, ahí empezará a verse la realidad en cuanto a todos los temas de inversión y cuáles van a ser los parámetros para el año que viene. Todas las empresas van a tener que hacer una reestructuración porque esta pandemia movió las estructuras de todos y generó transformaciones. De cosas tan simples, como por ejemplo dejar de tomar un avión para ir a una reunión y pasar a hacerla de manera virtual. Hay un montón de cuestiones que se pueden hacer sin necesidad de la presencia de las personas en el lugar. Por lo tanto, creo que esa transformación se está cumpliendo ahora pero vamos a ver que, cuando volvamos a algún grado de normalidad, las empresas no van a ser las mismas. Van a tener modificaciones en sus estructuras que se ajusten a los nuevos tiempos.
¿Cómo afectó la pandemia al entramado de las Pymes de la industria petrolera?
—Es una situación complicada. Hay Pymes que son robustas, que tienen una historia y han funcionado siempre bien. En cambio hay otras que ya estaban en una situación delicada antes de la pandemia y que la actual coyuntura las golpeó muchísimo. Muchas Pymes tuvieron que renegociar contratos y hacer frente a una situación en la que comenzaron a tener problemas graves de caja. Están haciendo malabares para tratar de no despedir personal, que en su mayoría es altamente calificado y costó mucho formar.
El aporte del IAPG Seccional Sur
Entre las diversas actividades que el IAPG seccional Sur despliega en la Cuenca del Golfo San Jorge, Conrado Bonfiglioli destaca las que tienen que ver con la formación y capacitación del personal de las distintas empresas que son socias del Instituto. En este sentido, desde hace poco más de 20 años el IAPG viene haciendo un aporte significativo a la seguridad laboral a través de la Escuela de Conducción Defensiva, por la que pasaron miles de operadores y que permitió reducir notablemente los accidentes de tránsito, en el trayecto de ida y vuelta hacia los campos de producción. «Hasta principios del 2000, uno de los grandes lastres que arrastraba la industria era el de los accidentes en conducción de vehículos, que presentaba cifras muy superiores a las que tienen que ver propiamente con los accidentes de la actividad», afirma Bonfiglioli. Fue por eso que, a partir de ese momento, el IAPG firmó un convenio con la Facultad de Ingeniería de la Universidad San Juan Bosco para la creación de dicha escuela. «Con estos cursos conseguimos bajar notablemente los accidentes vehiculares. Cada año que pasa logramos mejores resultados que el año anterior y, de esa manera, no solamente garantizamos la vida de las personas sino que también contribuimos a mejorar la calidad de las empresas. Porque las empresas valen por lo que producen, por la cantidad de empleados que poseen y también por no tener accidentes», destaca Bonfiglioli.
La Escuela de Conducción Defensiva del IAPG también contribuyó al patrimonio de las empresas asociadas, ya que a raíz de la capacitación brindada al personal aumentó la durabilidad de los vehículos y bajaron los costos de mantenimiento a raíz de un mejor uso de las unidades. «En los cursos no le enseñamos a la gente a manejar, porque los que se inscriben ya deben tener carnet de conducir habilitante. Nosotros nos encargamos de eliminar los vicios que posee la mayoría de la gente al subirse a un vehículo, ya que en Argentina tenemos una tradición de aprender a conducir a partir de lo que nos enseñó un familiar o un amigo y no una institución profesional, como sucede en otros países. Ponemos mucho énfasis en la concientización y en la importancia de andar dentro de las velocidades permitidas por la ley. A su vez, la gran mayoría de los vehículos corporativos tienen un track y, por lo tanto, si alguien supera la velocidad, la empresa inmediatamente se entera. También disponemos en la zona de un 0-800 para hacer denuncias. Son todos elementos que ayudan a bajar los niveles de accidentes», resalta el directivo.
¿En qué consisten los cursos de conducción?
—Tenemos dos tipos de cursos: uno de inicio en conducción defensiva de vehículos y otro de renovación. Este último tenía cuatro horas presenciales en la parte teórica y que con la pandemia pasaron a ser virtuales. Pero ya puedo asegurar que cuando volvamos a normalidad van a seguir siendo virtuales. Desde hace siete años venimos trabajando con cuestiones que tienen que ver con la incorporación de la tecnología para el aprendizaje. Para el año que viene tenemos prevista la incorporación de simuladores, tanto para vehículos pesados como livianos, con el fin de que las empresas puedan hacer entrenamientos de su gente en condiciones adversas.
El otro gran aporte del IAPG Seccional Sur para las empresas asociadas tiene que ver con la Escuela Técnica de Petróleo y Gas, creada a fines de 2018. “Es una carrera que tiene tres años de duración y consta de seis módulos. La mayoría de los estudiantes son chicos de entre 18 y 20 años, que terminaron el colegio secundario. También hay estudiantes que ya trabajan en la industria pero que tienen otro tipo de labor, que quieren progresar dentro de la empresa y buscan un título técnico”, señala Bonfiglioli.
¿Cómo hicieron para mantener la cursada en medio de la pandemia?
—Fue un desafío importante para todos y que pudimos afrontar muy bien. Cuando se decretó el aislamiento social justo habíamos iniciado el cuatrimestre y pudimos reconvertir las clases de forma virtual, con los mismos horarios y los mismos profesores. Implementamos una plataforma mediante la cual los estudiantes pueden hacer consultas particulares a sus docentes y despejar las dudas que vayan surgiendo. En 2021 se recibe la primera camada y mientras cursan el último año tienen la posibilidad de ser becarios en empresas operadoras y de servicios. El IAPG tiene un Consejo Educativo que está integrado por gente de Recursos Humanos y de las áreas técnicas de las empresas. Por lo tanto, tienen un contacto directo con nuestros alumnos y a ellos se les abre una puerta muy grande para conseguir trabajo, ya que en el área técnica siempre hay demanda de empleo. ×
A comienzos de este año, en una charla en la escuela de políticas públicas de la Universidad de Duke en Estados Unidos, Jason Mark, CEO de la Energy Foundation hizo una afirmación tajante que me llamó mucho la atención, porque afecta las bases de lo que yo he creído durante décadas. Dijo que estaba perimida la idea de que uno iba a poder influir en las buenas políticas públicas con informes o estudios -aunque estén basados en las mejores fuentes o evidencia- que aportan al diseño y la toma de decisiones de política, y que ellos hace rato que habían abandonado eso.
En cambio, sostenía que el camino adecuado era promover ambientes (que el definía de desarrollo de “mercados” en términos muy generales) a través de proyectos o actividades desde los que luego surja una demanda espontanea por políticas que regulen y estimulen esas actividades o mercados. Esto luego iba a promover un mayor desarrollo de esas actividades o mercados, lo cual llevaba a más demanda por políticas, y así sucesivamente.
Hacer esto, sostenía Mark, es mucho más consistente y efectivo con la teoría del cambio estructural que tengamos en la cabeza, porque se va a mover a una velocidad mucho mayor que querer llegar con un informe que uno espera que por arte de magia provoque un cambio de política en la dirección correcta.
El problema que Mark y la Energy Foundation buscan es uno muy puntual y está muy bien definido: es el cambio hacia energía limpia y barata, en lo que hoy conocemos como la transición energética o eléctrica (Hansen y Percebois, 2020).
La Energy Foundation nació hace casi dos décadas cuando un grupo de las principales fundaciones de Estados Unidos, como Rockefeller o MacArthur, decidieron que no tenía sentido duplicarse entre ellos con programas de energía y que convenía consolidar los recursos en una sola fundación con mandato y objetivos claros. Hoy la Energy Foundation maneja un tercio de los recursos de donaciones y proyectos de Estados Unidos con un presupuesto de 300 millones de dólares anuales que se asignan a cientos de iniciativas y proyectos que cruzan toda la economía real, desde criaderos de cerdos hasta sectores informáticos sofisticados.
Existen, al menos, dos aspectos centrales de las afirmaciones de Mark que son llamativas y que se aplican a cualquier forma o problema de política pública. La primera es la distinción entre la oferta y la demanda de buenas políticas públicas. Lo que Mark afirma es que actuar por el lado de la oferta (como hacen los estudios o informes que se entregan en mano a los presidentes, ministros o funcionarios) nunca va a ser tan efectivo como trabajar por el lado de la demanda.
La demanda de políticas públicas, en cambio, surge de un amplio espectro de agentes e instituciones económicas y políticas que le reclaman a la política pública que se perfeccione en un sentido definido. Tiene un sustento en bases reales que le dan un contenido de economía política muy diferente al que proviene de cambios o avances que operan por el lado de la oferta.
La segunda afirmación de Mark es la insistente referencia a que este proceso se materialice a través de la creación y ensanchamiento de “mercados” que se vinculan con la política buscada, en su caso es obvio que se trata del mercado de energía limpia renovable. Ambas afirmaciones están relacionadas y son indicativas de la particular calidad institucional de una economía como la de EEUU, porque apelan a la idea de descentralización participativa y utilización de mecanismos de mercado para sentar las bases sobre las que se va a mover la política pública. La generalización puede ser debatible, mirando el caso estadounidense, dado que desde hace un tiempo allí existe un choque o colisión entre lo que la “oferta” de políticas quiere (o no quiere) por un lado y lo que la “demanda” reclama por el otro.
Lo de Mark y la Energy Foundation, de ir por el lado de la demanda descentralizada y los mercados para apuntalar políticas de energía limpia, si es que era efectiva al comienzo se volvió necesaria o imprescindible desde Trump. Es decir, vas por el lado de la demanda porque es el único camino que te queda. Dadas las restricciones políticas es posible trabajar “de abajo hacia arriba” a nivel estadual o municipal en donde es más fácil crear o desarrollar los mercados que van a demandar buenas políticas. O sea que la economía política marca el camino, como era de esperar.
Bajando todavía más, a nuestro contexto, las dos afirmaciones de ir por “la demanda y los mercados” en vez de ir por la oferta es todavía más discutible. En economías en donde la organización de las instituciones de mercado y el “compacto” regulatorio (instituciones, políticas e instrumentos) no ha sido bien definido, y en donde además prima la inestabilidad macro, tanto la oferta como la demanda de buenas políticas se vuelven inestables u obedecen a estrategias cortoplacistas y de supervivencia.
En ausencia de un marco organizativo estable que guie hacia dónde vamos en el mediano plazo, la elección de oferta versus demanda se tiene que sesgar hacia la primera, porque es la oferta de buena política la única que puede proveer un marco organizativo de referencia. Aquí renace con fuerza la necesidad de tener un blueprint basado en algo sólido y consistente, y el informe/estudio que Mark subestima se transforma en algo esencial.
La demanda, por su parte, no sólo no puede actuar por la vía de la creación de mercados que reclamen buenas políticas, porque no hay marco de referencia, sino que se va a sesgar mal hacia la búsqueda de transferencias o subsidios, en un juego de actividades de influencia y presión que sabemos que tiene atrás una economía política muy compleja y mucha ineficiencia.
Este problema de oferta y demanda de buena política energética es el que viene afectando al sector energético argentino desde hace por lo menos 3 décadas.
En los 90s, con los grandes cambios que se implementaron para organizar mercados, no se pudo plasmar una política energética que anticipara o previniera los desafíos o insostenibilidades latentes y se cayó en el error de confundir política energética con entes reguladores.
En los 2000s no se entendió que la economía energética no puede aislarse de los mercados internacionales y de una gramática de precios relativamente libre de subsidios, y demasiado intervencionismo hizo colapsar el balance energético con consecuencias macro desastrosas.
Los errores del período de Macri y Cambiemos en energía fueron imperdonables si se tiene en cuenta que estaba fresca la tinta del libro del grupo de ex secretarios que reclamaba armar una política de Estado. Se partió, en ausencia de un blueprint de mediano plazo que redefine el rol y contorno de los mercados, de un diagnóstico parcial erróneo de que los subsidios eran solo una “patología” de bajos precios que pagaba la demanda, sin una doctrina de control de costos que se asistiera en subastas de mercado de gas y en el rediseño del mercado eléctrico mayorista. El resultado fue, como era obvio, un tremendo rechazo social a transferencias de ingresos bruscas, por más que se cerraran brechas fiscales, que era lógico que había que cubrir (véase Navajas, 2019). Sólo al final de la gestión se entendió, demasiado tarde debido a la crisis macro, de hacer subastas de gas y solicitar un informe de reforma del mercado eléctrico mayorista.
Lo único significativo a lo largo de la última década fue la irrupción de un atisbo de política de Estado frente a Vaca Muerta, que ya está cruzando a tres administraciones que reconocen y validan -a su modo- la estrategia. Vaca Muerta es, en el esquema propuesto por Jason Mark, un ejemplo de oferta y demanda conjunta de política de cambio estructural, porque tiene los “informes” de un lado y las fuerzas vivas y la economía política del otro, con los grupos empresarios y el Estado -con YPF- en el medio. Pero no nos confundamos. Vaca Muerta no puede ser la política energética de largo plazo de la Argentina, sino un puente hacia un cambio estructural diferente.
El lado de la oferta de política energética va a estar fallando sino se le hacen correcciones al “informe”/”visión” en que se basa Vaca Muerta, con un enfoque de largo plazo consistente con la transición energética/eléctrica. Sin ninguna duda: Mark caería desmayado y un mandato como el de la Energy Foundation no financiaría a las muchas pymes innovadoras que se asocian a Vaca Muerta, como sí lo haría con la energía renovable. Después del 3 de noviembre vamos a ver si esto se traslada o no a otro nivel, también hostil, en el ámbito de organismos y compromisos internacionales
¿Y ahora, donde estamos parados? ¿Cuál es el estado de la oferta y la demanda de buena política energética en este momento?
La administración de Alberto Fernández entró con el pie izquierdo en la política energética argentina que además se complicó por la pandemia y ahora cayó en una trampa de difícil salida. El pie izquierdo inicial lo constituye el haber comprado, casi en forma dialéctica, el mismo argumento del gobierno de Macri pero al revés: ahora el diagnóstico es que antes tuvimos una “patología” de precios demasiado altos (en vez de bajos) de la demanda, sin tampoco haber pensado en una doctrina de costos sostenible y no basada en extraer rentas o intervenir contratos preexistentes.
De hecho, los costos escalan porque no se activaron mecanismos de mercado que ayuden a bajar costos, hay presiones sectoriales y políticas para sostener precios internos por encima de precios de frontera y, por si eso fuera poco, cayó un shock financiero a la salida del acuerdo de la deuda soberana en Nueva York, es decir al revés de lo lógico de esperar.
Si el pie izquierdo es todo lo anterior, la trampa a la salida de este laberinto es la compleja situación macro en las dos vertientes que pueden ser letales para la sostenibilidad y los subsidios que son el tipo de cambio y el costo del capital (véase Navajas, 2015). El supuesto del presupuesto 2021 respecto al ajuste implícito de tarifas puede zozobrar y llevar a una intervención mayor en los mercados energéticos no respetando contratos preexistentes, en particular en el sector eléctrico. Sin un blueprint amplio y abarcativo de todos los rincones del sector energético y que piense hacia dónde vamos va a ser difícil pensar en una buena política energética.
* Economista Jefe de FIEL; Vicepresidente de la Academia Nacional de Ciencias Económicas; Profesor de la UBA y la UNLP.
Referencias
Hansen J.P. y J. Percebois (2020), Transicion(es) eléctrica(s). Lo que Europa y los mercados no supieron contarte. (Traducción de G. Rabinobich). Buenos Aires: Editorial Biblos
Navajas F. (2015), “Subsidios a la energía, devaluación y precios”, en . Berlinski y O. Chisari (eds.) Un siglo de la Academia Nacional de Ciencias Económicas, Buenos Aires: EDICON, Documento de Trabajo de FIEL N°122, Abril , http://www.fiel.org/publicaciones/Documentos/DOC_TRAB_1431636145020.pdf
Ex Secretarios de Energía (2015), Consensos energéticos 2015. La política para salir de la crisis energética. Buenos Aires: Editorial Instituto Argentino de la Energía Gral Mosconi.
Oriundo de Santa Fe, Jorge Castillo salió del Servicio Militar con su juventud bajo el brazo y no tardó en comprobar que en la industria de esa provincia sería difícil hacerse un lugar. Entonces, su tío, que era jefe de equipo de Perforación de YPF en la Cuenca del Golfo, lo invitó a probar suerte en el sur. Jorge comenzó hace 42 años en una empresa del Grupo Pérez Companc ocupando el puesto de boca de pozo y luego fue creciendo hasta que hace cinco años asumió como director de Operaciones en DLS, la contratista de servicios de equipos torre más importante de la zona. La empresa ofrece servicios que abarcan el ciclo de vida completo de los pozos, desde la construcción hasta su desmantelamiento. «Desde el momento en que entré como director, me tocaron todas las crisis», cuenta con esa media sonrisa de los que sortearon más de un obstáculo en la vida. El concepto de resiliencia proviene del mundo energético y se refiere a la magnitud que cuantifica la energía que absorbe un material al momento de ser deformado. Y, en psicología, la resiliencia es la capacidad de recuperarse frente a la adversidad para seguir proyectando a futuro. Imperioso conocedor de los procesos en el campo, Castillo es un ejemplo de resiliencia individual en el contexto más amplio de la resiliencia geográfica, colectiva y organizacional que caracteriza al Golfo San Jorge. En diálogo con TRAMA, conversó sobre el impacto de la pandemia, el esquema de rotación de personal que negociaron con los gremios y la incorporación de nuevas tecnologías para lograr una mayor eficiencia.
Jorge Castillo
¿Cómo sufrió la empresa el impacto de la pandemia cuando el Gobierno decretó el aislamiento obligatorio el 19 de marzo?
—Arrancamos un 2020 muy bueno, en continuidad con la actividad de 2019. En marzo teníamos en funcionamiento 6 equipos de perforación, 16 de workover y 17 de pulling. Cuando se dispuso el aislamiento, la operación siguió en marcha durante una semana y luego solo quedaron trabajando 13 equipos de pulling en Chubut por la operadora Pan American Energy (PAE). Tenemos una división de medicina laboral y una de seguridad industrial, y en conjunto con el Ministerio de Salud de la Provincia empezamos a recibir las primeras alertas por los protocolos que debíamos aplicar para preservar a la gente y continuar con la operación. Comenzamos a operar únicamente con la gente de los equipos de pulling. Nos encontramos ante una situación desconocida y la organización no fue sencilla, sobre todo los primeros 15 días, cuando surgían cambios y novedades permanentemente. Fuimos aplicando los protocolos de acuerdo con las exigencias de la provincia de Chubut y de las operadoras.
¿Cuáles fueron las primeras medidas que debieron tomar?
—Lo primero que tuvimos que hacer fue utilizar doble camioneta para transportar a los trabajadores. Los turnos de pulling están integrados por seis personas como máximo que viajan todos los días cada 12 horas. Dado que no podíamos tener una ocupación superior a un 60% dentro de los vehículos, negociamos con la operadora el uso de dos camionetas. Y esto implicó un incremento de costos, pero también una nueva forma de llevar adelante la operación garantizando la seguridad. Además, compramos los elementos de medición de temperatura y prevención e higiene, como alcohol en gel y barbijos. Determinamos que ninguna persona suba al campo sin que el personal de medicina laboral revise previamente todas las condiciones sanitarias correspondientes.
¿Recurrieron al armado de un equipo ad-hoc o un comité para afrontar la situación?
—Dentro de la compañía tenemos un comité de respuesta ante emergencias que vamos adaptando de acuerdo con diversas cuestiones de seguridad. DLS es una compañía que lleva adelante una actividad de alto riesgo porque trabajamos con equipos torre. Por lo tanto, el comité ya estaba preparado para determinar la aplicación de protocolos como los que nos permitieron seguir operando durante la pandemia.
Como director de Operaciones, se mueve en la delgada línea que se juega entre el requisito fundamental de brindar seguridad a los trabajadores y la necesidad de reducir la cantidad de operarios para limitar la expansión de posibles contagios. ¿Qué decisiones tomaron al respecto?
—La reducción de personal la pudimos aplicar en las bases operativas de Valle Hermoso y Pico Truncado. Allí, los tres primeros meses trabajamos cual situación de emergencia absoluta convocando únicamente a las personas específicas para cada tarea. En el campo, en los equipos torre están designadas las funciones y cada uno tiene un puesto determinado. Hay un encargado de turno, un maquinista, un enganchador, un boca de pozo y un mecánico. Ahí no pudimos recortar personal, porque si falta un operario en la estructura se compromete toda la operación. Lo que sí pudimos reducir son las visitas gerenciales y de diferentes sectores de la compañía a las unidades operativas. Los tres primeros meses eso se minimizó.
¿Qué tipo de plan utilizaron para apaciguar el impacto de la crisis?
—Primero negociamos con nuestros clientes, que son el motor de nuestra compañía. Si no tenemos clientes, no tenemos a quién brindarle el servicio. Primero negociamos con ellos y luego con los gremios, por la desocupación de la gente ante la baja de la actividad.
¿Cómo implementaron el esquema de rotación de personal que los gremios solicitaron para que todos los trabajadores pudieran tener una asignación de tarea?
—Aplicamos un sistema de rotación para ocupar, al menos, el 50% de la gente que se quedó sin actividad. Eso tiene algunas aristas. Teniendo en cuenta que lo que paró con más fuerza fue la actividad de perforación, armamos un plan de capacitación y entrenamiento para que ese 50% de las personas pudieran distribuirse en la operación de workover y pulling. Todo esto lleva un tiempo de adaptación y entrenamiento necesario para efectuar el régimen de rotación previsto de la manera adecuada. En la actualidad tenemos siete equipos con personal en rotación y la idea es tener 13 ó 15 para minimizar el impacto en la gente desocupada.
Luego de seis meses de aislamiento, ¿cómo evalúa la performance y el desafío que asumió DLS de cara a una normalidad transversalmente afectada?
—Tuvimos dos grandes problemas. Contábamos con un plan para este año, no visionábamos complicaciones y veníamos cumpliendo los objetivos y los presupuestos. Cuando cayó la actividad y bajó el precio del crudo a nivel mundial, por supuesto, todo cambió. La actividad de perforación cayó un 60% y la de pulling, un 20%. En cuanto a workover, recién ahora estamos completando la actividad en un 90%. Todavía no pudimos levantar los equipos de determinados clientes. Recientemente empezamos a poner en marcha los equipos de YPF. Hubo que reestructurar todo el negocio que teníamos pronosticado para este año, reajustar los presupuestos y ser muy creativos para armar los planes que estamos llevando adelante con análisis de costos, negociaciones con los gremios, nuestros clientes y nuestros proveedores.
También tuvieron que trasladar los pedidos de las operadoras (mayor productividad y eficiencia, reducción de costos) a sus propios proveedores.
—Exactamente. En este sentido, el contexto de devaluación y la situación económica en general hacen difícil la negociación con cualquier proveedor porque ellos –por una cuestión lógica– tienden a minimizar las pérdidas. Se trata de una negociación compleja que maneja la gente del sector de Supply-Chain.
Con un precio del petróleo de u$s 45, los márgenes del negocio de perforación se redujeron y hay que ser eficientes en la reparación de pozos. ¿Cómo se apuntaló DLS en esas áreas?
—Estamos buscando todas las alternativas de mejora y haciendo planes de acción para mejorar la performance, mover las cañerías más rápido y transportar todo lo necesario a mayor velocidad. Con la ayuda del cliente, y prestando especial atención a las alternativas de nuevas herramientas podemos aprovechar mejor la hora para ser más eficientes.
A lo largo de los años mejoraron los indicadores de performance; sin embargo, debido a los contextos volátiles, siempre existe una demanda respecto de la transformación y el perfeccionamiento. ¿Cree que hay campo fértil para seguir pensando cómo ser más eficientes?
—Siempre hay oportunidad de mejora. Pero es una tarea que tiene tres patas: operadoras, contratistas y gremios. Si las tres patas no se pueden ensamblar con el fin de alcanzar un objetivo común, es complicado. Hoy hay entendimiento y estamos tratando de volcar eso en la acción. Hay que aplicar diversos criterios y nueva tecnología.
¿Incorporaron alguna tecnología en los últimos años que ahora les está agregando valor?
—Sí, y fue un cambio rotundo en DLS. Hasta 2017 perforábamos con equipos electromecánicos y a partir de ese año pasamos a trabajar con equipos automáticos. Como consecuencia, en dos años mejoramos la performance en un altísimo porcentaje. De 1,5 pozos por mes pasamos a trabajar el doble. Con workover y pulling el cambio no es lineal, porque no hay en el mundo tecnología tan avanzada como sí la hay en perforación.
En lo que respecta al trabajo remoto en superficie que se está llevando a cabo a través de home office, ¿piensa que la infraestructura de la cuenca y el soporte que brinda Buenos Aires en términos de interacción están a la altura?
—Sí. Además, DLS está muy preparada. Diría que tenemos el sistema informático más avanzado de todas las compañías de equipos torre. Todos los equipos tienen buena conexión a Internet. En el caso de las personas que hacen home office, adaptamos sus computadoras y cargamos los programas para que puedan trabajar desde su casa.
¿Cuál es la fuerza del Golfo San Jorge a pesar de no estar en la gran agenda?
—En la Cuenca del Golfo siempre se perforó mucho. Sin embargo, debido a la magnitud de la baja del precio del crudo y la aparición de Vaca Muerta, tenemos claro que en la Cuenca del Golfo el foco está en el mantenimiento y la perforación será la justa para mantener la producción.
¿Cree que lo peor de la crisis ya pasó?
—Creo que estamos en el medio de la crisis. En la compañía, precisamente, tenemos un equipo de pulling parado hace dos semanas por una situación de contagio. Y la persona que se contagió era asintomática. Por lo tanto, yo me mantengo cauto. Y me parece que van a pasar un par de meses para poder decir que salimos relativamente airosos de esto. ×
Silvina García, jefa de Recursos Humanos de DLS Argentina
«El sistema home office llegó para quedarse»
Silvina García, jefa de Recursos Humanos y Relaciones Laborales en DLS Argentina, analiza los cambios que se han venido produciendo en la organización del trabajo a partir de la incorporación de tecnología, proceso que se aceleró debido a la pandemia. Uno de los desarrollos clave fue la creación de una plataforma de entrenamiento que la empresa realizó en conjunto con la Facultad de Ingeniería de la Universidad Austral. «Es una herramienta para poder entrenar a nuestra gente en un ámbito seguro en este tipo de industrias tan riesgosas y tan complejas. Trabajamos dos años y finalmente en marzo pudimos poner en marcha esta plataforma de entrenamiento. Antes, el operario tenía que poner el cuerpo en el campo y ese era todo el aprendizaje», destaca García.
Silvina García, jefa de Recursos Humanos de DLS Argentina
¿Es un software que simula el manejo de los equipos?
—Exactamente. Es un simulador de la máquina que opera el equipo. La duración del programa de capacitación es de cuatro días y está dirigido por jubilados de la industria que sumamos a este proyecto para desempeñarse como instructores. Primero se asiste a la clase teórica y luego, a través del simulador, se pone en práctica lo aprendido. El instructor genera diferentes escenas y situaciones de riesgo que la persona que está en entrenamiento debe resolver. Ganamos un premio del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) por este desarrollo de recursos humanos y fue muy gratificante. Además, tenemos un campus virtual con gran cantidad de cursos optativos para que quienes quieran desarrollarse puedan hacerlo y hay cursos obligatorios que están dentro de la matriz.
¿En qué lugar están en materia de incorporación de tecnología?
—Hace dos años que estamos en una carrera permanente por digitalizar todos los procesos. Por ejemplo, los recibos de sueldo. Antes venían 2.000 personas todos los meses a retirar los haberes y había mucha gente atendiendo por ventanilla y archivando papeles. Entonces, para aquellas empresas que tienen gran cantidad de personal como DLS, las plataformas digitales ayudan muchísimo. Hemos avanzado significativamente. En la actualidad estamos reconvirtiendo toda la tecnología aplicada principalmente a las operaciones de workover y pulling. El fin es mantener un crecimiento permanente en materia tecnológica. Y la digitalización de todos los procesos conduce a la optimización productiva. La pandemia de coronavirus forzó la implementación de estrictos protocolos de seguridad para los trabajadores de los campos petroleros y el home office para el personal administrativo. «La experiencia de home office fue muy buena. El trabajo hacia la digitalización de los procesos que veníamos desarrollando nos preparó, de una forma casi visionaria. Comenzamos a prepararnos sin sospechar tamaña pandemia y cuando llegó el momento todos los empleados tenían instalado el Skype empresarial que, hasta marzo, se utilizaba para chatear entre los distintos departamentos. Y ante el decreto de aislamiento pudimos continuar trabajando con esa herramienta sin ningún problema», remarca García. «El sistema home office llegó para quedarse. Porque si bien nos descubrimos trabajando mucho más desde casa, también aprovechamos más el tiempo muerto. El poder de administración del tiempo fue un factor que reconfortó a la gente. Algunas actividades las realizamos de manera presencial. Vamos a la oficina para reuniones específicas que requieren la presencialidad. Puntualmente en Recursos Humanos armamos dos equipos para estar preparados ante cualquier contagio que inhabilite el área.
En los últimos años se ha puesto el foco a nivel global en las políticas de inclusión y diversidad dentro de las organizaciones empresariales. ¿Cuáles deberían ser los lineamientos principales para avanzar en esa dirección?
—Considero muy importante desarrollar programas de incentivo profesional dirigidos a las mujeres, para orientarlas y entusiasmarlas a elegir carreras relacionadas con la industria, comúnmente asociada con los hombres. Creo que ese es el gran desafío, y uno de los principales caminos para enriquecer las empresas petroleras con diversidad de género.
Aunque la petrolera es una industria predominantemente masculina, se han empezado a observar emergentes femeninos que ejercen el liderazgo. ¿Cuál es su propia experiencia en ese aspecto?
—Mi experiencia ha sido y es muy positiva, si bien considero que sería muy enriquecedor contar con mayor diversidad de género en el ámbito laboral, el hecho que sea una industria principalmente administrada por hombres nunca constituyó un obstáculo para ejercer mi rol de Líder dentro de la organización.
En ningún momento sentí que el hecho de ser mujer fuera un impedimento para ingresar y crecer en la empresa, a la que ingresé en base a mis competencias y a mi experiencia como profesional dentro de la industria. La educación y el desarrollo profesional son los factores fundamentales, tanto para los hombres como para las mujeres.
En sus 31 años de vida, Petrominera Sociedad del Estado ha desarrollado una serie de unidades de negocio tendientes a ocupar el rol que como empresa pública le compete: llegar a aquellos lugares de la provincia que resultan poco atractivos para el capital privado. Así, la compañía no solo explota en UTE con otras petroleras un conjunto de áreas de la Cuenca del Golfo San Jorge, sino que también ha desarrollado una red de estaciones de servicio en 14 puntos de la provincia de Chubut, y un sistema de distribución y venta de gas licuado que llevó a que hoy cubra el 35% del mercado. José Luis Esperón es desde 2016 el gerente general de Petrominera y, en medio de la difícil situación que atraviesa la industria por efecto de la pandemia, confía en el aporte que puede dar la compañía para superar la actual crisis.
José Luis Esperón, gerente general de Petrominera
¿Cómo afectó la caída de la actividad a las distintas unidades de negocios que tiene la empresa?
—Petrominera cuenta con una red de estaciones de servicio en el interior de la provincia que se vio muy golpeada por la falta de circulación. Nuestras estaciones están alejadas de los grandes centros urbanos y la pandemia nos ha golpeado muy fuerte, con caídas del 50% ó 60% en las ventas. Nuestro gran cliente es el campo y esperemos que se pueda recuperar. Tuvimos uno de los inviernos más crudos de los últimos años y eso también afectó. Lo que sí creció llamativamente fue la venta de gas envasado. Hace un año y medio iniciamos un proyecto de ser distribuidores de este producto en toda la provincia y hemos notado mes a mes un incremento en las ventas.
¿Qué factor influyó para que se produjera ese incremento?
—Nosotros empezamos a trabajar en lo que es la meseta de Chubut y en la cordillera. Lo que notamos en esas dos zonas es un reemplazo de la leña ante la posibilidad de tener gas envasado en garrafas o cilindros. Hubo un fuerte cambio de matriz en los pequeños poblados. La gente fue reemplazando la leña por el gas envasado, fue vital el hecho de tener constancia en el abastecimiento. Ese fue un esfuerzo que inició la empresa y resultó determinante el rol que jugó YPF GAS, con quien establecimos un convenio como socio en la venta de combustible. Hoy estamos cubriendo el 35% del gas licuado en la provincia, en tan solo en un año y medio.
¿El plan estratégico de Petrominera es apostar al gas?
—Exactamente. Nosotros vemos que va a haber un escenario de gas barato en los próximos 50 años, a partir de Vaca Muerta y el Proyecto Fénix en Tierra del Fuego. Vemos que en la agenda de la transición energética, hasta que las renovables logren instalarse definitivamente en el escenario, el gas todavía tiene mucho por desarrollar. A tal fin, nos hemos trazado un Plan Quinquenal. Nuestra idea es ir hacia estaciones de GNC y aprovechar el gran mercado internacional que se presenta. En todo Chubut hay apenas una estación de GNC en Comodoro Rivadavia, que está subutilizada, y otra en Trelew. En toda la zona cordillerana y en la meseta de la provincia no hay una sola estación de GNC, existe una gran carencia en ese aspecto. Entendemos que ahí tiene que jugar el rol de una empresa estatal para cubrir esa demanda. Y después está la apuesta al mercado internacional. En el caso de China, por ejemplo, tiene 300.000 camiones circulando con GNC. En cinco años queremos estar en ese mercado.
Con respecto a las estaciones de GNC, este año tenían previsto instalar tres nuevas. ¿Pudieron hacerlo?
—Este año vamos a poder inaugurar una sola estación. Lamentablemente nos golpeó muy fuerte la pandemia. Sobre todo la primera mitad del año, que fue crítica. En diciembre vamos a estar terminando la estación en Ricardo Rojas. La idea era, además de esa, instalar una en El Maitén y otra en Río Senguer. Esas dos estaciones están demoradas, fundamentalmente ya que no se podía trabajar por los protocolos de la pandemia. La estación de Ricardo Rojas tendría que haber estado inaugurada el 8 de julio, pero tuvimos que parar las obras el 20 de marzo. Ahora la hemos reactivado y esperemos poder inaugurarla en diciembre. Es una localidad pequeña, en donde la gente para cargar combustible tiene que hacer 76 kilómetros de ida y volver con el tanque lleno a su pueblo. Está a 50 kilómetros de la frontera con Chile. Lo que buscamos son puntos estratégicos, donde las poblaciones que están alejadas no estén tan aisladas de los centros de abastecimiento. En el caso de Río Senguer, hay 90 kilómetros hasta Río Mayo para poder cargar combustible y es por eso que pretendemos instalar ahí una estación.
También vienen desarrollando un proyecto vinculado a la utilización de biomasa como fuente de energía. ¿En qué etapa se encuentra?
—Arrancamos con ese proyecto hace dos años. Nuestras estaciones de servicio están en zonas muy frías y sufren graves insuficiencia de suministro eléctrico. Iniciamos entonces un proceso de reconversión de las calderas eléctricas por estufas a pellets para calefacción y actualmente todas las estaciones están calefaccionadas de ese modo. En paralelo, empezamos a comercializar en todo el interior provincial este tipo de calefacción a través de nuestras estaciones de servicio. Y ahora estamos incursionando en la producción de pellets. Iniciamos con una planta experimental en la localidad de El Triana, a 7 kilómetros de la frontera con Chile. Es una experiencia piloto y la idea es desarrollar una planta de mayor envergadura en la localidad de Trevelin, con niveles de producción que nos permitan tener excedentes para exportar.
La situación de los yacimientos
Petrominera comparte actualmente cuatro UTEs de producción y otras cuatro de exploración con operadoras como YPF, PAE, Tecpetrol y Capex. La fuerte caída de la demanda obligó a modificar los planes de inversión y producción previstos en estos yacimientos. En un contexto que aún sigue siendo muy adverso, Esperón destaca que las empresas socias pudieron amortiguar los efectos negativos que produjo la pandemia. «Mayo fue el momento más crítico que vivimos en relación con el valor del crudo. Notamos que se ha empezado a reactivar lentamente la actividad, por lo menos en lo relacionado con con el pulling y el workover. Se está empezando a perforar en Bella Vista, Pampa del Castillo y Anticlinal Funes. En otras áreas hemos pasado para el año próximo lo que tiene que ver con los programas de perforación. Es un fenómeno que tendremos que ir analizando con cuidado, tratar de preservar lo que es el empleo para la paz social de la zona. En este sentido, los gremios han jugado un rol determinante para que la actividad pueda cumplir con los protocolos. Es algo bastante complejo para las empresas y se ha hecho muy bien», afirma el directivo.
En junio culminó la operación transitoria que desde hace un año venía llevando a cabo la operadora Roche en Cerro Negro, un área que pertenece a Petrominera. Desde entonces, el yacimiento dejó de operar porque en las actuales circunstancias a ninguna compañía la resulta redituable. Desde la empresa provincial han decidido esperar que aclare un poco el panorama antes de lanzar una nueva licitación. «En febrero teníamos listo el pliego de la licitación y ese mismo mes se produjo la famosa crisis entre los árabes y Rusia que llevó a una caída de u$s 20 en el precio del crudo. Paramos momentáneamente el proceso para ver cómo se resolvía esa cuestión y en marzo nos agarró la pandemia. En este momento estamos definiendo si el escenario está listo para una licitación con plazo definitivo, de 25 años más diez, como define nuestra ley, o si hacemos una nueva operación transitoria. Pero con este panorama, en el que el precio del crudo muestra constantes vaivenes y donde la demanda todavía sigue deprimida, no tiene mucho sentido lanzar una licitación ya mismo», asegura Esperón.
¿Hay alguna otra área en manos de Petrominera que esté pendiente de licitación?
—Estamos viendo qué vamos a hacer con el área de Colhué Huapi, que tenía Petroquímica y que decidió devolvérsela a la provincia, porque se hizo una inversión importante en esa área. Se hicieron 12 perforaciones y vemos que puede haber alguna salida. Pero para todo esto hablamos de marzo en adelante. Con esta inestabilidad no hay claridad de negocios.
Muchos especialistas del sector consideran que la recuperación de la actividad se va a dar antes en el Golfo San Jorge que en la Cuenca Neuquina. ¿Coincide con ese diagnóstico?
—Sí, totalmente. Un pozo acá vale entre u$s 2 y 3 millones y en la Cuenca Neuquina estamos hablando de valores de entre u$s 6 y 10 millones. Lo que pasa es que el gran motor de la industria petrolera de los próximos años va a ser Vaca Muerta. Eso no lo podemos menospreciar. Lo que tiene nuestra cuenca es que trabajando con terciaria todavía tiene mucho para dar. Tenemos interés de montar, junto con las empresas locales, un laboratorio de polímeros con la intención de formar recursos humanos para que las operadoras tengan a disposición. Se está trabajando con la Agencia Comodoro Conocimiento y la Universidad local para la realización de este laboratorio. Lo que más falta en esta región son recursos humanos. Creemos que con los polímeros, en terciaria hay cien años más de petróleo en esta cuenca. Es fundamental para la provincia incrementar los volúmenes de producción. En los yacimientos que están con muy baja producción y muy altos volúmenes de agua debemos ir hacia un esquema de bajas de regalías, como prevé la ley, y dinamizar esos pozos que hoy están parados porque los costos hacen que no cierre la ecuación para producir. ×
En el día de ayer fallecióCarlos 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”.
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. ×
Juan Pablo Luque, intendente de Comodoro Rivadavia
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. ×
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. ×
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.
Ezequiel Cufré
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. ×
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».
Jorge «Loma» Ávila, secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Chubut
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. ×
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».
Leonardo Álvarez, jefe de Gabinete del Gobierno de Santa Cruz
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. ×
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.
Martín Cerdá, ministro de Hidrocarburos de Chubut.
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. ×
«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.
Horacio Marín, director general de Exploración y Producción de Tecpetrol
«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. ×
Planta compresora de gas face 6 que abastece de gas a Ciclo Combinado de Cerro Dragón
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 – COO (Chief Operating officer)
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.
Planta Tratadora de Crudo de Valle Hermoso
¿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.
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. ×
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”.
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.
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.
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.
Sergio Affronti llegó ayer a Neuquén en el avión privado de YPF para cerrar el acuerdo de sustentabilidad con los gremios neuquinos y la negociación paritaria para recomponer los salarios de los trabajadores. Llegó acompañado de Santiago ‘Patucho’ Álvarez, hombre de La Cámpora y vicepresidente de Asuntos Públicos de YPF, y de Marcelo Aldeco, director de Laborales, quien le había asegurado que la discusión con los sindicatos ya estaba allanada y el acuerdo listo para firmarse.
Sin embargo, algo falló y ninguno de los tres sindicalistas referentes de Neuquén —Guillermo Pereyra, secretario del gremio de petroleros privados; Marcelo Rucci, su número dos que cada vez tiene más poder y lo desafía abiertamente; y Manuel Arévalo, titular de petroleros Jerárquicos— accedió a rubricar lo pre-acordado.
Está claro que el CEO de YPF precisa hoy que su equipo lo ayude. Si se trasladó hasta Neuquén fue porque el propio Aldeco y Carlos Alfonsi, vicepresidente de Servicios y Relaciones Laborales, le prometieron que dejaría la provincia con una foto de paz con los gremios tras casi cuatro meses de espasmódicas negociaciones.
Desde que asumió el cargo el 30 de abril, Affronti dedica obsesivamente su tiempo a tratar de recomponer la resquebrajada agenda de YPF, que atraviesa un momento de gravedad financiera histórica por la caída de la venta de combustibles como resultado de la pandemia. Pero para que ese esfuerzo rinda sus frutos se requiere de un equipo comprometido que entienda lo que está en juego. Ni Alfonsi ni Aldeco son dos improvisados. Alfonsi es un ypfiano que lleva casi 30 años en la empresa. Manejó con probada capacidad y liderazgo un negocio estratégico como el Downstream, de donde proviene la mayor parte de la caja de YPF. Aldeco también lleva años en la compañía. Por eso resulta extraño que hayan convencido a Affronti de viajar a Neuquén si el culminación de la negociación con los gremios era endeble, como más tarde se confirmó.
Segunda vuelta
El CEO de la petrolera controlada por el gobierno continúa en Neuquén con la intención de reflotar la discusión y cerrar hoy. Ayer estaba todo listo para que eso pase. Si hasta el secretario de Energía, Darío Martínez, y el gobernador Omar Gutiérrez tenían preparado un anuncio conjunto con los hombres de YPF para que el acuerdo con Pereyra-Rucci sea la plataforma de lanzamiento del Plan Gas.
De hecho, Martínez fue quien intentó mediar para que las partes se reúnan hoy nuevamente a las 11 para intentar cerrar. De hecho, el presidente Alberto Fernández ya se comprometió con el secretario y con el propio Affronti a viajar a Neuquén en los próximos 15 días para anunciar un paquete estímulo para reactivar la inversión en el sector de OilGas.
Desde la óptica de YPF, la negociación con los gremios era relevante para reducir los costos de desarrollo de petróleo y gas en Vaca Muerta. El derrumbe de los precios en abril y la profundidad de la crisis abrían una ventana de oportunidad, tal vez como nunca antes, para discutir con los sindicatos una agenda de productividad y eficiencia. EconoJournal publicó en agosto que esa ventana estaba por cerrarse.
¿Por qué no se cierra el acuerdo?
La negociación con los gremios mutó cuando el gobierno firmó con Camioneros un aumento salarial del 30% para 2020. O al menos eso fue lo que aprovecharon los gremios para introducir en la discusión la necesidad de actualizar los salarios. Por eso, exigen que se aplique una suba del 16,2% para cumplir con la cláusula de revisión por inflación que se incluyó en la Paritaria 2019. YPF y las petroleras accedieron a ese reclamo: están dispuestas a aprobar ese incremento a partir de septiembre y a pagar dos cuotas fijas de unos $ 50.000 a cuenta de la paritaria de 2020.
Envalentonados, los sindicatos de todo el país exigen ahora mejorar esas condiciones. Pero ese no es el principal problema con los gremios de Neuquén. Lo complejo, en esa negociación, es alinear a Rucci, que se opone a avalar los puntos centrales del acuerdo de productividad que estaba pre-acordado con Pereyra, que a esta altura ya no esconde sus debilidad relativa para con su número dos.
En concreto, Rucci cuestiona dos puntos del texto:
Pretende que unos 700 trabajadores que se desempeñan en yacimientos de Rincón de los Sauces vuelvan a operar inmediatamente. YPF se niega porque la explotación de esos campos convencionales del norte de Neuquén, que tienen costos de explotación más caros que otros, no son hoy su prioridad. La petrolera propuso seguir pagando el salario de ese personal bajo el paraguas del artículo 223 bis de la Ley de Contrato de Trabajo, que permite abonar un 60% del salario de bolsillo de febrero sin abonar cargas sociales.
Rucci no acepta el esquema de suspensiones rotativas que diseñó el área de Laborales de YPF para poder reactivar la actividad en la provincia.
Firmar un acuerdo de productividad que no incluya esas dos cláusulas tendría un impacto prácticamente neutro para las finanzas de YPF. Veremos si hoy Aldeco y Pereyra logran convencer a Rucci de que firme. En el fondo, ninguna de las partes tiene tanto margen para seguir dilatando el cierre de las negociaciones.
Los gremios —petroleros privados y Jerárquicos— tienen unas 20.000 personas en sus casas sin actividad. Cada día que pasa sin que haya un acuerdo hay menos chances de que ese personal se reintegre a las operaciones. De hecho, según cálculos de la Ceope, por más que el negociación prospero, de ese total existen unos 5.000 trabajadores que no volverían a sus posiciones porque el nivel de actividad no será el mismo que en la pre-pandemia.
Cierre
Para YPF y la industria también existen urgencias. Por extender la negociación de los sindicatos terminaron discutiendo un aumento salarial que no estaba en los planes. Y en la medida que el Ejecutivo empiece a discutir con el Consejo del Salario un alza del salario mínimo, vital y móvil, las empresas tendrán menos poder de negociación para cerrar paritarias.
Frente a ese escenario, lo más probable es que el acuerdos salarial se terminen firmando a más tardar la semana que viene, tal vez en Buenos Aires y en una reunión presencial conjunta con todos los gremios en el Ministerio de Trabajo para concluir una discusión que las compañías habrían querido sellar hace ya varias semanas.
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).
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.
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.
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”.
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.
Silvina Córdoba, ministra de Producción de Santa Cruz
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.
Javier Castro, titular del sindicato AOMA de Santa Cruz
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.
El gobierno analiza modificar la regla de liquidación de exportaciones para petroleras y mineras. Hay varias empresas que están dispuestas a invertir en estos sectores, pero reclaman algún mecanismo que les permita sortear el cepo cambiario para cancelar deudas, girar dividendos y enfrentar otro tipo de necesidades que vayan surgiendo. A raíz de ello, una posibilidad es que se les exija liquidar solo el 75% o el 80% de las divisas que obtengan a partir de sus exportaciones y dejar que dispongan libremente del resto de los dólares, según indicaron a EconoJournal fuentes oficiales.
La prohibición
Luego de la derrota en las elecciones PASO de agosto del año pasado, el gobierno de Mauricio Macri obligó a los exportadores, a través del decreto 609/19 y la comunicación A 6770 del Banco Central, a liquidar las divisas dentro de los 5 días hábiles posteriores al cobro de la operación. La medida iba a regir hasta el 31 de diciembre, pero a fines del año pasado el gobierno de Alberto Fernández extendió su vigencia sin límite de tiempo a través del decreto 91/19.
De ese modo, todo el sector transable está obligado a liquidar el 100% de sus divisas y quedarse en pesos. El problema es que luego el Banco Central no habilita el acceso a los dólares oficiales prácticamente para nada y exige a las empresas que restructuren sus deudas en divisas, mientras la brecha cambiaria con los dólares paralelos llega al 100%.
Vaca Muerta y el oro
La flexibilización de esta medida para petroleras y mineras está siendo estudiada por el ministro de Economía, Martín Guzmán, su par de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, y el presidente del Banco Central, Miguel Ángel Pesce.
En las últimas horas trascendió que se estaba evaluando flexibilizar para estas empresas la norma que les permite acceder solo al 40% de los dólares que requieran para pagar deudas, pero fuentes oficiales negaron a EconoJournal que se haya analizado esa opción. Por ahora lo único que está en carpeta es una modificación de la regla de liquidación de exportaciones para que puedan disponer del 20% o 25% de los dólares que generan exportando.
El objetivo es tratar de destrabar inversiones en Vaca Muerta y en explotación de oro, metal que en lo que va del año incrementó su cotización un 25%. Ni las petroleras ni las mineras están pensando llevarse el año próximo lo que puedan llegar a invertir hoy porque saben que es un negocio de largo plazo, pero son proyectos que requieren de cierta liquidez para enfrentar compromisos. Por ejemplo, si se fondean en el exterior necesitan tener garantías de que van a poder pagar esa deuda.
Kulfasestá convencido de que hay que avanzar en esa dirección porque si no las empresas no van a invertir. Guzmán y Pesce coinciden en el diagnóstico, pero dudan de avanzar porque temen que una medida de esa medida debilite todavía más el stock de reservas en el corto plazo. Si la postura de alguno de estos funcionarios no cambia, es difícil que la iniciativa prospere.
Si eso ocurre, las inversiones no llegarán. El presidente Alberto Fernández lo explicó con claridad en agosto del año pasado cuando era candidato presidencial y criticaba las restricciones cambiarias: “El cepo es como una piedra en una puerta giratoria. Efectivamente, si yo pongo una piedra en la puerta giratoria nadie sale, pero nadie entra».
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 accesspara 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.
“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).
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.
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.
Funcionarios técnicos del gobierno y directivos de YPF, la petrolera controlada por el Estado, discutieron durante septiembre cómo reordenar el funcionamiento del mercado interno de petróleo después de que a fines de agosto quedara sin efecto el artículo 1 del Decreto 488, que fijaba un valor obligatorio de 45 dólares para el crudo Medanito que se comercializa localmente. Esa norma preveía que, si el precio promedio del Brent superaba por 10 días consecutivos los 45 dólares (algo que sucedió el 31 del mes pasado), productores y refinadores podrían empezar a negociar un precio libre de venta sin referencia alguna.
Eso fue lo que sucedió en septiembre. Los refinadores no integrados —Shell y PUMA— empezaron a comprar crudo a un precio cercano a la paridad de exportación (export parity), cerca de los 40 dólares. Sin embargo, en octubre se volverá a reponer un precio obligatorio de venta de 45 dólares, tal como estaba escrito en el Decreto 488. Así lo aseguraron a EconoJournal tres fuentes de provincias productoras sin contacto entre sí.
Es la decisión que defendían los gobernadores petroleros, cuya principal preocupación hoy es mantener la recaudación fiscal por regalías. Por eso, se opusieron a que el precio interno del crudo esté alineado con la paridad de exportación, tal como había propuesto YPF y el resto de la industria.
El problema de fijar un precio artificial de 45 dólares, como finalmente se definió en estos días, es que los refinadores argumentan que el precio actual de los combustibles no permite reconocerle ese precio al productor. Los números del mercado de naftas y gasoil, indican, no permiten pagar los US$ 45, tal como pretenden los mandatarios de provincias petroleras, con Neuquén y Santa Cruz a la cabeza. Para las refinadoras, la medida tiene dos impactos:
Las no integradas correrán menos crudo en sus refinerías, lo que a la larga terminará resquebrajando la oferta de gasoil en el mercado local.
Para las integradas como YPF y PAE (que controla Axion Energy), el restablecimiento del precio sostén las obligará a pagar más regalías a las provincias resignando margen del negocio; justo en un momento en que la petrolera controlada por el gobierno precisa cuidar sus recursos de caja para reactivar la inversión en los yacimientos de petróleo y gas.
Alternativas
El secretario de Energía, Darío Martínez, sondeó distintas alternativas para definir la continuidad del barril criollo.
El vicepresidente de Downstream de YPF, Mauricio Martin, estaba a favor de establecer un esquema de bandas de entre 40 y 45 dólares para el precio doméstico del crudo. De no existir acuerdo entre productores y refinadores, el gobierno se reservaría para sí la potestad de mediar y ordenarle a los segundos que reconozcan un precio similar al de exportación. Sin embargo, esa idea no voló por la negativa de los gobernadores, que interpretaron que con ese sistema verían afectados sus ingresos por regalías.
YPF demostró a través de un estudio que ese temor era infundado porque, al favorecer la comercialización en el mercado interno, un esquema de bandas permitía que las provincias percibieran Ingresos Brutos sobre la producción (es un impuesto que se descuenta cuando el crudo termina en el mercado de exportación).
Hasta ayer la decisión de reponer un precio sostén obligatorio de 45 dólares estaba tomada. Habrá que ver si la industria logra frenar su instrumentación. Es evidente que el presidente de YPF, Guillermo Nielsen, es contrario a la aplicación de una medida de este tipo, al igual que los refinadores.
Si el Ejecutivo decidiera actualizar la carga impositiva que grava la venta de naftas se auto-presionaría a autorizar un nuevo aumento en el surtidor. De ahí la decisión de prorrogar la suba de los impuestos.
Luego de un largo proceso de negociación, la minera brasilera Vale y Mendoza llegaron a un acuerdo para que la compañía le transfiera a la provincia el proyecto de Potasio Río Colorado. La firma de reversión en concreto se llevará a cabo en un mes, luego de que los abogados de ambas partes terminen de revisar los últimos detalles legales del contrato. La gobernación de Alfredo Cornejo enviará en simultáneo un proyecto de Ley a la Legislatura provincial para que acepte la transferencia del activo.
El texto prevé la creación de una empresa minera de Mendoza, que será la encargada de administrar las instalaciones y buscar un socio comercial para operar la mina. De este modo, la empresa Vale evita penalidades que le podían haber correspondido luego del abandono que hizo del yacimiento, ubicado cerca de la localidad de Malargüe.
“Ya comenzó el camino formal del gobierno para firmar el contrato con Vale en un mes para que nos transfiera Potasio Río Colorado”, aseguró Enrique Vaquié en un evento virtual organizado por AmCham, la Cámara de Comercio de Estados Unidos en la Argentina. Vale además transferirá “una suma de dólares para el mantenimiento de las instalaciones de la mina durante cinco o seis años”, señalaron fuentes del gobierno mendocino a Econojournal.
Un proyecto de mínima
La minera Vale adquirió Potasio Río Colorado en 2009 con un proyecto de inversión de más de 1.500 millones de dólares para extraer 4.500.000 toneladas por año. Los planes de la empresa incluían hasta la construcción de una vía férrea hasta el puerto de Bahía Blanca. Ese año la tonelada de potasio tenía un valor de 872 dólares. Pero el proyecto se vio perjudicado por la caída del precio internacional, que hoy se ubica en alrededor de 250 dólares por tonelada. Durante los últimos años se realizaron estudios que determinaron que la explotación de la mina no era viable económicamente. Además, la compañía brasilera entró en un proceso de crisis a nivel general que provocó que se desprenda de activos. También fue sancionada con una cifra millonaria por el trágico derrumbe del dique de Brumadinho en Brasil.
En los últimos años, la provincia de Mendoza intentó que Vale haga un acuerdo con un actor privado que había mostrado interés, pero esa alternativa no avanzó. Luego de un largo proceso, Mendoza y la empresa acordaron la transferencia definitiva de las acciones para que el estado se haga cargo del yacimiento.
Desde la provincia aseguraron a este medio que hay varios inversores interesados, sobre todo de capitales chinos, australianos y canadienses, pero no mencionar a ninguno en concreto. La intención del gobierno de Cornejo es tener a la mina con una operación mínima de 200.000 toneladas anuales (el proyecto de Vale era producir 4.500.000 toneladas anuales) “para que esté preparada para cuando el precio del potasio suba”, explicaron las mismas fuentes. Pero desde 2009 el precio internacional del potasio viene cayendo sin parar.
Mercado interno y Uruguay
El ministro Vaquié remarcó que el análisis que realizó una consultora contratada por la gobernación indicó que “hay mercado local para sustituir importaciones por 40 millones de dólares. La Argentina está importando a 400 dólares la tonelada cuando el precio internacional es más bajo”. Y agregó que “podemos exportar a Uruguay, que también tiene un precio interno de 400 dólares por tonelada. Esto nos permitiría tener una producción mínima para satisfacer el marcado interno de 200.000 toneladas por año de potasio y abastecer el mercado de Uruguay”.
Al gobierno se le termina el tiempo para poner en marcha un programa que ayude a recomponer la oferta de gas de cara a cubrir con producción local —y, por ende, con la menor cantidad posible de importaciones de LNG y combustibles líquidos— la demanda del fluido durante el invierno de 2021. Por eso, el secretario de Energía, Darío Martínez, que el viernes asumió formalmente el cargo, trabaja contrarreloj para lanzar un esquema de precios garantizados por el Estado para que las petroleras reactiven la perforación de nuevos pozos de gas.
El titular de Energía y funcionarios del Ministerio de Economía revisaron en las últimas semanas el borrador que habían diseñado en el Ministerio de Desarrollo Productivo. Se evaluaron distintas alternativas para bajar el costo fiscal del programa. Se pensó en a) acortar de cuatro a tres años la duración del programa; b) dejar fuera del plan de incentivos a los desarrollos de yacimientos convencionales de la cuenca Austral y del Golfo San Jorge; y c) reducir el precio estímulo fijado por el Estado. Sin embargo, la iniciativa saldría sin cambios de fondo con relación a lo que habían preparado en el Ministerio de Desarrollo Productivo.
Aún así, restan definir una serie de puntos centrales que incidirán en cuán eficaz será la instrumentación de la iniciativa.
¿Precio a la baja?
De las tres alternativas repasadas en el párrafo anterior, la que mas interesa al Ministerio de Economía es la tercera. No obstante, para reducir el precio estímulo fijado en la licitación, Martínez deberá alinear a YPF, la petrolera controlada por el propio gobierno, que fue traccionó ante el Ministerio de Desarrollo Productivo la necesidad de fijar un precio de US$ 3,90 por millón de BTU para la cuenca Neuquina. YPF precisa cobrar rápidamente un precio competitivo del gas para recomponer sus deterioradas finanzas.
El resto de las petroleras había aceptado percibir un precio promedio anual de 3,50 dólares dispuesto en un principio por colaboradores del ministro Matías Kulfas. Pero finalmente, a raíz de los reiterados pedidos de los directivos de YPF, se accedió a llevar ese precio hasta los US$ 3,90 incluyendo una cotización a través del Valor Presente Neto (VPN), tal como informó este medio el 13 de agosto.
Guzmán y Martínez están revisando ese punto. El interventor del Enargas, Federico Bernal, fue uno de los criticó el precio elegido. En diálogo con funcionarios del Ministerio de Economía, propuso utilizar en la subasta un valor promedio cercano a los 2,90 dólares. Incluso preparó un informe que le acercó a Martínez, al que accedió a EconoJournal, en el que cuestiona la ingeniería interna del Esquema Gas 2020-2024.
“La Secretaría de Energía definiría el nivel de traslado del precio obtenido del esquema, pudiendo aplicar un subsidio al productor y a CAMMESA por lo que, al igual que con el DNU 1053/18, el riesgo derivado de la variación del tipo de cambio será afrontado en su totalidad por el Estado Nacional”, advierte en uno de los pasajes más polémicos del documento de 28 páginas. Dejó entrever que el nuevo programa de estímulo podría seguir la mismo suerte que el Decreto 1053, que estableció el pago de una deuda a petroleras por la devaluación producida en 2018. La norma fue anulada en el Senado a propuesta del bloque del Frente de Todos después de que Bernal denunciara penalmente al ex ministro de Energía, Juan José Aranguren, por la implementación de ese esquema.
Bernal dejó sentada por escrito sus críticas al Esquema Gas 2020-2024.
En definitiva, la discusión sobre cuál debe ser el precio-estímulo tiene dos aristas para el gobierno:
Cómo impacta ese valor en las finanzas de YPF, que precisa del mayor importe posible para recomponer su caja. La necesidad de la petrolera es opuesta a la necesidad del Ministerio de Economía de recortar el costo fiscal del nuevo programa de incentivos.
El precio elegido incidirá, al final de cuentas, en el nivel de producción que se comprometan a inyectar los productores de gas. Como es obvio, a menor precio-estímulo, menos chances de conseguir la oferta de gas que busca el gobierno. Ese es el riesgo que enfrenta el gobierno.
Negociación con Tecpetrol
Para definir la envergadura del nuevo programa de estímulo es central definir si Tecpetrol participará o no de la licitación. La petrolera del grupo Techint es la empresa que más invirtió en el desarrollo de gas en los últimos tres años. El problema es que la Procuración del Tesoro pretende que la petrolera renuncie al juicio que inició contra el Estado a principios de 2019 al denunciar que el ex secretario de Energía Gustavo Lopetegui modificó los criterios de aplicación de la resolución 46/2017 del entonces Ministerio de Energía.
El área que dirige Carlos Zannini quiere que Tecpetrol renuncie no sólo a la continuidad del reclamo judicial hacia adelante. Es decir, desde que se ponga en marcha el nuevo esquema, como en un primer momento se había pre-acordado con el Ministerio de Desarrollo Productivo. La posición de Tecpetrol parece ser clara en ese punto. Está dispuesta a explorar un desistimiento en la Justicia desde la fecha de lanzamiento del nuevo programa hasta que finalice el programa de incentivos que creó la resolución 46, en diciembre de 2021. Parece muy improbable, por el contrario, que renuncie a su demanda desde que la inició. Habrá que ver cómo finaliza esa negociación.
La participación de Tecpetrol es clave para definir la envergadura del programa. Una eventual exclusión de la petrolera controlada por Techint obligaría al gobierno a reformular el esquema. Por dos motivos:
a) porque si Tecpetrol queda afuera no será fácil reunir los 50 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) que aspira a adjudicar el gobierno. Deberá, en ese casi, poner un objetivo más modesto.
b) En caso de que la empresa quede excluída, la competencia entre los productores de la cuenca Neuquina se verá seriamente afectada. Se descuenta que si Tecpetrol, el segundo productor de gas de la cuenca Neuquina, no participa de la subasta, prácticamente no habrá competencia alguna entre las petroleras. La mayoría terminará cotizando al precio máximo incluido en el pliego. De ahí la relevancia en saber cómo se resuelve la negociación con Tecpetrol.
El rol de la cuenca Austral
Una de las opciones que analizó el gobierno es reducir de cuatro a tres años la duración del programa de estímulo. En ese punto, es clave ver cómo quedará redactado el capítulo dirigido a promocionar la producción offshore de gas desde la cuenca Austral. El borrador que había preparado Desarrollo Productivo contemplaba que las petroleras que inviertan en el desarrollo de campos en aguas profundas recibirían, por tratarse de proyectos que demandan entre tres y cuatro años de construcción, un precio-estímulo por ocho años; el doble que el resto.
En rigor, ese esquema diferencial fue diseñado para que el consorcio integrado por PAE, Total y Wintershall Dea avancen en la explotación de Fénix, un campo offshore al sur de Tierra del Fuego que demandará una inversión de unos US$ 1000 millones. La redacción final del plan disipará el interrogante acerca de si las empresas están dispuestas a seguir adelante con ese proyecto millonario pese al resquebrajamiento de la situación cambiaria de la economía argentina.
Sobre este punto, hay una cuestión adicional: la construcción de Fénix requiere que las empresas involucradas ingresen al país nueva inversión. No alcanza sólo con reinvertir el flujo de fondos que genera el negocio local de cada compañía. Un desarrollo de esa envergadura precisa que los privados inyecten fondos desde el exterior para hacer frente a la inversión intensiva que requiere el proyecto.
Una variable a despejar es si el consorcio avanzará con la explotación de Fénix o no después de que el Banco Central (BCRA) agudizara el control cambiario y obligara a las empresas a reestructurar su deuda en dólares.
El buque Tailleventde la firma fue el encargado de la exitosa instalación offshore de esta primera turbina de Hitachi, resistentes a los habituales tifones de la región. Una vez completada esta operación, se llevará adelante el proceso de puesta del servicio, junto con la terminación final del cable submarino dentro de la torre.
El parque eólico marino de Taiwán comprenderá un total de 21 turbinas eólicas de 5,2 MW, cada una instalada sobre los cimientos anclados al lecho del mar por cuatro pilas de pasadores de acero.
“La exitosa instalación de la primera turbina eólica en el primer parque eólico marino de TPC es un logro notable y el resultado de la buena cooperación entre Jan De Nul y Hitachi. Nunca perdimos de vista nuestros objetivos, incluso en estos tiempos de COVID-19 sin precedentes. Esperamos producir energía verde en Taiwán”, dice Philippe Hutse, Director de la División Offshore de Jan De Nul Group.
Cabe recordar que TPC otorgó el contrato “Proyecto de Fase 1 del Parque Eólico Marino – Demostración” al Consorcio Jan De Nul-Hitachi, el 13 de febrero de 2018. La compañía es responsable del diseño, fabricación e instalación de los cimientos, la instalación de las turbinas eólicas, el suministro y la instalación de los cables en tierra, así como la actualización de una subestación eléctrica.
Raphael Moura, el recién nombrado Director General Interino de ANP, confirmó anunciar nuevas oportunidades y progreso en Brasil frente a líderes de servicios internacionales y operadoras de todo el mundo en la Cumbre de Petróleo, Gas y Energía de Latam y el Caribe el 15 de octubre que se realizará en línea.
Brasil duplicó sus exportaciones de petróleo a 8,19 millones de toneladas desde 3,76 millones de toneladas en un mes, expandiendo sus exportaciones a Asia. Con Petrobras vendiendo acres a nuevos socios, como la venta en bloque de la cuenca Santos y Dó-Ré-Mi, nuevos actores están ingresando al país y América Latina.
El mayor evento de exploración y producción en línea de América Latina y el Caribe
Funcionarios gubernamentales clave de Brasil, Argentina, Perú, Uruguay, Barbados, Cuba,Jamaica y más presentarán sus rondas de licencias, oportunidades de adquisición, proyectos midstream y de GNL a los inversionistas y nuevos actores más grandes de América Latina.
Las principales operadoras, incluidas Shell, Ecopetrol y Centaurus Energy, compartirán sus planes futuros y oportunidades de asociación con proveedores de servicios y operadoras medianas, que buscan prospectar y expandir su negocio.
¿Quién se presenta en la Cumbre de petróleo, gas y energía de Latam y elCaribe?
● Raphael Neves Moura, Director General interino, Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles, Brasil
● Carlos Barrientos Gonzales CEO y Gerente General, PetroPeru, Perú● Santiago Ferro, Jefe de Administración y Contratos de E&P, ANCAP, Uruguay● Jamar White, Director del Departamento de Recursos Nacionales, Ministerio de Energía, Barbados
● Osvaldo Corzo Jefe de Exploración Cupet, Cuba
● Alkis Romeos, economista comercial y de desarrollo de nuevos negocios, Shell
● Yeimy Patricia Báez Moreno, VP de Gas, Ecopetrol
● Andrés Peralta, director interino de exploración y producción, Petropar ● Armando Cavanha, Director, Cámara de Comercio Brasil-Texas
La Expo San Juan Minera es un encuentro central de la minería argentina, pero siempre fue desarrollado de manera presencial. ¿Cómo están trabajando en la preparación de esta 9ª edición, enteramente virtual?
La virtualidad es un desafío que nos trae este presente y que sin dudas ha llegado para quedarse. Pasar de una exposición presencial a una virtual implica pensar nuevas ideas y nuevas formas de conectarse. En este sentido, estamos trabajando con todo el equipo para que la industria minera pueda reunirse del 21 al 23 de octubre desde una plataforma interactiva que nos permita estar más cerca. Creo que estos encuentros son importantes para el sector minero y la Expo apunta a ser un canal de encuentro plural en tiempos donde la minería tiene un gran potencial para ayudar al país en su recuperación.
¿Qué actividades y propuestas incluirá la exposición?
En este nuevo formato extraordinario, con la Expo San Juan Minera queremos potenciar las posibilidades de negocios y fomentar las relaciones comerciales e institucionales en la industria. Nuestra misión es trasladar los beneficios del cara a cara a este espacio digital que es cada vez más parte de nuestro día a día y sumar todas las oportunidades que brinda lo virtual. Para la expo contaremos con pabellones y stands virtualmente diseñados desde los que se harán partícipes distintas empresas de carácter nacional e internacional relacionadas a la minería para ofrecer sus productos y servicios. También nos acompañarán las empresas mineras con operaciones en el país, organismos líderes y funcionarios públicos de este sector. Además, durante los tres días se van a desarrollar conferencias técnicas y de actualidad, entre ellas un ciclo de charlas magistrales y ponencias relacionadas a los mercados mineros del oro, la plata y el cobre. Tendremos también rondas de negocios exclusivas para expositores y sponsors.
¿La inscripción como visitante es gratuita?
Sí. Los visitantes podrán recorrer la feria durante los 3 días que dura la exposición sin límites de horario, las 24:00 hs. La preinscripción se puede realizar desde la web oficial del evento (www.sanjuan-minera.com.ar) o bien contactándose directamente con nosotros por cualquiera de nuestras redes sociales. En lo que respecta a los horarios de conferencias, rondas de negocios y feria, los mismos serán de 11:00 a 20:00 hs.
¿Qué ventajas ofrece la Expo en el caso de auspiciantes y sponsors?
La plataforma virtual con la que estamos trabajando brinda la posibilidad a nuestros clientes de adquirir stands virtuales que incluyen facilidades relacionadas a la promoción integral de la marca, videollamadas y encuentros en vivo con otras empresas, integración con redes sociales , útiles para consolidar el contacto comercial, sumado a un exclusivo networking con una sala especialmente destinada a debatir sobre temas de interés para el sector minero. También, tienen acceso a rondas de negocios personalizadas y una difusión de alcance internacional las 24 hs y durante los tres días de feria.
El ministro de Economía y Energía de la provincia de Mendoza, Enrique Vaquié, participó hoy de una conferencia organizada por AmCham y lanzó duras críticas a la gestión de la compañíaYPF, la empresa controlada por el Estado que preside Guillermo Nielsen. El funcionario cuestionó el manejo de la petrolera en las áreas que tiene concesionadas en Mendoza.
Vaquié prefirió no nombrar a YPF en su intervención, pero la criticó duramente al afirmar: “Mendoza depende mucho de una empresa. Alrededor del 70% de la explotación de las áreas pertenece a una empresa, que está teniendo muchos problemas financieros, como el país. Es de capital mayoritariamente público que en el último tiempo nos trajo problemas importantes. Hay áreas donde esta empresa tuvo la posibilidad de pedir prórrogas para extender su período 10 años y no lo hizo”. Y comentó que son áreas que la provincia “evalúa licitar próximamente”. Además, añadió que “estamos esperando que las circunstancias se estabilicen un poco, sobre todo el precio del crudo”.
La conferencia forma parte del ciclo federal virtual con expertos en finanzas y economía que organiza la Cámara de Comercio de los Estados Unidos en la Argentina (AmCham), junto con la Cámara de Comercio Argentino-Británica (CCAB) y la Cámara de Comercio Argentino-Canadiense (CCAC).
El funcionario mendocino continuó con las críticas hacia YPF por las inversiones en los campos petroleros: “es un proceso que es difícil para la provincia, porque esta empresa tiene áreas concesionadas por bastante tiempo más. Saben lo dificultoso que es que esas áreas se reviertan a la provincia, con plazos muy complejos”. “Pero nosotros estamos dispuestos a acompañar en cualquier proyecto, en cualquier área que alguna empresa tenga y que necesiten una baja de regalías, como ya hicimos con el crudo pesado hace cuatro años atrás, que las bajamos de 12% a 8%”, concluyó Vaquié. Entre mayo y julio, la provincia e YPF ya habían tenido otro contrapunto, donde Mendoza le había solicitado a la petrolera que adquiera crudo de otras operadoras para que lo utilice en la refinería que tiene en la localidad de Luján de Cuyo.
Reactivación de pozos
El ministro de Economía y Energía también contó que Mendoza está lanzando un plan para reactivar pozos petroleros que no están produciendo. Adelantó que la semana que viene el gobierno provincial enviará a la Legislatura el proyecto de Mendoza Activa para el sector petrolero. “Desde fines del año pasado hasta hoy tenemos más de 260 pozos en Mendoza que están considerados en freno transitorio o en reparación, que no están produciendo”, subrayó Vaquié. Y añadió que “estamos trabajando en el programa Mendoza Activa Petrolero. Lo estamos haciendo con algunas operadoras, empresas de servicios y sindicatos”.
“La idea es que, si las operadoras ponen activos a estos pozos en un determinado plazo, la provincia va a subsidiar el 40% de la inversión para que, cuando estén en producción, paguen impuestos provinciales y regalías de lo producido por esos pozos”, comentó el funcionario.
Novedades sobre Portezuelo del Viento
Enrique Vaquié habló además sobre el proceso de licitación del proyecto de la represa de Portezuelo del Viento, ubicada al sur de la provincia y que demandará una inversión de casi 800 millones de dólares entre la construcción de la represa, el traslado de una villa y un nuevo trazado para el tramo de una ruta. “Se presentó una oferta en la licitación. Había tres sobres en estudio. El primero es sobre los aspectos legales, que si se aprueba la semana que viene comenzaremos con el sobre dos”, describió.
También comentó que en el presupuesto para 2021 de la provincia “ya están los fondos para otro proyecto, para otro dique que se llama El Vaquiano, que estará ubicado en la localidad de San Rafael”.
A medida que las personas de todo el mundo demandan cada vez más una tecnología de colaboración conveniente y eficiente, llegó el momento de que los principales actores de la industria combinen su experiencia y sus conocimientos, creando soluciones que permitan a los usuarios obtener la mejor experiencia, sin importar dónde se encuentren.
En este sentido, especialistas prevén que el mercado de las videoconferencias crecerá y generará ingresos por 50.000 millones de dólares (USD) en 2026, tras haber alcanzado solo los 14.000 millones de dólares en 2019.[1] Esta aceleración del mercado se debe al contexto global actual, que transformó la modalidad de trabajo totalmente.
La videoconferencia se convirtió rápidamente en una plataforma importante para comunicarse y garantizar la continuidad del negocio. De hecho, las descargas semanales globales de APPs empresariales aumentaron de 33,7 millones a principios de octubre de 2019 a 80 millones a mediados de abril de 2020.[2] Por otro lado, las descargas de APPs de videoconferencia también aumentaron de cinco millones por semana a 50 millones en el mismo período.
En este marco, y como líder en visualización visual, Samsung comprende las demandas del nuevo panorama de video. Para proporcionar a las empresas y los empleados las herramientas que necesitan para trabajar de manera eficaz desde cualquier ubicación, anuncia su asociación con Logitech, líder del mercado en soluciones de video y colaboración personal.
Así, Samsung ofrece un amplio porfolio de monitores que aumentan significativamente la productividad permitiendo una visión más cómoda y disminuyendo la fatiga visual. En esta línea, para cada monitor, Logitech posee una cámara web ideal para videollamadas y actividades online. A su vez, para terminar de armar esta oficina casera, Logitech ofrece auriculares (que se conectan por USB o por bluetooth) que brindarán experiencias más inmersivas de audio.
Finalmente, pensando en la vuelta a la rutina laboral dentro de la oficina, Samsung y Logitech ponen a disposición tecnologías especialmente pensadas para equipar salas de reuniones. De esta forma, las empresas podrán encontrar una solución integral, independientemente del tamaño y la distribución de la sala o el presupuesto. Samsung dispone de una amplia gama de pantallas (de distintos tamaños y comodidades) que se complementan perfectamente con los sistemas de audio y video de Logitech.
Hoy a primeras horas de la mañana se trasladó la torre desoxigenadora que IMPSA diseñó y fabricó en su Centro de Desarrollo Tecnológico de Mendoza para el Yacimiento Barrancas de YPF, en Luján de Cuyo.
La función principal de la pieza de 32.550 Kg de peso será retirar el oxígeno del agua industrial, para evitar la corrosión de los equipos que se usan en la producción de petróleo.
El operativo de traslado estuvo a cargo de la empresa Transapelt, especialista en transportes extra pesados y sobredimensionados.
A pesar del difícil contexto actual de pandemia, IMPSA continúa desarrollando tecnología para el crecimiento de nuestro país.
IMPSA es una empresa de desarrollo tecnológico, con presencia en más de 40 países, que genera equipamiento para la industria de Oil & Gas y de la energía hidroeléctrica, nuclear y eólica. Da empleo a 750 personas y a una red de más de 100 PyMES de Argentina.
La compañía, que también opera en Argentina, logró inyectar con éxito una capacidad de 30 millones de metros cúbicos durante una prueba de su capacidad máxima en la terminal de regasificación de gas natural licuado (GNL) de Bahía de Guanabara en Río de Janeiro (Brasil). La exitosa prueba se realizó como requisito para la autorización de la ampliación de la capacidad operativa de la terminal de 22 MMm3/día a su capacidad máxima de 30 MM m3/día.
«Este hito es muy significativo para la industria energética porque demuestra las capacidades de nuestras FSRU como una solución viable de importación de GNL que puede crecer acorde a las necesidades cambiantes del mercado. Felicitamos a nuestra tripulación por la segura y exitosa realización de esta prueba sin precedentes”, declaró Daniel Bustos, director Comercial Ejecutivo de Excelerate.
El fondo de inversión Gramercy firmó con Integra, una sociedad controlada por José Luis Manzano, un acuerdo para repartirse en partes iguales las acciones de Araucaria Energy, empresa eléctrica que opera cuatro centrales térmicas construidas durante la gestión de Mauricio Macri.
Los términos y condiciones sellados el martes están refrendados por los fondos acreedores de la compañía, entre los que figuran BlackRock y Fidelity, quienes no formarán parte del equity, pero tendrán un miembro del directorio, que calificará como “independiente” y se reservará la posibilidad de bloquear el concurso de la firma. Araucaria tiene ahora 90 días para renegociar la deuda que mantiene con esos fondos y presentar ante la justicia canadiense el convenio final para su homologación.
El origen de Araucaria
Araucaria se constituyó el 26 de abril de 2016 bajo el control de la canadiense Stoneway Capital Corporation y emitió un proyect bond por US$ 500 millones en el mercado norteamericano para invertir en la Argentina. Al poco tiempo se adjudicó la instalación de cuatro usinas térmicas por un total de 686 megawatts de potencia. La empresa se hizo de otros US$ 163,5 millones en bancos argentinos, como el Ciudad.
Stoneway Capital, establecida en New Brunswick, estaba controlada por Stoneway Group LP, en la que participaban el inversor Rogelio Nores y So Energy International.
La crisis
En el primer trimestre de este año, la compañía entró en default al no pagar una cuota (maturuty) de US$ 30 millones correspondiente a un préstamo de US$ 220 millones que Gramercy le había otorgado a Stoneway Capital.
Gramercy, fondo conducido en Argentina por Gustavo Ferraro, tomó entonces las riendas de la compañía y designó a Roberto Helbling y a Juan Ignacio Sánchez Alcazar, para tratar de ordenar la situación contable de la eléctrica. A su vez, Rogelio Nores llegó a un acuerdo con José Luis Manzano, ex ministro del Interior de Carlos Menem, y le cedió el control legal de la firma.
Manzano se posicionó en los últimos 15 años en el sector energético con proyectos en el upstream de hidrocarburos, distribución de gas (ex accionista minoritario de Metrogas) y electricidad (controla Edemsa, la empresa de energía de Mendoza), pero más allá del conocimiento del sector su principal know how es ser un piloto de tormentas acostumbrado a lidiar con este tipo de crisis.
Desde ese momento comenzó una negociación entre Gramercy y Manzano para repartirse las acciones y avanzar en la renegociación de los US$ 660 millones que debe la compañía, fundamentalmente a BlackRock y Fidelity, quienes no quisieron desembarcar en la firma, pero buscan asegurarse el cobro de sus créditos. Esas conversaciones, que había anticipado EconoJournal, llegaron a buen puerto este martes.
Otro conflicto
La negociación con los acreedores no es el único frente de conflicto que tiene abierto Araucaria. Una de las plantas, radicada en Pilar, fue clausurada después que la gobernación de la provincia constatara que las instalaciones excedían los niveles de contaminación sonora permitidos. Además, en Luján la firma carece de las habilitaciones para poder operar.
La venta de combustible permaneció en agosto 24,7% por debajo de los niveles registrados en febrero, justo antes de la irrupción de la pandemia de coronavirus. Luego de haber llegado a caer hasta un 46,3% en abril, el volumen de ventas había comenzado a recuperarse en mayo y junio hasta reducir esa baja a un 25,8%. Sin embargo, desde entonces la situación se amesetó. A raíz de ello, la Confederación de Entidades de Comercio de Hidrocarburos y Afines (Cecha) manifestó su preocupación frente a esta tendencia que se presenta como una “nueva normalidad”, al menos mientras la cuarentena continúe, aún flexibilizada.
Nafta y gasoil
En el caso de las naftas, la caída en abril había llegado al 66,4% y en junio se redujo al 38,9%, pero desde entonces la recuperación viene siendo muy lenta. De hecho, en agosto la caída con respecto a febrero fue del 34,9%. En el segmento Premium la baja fue del 72,7% en abril y en junio mejoró hasta quedar un 44,5% por detrás de febrero, pero en agosto todavía permanece un 36,8% por detrás del nivel prepandemia.
En el gasoil el impacto fue menor desde un comienzo. En abril la caída llegó al 27,2% en volúmenes y desde entonces hasta junio se recuperó 19%. Sin embargo, en agosto los volúmenes vendidos retrocedieron 2% respecto de junio y siguen 15,1% por detrás de febrero.
En la provincia de Buenos Aires la caída en la venta de combustibles en agosto fue del 27,2% con respecto a febrero, por encima del promedio nacional de 24%, mientras que en la Ciudad de Buenos Aires la situación es todavía peor porque el derrumbe con respecto a febrero es del 41,1%.
La única provincia que prácticamente normalizó su situación en lo que refiere al volumen de ventas es Chaco que permanece apenas 0,8% por debajo de febrero
Situación de estacioneros
Gabriel Bornoroni, titular de Cecha, aseguró que el mantenimiento de estos volúmenes de ventas complica la situación de miles de estaciones de servicio. Según las cifras suministradas por Cecha, el 65% de las estaciones de servicio están por debajo de su punto de equilibrio, lo que significa que no podrían seguir con estos niveles de ventas e ingresos sin ver comprometido su futuro en el mediano plazo. Son unas 3100 estaciones de servicio sobre un total de 4830. A su vez, el ejecutivo aseguró que el 20% de las estaciones, unas 900, se encuentran en una pésima situación.
Al ser consultado sobre por qué luego de seis meses de enfrentar esta crisis, aún no cerraron estaciones de servicio, Bornoroni sostuvo que los empresarios han venido recibiendo ayuda del Estado, se endeudaron e incluso han tenido cierta flexibilidad en los plazos de pago del combustible por parte de las petroleras.
En el marco de las manifestaciones realizadas en la Meseta del Chubut para pedir por el desarrollo de la región, vecinos autoconvocados de Gan Gan y de Gastre realizaron una reunión de firmas para pedir a las autoridades provinciales que se cumpla con el artículo 2° de la Ley 5.001 que prevé la conformación de una comisión con el fin de establecer la zonificación de la actividad minera en la provincia.
A través de una nota dirigida al gobernador Mariano Arcioni, a los legisladores provinciales y a las autoridades locales, vecinos, comerciantes y proveedores expusieron “el hartazgo de los pobladores de la Meseta a la situación que padecemos desde hace años, intensificada en estos últimos tiempos por la crisis económica provincial y nacional”.
En la nota se lamentaron de las “consecuencias del desacierto y la postergación casi eterna de las políticas públicas que lleven al desarrollo y bienestar de la Meseta Central”, y mencionaron entre ellas “la carencia de oportunidades laborales, la existencia de hogares sustentados por el asistencialismo del Estado, la insuficiente infraestructura, la escasez de servicios, de comunicaciones, de rutas adecuadas, la decadencia de otras producciones como la ganadería y la agricultura familiar, la desertificación, el desarraigo y la migración de los jóvenes por falta de oportunidades de educación y formación, así como las limitaciones en la atención de salud”.
Se expresaron además convencidos de que “la reconversión de la matriz productiva de la Meseta no puede esperar más, y que la industria minera metalífera y no metalífera es fundamental como el impulsor de un plan de desarrollo genuino e inclusivo, generando fuentes de trabajo directa e indirectamente, demanda de servicios, aumento de la actividad económica comercial, la posibilidad de fortalecer y potenciar otras producciones con sostenibilidad en el tiempo”, lo cual, agregaron, “redundará en la mejoramiento de la calidad de vida de los habitantes”.
La Meseta del Chubut es la región más extensa y menos poblada de la provincia, por efecto de la constante emigración de sus habitantes hacia otras localidades para buscar oportunidades laborales.
En la zona, sin embargo, existen importantes recursos minerales, entre ellos yacimientos como el Proyecto Navidad que, pese a haber cumplido con estudios de prefactibilidad, es actualmente la reserva de plata más grande del mundo aún sin explotar.
En este contexto, los vecinos autoconvocados pidieron a las autoridades el “inmediato cumplimiento” del artículo 2 de la Ley XVII N° 68 (antes 5.001) sancionada en el año 2003. Si bien la norma establece en su primer artículo restricciones a la minería en Chubut, en el artículo siguiente indica establece que “el Consejo Provincial del Ambiente (COPRAM) creado por la Ley XI Nº 35 (antes Ley 5.439), determinará en el plazo de 120 días corridos, a partir de la sanción de la presente Ley: a) La zonificación del territorio de la provincia para la explotación de recursos mineros, con la modalidad de producción autorizada para cada caso; b) La definición de las áreas en que se exceptuará la prohibición establecida en el artículo 1º de la presente Ley”.
Los firmantes de la nota consideraron, de esta manera, que después de 17 años, desde la sanción de la legislación, “ha llegado la hora, que los miembros de los tres poderes que nos representan, Ejecutivo, Legislativo y Judicial, se aboquen al tratamiento de la legislación necesaria a fin que la actividad minera tenga viabilidad, garantizando una economía sustentable con organismos de control y protección del medio ambiente externos incluyendo a profesionales universitarios idóneos y miembros de las comunidades”.
“Tenemos voz propia, y nuestras voces se oirán en esta lucha por construir un mejor futuro para todos”, finalizaron.
GeoPark, Compañía latinoamericana independiente líder en exploración y producción de petróleo y gas con operaciones y plataformas de crecimiento en Colombia, Perú, Argentina, Brasil, Chile y Ecuador, presenta su reporte de Sostenibilidad ‘SPEED/ESG 2019’, el cual -por segundo año consecutivo- fue elaborado con base en los lineamientos del Global Reporting Initiative (GRI).
El reporte recopila la gestión de la Compañía en materia ambiental, social y de gobierno corporativo, demostrando la manera en la cual GeoPark genera valor para sus grupos de interés y contribuye al desarrollo sostenible de los países en donde opera.
Al igual que la versión de 2018, la nueva edición del reporte presenta la información bajo el esquema del sistema integrado de valores de GeoPark denominado SPEED. Este acrónimo resume los compromisos de la Compañía en cinco áreas fundamentales Seguridad, Prosperidad, Empleados, Entorno Ambiental y Desarrollo Comunitario.
“Nuestro reporte lleva por título ´Crear Valor y Retribuir´, el lema corporativo que formulamos desde nuestra fundación hace 18 años y que es la base de nuestros principios y nuestros comportamientos”, escribió en la carta de presentación del informe el CEO de GeoPark, James F. Park. “Todos nuestros logros son posibles gracias al coraje, el compromiso y el profesionalismo de nuestros empleados, el 100% de los cuales son accionistas de la Compañía y participan de nuestro crecimiento y de nuestros éxitos. Los avances aquí reportados y los desafíos que nos ofrecen el presente y el futuro nos motivan y nos impulsan a ser aún más innovadores, eficientes, responsables y comprometidos con crear y entregar valor para el largo plazo y para todos”, agregó el CEO.
Algunos de los datos relevantes de la gestión de sostenibilidad de GeoPark en 2019 incluidos en este reporte son:
Seguridad
CERO víctimas fatales
8,1MM horas/hombre trabajadas
0,61 LTIR, Lost Time Incident Rate
Prosperidad
40 mboepd, producción diaria promedio y 197,3 mmboe Reservas 2P
$ 363,3 MM EBITDA Ajustado
413 % incremento del precio de la acción entre 2017 y 2019: Acción con mejor desempeño del sector E&P en la Bolsa de Valores Nueva York (NYSE)
Empleados
439 empleados directos de los cuales 100 % son accionistas de GeoPark
38,4 % de mujeres en nuestro Equipo Directivo
1,3 % Tasa de rotación voluntaria
Entorno Ambiental
CERO multas o sanciones ambientales
57,7 % Disminución de la huella hídrica en Colombia entre 2014 y 2019
13,05 kg CO2e/Bbls Intensidad de GEI en Colombia: 28 % por debajo del promedio global del sector de hidrocarburos – 18 kg Co2e/bbls
Desarrollo Comunitario
CERO interrupciones a las operaciones de las unidades de negocio por incidentes sociales
USD 3,9 MM en inversión socioambiental para el desarrollo sostenible
La Cámara de Diputados aprobará hoy la renuncia de Darío Martínez a su banca en el Congreso. De ese modo, el neuquino quedará liberado para asumir como secretario de Energía. Eso fue al menos lo que se acordó ayer en el seno del Frente de Todos. Martínez hubiese querido que el proceso de designación formal en el cargo sea más rápido, pero quería finalizar su salida de la cámara baja antes de asumir en el Poder Ejecutivo, tal como publicó EconoJournal el 11 de septiembre.
El secretario aún no tiene definida en detalle la nómina de colaboradores que lo acompañarán en Energía, pero en los últimos días se empezaron a señales de lo que vendrá. A la casi segura designación de Santiago Yanotti como subsecretario de Energía Eléctrica, es probable que se le sume la de Javier Papa como subsecretario de Planeamiento Energético, cargo que hoy ocupa Juan Pablo Ordoñez, que volvería al Invap. Llega con el respaldo del ministro de Economía, Martín Guzmán, que desde agosto tiene a su cargo el área energética.
Papa es un licenciado en Economía formado como becario de Jorge Schvarzer, un reconocido economista especializado en el desarrollo industrial. Publicó con él un conjunto de estudios sobre el sector siderúrgico en los ‘2000 antes de viajar al exterior para ejercer en el mundo académico. No tiene un pasado profesional vinculado al sector energético.
Nexo
Fuentes del Palacio de Hacienda consultadas por este medio no reconocieron ni desmintieron la futura designación. Aunque Papa ya asistió esta semana a la Secretaría de Energía y solicitó información a la línea técnica de la cartera. Su nombramiento quedaría sellado una vez que se oficialice la designación de Martínez.
Papa podría oficiar como una especie decontroller con reporte en el Ministerio de Economía. Hasta el momento Guzmán delegó el seguimiento del trazo grueso de la agenda energética en algunos de sus colaboradores más cercanos como Haroldo Montagu, secretario de Política Económica, que se apoyó técnicamente en Diego Rozengardt, uno de los directores de esa dependencia que tuvo un pasó por el área de Combustibles durante la segunda presidencia de Cristina Fernández de Kirchner. Se espera que Papa sea el nexo formal entre la Secretaría de Energía y el Ministerio de Economía.
En el día de ayer, Volvo Trucks Argentina, líder en innovación y desarrollo de las tecnologías más eficientes, participó junto a Fadeeac de la presentación del proyecto “canasta” de Combustibles Alternativos y las Mesas de Economía Circular desarrolladas por el organismo, entre otras acciones relacionadas a las capacitaciones y la sustentabilidad de la industria de transporte de cargas.
De la reunión participaron, Adriano Merigli, Presidente de Volvo Trucks y Buses Argentina, el presidente de FADEEAC, Hugo Bauza, quien dio la bienvenida a través de una videoconferencia a todos los participantes. Además, de las autoridades gubernamentales participaron el ministro de Transporte, Mario Meoni, junto a su par de Ambiente y Desarrollo Sostenible de la Nación, Juan Cabandié, y el intendente de Escobar, Ariel Sujarchuk, quienes fueron recibidos por el gerente General de la FADEEAC, Julio Velázquez; y el director del Departamento de Energía y Medioambiente, Luciano Milito.
En este contexto, y en el marco del ahorro energético y los combustibles alternativos, Volvo Trucks reconoce que estos desarrollos son esenciales para una estrategia hacia un transporte más sustentable. El camino hacia un transporte más amigable con el medio ambiente representa oportunidades y desafíos para la industria, pero cada vez es mayor la necesidad de encontrar alternativas que reduzcan las emisiones contaminantes que permitan también, reducir el consumo y los costos asociados al combustible. Por ello, Volvo con toda su experiencia global, acompaña a Fadeeac en la investigación de energías alternativas en pos de generar el marco adecuado para la introducción de nuevas tecnologías más eficientes y seguros.
“Nos encontramos en un período de transición a nivel mundial donde la industria está pasando de una dependencia de fuentes de energía fósiles a la búsqueda de soluciones orientadas a combustibles renovables. Desde Volvo trabajamos fuertemente en el desarrollo de nuevas tecnologías más eficientes en materia de recursos y vemos importante cooperar estrechamente en esta transición no solo entre los fabricantes, transportistas y distribuidores sino también junto a los organismos gubernamentales intervinientes, contribuyendo con todo lo que haga falta desde el conocimiento con el que contamos para acompañar en este proceso a las medidas que se tomen desde el gobierno”, destaca Adriano Merigli.
Si bien actualmente los camiones de la marca sueca ofrecen los consumos más bajos del mercado y en combinación con los sistemas inteligentes de gestión del combustible y los programas de formación para conductores, ayudan a sacar el máximo provecho de sus vehículos, la marca trabaja continuamente para desarrollar nuevas tecnologías a fin de aumentar la eficiencia energética, promoviendo los avances en estrecha colaboración con su entorno.
Volvo conoce la necesidad de llegar a todos los mercados con la tecnología correcta de acuerdo a cada situación, así como para cada aplicación. Pioneros en la electromovilidad, la marca comercializa camiones eléctricos en el mercado europeo para entornos urbanos y sostiene que a corto y mediano plazo la tecnología indicada para distribución, recolección de residuos y transporte de pasajeros, entre otros, será la eléctrica, contemplando la necesidad de inversión que esto conlleva en desarrollo de las baterías y los puestos de carga para brindar mayor autonomía.
Para operaciones de media y larga distancia Volvo ofrece camiones a gas natural licuado con una tecnología única en el mercado que no solo permite reducir las emisiones de CO2 en un 20% respecto a combustibles euro 6, y un potencial de 100% con biogás, sino que además cuenta con eficiencia similar a la de los motores diésel, con los mismos intervalos de servicio requeridos, la misma fiabilidad y el mismo rendimiento en conducción. Dentro del desarrollo local, esta solución con motores “ciclo diésel” resulta de gran interés teniendo en cuenta que, desde la legislación de Escalabilidad, las combinaciones son capaces de transportar mayor carga, pero con una demanda de potencia, torque y rendimiento mayor. El gas natural licuado tiene un gran potencial local como sustituto del diésel en los camiones por contar con un buen suministro que además permitirá ser competitivo en costos.
Merigli concluye, “Sabemos que no alcanza con una única solución para afrontar todos los desafíos que implica el transporte de carga. Disponemos de tecnologías de alto rendimiento con resultados comprobados globalmente para poder abordar el mejor camino hacia un transporte más sustentable localmente. Es por esto que, acompañamos las iniciativas que, dentro del marco adecuado y el trabajo entre los distintos protagonistas, permitan llevar adelante la mejor solución para satisfacer la demanda local y garantizar la eficiencia en operación para el transportista”.
Dentro de la canasta de combustibles que componen la investigación que está llevando adelante Fadeeac, también se encuentra el biodiesel, una alternativa en estudio, que regulada, podría contribuir a marcar el comienzo de la transición hacia un futuro más limpio y amigable. Todos son pasos importantes para alcanzar el objetivo de reducir las emisiones de CO2 y lograr operaciones de transporte que resulten sustentables, tanto para el medio ambiente como para la rentabilidad del negocio.
La designación de designación de Darío Martínez al frente de la Secretaría de Energía está demorada porque el gobierno aún no ordenó quién se quedará con su banca en Diputados. Existe una contienda en la Justicia entre los dos aspirantes: Asunción Miras Trabalón y Guillermo Carnaghi, quien en principio había obtenido el respaldo de la juez María Servini de Cubría para quedarse con la posición del ahora secretario de Energía.
Puertas adentro de Energía empiezan a vislumbrarse algunos trazos de lo que será la gestión de Martínez. En esa clave, emerge el nombre de Santiago Yanotti, que es el apuntado para asumir como subsecretario de Energía Eléctrica, según indicaron a EconoJournal fuentes privadas y gubernamentales. Yanotti, de profesión abogado, se quedará casi con seguridad con el cargo que ocupa Osvaldo Arrúa, un ingeniero misionero que llegó a la Secretaría de la mano de su coprovinciano Sergio Lanziani, pero nunca se involucró activamente en la gestión.
Santiago Yanotti es el titular del Ersept, el ente regulador de electricidad de Tucumán, y llegaría el gobierno nacional con el respaldo del gobernador de esa provincia, Juan Manzur, que mantiene una excelente relación con el presidente Alberto Fernández.
Presentación informal
Yanotti mantuvo en las últimas semanas conversaciones con ejecutivos de la industria eléctrica, que lo definen como un profesional ‘lógico’ que está empapado de los principales temas de la agenda sectorial. “Tiene muchas ganas. Tucumán es una de las provincias que mejor trabajó el programa de tarifa social y una de las que menos se atrasó en los pagos a Cammesa”, explicaron allegados a Darío Martínez.
En el área de Energía Eléctrica existen algunas posiciones disponibles para que la política pueda negociar nuevas designaciones. Al seguro reemplazo de Arrúa en la Subsecretaría, se le suma también la vicepresidencia de Cammesa, un cargo que está vacante desde principios de año.
“La designación de los nuevos subsecretarios se oficializará en simultáneo con la de Martínez en la Secretaría”, explicaron las fuentes consultadas. “Vilma Ibarra (secretaria Legal y Técnica de Presidencia) ya validó los decretos de designación, pero antes de que se publiquen en el Boletín Oficial primero la Cámara de Diputados debe aceptar formalmente la licencia de Darío Martínez”, agregaron.
Eduardo Borri es presidente de la empresa Bertotto Boglione, una firma que provee productos y soluciones para la industria energética, y participó del Ciclo de Entrevistas de Econojournal. Analizó cómo está el sector industrial vinculado a la energía y, en particular, la cadena de valor del gas. «Hay que tener una mirada superadora de toda esta crisis que, sin duda, está jaqueando a la Argentina y al mundo. Sino lo hacemos, seguiremos en la protesta y no podemos accionar. El desafío hoy es trabajar de forma segura y cuidar a nuestra gente”, indicó Borri y comentó que Bertotto Boglione, que en la industria petrolera tiene el foco puesto en la producción de tanques de almacenamiento, adquirió hace unos años a Metalfor, una productora de maquinaria agrícola, y a fin de 2019 adquirió otra empresa de producción de acero. En conjunto, estas firmas emplean a 950 trabajadores. De esa planta, 130 trabajadores los incorporó a partir de septiembre del año pasado, en plena crisis económica del país, y 65 los sumó “en medio de la pandemia”.
Pandemia
El ejecutivo remarcó: “lamentablemente, después de un tiempo la pandemia pegó fuerte por nuestra región. Nosotros pensábamos que era algo de las grandes capitales y en una población de 30.000 habitantes (Marcos Juárez, en Córdoba) tuvimos que parar la actividad por 20 días más, además de las dos o tres semanas del comienzo”.
Oportunidades en la industria energética
“Vemos muchas oportunidades en este sector, las limitaciones que tenemos es la conformación de los equipos porque a veces no tenemos los equipos adecuados. Veo oportunidades concretamente en el desarrollo de gas, puntualmente para nosotros en el almacenamiento y transporte de líquidos y sólidos”, añadió Borri.
Además, subrayó: «tenemos que tratar de tener más productos atados al gas. El Gas Natural Licuado (GNL) debería tener foco en nuestro trabajo en los próximos meses. Veo también oportunidades en el hidrógeno, es algo que tiene que venir”
Otra oportunidad la observa en los biocombustibles: “la relación de Bertotto Boglione, que es líder en el sector energético, y Metalfor, que líder en maquinaria agrícola, podría permitirnos tener asociaciones en biocombustibles y biogás. Hoy ya lo estamos haciendo con biodiésel. Esto es parte de nuestra riqueza energética”.
Argentina
El presidente de Bertotto Boglione sostuvo: “yo soy optimista. Deseo que a este gobierno le vaya bien y que sus acciones sean acertadas. Ahora, también veo que en la agenda faltan actores. En cuanto al gas, la actividad no puede ser meramente extractiva, tiene que desarrollarse la cadena de valor”. Y agregó: “en la mesa de la cadena de valor del gas faltan actores. Si bien no somos los protagonistas, somos muchos los que somos actores de reparto. Generamos alrededor de 100.000 puestos de trabajo. Tenemos que ser escuchados”. Borri, que también es presidente de la Cámara Metalúrgica y Componentes de Córdoba, puso como ejemplo a la resolución 46 y la conformación del barril criollo: “en esas mesas se debería analizar cuál es el efecto derrame y de desarrollo de la industria. La mejor forma de potenciar el sistema energético sería planificar (al menos) tres gobiernos hacia adelante» «No puede ser que cada gobierno pegue un volantazo y vayamos de lado a lado».
YPF y la Secretaría de Energía
El ejecutivo integra el Cluster de Petróleo y Minería de Córdoba. Sobre la compañía petrolera controlada por el Estado señaló: «tiene un rol super importante, es una empresa que compite con otras, pero es la empresa bandera y tiene que cumplir un rol que va más allá de tener energía barata y abundante. El conglomerado de proveedores de YPF también tiene que darle una mejora en sus costos«. Y añadió: «el traspaso de la secretaría al Ministerio de Economía fue negativo, fue un retroceso. La energía debería tener rango de ministerio. Si no lo tiene, al menos era importante que se mantenga en el área del Ministerio de Desarrollo Productivo. La industria debe tener energía abundante y competitiva. Si es regalada nadie va a hacer desarrollos de nada. Deberíamos exportarla y generar divisas para la Argentina».
Tarifas
«Como ocurre con todos los costos, deberíamos tener un benchmark (referencia de rendimiento de una inversión) con la región, la energía no puede estar ajeno a esto. El peor precio de la energía es cuando no la tenemos«, indicó. «Nos ha pasado de no poder con clientes por tener cortes rotativos de energía. No es ideológica la discusión, es lícito que puedas distribuir los sobrantes que tengas, lo que no me parece lícito es que regales lo que no tenés«, describió Borri.
Sustitución de importaciones
Por último, plantea que en el sector petrolero hay una importación de equipos usados que terminan tienen beneficios que se van extendiendo en el tiempo y esto no permite el desarrollo de industria local. «Hay que poner en agenda este tema, las cámaras tenemos en claro el trabajo que tenemos que hacer. Si tenemos más de mil empleados es porque nos interesa (y queremos) seguir apostando por este país«, concluyó.
Por la postergación de la actualización de los gravámenes a las naftas y el gasoil dictada en mayo por el gobierno, el Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC) deberían aumentar un 13,6%. Si se aplicara este ajuste, el incremento en los surtidores sería de 3,3% en las naftas y 2,3% en el gasoil. La prórroga para que se actualicen estos dos tributos vence el 1° de octubre. Así se desprende del último informe publicado recientemente por la consultora en temas energéticos Energy Consilium.
El gobierno nacional aún no definió qué va a hacer con la actualización del ICL y del IDC, que se ajustan por trimestre calendario. Probablemente en octubre vuelva a postergar —parcial o totalmente— la actualización de estos impuestos porque, en los hechos, implicaría un nuevo aumento en los surtidores de casi 3,5%.
El sábado pasado YPF aumentó un 3,5% en promedio los combustibles en todo el país. En las estaciones de servicio de la Ciudad de Buenos Aires, el litro de nafta super de la compañía controlada por el Estado trepó a 59,49 pesos y el de gasoil grado 2 subió a 55,56 pesos. Lo mismo hizo la compañía Raízen, que comercializa la marca Shell.
El decreto 488 del gobierno nacional implementado en el mes de mayo, que estableció un precio sostén (“barril criollo”) para el sector petrolero, suspendió hasta octubre la actualización de estos gravámenes a las naftas. Según el informe de Energy Consilium, la consultora presidida por el exministro Juan José Aranguren, “el ICL y el IDC, tanto para naftas como para gasoil, deberían tener un incremento de 13,6% para cumplir con lo establecido en la Ley 27.430 y su Decreto Reglamentario 501/2018”.
“En caso de implementarse estos aumentos, considerando volúmenes promedio mensuales de ventas estimadas para el tercer trimestre 2020 de 540.000 m3 para naftas y 1.000.000 m3 para gasoil, el incremento de la recaudación fiscal, solo por estos conceptos, sería de $ 2.300 millones mensuales”, concluyó la consultora.
El secretario de Energía, Darío Martínez, compartió hoy un encuentro con Hugo Eurnekian, presidente y CEO de la Compañía General de Combustibles S.A. (CGC) y con Emilio Narda, vicepresidente comercial de la empresa. La reunión forma parte de una serie de jornadas de trabajo que el futuro secretario de Energía de la Nación viene realizando con cámaras de empresas regionales, gobernadores, organizaciones de trabajadores, cooperativas y autoridades de las empresas involucradas en la producción de gas y petróleo.
«Conversamos acerca de los mecanismos que nos permitan incrementar la producción, porque el sector está llamado a jugar un rol clave en el desarrollo de la Argentina y en la mejora de nuestra balanza energética», expresó Martínez al finalizar la jornada de trabajo. Además, enfatizó que «esta visita es una nueva demostración de que el trabajo que iniciamos responde a los ejes que marcó el presidente Fernández, que son los del diálogo y del criterio federal, tomando las decisiones desde el territorio en el que trabajan los actores involucrados».
A su turno, Eurnekian consideró que “es muy grato estar analizando la realidad del sector energético y las políticas de la Secretaría a pocos kilómetros de los yacimientos. Una mirada amplia de lo que se vive en cada una de las regiones productoras es sin lugar a dudas muy beneficioso para la actividad”.
Luego de la jornada, Martínez agradeció «la presencia de Hugo Eurnekian en Neuquén, ya que compartimos la responsabilidad y el desafío para que el sector del petróleo y el gas impulse el crecimiento, y al mismo tiempo genere recursos que colabore en el equilibrio general de la economía».
En el mismo sentido precisó que «trabajar ahora en órbita del ministerio de Economía es muy positivo porque le va permitir a la Secretaria mejorar la coordinación para que las políticas energéticas favorezcan a todos los actores: empresas, provincias, trabajadores y usuarios».
Martínez expresó que “estamos trabajando y atendiendo los temas de la Secretaría”, y también destacó la necesidad de ser muy respetuosos de que se cumplan todos los pasos institucionales para asumir formalmente, luego que la Cámara apruebe próximamente su renuncia.
La Expo San Juan Minera 2020, organizada por Panorama Minero, tendrá una fuerte participación internacional bajo la nueva modalidad virtual a la que ha sido trasladado el evento, que se realizará del 21 al 23 de octubre. En el marco del ciclo de charlas magistrales que tendrán lugar durante la exposición, el ICMM, el prestigioso Consejo Internacional de Minería y Metales, será uno de los disertantes destacados de una jornada en la que se presentará también la actualidad de las principales compañías mineras con operaciones en el país.
Conoce más de ICMM
El Consejo Internacional de Minería y Metales es una organización internacional dedicada a una industria minera y metalúrgica segura, justa y sostenible. Al reunir a 27 miembros de compañías de minería y metales y más de 35 miembros de asociaciones nacionales, regionales y de productos básicos, apunta al fortalecimiento del desempeño ambiental y social y servir como un catalizador para el cambio, mejorando la contribución de la minería a la sociedad. Cada miembro de ICMM se adhiere a ciertos principios que incorporan requisitos ambientales, sociales y de gobierno integrales, y aportan una sólida validación del desempeño corporativo relacionado a la sustentabilidad y buenas prácticas.
Sobre la Expo San Juan Minera 2020
Es la principal exposición federal de minería de Argentina, realizada de forma bienal en la provincia de San Juan, epicentro de la actividad en el país. Para el 2020, y con motivo de resguardar la integridad de la ciudadanía, la edición se realizará en modalidad virtual y ofrecerá todos los beneficios del encuentro presencial al alcance de cualquier dispositivo. Expo San Juan Minera 2020 será una experiencia interactiva con stands digitalizados, una oferta variada de productos y servicios para el sector minero y energético, rondas de negocios y conferencias de especialistas, empresas mineras y organismos afines.
YPF sufrió un duro traspié en la Justicia, que ordenó la inmediata paralización de un contrato estratégico para la petrolera controlada por el gobierno en el área de logística de combustibles. El juez federal Sebastián Ramos dictó una medida cautelar en favor del sindicato SuPeh Flota petrolera, que representa a los operarios marítimos que trabajan en las embarcaciones contratadas por YPF.
El magistrado ordenó que se suspenda temporalmente la contratación de la empresa Compañía Naviera Horamar, que en septiembre del año pasado se adjudicó un contrato de US$ 67 millones por parte de YPF, hasta que no se determine si directivos de la petrolera no incurrieron en prácticas ilegales e irregulares al momento de cerrar esa licitación.
De hecho, Ramos está investigando si los ejecutivos de YPF y funcionarios de la administración de Cambiemos cometieron el delito de “incumplimiento de autoridad y violación de los deberes de funcionario público” y de “defraudación contra la Administración Pública”. Pese a tener escasa repercusión en medios nacionales, el conflicto judicial por la contratación de Horamar captó la atención de la política. Por ejemplo, el ex ministro de Justicia Germán Garavano realizó una gestión personal con el juez Ramos para que el magistrado recibiera a los representantes legales de YPF. A la luz de los hechos, esa diligencia no tuvo los resultados buscados.
Hasta tanto no se expida sobre esa cuestión de fondo, el titular del juzgado federal Criminal y Correccional Nº2 impidió que YPF y Horamar sigan adelante con la ejecución del contrato. Por tal motivo, Horamar —uno de los principales jugadores del sector marítimo, que es controlada por el grupo multinacional Navios Maritime— deberá frenar la construcción de seis barcazas y tres remolcadores que está fabricando en astilleros radicados en Paraguay.
Impacto
Para YPF, la decisión de Ramos es un golpe de efecto. No sólo porque interrumpe la implementación de un contrato estratégico que fue presentado por la gestión pasada como uno de los puntales para reducir los costos logísticos de combustibles. También porque con una extensa resolución de 52 hojas, el juez federal establece una serie de criterios interpretativos que podrían tener implicancias negativas para YPF en ámbitos de la gestión. Por caso, Ramos deja entrever que pese a ser una empresa privada, a la petrolera le caben también responsabilidades legales similares a las de una compañía estatal. Y en esa misma línea, el magistrado parece homologar en ciertas ocasiones la responsabilidad penal de los directivos de YPF con las de un funcionario público.
“YPF se encuentra analizando los fundamentos y el alcance de la medida cautelar dictada el pasado 18/9 por el juzgado Criminal y Correccional federal N° 2, pero sin dudas, presentaremos un recurso recurriendo la medida cautelar”, indicaron fuentes de YPF ante la consulta de EconoJournal. “YPF no comparte los fundamentos expuestos por el juzgado para el dictado de la medida, razón por la cual procederá a recurrirla. La empresa ratifica que el llamado a la licitación nacional e internación para la prestación del servicio de transporte fluvial a partir del año 2021 se realizó sobre bases transparentes y competitivas, favoreciendo la participación de varios oferentes, de conformidad a las normas internas de la empresa”, afirmaron.
La adjudicación se hará efectiva recién a partir del 1º de enero de 2021, por lo que hoy Horamar se encuentra en pleno proceso de construcción de las embarcaciones necesarias para prestar el servicio. Uno de los problemas es que la fabricación se lleva adelante en Paraguay en Astilleros del Chaco.
“No tiene sentido que en una crisis como esta la construcción de esos barcos se realice en Paraguay cuando tranquilamente se podrían construir en el país. Es increíble que YPF, que es una empresa que históricamente fue uno de los impulsores de la industria naval nacional, hoy termine favoreciendo el desarrollo del sector en un país vecino”, cuestionó Jorge Fedenczuk, titular de Supeh Flota Petrolera e Hidrocarburífera, en diálogo con EconoJournal.
Además de la denuncia sobre la validez legal del concurso realizado por YPF, que se firmó el 5 de septiembre de 2019, un par de semanas después de la abultada derrota de Cambiemos en las PASO, toda una rareza en función de las normas de compliance de la empresa, que recomiendan no adjudicar contratos mayores a los US$ 50 millones en épocas de campaña electoral, la contratación de Horamar le generó a YPF un conflicto sindical. National Shipping, la empresa que hoy brinda el servicio, tiene un convenio con el Supeh, el sindicato histórico de YPF. Horamar, en cambio, empleado operarios encuadrados en el Sindicato de Obreros Marítimos (SOMU), otro gremio del sector. La adjudicación a Horamar implica que cerca de 200 trabajadores del Supeh perderá su puesto de trabajo.
La terminal Barranqueras es la principal arteria de combustibles en el norte argentino.
“No vamos a permitir que se despida a más de 200 compañeros. Ni siquiera Repsol avanzó en una dirección así. Con este medida se está avanzando con la extranjerización de la Hidrovía porque Horamar es controlada por Navios, una empresa multinacional Navios que defiende intereses contrarios a la defensa de la industria naval argentina”, criticó Daniel Ocampo, secreterio del Supeh.
El gremialista agregó que “curiosamente el ex subsecretario de Puertos y Vías Navegables del macrismo (Jorge Metz), trabajó durante años en Compañía Naviera Horamar”.
Relación trunca
No es una novedad que el contrato con Horamar está judicializado en distintos fueros. Este medio dio cuenta de ese proceso en el último año. En diciembre del año pasado, el juez comercial Marcelo Dos Santos había dictado una medida pre-cautelar para impedir que la ejecución del contrato en el marco de una demanda presentada por la Cámara de la Industria Naval Argentina (CINA).
Como las partes no acataban su decisión, volvió a reafirmar su orden el 11 de marzo de 2020. Ramos recuperó ahora esas decisiones para ir un paso más allá al ordenar la “suspensión de los efectos del contrato suscripto entre YPF S.A. y la firma Compañía Naviera Horamar para la prestación del Servicio de remolcador de apoyo y del Servicios de transporte fluvial de hidrocarburos para la zona del Km 1196, Río Paraná y Riacho Barranqueras, incluyendo toda actividad secundaria que se encuentra siendo realizada para la prestación de dicho servicio, entre ellas las obras de construcción y adecuación que se estén realizando en el exterior o en nuestro territorio, y/o la importación de barcos, barcazas y remolcadores, como así también cualquier trámite administrativo dirigido a obtener autorizaciones, registros y/o permisos vinculados con las barcazas vinculadas a la prestación de dichos servicios”.
Silvia Martínez, titular de la CINA, avanzó se montó sobre esa misma línea discursiva. “Es ilógico que YPF pague una cifra millonaria en dólares a una empresa que construye sus barcos en Paraguay. En un momento donde el trabajo argentino se precisa más que nunca, se van a girar dólares que el país no tiene para solventar el desarrollo de una industria extranjera”. “No tiene sentido”, concluyó.
La subsecretaria de Energía del gobierno de la Provincia de Buenos Aires emitió un duro informe sobre la Revisión Tarifaria Integral 2017-2022 que la gestión de María Eugenia Vidal firmó con las distribuidoras eléctricas provinciales. Además cuestionó su grado de cumplimiento.
En el documento se advierte que se autorizaron «aumentos desmedidos» y que esa mejora de los ingresos empresarios no fue acompañada en igual medida por mejoras en las inversiones y la calidad del servicio. La revisión de lo actuado por la administración de Vidal se da, sin embargo, en un contexto de crisis macroeconómica y congelamiento tarifario que complejiza el análisis. Desde la ultima vez en que se actualizaron las tarifas, en febrero de 2019, el dólar se apreció casi un 100% y la inflación se acerca al 60 por ciento. Por ese motivo, fuentes de la administración admiten que el deterioro de la economía licuó buena parte de los incrementos tarifarios realizados por la gestión anterior.
Sobre esa base, la gobernación de Axel Kicillof está encarando un proceso de negociación con el grupo DESA —que controla a las cuatro mayores distribuidoras eléctricas de la provincia: Edelap, Edes, Edea y Eden— para revisar lo hecho, pero también para definir cómo seguir hacia adelante a fin de reactivar la inversión en las redes de distribución. En esa clave, la administración provincial le marca el camino al gobierno nacional, que tras 10 meses de gestión aún no explicó cuál es la estrategia para revisar las tarifas de Edenor y Edesur.
Desde el grupo DESA se manifiestan optimistas en que «seguramente se arribara a un acuerdo de entendimiento, con el lanzamiento de un plan de trabajo en conjunto que implique el sostenimiento del servicio de distribución de energia eléctrica, aportando previsibilidad y estabilidad regulatoria, en miras al desarrollo económico y social de las áreas de concesión comprometidas».
Negociación
La provincia firmó con el Grupo DESA, que es liderado por el empresario Rogelio Pagano, dos adendas para regularizar el congelamiento tarifario dispuesto hasta fin de año por el presidente Alberto Fernández. Y ahora discute en buenos términos cómo reencauzar la discusión con las empresas. Es que como las tarifas están congeladas desde principios de 2019, las distribuidoras también le reclaman al Estado cifras millonarias por la no actualización. Se trata, en la práctica, de un reclamo cruzado que se dirimirá en una negociación entre las partes.
Fuentes de la provincia admitieron, en esa dirección, a EconoJournal que el objetivo es recomponer tarifas en el primer trimestre de 2021 (por debajo de la inflación), con el objetivo de apuntalar un plan de inversiones en el segmento de transporte y distribución eléctrica por unos US$ 600 millones.
Antecedentes
En 2016 el gobierno de Vidal ajustó el Valor Agregado de Distribución (VAD) un 112% y se instruyó a la realización de la RTI para el período 2017-2022, para lo cual se creó un Comité de Ejecución del proceso de Revisión Tarifaria Integral (CERTI).
El incremento resultante de la RTI fue del 51%, que se aplicó sobre el aumento de febrero de 2017 resultando en un incremento total del VAD de 220%. Además, se estableció un mecanismo de ajuste anual en base a una fórmula polinómica que ponderó el tipo de cambio, el índice de salarios, el IPIM y el IPC.
En 2018 la fórmula de ajuste se aplicó en dos tramos (50% en septiembre y el 100% en febrero 2019). Por este desfasaje en la actualización del VAD, se creó además un cargo compensador denominado Incremento de Costo Tarifario (ICT), el cual compensa el retraso en la vigencia plena del VAD. En agosto 2019 debía ajustarse el VAD un 52%, pero ese aumento fue postergado y nunca llegó a aplicarse. Tampoco hubo variaciones en lo que va de 2020, por lo que la caja de las empresas
El gobierno de Kicillof afirma que el aumento autorizado en los cuatro años de macrismo osciló entre 2200% y 3800%. Sin embargo, fuentes del grupo DESA explicaron que, en rigor, el aumento se explicó fundamentalmente por la política del gobierno de Mauricio Macri de retirar los subsidios al segmento de generación. «Entre diciembre de 2015 y el mismo mes de 2019 el VAD promedio en una factura de un usuario residencial de 250 kWh/mes se incrementó en un 525%, mientras que el costo de la energía para reducir los subsidios en el mismo plazo se incrementó en un 2500%», detallaron desde la empresa. «El desfasaje temporal entre el pago de la energía a CAMMESA y la recuperación de esos costos por el cobro de las facturas de los usuarios, con las medidas cautelares afectó el capital de trabajo de las empresas y afectó los planes de inversiones», advirtieron.
Detalle de la RTI
El informe de la gobernación sostiene que la RTI “se ha llevado a cabo con información insuficiente y con ausencia de análisis técnicos para la definición de importantes supuestos. En líneas generales, la definición de los mismos siempre se orientó a incrementar los ingresos reconocidos a las distribuidoras”.
Los ingresos requeridos en la RTI comprenden dos conceptos: costos de capital y costos de explotación. El costo de capital representa el 54% de los ingresos reconocidos (40% rentabilidad y 14% amortización), mientras que el 46% restante son costos de explotación (29% costos de personal y 17% otros costos).
Costo de capital
Se utilizó el método de Valor Nuevo de Reposición (VNR), a partir de cantidades físicas informadas por las empresas y costos unitarios (informados por las empresas vs costos de referencia de la consultora Mercados Energéticos, contratada para realizar la RTI).
La subsecretaría de Energía aseguró que “se definió utilizar VNR sin evaluar los resultados que arrojarían otros métodos”. A su vez, se estableció un factor de depreciación normativo de 0,5 que fija que los activos de la base de capital están depreciados al 50% de su valor total, pero el informe denuncia que “no existe análisis técnico que lo sustente”.
También se incluyó como activos de la base de capital inversiones en recuperación de condiciones operativas (catch up). Son inversiones que deberían haberse realizado en años anteriores para mantener la red ajustada a la demanda. Esta decisión también fue cuestionada por la administración actual: “Informadas por las empresas, no responden a un modelo de optimización de la red con la demanda actual a los fines de definir las inversiones de adaptación de la red necesarias para mantener la calidad de servicio y producto”.
Por último, se aclara que para fijar la tasa de rentabilidad se optó por el método WACC, que arrojó un 12,27% antes de impuestos (7,98% después de impuestos). “En economías con altos niveles de riesgo país utilizar una tasa que incluya una prima de riesgo puede resultar inaplicable socialmente”, subraya el informe.
Costo de explotación
Los costos de personal se estimaron a partir de una dotación de personal mediante ratios eficientes y de los salarios vigentes a julio 2016 (informados por el OCEBA). “Los valores resultantes son similares a los costos observados”, dice el informe.
Los otros costos se calcularon a partir de ratios de eficiencia de empresas representativas, considerando la densidad del mercado (y la dispersión) y la cantidad de usuarios (escala de la empresa).
“Los costos operativos reconocidos en la RTI, en comparación con los costos operativos que surgen de los balances y de la declaración de las empresas, fueron mayores a los reales en aproximadamente un 20%”, advierte el documento.
Formula de ajuste
La RTI estableció además la aplicación de una fórmula de ajuste anual, para que los ingresos reconocidos se actualicen considerando el incremento de costos que no depende de decisiones de las empresas distribuidoras. En la fórmula se incluyeron la variación del índice de salarios, el Índice de Precios Mayoristas, el Índice de Precios al Consumidor y el tipo de cambio.
La subsecretaría de Energía aseguró que al aplicar en la tarificación la metodología del Price cup correspondería incorporar un factor de atenuación del ajuste por avance tecnológico o ganancia de eficiencia (factor X). “Sin embargo, en la definición de la fórmula de ajuste se determinó que este factor de atenuación sería 0% para todo el quinquenio”, remarca el informe.
Inversiones
El monto de inversión comprometido para el período 2017-2022 entre las cuatro distribuidoras fue de $5.825 millones. El informe destaca que incluyó solamente las inversiones caracterizadas como “inversiones de recuperación (catch up)”, que son las inversiones necesarias para ajustar la red a la demanda y compensar inversiones no realizadas previamente, pero no incorporó los montos que la tarifa contempla como cuota de amortización. “Si se incluyeran ambos conceptos el compromiso de inversión sería de $12.092 millones”, dice el texto. Es decir, los montos comprometidos de inversiones fueron la mitad de los considerados en los ingresos reconocidos en tarifa.
Se denunció que los montos comprometidos fueron expresados en pesos de julio 2016, sin establecer un procedimiento de actualización para las inversiones que se realizarían, a pesar de que la tarifa tiene un procedimiento de ajuste anual.
El informe señala que debido a esta situación, pese al incremento de los ingresos por parte de las empresas, “el nivel de inversiones se mantiene estable en USD desde 2011 hasta 2018, descendiendo en 2019”.
En respuesta al informe oficial, desde DESA, sociedad controlante de Edelap, Edea, Eden y Edes, aseguraron que “el informe de la Provincia de Buenos Aires menciona que en promedio todas las empresas estuvieron casi un 40% por debajo del comprometido. La variación es el atraso en los ajustes sumado la imposibilidad de financiar las mismas en un mercado que no era el que se pensó al inicio de la RTI. Las menores inversiones se compensan contra los mayores costos que debió enfrentar la concesión producto de los desfasajes en los cuadros tarifario”.
Calidad
“El incremento de la rentabilidad y la falta de inversiones, tuvieron como contrapartida la falta de mejoras en los indicadores de calidad del servicio, los cuales se encuentran igual o peor que en 2015”, dice el informe de Provincia.
De hecho, los indicadores globales de calidad del servicio presentados muestran una evolución heterogénea entre las cuatro distribuidoras. Se observan leves mejoras en EDEN y EDES, y agravamientos en EDELAP y EDEA.
“En relación a las inversiones ejecutadas en base a la planificación estratégica de las Distribuidoras y el compromiso asumido por los parámetros de calidad, se observa la mejora sustancial en los índices de frecuencia y duración de las interrupciones de servicio en el período considerado”, respondió DESA.
Fuente: Grupo DESA
Ganancias
La subsecretaría de Energía sostiene que a raíz de “los grandes incrementos tarifarios, basados en supuestos favorables a las empresas, inversiones subestimadas y subejecutadas, y debilitamiento de los mecanismos e instituciones de control, la contrapartida fue el crecimiento sostenido de las ganancias de las distribuidoras eléctricas de la Provincia de Buenos Aires”.
Las cuatro distribuidoras provinciales mejoraron significativamente su patrimonio neto entre 2015 y 2019. Desde 2016 recuperaron niveles positivos de rentabilidad respecto del activo. “En 2018 alcanzaron una tasa del 9% y en 2019 del 3%”, se destaca. A su vez, “la distribución de dividendos aumentó 1.832% en dólares entre 2016 y 2019. Acumulando en los últimos cuatro años un total de 310 millones de dólares”.
“En cuanto a los dividendos consignados en el informe, debemos aclarar que los mismos obedecen a resultados no efectivamente distribuidos. Muchos resultados contables obedecieron a eliminación de pasivos corrientes como por ejemplo, PUREE, financiamiento CAMMESA largo plazo, ajustes por inflación de los estados contables, entre otros”, respondió DESA.
«Durante el período 2017 – 2019 se pagaron dividendos, principalmente de Edea, Eden y Edes, en porcentaje resultante del cociente entre dividendos pagados y base de activos regulatoria neta es desde el punto de vista metodológico comparable con el retorno esperado, resultando para Edea del 4,2%, Eden 2,5%, Edes 2,8% y Edelap 0,04%; muy por debajo del retorno definido por la autoridad de aplicación”, agregó la sociedad de Rogelio Pagano, controlante de las distribuidoras.
“Sí pagamos impuestos al Estado por esos resultados, pero nunca generaron en su totalidad movimientos de caja hacia el accionista, más allá de la tasa de retorno regulada del 7,98%, después del pago de impuestos”, concluyó la sociedad.
Enel ha sido confirmada una vez más como Global Compact LEAD Company, un reconocimiento que el Grupo ostenta desde 2011. Este reconocimiento distingue a aquellas empresas que se comprometen al máximo con las iniciativas del Pacto Mundial de las Naciones Unidas (PMNU), así como a las que se esfuerzan activamente por implementar los Diez Principios del Pacto Mundial y los objetivos de desarrollo sostenible (ODS) en sus actividades empresariales. El anuncio de las Global Compact LEAD companies 2020 se realizó con motivo del evento #UnitingBusiness LIVE, celebrado entre el 21 y el 23 de septiembre de 2020. El evento virtual, que se lleva a cabo durante el 75o periodo de sesiones de la Asamblea General de las Naciones Unidas, reúne a líderes empresariales, gobiernos y representantes de la sociedad civil para hacer hincapié en su compromiso con los objetivos de las Naciones Unidas. La Asamblea General de las Naciones Unidas de este año se enfocará en la necesidad de una cooperación mundial renovada y la recuperación económica frente a la COVID-19.
FRANCESCO STARACE (ENEL HOLDING)
«Nuestra participación activa en el Pacto Mundial de las Naciones Unidas se ha visto reconocida una vez más con nuestra inclusión, por décimo año consecutivo, entre las Global Compact LEAD companies. Enel continúa trabajando incansablemente, de conformidad con el compromiso que el Grupo contrajo hace cinco años en la Cumbre de las Naciones Unidas sobre el Desarrollo Sostenible de 2015, en la consecución de los ODS, al tiempo que se adhiere a los 10 principios del Pacto Mundial de las Naciones Unidas», ha declarado Francesco Starace, consejero delegado y director general de Enel. «La edición de 2020 marca el quinto año desde la adopción por parte de las Naciones Unidas de la Agenda 2030 para el desarrollo sostenible y los 17 ODS, y este año da inicio a la «Década de acción» hacia la consecución de los ODS de aquí a 2030. Los objetivos de desarrollo sostenible (ODS) están específicamente incorporados en la estrategia de Enel como catalizadores clave del crecimiento empresarial, y guían nuestro proceso de toma de decisiones hacia la adopción de medidas contra el cambio climático, además de garantizar el suministro de energía limpia y asequible».
El Grupo Enel participa de forma activa en cuatro de las siete plataformas de acción del Pacto Mundial de las Naciones Unidas. Las plataformas reúnen a representantes de las empresas, las redes locales del Pacto Mundial, el mundo académico, la sociedad civil, el gobierno y las Naciones Unidas, para reunir conocimientos y experiencias con el fin de encontrar soluciones a cuestiones complejas e interconectadas a nivel mundial. En concreto, Enel participa en el CFO Taskforce for the SDGs, en el que es patrocinador y el director financiero del Grupo es copresidente; Business Ambition for Climate and Health; Reporting on the SDGs; Peace Justice and Strong Institutions -SDG16, para el que el director general de Enel firmó ‘Statement from Business Leaders for Renewed Global Cooperation’, presentada hoy durante el Foro del Sector Privado.
Como única empresa italiana que participa en el programa de tres días, el consejero delegado de Enel, Francesco Starace, intervendrá el 22 de septiembre, en el marco del Global Impact Forum, en el evento Accelerating Global Climate Action for a 1.5°C Future to Recover Better Together, así como el 23 de septiembre en la sesión Catalysing Finance and Investment for the Achievement of SDG 7, durante el SDG Business Forum. El director financiero de Enel, Alberto De Paoli, participará el 21 de septiembre como orador en el lanzamiento mundial de los CFO Principles on Integrated SDG Investments and Finance, en el marco del Private Sector Forum.
Además, Enel celebra el quinto aniversario del primer compromiso público del Grupo con los objetivos de desarrollo sostenible (ODS) en la Cumbre de las Naciones Unidas sobre el Desarrollo Sostenible en 2015. Más del 90% de los 28.700 millones de euros de inversiones totales del Grupo Enel en el periodo 2020-2022, se destinan directamente a cuatro ODS: ODS 7 (Energía asequible y no contaminante), ODS 9 (Industria, innovación e infraestructuras), ODS 11 (Ciudades y comunidades sostenibles), y todos contribuyen al ODS 13 (Acción por el clima), situando la lucha contra el cambio climático en el centro de la estrategia del Grupo. Enel también se ha comprometido a promover el desarrollo social y económico (ODS 8), al tiempo que apoya la educación de calidad (ODS 4). Enel también contribuye a los demás ODS promoviendo un modelo de negocio sostenible, persiguiendo comportamientos sostenibles y aprovechando el ODS 17 para fomentar las asociaciones mundiales con el fin de hacer frente a los múltiples desafíos a los que se enfrenta el mundo.
La Cámara de Empresas Argentinas de Gas Licuado (CEGLA) manifiesta su creciente preocupación por la grave situación actual ante los injustificados atrasos en la actualización de los precios de referencia que lleva a que la actividad de fraccionado del gas envasado se encuentre ante una situación de déficit insostenible. “El desfasaje producido por la falta de actualización de precios genera una situación crítica en un mercado de 18 millones de consumidores y de una actividad que da empleo directa e indirectamente a más de 9.000 personas”, describió Pedro Cascales, director de CEGLA.
En efecto, el atraso es tan grave que mientras la estructura de costos obliga a un precio mayorista (sin impuestos) de $ 354 por cada garrafa de 10 kg. en planta de fraccionamiento de zona central del país y de $ 400 en el norte, el precio de venta determinado por la Autoridad de Aplicación, dependiente de la Secretaría de Energía de la Nación, es de apenas $ 185 de manera uniforme para todo el territorio nacional. Es decir, los precios actuales no alcanzan siquiera al 50% del valor que se necesita para operar con normalidad.
El retraso es alarmante y coloca a la actividad en una situación totalmente irregular. Comparando con otras alternativas, el precio al público se encuentra muy por debajo del equivalente a la energía eléctrica e incluso en el AMBA por debajo del precio del gas natural.
Es importante resaltar, además, que se trata de un sector que exige cuantiosas inversiones para el mantenimiento de un parque de 18 millones de envases en poder del público, así como para la conservación de la flota de transporte y de la infraestructura de plantas de fraccionado, almacenaje y equipos especiales.
Es interesante ilustrar que en otros países de la región con precios regulados (Uruguay, Perú y Colombia) los márgenes establecidos y consolidados de las tareas de fraccionamiento y distribución se ubican en promedio por encima de los US$ 6 por carga de 10 kg. Ese valor está en el orden de los márgenes históricos en nuestro país. Sin embargo, en la actualidad, y como consecuencia de la acumulación de retrasos en la determinación de precios de referencia, la Secretaría de Energía de la Nación impone precios que ubican ese margen por debajo de los US$ 2.
Es por todo esto que las empresas fraccionadoras vienen reclamando con insistencia al Gobierno nacional que se cumpla con el artículo 34 de la Ley 26.020 y se resuelva la grave e insostenible situación de un sector con enormes inversiones y que brinda un servicio de excelencia en todo el territorio nacional. “Ofrecemos un producto de muy elevada eficiencia, con altos estándares ecológicos y de seguridad. Necesitamos que se establezca un precio de referencia para el GLP en envases que sea coherente con la estructura de costos actual tal como se estipula en la ley”, finalizó Cascales.
La organización Women in Mining Argentina, abocada al desarrollo de la mujer en la minería argentina, participará de la Expo San Juan Minera 2020 organizada por Panorama Minero, a realizarse de manera extraordinaria en formato virtual el próximo 21, 22 y 23 de octubre. De esta forma, la principal exposición federal de minería del país, además de ser la primera en modalidad online del sector en el año, se posiciona como un encuentro plural y multi-partícipe abierto a toda la comunidad.
Desde Women in Mining señalaron que participarán de la Expo a través de un stand, desde el cual darán acompañamiento a las iniciativas de equidad de género que impulsa el sector minero para responder a las exigencias sociales, económicas y culturales actuales. El objetivo de la participación es brindar información a las mujeres interesadas en participar en la industria minera y potenciar vínculos estratégicos con miras a aumentar la participación laboral femenina. También, WiM Argentina dará conferencias especializadas y planea la realización del Encuentro Anual de Mujeres Mineras de Argentina en el marco de la Expo.
“Women in Mining Argentina se encuentra abierta a toda la comunidad y son bienvenidas todas las mujeres que deseen participar de la iniciativa. Las esperamos en Expo San Juan Minera 2020”, sostuvo al respecto Mercedes Rodríguez, Directora RR.PP de la organización.
El gobierno está discutiendo los detalles finales de un decreto que extenderá el plazo en que regirá la prohibición para cortar los servicios de gas, electricidad, agua, telefonía, TV por cable e Internet. La norma modificará el Decreto Nº 311/2020 firmado por el presidente Alberto Fernández el 24 de marzo de este año, pocos días después de que se estableciera el primer aislamiento social y obligatorio (ASPO) por la expansión del Covid-19.
En ese momento, se impidió a las empresas prestadoras interrumpir el servicio para usuarios morosos con hasta tres facturas impagas consecutivas. El borrador en el que trabaja el Ejecutivo —al que accedió EconoJournal— eleva ese indicador hasta las siete facturas sin abonar. De aprobarse la medida, el artículo 1 del Decreto 311 quedaría redactado de la siguiente manera: “Las empresas prestadoras de servicios de energía eléctrica, gas por redes y agua corriente, telefonía móvil e Internet y TV por cable no podrán disponer la suspensión o corte de los respectivos servicios a los usuarios indicados en el artículo 3, en caso de mora y falta de hasta siete facturas consecutivas o alternas, con vencimientos desde el 1º de marzo de 2020”.
Cobrabilidad
Entre los impulsores de esta resolución se encuentra Federico Bernal, interventor del Enargas, que había promovido el primer decreto de marzo. Las cifras publicadas por el ente regulador, sin embargo, no dan cuenta de una caída tan significativa de la cobrabilidad del gas que consumen hogares y PyMEs.
Al 4 de septiembre, fecha de la última actualización, la cobrabilidad en el sector de gas oscilaba entre un 81% (Distribuidora de Gas Cuyana) y un 92% (Camuzzi Gas Pampena). Son números inferiores a los de la situación pre-pandemia, pero evidencian un deterioro mucho menor que el esperado por consultores.
El nuevo decreto podría publicarse esta semana en coincidencia con la caducidad del plazo de 180 días que estableció el Decreto 311, que expira el 24 de septiembre. La vigencia de prohibir el corte de servicio por falta de pago se establecerá hasta el 31 de diciembre de 2020.
“El gobierno no quiere correr riesgos. Si bien la cobrabilidad en el área de energía no cayó tanto como se esperaba por la crisis, no quiere descartar un problema político si les cortan a los usuarios que no pagan”, explicó un consultor.
La compañía YPF, controlada por el Estado, aumentó los combustibles un 3,5% en promedio en todo el país. El incremento en los surtidores comenzó a partir de este sábado y contempla un “ajuste diferencial por región”, según informó la empresa.
“A partir de las 0 horas del sábado 19 de septiembre, YPF realizará un aumento promedio de los combustibles a nivel país del 3,5 %, con el objetivo de sostener la actividad de producción de la compañía teniendo en consideración las particularidades del contexto macroeconómico del país”, señaló la petrolera.
El aumento “se encuentra en línea con la decisión de recomponer asimetrías históricas a nivel federal, recortando brechas entre la Capital Federal y el interior del país”. Según informó YPF, calculando los costos logísticos el precio de los combustibles en la provincia de Jujuy es un 4,5% superior a los valores que tiene la Ciudad de Buenos Aires.
Por la pandemia, la empresa sostiene el descuento al personal de salud del 15% que alcanza a unas 100.000 personas “que se encuentran adheridas al programa de YPF y que están haciendo un enorme esfuerzo por la salud de todos los argentinos”.
En agosto la petrolera ya había aumentadolos precios en los surtidores un 4,5%, que permanecían congelados desde diciembre de 2019.
La Universidad Genneia, la iniciativa de capacitación y formación interna que lleva adelante la compañía de energías renovables, realizará una charla abierta el próximo jueves 24 de septiembre a las 15 horas sobre “Huella de carbono: cómo reducir y compensar mis emisiones”. El evento será virtual a través de la plataforma Zoom. El encuentro es “para incursionar en el paradigma de organizaciones carbono neutral, junto a especialistas en la mitigación y compensación de la huella”, señala un comunicado de la compañía.
En la charla abierta participarán en el primer panel: Mariano Muñoz, director de Capital Humano de Genneia y Laura Artiles, Jefa de Gestión del Conocimiento y Empleos de Genneia; Mateo Saavedra, responsable de Estrategia y Sustentabilidad de Kolibri. En el segundo panel estarán Gustavo Anbinder, Gerente de Nuevos Negocios de Genneia y Susana Velez Haller, Regional Manager Latin American and Caribbean de Verra. Representante a confirmar, SouthPole. En el tercer panel estará Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos de Genneia; Pedro Friedich, Presidente del Directorio de Sistema B Argentina. Edwin King, Jefe comercial de nuevos negocios de Genneia. Además, Mariano Muñoz, Director de Capital Humano de Genneia y Laura Artiles, Jefa de Gestión del Conocimiento y Empleos de Genneia. Para inscripción aquí.
Universidad Genneia
Genneia es uno de los actores nacionales destacados que aporta más del 20% de la energía de fuentes limpias inyectada a la matriz energética de nuestro país y el 30% del total eólico. Puertas para adentro, hace un año que dieron comienzo a la “Universidad Genneia” como una propuesta académica orientada a capitalizar el know-how único de sus colaboradores y lograr una horizontalización del conocimiento específico de las energías térmicas, eólicas y solares.
La iniciativa busca salir del concepto oferta-demanda unilateral de las capacitaciones y, por el contrario, crear un espacio de aprendizaje con encuadre académico formal enfocado en las necesidades de los equipos y el contexto del sector. “Generar el espacio de UG es el resultado natural de alinear la estrategia de gestión del conocimiento con nuestra cultura basada en la innovación, la toma de desafíos, el aprendizaje continuo, la cooperación y la necesaria apertura para compartir tanto saberes formales como el conocimiento adquirido en la experiencia dinámica de cada puesto.
En esta construcción, el rol de nuestros formadores internos es esencial tanto para la Universidad como para el propio formador que constituye el referente técnico de su área de conocimiento y asume la responsabilidad de transmitirlo a la organización. Todo ello sumado al aporte clave de nuestros partners externos que acompañan nuestro camino guiado por el Comité Académico y su visión integral sobre las necesidades estratégicas de la organización.” explica Mariano Muñoz, director de Capital Humano de Genneia.
A través de formadores internos de diversas áreas, así como acuerdos con el Instituto Madero, ITBA, Torcuatto Di Tella, UBA, Universidad de San Andrés y UTN como partners del proyecto, Genneia desarrolla un “semillero” de conocimiento único en el país.
A lo largo de su primer año, la Universidad creó 4 escuelas de enseñanza y acumuló un total de 3.624 horas de formación distribuidas en más de 2.000 participantes. Asimismo, promoviendo la certificación, el proyecto cuenta con la posibilidad de realizar un examen de competencias a la que accedieron más de 280 estudiantes.
Como primer acercamiento al público de interés y celebrando su primer año, Genneia estará realizando una clase gratuita con inscripción previa sobre Huella de carbono, dirigida a todos aquellos individuos o representantes de organizaciones que deseen comprender el funcionamiento de las diversas alternativas de energía verde para dirigirnos a una producción cada vez más sustentable. El evento contará con paneles de especialistas internacionales sobre la medición, certificación y compensación de emisiones. El conocimiento es la única herramienta que podrá llevarnos hacia un futuro más equilibrado y enfocado en un triple impacto.
Pablo Varela es director Ejecutivo para Latinoamérica y el Caribe de la compañía Aggreko, empresa de soluciones de generación eléctrica, y participó de una nueva entrega del Ciclo de Entrevistas de Econojournal. Señaló que por la pandemia la compañía redefinió sus objetivos para este año a nivel mundial y puso a su personal en primer lugar. “La empresa tuvo una reacción muy buena y desde marzo se definió a nivel global no despedir a nadie”. Además, incorporó otros tres temas centrales: “la caja para el uso del capital, que es importante en las crisis. Cuidamos mucho la caja y pudimos anunciar a nuestros inversores que vamos a pagar dividendos”. También, remarcó que “pusimos el foco en acercarnos y analizar las necesidades de nuestros clientes en esta crisis y en salir mejores de la pandemia con entrenamientos y capacitaciones”.
Varela es ingeniero industrial recibido en la Universidad de Montevideo y realizó un MBA en la ESE Business School. Comentó que la compañía ya venía desarrollando en sus diferentes proyectos el monitoreo remoto y que, en la pandemia, esta modalidad se profundizó: “en las plantas de generación que ya estábamos operando nos adaptamos rápidamente al monitoreo remoto. Lo más complejo fueron los protocolos de entrada y salida en los lugares de operación, pero ninguna de nuestras plantas frenó”. Subrayó también que en algunas plantas que tiene Aggreko en el Caribe hay personal de la compañía que está desde marzo sin volver a su hogar: “muchos equipos nuestros de recursos humanos y psicólogos están trabajando sobre estos casos para mantener sana mentalmente a este personal”. Varela se incorporó hace casi 18 años a la compañía y ocupó diversos cargos en varios países de América Latina y el Caribe, como el de director General de Brasil y director de Ventas y Marketing para Latinoamérica, entre otras responsabilidades.
La región
Aggreko es una compañía multinacional que desarrolla tecnologías de generación de electricidad, soluciones híbridas con generación termoeléctrica y renovables y baterías de almacenamiento. La empresa pone el foco en el sector petrolero, la minería y los utilities, “que consiste en proveer de energía a islas o zonas alejadas. Los tres sectores se comportaron de manera diferente en la pandemia. Las necesidades en utilities se mantuvieron. Lo que sí cambió fue que se frenaron o demoraron todos los nuevos proyectos”.
El director de Aggreko subrayó que el sector petrolero “se frenó muchísimo, sobre todo en el segundo trimestre. En operaciones ya existentes en Colombia, México y la Argentina se frenó mucho, salvo en Ecuador que el cierre fue parcial. Pero ya se está retomando y en el tercer trimestre se recuperó, todavía no a niveles previos a la pandemia, pero sí muy cercanos”.
La situación es distinta en cuanto a las inversiones en el sector petrolero: “se frenaron por la caída del precio del barril, las incertidumbres que tienen las compañías y la situación latinoamericana, porque hay diferencias políticas y sociales en cada país», indicó.
«En Argentina se frenó la inversión y hay incertidumbre aún con muchos de nuestros clientes a la espera. En Colombia hay un poco más de certidumbre y Brasil está intentando acelerar eso, por eso el futuro petrolero se ve más auspicioso porque el gobierno le da prioridad a la inversión. Y México está retomando con algunas nuevas inversiones”, señaló.
En el sector minero también ocurrió algo similar. “En Perú se frenaron operaciones entre abril y mayo. Ahora retomaron con protocolos muy fuertes para mantener las operaciones. Perú está queriendo ir a un modelo más abierto para la inversión de capitales”.
“En Chile últimamente se complejizaron bastante los proyectos mineros. Está muy frenado, hay que ver cómo se destraban su coyuntura política y social. Los grandes proyectos se frenaron, hora están volviendo con gente en los campamentos, pero se frenaron bastante las inversiones”, sostuvo.
Escenario de oil and gas en la Argentina
«Vemos en este escenario de petróleo y gas en la Argentina que hay mucha dificultad, pero están avanzando las inversiones. Con dificultades, con demoras, pero creo que todos los operadores están intentando seguir con las inversiones existentes. Lo complicado es cómo el gobierno va a dar certidumbres a las empresas para que inviertan«, describió Varela y agregó que “hoy las soluciones son de corto plazo e implican meter mucha regulación al mercado. Esto en el largo plazo no les gusta a los inversores. Las regulaciones los terminan asustando”.
Soluciones tecnológicas
El ejecutivo de Aggreko indicó que “lo que vemos es que todo el mundo va hacia la revolución energética, hacia las tecnologías y soluciones más limpias. Esto sucede principalmente porque los inversores que tienen el dinero quieren invertir en negocios limpios”. Pero aclaró que “no todo puede ser siempre renovable, porque hay que hacer un mix con otra generación. En la Argentina necesitamos hacer una integración entre renovables y no renovables. Nos dedicamos muy fuerte a este mix, como, por ejemplo, en el sur del país tenemos un proyecto con la compañía Pampa Energía donde tenemos equipos generadores a gas de muy alta eficiencia y que le pusimos una batería para mejorar su eficiencia porque los altibajos de la carga los absorbe la batería. Y podemos incorporar energía solar. Por todo esto, es muy difícil comprometerse con una solución para un período de 10 o 15 años porque todo va cambiando rápidamente”.
También contó que la compañía está instalando en una mina África, que está aislada de la red eléctrica, una solución de 40 MW con fuel oil y que luego va a pasar a generar energía con gas. Además, tendrá 30 MW solares con 15 MW de baterías “para hacer la comunicación más eficiente”.
Sector minero
“En minería es donde más vemos estas soluciones híbridas. En Chile estamos avanzando en la instalación para un proyecto que está a 4.000 metros de altura, bastante aislado, con 15 MW térmicos en diesel, con 10 MW solares y estamos analizando distintas soluciones para la instalación de las baterías para que resistan a la altura”.
Desafíos pospandemia
“Hay subsectores que hay que esperar qué va a pasar porque fueron muy golpeados, por ejemplo el evento de las Olimpíadas. Hay muchas incógnitas, hay países que quedaron más golpeados que otros«, añadió. Y agregó: «hoy todos avanzamos con home office. Volver a la oficina puede ser por sociabilidad. Con los clientes tenemos reuniones virtuales muy eficientes. Vamos a salir diferentes, pensar que antes se perdía una hora viajando ida y vuelta al trabajo, eso va a cambiar. Estamos trabajando en como volver a las oficinas. En algunos países ya comenzamos a volver».
Uruguay
«América Latina se deterioró muchísimo los últimos 20 años. Ojalá la luz de esperanza que hay en Uruguay con Lacalle Pou se contagie a la región. Hasta ahora en Uruguay hay mucho foco en la pandemia, hay que ver qué pasa con el gobierno el año que viene en términos económicos«, concluyó.
Energía ya tomó una decisión: las provincias productoras seguirán cobrando regalías sobre la base de un valor de 45 dólares para el crudo Medanito, tal como está establecido en el Decreto de precio sostén de crudo.
Sin embargo, se autorizará a que productores y refinadores negocien un precio de venta inferior a esa referencia. En concreto, se pondrá en marcha un desdoblamiento del esquemade precios: las empresas liquidarán regalías a 45 dólares, pero el petróleo se venderá más barato en el mercado doméstico en valores cercanos a la paridad de exportación que podría oscilar entre los 37 y 40 dólares si el Brent si estabiliza cerca de los 41-42 dólares. Así lo aseguraron a EconoJournal fuentes gubernamentales.
“Las provincias seguirán percibiendo regalías sobre un precio de 45 dólares. Lo que resta definir es cómo se instrumentará el desdoblamiento. Concretamente, quién absorbe la diferencia entre el precio efectivo de venta y el de liquidación de regalías”, explicó una fuente que está participando de ese proceso.
Definición
La implementación de un desdoblamiento de este tipo no es sencilla por cuestiones de distinta índole. Desde lo legal, es probable que su instrumentación sea impugnado más temprano que tarde por las empresas. En los últimos años varias productoras fueron a la Justicia para cuestionar iniciativas de este tipo. En la mayoría de los casos, la Corte Suprema de Justicia terminó fallando en favor de los privados al establecer que las regalías deben liquidarse sobre el “precio efectivamente percibido” y no sobre el establecido arbitrariamente por resolución.
En segundo lugar, el gobierno deberá definir quién cubre el extra costo por regalías que traerá aparejado el desdoblamiento. Si, por caso, los productores venden su crudo a US$ 38, pero tienen que liquidar regalías por 45 dólares, estarían pagando en la práctica un impuesto adicional de 2,5 puntos.
¿Quién se hará cargo de ese recargo?
Es lo que está definiendo la Secretaría de Energía. En abril, antes de que se publique el Decreto 488, el presidente de YPF, Guillermo Nielsen, y directivos de PAE acercaron una propuesta que consistía en que los refinadores cubran ese diferencial por regalías a cambio de que el Estado autorizara a refinadoras y productores a negocian un precio de venta libre, inferior a los 45 dólares que finalmente fijó el decreto. La iniciativa no prosperó, pero la Secretaría está evaluando instrumentar un esquema que vaya en el mismo sentido.
En la industria de petróleo y gas, la producción disminuye a medida que los yacimientos petrolíferos maduran. Con tecnologías de recuperación mejorada de petróleo (EOR), la compañía BASF ofrece soluciones que ayudan a revivir los yacimientos en declive, maximizando la eficiencia de la extracción.
A través del diseño, el suministro, la instalación y la reciente puesta en marcha de cinco unidades modulares de inyección de polímero, BASF logró recientemente extender la vida útil de un importante yacimiento petrolífero en Comodoro Rivadavia (Chubut).
Estas unidades pueden minimizar la degradación mecánica del polímero formando parte de los proyectos de inyección química para aumentar las tasas de recuperación de petróleo. BASF combina polímeros estándar, de alto rendimiento y surfactantes en formulaciones de EOR que se adaptan a las condiciones específicas del yacimiento petrolífero.
“Un factor clave del éxito es la asociación multifacética con el operador durante toda la vida del proyecto. Aquí es donde nuestras soluciones químicas de “lab-to-well” marcan la diferencia”, explica Luciano Bertinelli, gerente de Químicos de Performance de BASF.
A través de lab-to-well, la compañía apoya a sus clientes en toda la cadena del proceso de desarrollo del producto y su implementación. Durante la fase de diseño, la recuperación mejorada de petróleo (EOR) de BASF, personaliza la solución química a las condiciones del reservorio mediante el modelado, las pruebas de laboratorio y las buenas condiciones de funcionamiento para garantizar que el producto sea de fácil implementación en el terreno.
En este sentido, BASF ofrece los equipos de disolución adecuados para la fase de implementación, proporciona apoyo durante la inyección para garantizar su óptimo funcionamiento, capacita al personal del cliente en las áreas operativas de las plantas y otorga soporte remoto permanente: “Profesionales de distintas especialidades dieron soporte al cliente y sus contratistas en el sitio de llegada de los contenedores, montaje y puesta en marcha, asegurando que las plantas alcanzaran la performance requerida por el cliente”, comenta Luciano Bertinelli.
En el proyecto de inyección, es esencial la hidratación y la administración de la solución de polímero con una degradación mecánica mínima. Las unidades modulares de disolución de polímeros preservan las cadenas de polímeros, son extremadamente robustas y operan remotamente con requerimientos mínimos de mantenimiento, lo que garantiza un funcionamiento continuo.
“El proyecto en Argentina contó con un cronograma muy acotado, Asimismo, se logró cumplir con los plazos desafiantes y con el presupuesto. En la fase final, el apoyo que generamos en el sitio fue crucial para lograr una puesta en marcha perfecta de las unidades de inyección”, aclara Bertinelli.
Argentina está llevando a cabo proyectos de recuperación de petróleo en varias regiones del país. Los proyectos de inyección de polímeros implican el suministro de unidades de inyección de polímeros de alto peso molecular (HPAM) y de polímeros de BASF.
En la actualidad, las exigencias del mercado traen como resultado la necesidad de ofrecer productos cada vez más complejos. En este sentido, las empresas necesitan personal capacitado para enfrentar los desafíos que demandan las nuevas actividades comerciales.
El mercado laboral necesita personal eficiente y competente para que pueda enfrentar todos los requerimientos que forman parte del trabajo. En este sentido y mas alla del oficio requerido, terminar los estudios siempre mejora a la persona en cuestion en todo sentido.
Bertotto Boglione es una empresa que, desde 1948, ha crecido de manera significativa gracias a la gran familia que formó junto a operarios y trabajadores a lo largo del tiempo. Líder en brindar soluciones para el almacenamiento en función de toda la gama de productos que fabrica, la marca mantiene sus actividades en marcha para garantizar una rápida respuesta ante la necesidad de continuar con la producción a nivel mundial, pero debido al alto nivel de competencia que actualmente exigen los mercados, se enfrenta al desafío de generar resultados extraordinarios de forma permanente.
Convencidos de que la capacitación y los conocimientos son valiosas herramientas para convertirlas en valor agregado tanto para la compañía como para el desarrollo social y laboral de cada persona, Bertotto Boglione desarrolló un programa llamado de “Terminalidad Educativa” que consiste en cursar todas las materias del secundario dentro de las instalaciones de la empresa, donde la organización asume el compromiso y la responsabilidad de brindar todos los recursos materiales necesarios para su desarrollo.
Este proyecto, que nació hace 5 años atrás, ya tiene más de 30 egresados bajo esta modalidad educativa que está dirigida a toda la planta industrial de Bertotto Boglione. Acercar la escuela al trabajo, es uno de los objetivos de la firma que hará extensivo este programa al resto de las empresas del grupo a partir de 2021.
El esquema de asignaturas y la modalidad de trabajo hacen que este programa de “Terminalidad Educativa” consista en 3 años de estudio, divididos en 11 módulos que se cursan en horario laboral, permitiendo a los empleados obtener el título oficial de educación secundaria.
Dicho programa se realiza mediante un acuerdo entre la compañía y el “Instituto C.E.N.M.A.” de Marcos Juárez, Córdoba, donde el Área de Recursos Humanos de la empresa coordina con el equipo docente la adecuación de contenidos de la Curricula, orientando el aprendizaje a las necesidades planteadas por la firma. En este sentido, Bertotto Boglione se ha convertido en la única empresa a nivel local y regional que ofrece este importante beneficio a sus colaboradores.
En tiempos de pandemia, este esquema de trabajo ha tenido que adaptarse a las nuevas condiciones continuando de manera virtual, es por eso que la compañía se hace responsable de todas las herramientas de trabajo para que cada uno pueda seguir desde su casa de forma on line, dándole continuidad al proyecto que es apoyado por docentes de la institución y por la empresa.
A través de este programa de “Terminalidad Educativa”, Bertotto Boglione se compromete con el desarrollo y el crecimiento profesional y laboral de su personal, considerando que son el verdadero valor agregado de la empresa.
La decisión dispuesta el marte pasado por el Banco Central, que establece que aquellas empresas que tienen deudas superiores a un u$s 1 millón no podrán comprar en el mercado de cambios más del 40% del capital que vence, significa un duro golpe para un puñado importante de empresas energéticas que tienen que hacer frente a compromisos antes del 31 de marzo próximo, que es la fecha establecida por la entidad monetaria.
De acuerdo a un relevamiento realizado por la consultora 1816, a partir de datos del Mercado Abierto Eléctrico, YPF resulta ser la empresa más afectada a partir de la restricción dispuesta por el BCRA. La petrolera bajo control estatal tiene que desembolsar en marzo u$s 415,8 millones, para hacer frente al pago del 41% de los acreedores de su ON de u$s 1000 millones que no entraron en la reestructuración efectuada en julio pasado. Consultados por EconoJournal, desde le compañía prefirieron no hacer comentarios al respecto.
Genneia es otra de las empresas alcanzadas por la medida del BCRA. La empresa de energía térmica y renovable tiene compromisos financieros de acá a fin de marzo por u$s 58,3 millones. AES Argentina, otra del mismo sector que Genneia, tiene que hacer frente a pagos por u$s 22,1. Epec, la empresa cordobesa de distribución eléctrica, debe hacer pagos por u$s 12,5 millones.
La lista de empresas del sector energético alcanzadas por la medida del Banco Central se completa con Edesa (u$s 9,7 milones) y las petroleras Roch (u$s 2,6 millones) y Compañía General de Combustibles (u$s 1,18 millón).
La resolución del BCRA establece que para el 60% de los dólares que no pueden obtener del mercado cambiario, las empresas lo deberán tomar de sus propias arcas o refinanciar sus compromisos.
La producción de gas de julio fue de 126,8 millones de metros cúbicos diarios, 17,6 millones menos que en el mismo período de 2019. La cifra equivale a una caída del 12,2%, según cifras oficiales de la Secretaría de Energía. Lo sorprendente es que el 65,3% de ese retroceso lo explica YPF que en el mismo período contrajo su producción un inédito 25,6%, el doble del promedio. A su vez, en agosto la baja en la producción por parte de la petrolera controlada por el Estado Nacional habría sido todavía mayor.
El derrumbe se explica por varias razones que se retroalimentan:
El impacto que provocó la pandemia;
El congelamiento tarifario que desincentiva la actividad;
La declinación de los yacimientos, en especial de los campos no convencionales;
El cierre voluntario de pozos productores motivado por alguna de las condiciones adversas mencionadas, pero que a su vez aceleran la caída.
Debido a esta situación, Cammesa, la compañía mixta que administra el mercado eléctrico mayorista (MEM), debió importar de urgencia varios cargamentos de gasoil para suplir la escasez del hidrocarburo para cubrir el despacho de las centrales térmicas. Esa operatoria le costó al Estado unos US$ 300 millones durante julio.
Producción total por tipo de gas
Al analizar la evolución total de la producción bruta de gas natural se observa que la mayor caída interanual se produjo en los campos de tigh gas (-18,4%), luego en los campos convencionales (11,9%) y finalmente en la producción de shale (-7,7%).
La producción de tigh gas sumaba en julio del año pasado 28,3 millones de metros cúbicos diarios, 19,6% del total, mientras que un año después retrocedió a 23,1 millones, disminuyendo su participación al 18,2%.
La producción convencional era en julio de 2019 de 81,2 millones, el 56,2% del total, y al año siguiente bajó a 71,5 millones, pero en términos relativos su participación creció al 56,4%.
Por último, la producción de shale gas en julio de 2019 fue de 34,9 millones, 24,2%, mientras que un año después cayó a 32,2 millones, elevando su participación relativa al 25,4%.
Producción por empresa
Al analizar la evolución por empresa sobresale el derrumbe de YPF que recortó 11,5 millones de metros cúbicos diarios en apenas un año. En el caso de la empresa controlada por el Estado Nacional, que fue de las primeras petroleras en frenar sus inversiones en el desarrollo de gas (a mediados de 2018), la mayor caída fue en tigh gas (30,3%) y shale gas (30,3%). La producción de campos convencional retrocedió un 19,6 por ciento; en un porcentaje elevado que llamó la atención de algunos consultores hidrocarburíferos.
La producción de tigh gas de YPF sumaba en julio del año pasado 14,9 millones de metros cúbicos diarios, 33,1% del total, mientras que un año después retrocedió a 10,4 millones, disminuyendo su participación al 31%.
La producción de shale de YPF era en julio de 2019 de 10,6 millones, el 23,5% del total, y al año siguiente bajó a 7,4 millones, por lo que su participación relativa se contrajo al 22,1%. El descenso de la oferta proveniente de campos de shale gas se explica, en gran medida, por el cierre de los pozos productores de El Orejano, el primer desarrollo de gas en Vaca Muerta, que permanece fuera de despacho desde marzo.
Por último, la producción convencional en la petrolera de bandera fue de 19,6 millones en julio de 2019, 43,5% del total, mientras que un año después cayó a 15,7 millones, elevando su participación relativa al 46,8%.
Complejidad adicional
Al impacto de la pandemia y el congelamiento de tarifas, YPF le sumó además una situación financiera muy delicada. La compañía esperaba el pago de la deuda que el Estado se había comprometido a abonar a partir del decreto 1053, pero la denuncia que realizó el interventor de Enargas, Federico Bernal, contra esa norma llevó al gobierno a frenar el desembolso. Por otra parte, el freno del Plan Gas 4, también cuestionado por Bernal, dejó a la compañía en un piso histórico de actividad.
Las otras grandes productoras de gas también marcaron retrocesos interanuales, pero en menor magnitud. La producción de Tecpetrol cayó en julio 10,5% interanual, la de Total 6,6%, la de Pan American Energy 12,3% y la de Compañía General de Combustibles 14,2%
La Subsecretaría de Energía de Neuquén envió el lunes pasado una carta a todas las operadoras para que les informe sus planes de actividad para lo que resta del año y también cuáles son las proyecciones de actividad que tienen previstas para el 2021.En la misiva, el organismo provincial señala que las empresas tienen un plazo de 48 horas hábiles para brindar la información solicitada.
El pedido de información realizado por el gobierno de Omar Gutiérrez debe ser leído desde diferentes aristas. A fin de cada año, las operadoras deben presentar al estado provincial su plan de negocios para el año siguiente. Así lo habían hecho para el 2020 pero la irrupción de la pandemia a mediados de marzo pasado hizo que ese esas proyecciones quedaran en letra muerta. A casi seis meses del establecimiento del aislamiento obligatorio que generó una brutal caída de la demanda, la actividad del sector se encuentra a un 30% de los niveles que presentaba antes de la pandemia.
La solicitud de la provincia tiene por un lado un objetivo fiscal, ya que a partir de la información recibida podrá proyectar el volumen de ingreso a sus arcas por vía de las regalías petroleras. En lo que va del año, las provincias productoras recibieron en promedio la mitad de ingresos que en 2019 en lo que tiene que ver con regalías.
Por escrito
Por otro lado, desde la industria se hace una segunda lectura acerca de la carta que el gobierno neuquino envió a las operadoras. Se entiende que el principal destinatario es YPF, la compañía bajo control estatal y principal inversora en Neuquén. A partir de la grave situación financiera que atraviesa la compañía, que se vio agravada por los efectos de la pandemia, su recuperación de producción en la cuenca Neuquina viene a un ritmo mucho menor que el de otras operadoras. Con este pedido, la provincia quiere que la petrolera controlada por el Estado especifique por escrito cuál será su nivel de actividad para el año que viene.
En la misiva, que lleva la firma del subsecretario de Energia José Gabriel López, se solicita el detalle mensual de equipos activos y tareas programadas “que incluyan los equipos de torre y de terminación, contemplando el año en curso y el subsiguiente 2021”. Agrega que “la información solicitada mediante la presente, resulta de suma importancia para esta Autoridad de Aplicación, con el fin de coadyuvar a la reactivación de los equipos antes mencionados, en el contexto sanitario actual en la Provincia relacionado con la pandemia por coronavirus (Covid-19) en cumplimiento de las facultades que son propias”.
La Cámara Argentina de Distribuidores de Gas Licuado (CADIGAS) denunció que, “debido a las fuertes pérdidas acumuladas al estar trabajando con márgenes muy inferiores a los necesarios para cubrir los costos de operación, unas 180 empresas Pymes se encuentran en estado terminal, empujadas hacia la quiebra”, con lo cual alertan a la población sobre “el riesgo inminente de desabastecimiento de un insumo crítico para 10 millones de personas que viven en zonas vulnerables de todo el país”.
“Representamos a numerosas empresas de capitales nacionales que ya no tenemos resto para sobrevivir, con lo cual está en riesgo el abastecimiento del gas y el empleo de 3000 personas, debido a la acumulación de deudas, que resultan imposibles de afrontar, sin que el Estado tome cartas en el asunto. La realidad es que por cada garrafa vendida perdemos un tercio de su valor, lo cual resulta absolutamente insostenible”, indicó la entidad.
“En los últimos cinco años los costos crecieron 435 %, mientras que sólo pudimos trasladar una actualización del 140 %. La inflación nos carcome y la pérdida acumulada en el tiempo destruyó no solo la rentabilidad sino la posibilidad de mantenernos en pie ya que estamos muy cerca de la quiebra, por lo que el sector va hacia la extinción”, explicaron en la Cámara.
«Adicional a ese fuerte incremento de los costos que tuvimos que padecer en dicho período, este año la situación se agravó por los sobrecostos derivados de las medidas de bioseguridad implementadas en el marco de la Pandemia, aumentando aún más las pérdidas soportadas”, enfatizaron en CADIGAS
“Elevamos nuestra voz con un legítimo reclamo, en la última esperanza de ser escuchados por las nuevas autoridades de la Secretaría de Energía recientemente designadas, remarcó CADIGAS, dado que en el pasado hemos acercado diversas soluciones no pudiendo al presente conseguir algún resultado para aliviar la angustiante situación del sector, donde los distribuidores están al borde del colapso operativo. Tenemos un problema y también queremos llevar herramientas para resolverlo”.
“Les pedimos a las autoridades que por favor entiendan que la base de nuestros asociados está conformada por empresas de estructura familiar que diariamente realizan una actividad esencial, en plena emergencia sanitaria, entregando un producto crítico para millones de habitantes en estado de necesidad. Será imposible que los hogares humildes del país tengan gas de garrafa si nuestra actividad desaparece”, plantearon en la entidad.
Las principales petroleras del país intentan evitar el colapso de la cadena de pagos del negocio del gas. Necesitan, para eso, encontrar primero un interlocutor que entienda lo que está en juego. Tras la inabordable experiencia de Sergio Lanziani, que se fue de la Secretaría de Energía casi sin dejar rastros de gestión, las productoras de gas enviaron ayer dos cartas al ministro de Economía, Martín Guzmán, para solicitarle que intervenga personalmente en el creciente conflicto que existe en el seno de la industria gasífera a raíz de la decisión de Metrogas de dejar de pagar el gas que consumen los usuarios residenciales.
La misiva firmada por Carlos Magariños, presidente de la CADE, a la que accedió EconoJournal, advierte que las petroleras evalúan iniciar acciones legales contra las distribuidoras que incumplan los contratos de compra de gas firmados con los productores.
“Señalamos que la insistencia en la pretensión de financiarse en forma compulsiva con los proveedores de gas natural podría derivar en la promoción de acciones legales para el cobro de los créditos impagos, así como la suspensión de entregas, y eventualmente, la rescisión por culpa del deudor, de los contratos de suministro”, anticipa al texto dirigido también a Federico Bernal, interventor del Enargas, Juan José Carbajales, subsecretario de Hidrocarburos, y María Tettamanti, presidente de Adigas, la asociación que nuclea a las distribuidoras.
Interlocutor se busca
La urgencia del momento no dejó lugar para preámbulos. Sin esperar presentaciones de protocolo o introducciones formales, las petroleras zanjaron la discusión y pusieron su reclamo en cabeza de Guzmán. La cadena de mando en el área de energía sigue desvencijada. La designación de Darío Martínez al frente de la Secretaría aún no se oficializó.Podría concretarse esta semana si la Cámara de Diputados acepta hoy la renuncia a la banca del neuquino.
Tanto en la carta que le envío la CADE como en la que redactó la Ceph (la cámara de los productores), los grandes productores de gas —PAE, Total, Wintershall DEA, Tecpetrol y CGC— dejan en claro que no están en condiciones de seguir oficiando como los financistas en última instancia del sistema de gas, tal como publicó La Nación. No sólo las distribuidoras le deben a las petroleras. También Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista (MEM), como la estatal IEASA (ex Enarsa), que cubre los subsidios al gas que se vende más barato en la Patagonia.
“Los productores de gas natural nucleados en esta Cámara no están en condiciones de continuar financiando las entregas de gas natural ni a Metrogas, ni al resto las prestadoras del servicio público de distribución de gas natural, ni a cliente alguno”, afirma la carta firmada por Carlos Seijo, titular de la Ceph en representación de la francesa Total.
Detonante
Es curioso. El detonante que evidenció la crisis de la industria del gas fue la decisión de Metrogas, una empresa controlada indirectamente por el gobierno, de no pagar el gas que les compró a las petroleras en junio, julio y agosto. Las petroleras temen que el falta de Metrogas decante en la desobediencia generalizada del resto de las gasíferas. “Dada la relevancia de Metrogas en su sector, debemos enfatizar que existe el riesgo cierto de que su incumplimiento sea imitado por las demás distribuidoras con quienes se han celebrado contratos de suministro de gas”, admite la carta de la CADE.
Metrogas, la mayor distribuidora en el área metropolitana, es propiedad de YPF, la petrolera tiene como principal accionista al Estado nacional. Alejandro Fernández, gerente general de Metrogas, explicó ayer en una videoconferencia con los máximos directivos de las petroleras que por el congelamiento tarifario la compañía no tiene fondos para cumplir con sus obligaciones comerciales. Hizo un repaso detallado por la frágil situación de caja de la compañía y concluyó que la recomposición económica de la distribuidora —igual que la de otras empresas del segmento regulado— depende de que el Enargas autorice una suba de tarifas o un asistencia financiera para las empresas.
Paradojas
El círculo se cierra con una paradoja: las petroleras le solicitaron ayer a Guzmán que solucione un problema que otros actores que dependen del gobierno —como YPF, el Enargas y la propia Metrogas— no pudieron revertir.
“La conducta de Metrogas revela una clara desaprensión respecto a sus obligaciones como licenciataria del servicio público de distribución de gas natural al pretender desvincularse de los riesgos asumidos y propios de tal servicio y trasladárselos a los productores de gas”, critica la carta de la CADE firmada por Magariños, ex embajador de Brasil.
Si la situación no se corrige podría desembocar en un absurdo: que alguno de los productores de gas demande judicialmente a la distribuidora controlada por YPF, el mayor jugador del negocio de gas. Las esquirlas visibilizarían la inacción del gobierno, que aún no definió qué quiere hacer con el sector de gas.
¿Qué es lo que está en juego?
Las petroleras observaron por escrito que si la ruptura de la cadena de pagos por parte de las distribuidoras se agudiza podrían interrumpir la entrega de gas al segmento residencial. Es difícil pensar que esa advertencia se materialice. No hay antecedentes que vayan en esa dirección. El impacto político de cortarle el gas a los hogares sería demasiado alto. Pero sí está claro que las petroleras endurecieron el tono en que se comunican con la administración del Alberto Fernández.
En última instancia, lo que realmente está en juego es cuál será el nivel de los desembolsos que destinarán las empresas a la producción de gas durante 2021. La variable de ajuste frente a la caída de los precios relativos del fluido es siempre la misma: la inversión que se necesita para reponer la oferta del hidrocarburo que declina de forma natural hoy más rápido que en el pasado por la performance de los yacimientos no convencionales.
El misterio se extenderá, como mucho, por tres meses más. En ese punto ya estará claro si las petroleras retomarán la inversión o si, por el contrario será necesario recontratar otro barco regasificador para importar más LNG.
“La compañía YPF está en una situación compleja desde el punto de vista financiero y operativo. Por eso fijamos objetivos para el segundo semestre que son muy agresivos y desafiantes”. Así describió Sergio Affronti, el CEO de YPF, el estado actual de la compañía controlada por el estado. Lo dijo en un video, al que accedió Econojournal, que el directorio de YPF difundió al alto management de la empresa.
Allí, Affronti desarrolla seis objetivos que YPF se trazó en los últimos días para el segundo semestre del año para “retomar la senda de crecimiento con eficiencia”. El objetivo central es la reducción en un 30% de los costos de la compañía y “un objetivo de precios a alcanzar para diciembre de este año” en los combustibles.
Los objetivos:
“El primer objetivo y más importante es la reducción de costos y de ser más eficientes. Buscamos alcanzar mejoras en un 30% respecto a los costos que teníamos previo al Covid-19. Esto aplica tanto a los opex como a los capex de la compañía”, indicó Affronti. Y agregó: “esto requiere trabajar de una manera distinta con nuestros proveedores y también tener una mayor productividad en todo el trabajo que hacemos”.
El segundo objetivo que se trazó YPF es el aumento en el precio de los combustibles, aunque Affronti no dio especificaciones. “Nos fijamos un precio promedio para el segundo semestre y un objetivo de precios a alcanzar para diciembre de este año”.
El tercer objetivo planteado por Affronti está la sustentabilidad. “Tenemos tres focos principales: la seguridad de las personas, que es lo más importante que tenemos dentro de la compañía, y que abarca el índice de frecuencia acumulada, es decir, el número de accidentes que tenemos con pérdidas de jornadas por millón de horas trabajadas. El número de accidentes totales que tenemos como compañía. Y también abarca la accidentalidad en el transporte”. El segundo foco de este objetivo es el cuidado del medio ambiente: “tener menos emisiones de CO2 al ambiente y los derrames que vamos a intentar evitar. Vamos a tratar de trabajar para que sean cero”. El tercer foco es “el índice de sustentabilidad de Dow Jones como fuente sobre la cual queremos compararnos”.
El cuarto objetivo es el Plan Gas: “es decir, obtener un precio y contratos de gas que sean de largo plazo y que nos permitan poner en producción los vastos recursos de gas que tiene nuestra compañía”.
Disciplina financiera: “estamos considerando elroll-over (refinanciamiento) de la deuda de la compañía y también el ejercicio de liability management que cerramos recientemente y que nos ha permitido posponer el pago de un 60% del bono 2021 que vencía en marzo del año próximo a ocho pagos semestrales a partir de septiembre del año próximo. Esto lo que nos permite es despejar el horizonte financiero en cuanto a las deudas de corto plazo que tiene la compañía”.
“Nos hemos puesto un objetivo de producción de upstream, tanto para convencional como para no convencional, tanto como para producción de petróleo como producción de gas que nos permita llegar a diciembre de este año retomando una vez que hayamos trabajado y recuperando la actividad que estamos desarrollando en las distintas provincias”, finalizó Affronti.
McCain Argentina, la compañía líder en la producción de alimentos congelados, abastece su planta ubicada en Balcarce, provincia de Buenos Aires, con electricidad renovable, cubriendo actualmente el 25% de su demanda total. Este nuevo compromiso es parte de su programa +ENERGÍA lanzado hace dos años y se enmarca en la estrategia global de la compañía en pos de reducir las emisiones de dióxido de carbono en un 50% para el 2030, lográndose, en parte, a través del 100% de electricidad renovable en todas sus plantas.
Como principal productor global de alimentos congelados y como compañía familiar, con 51 plantas en todo el mundo, durante décadas McCain se ha tomado muy en serio su compromiso con la sustentabilidad de su negocio. Para la compañía, la sustentabilidad y el desarrollo de las comunidades son valores fundamentales que están arraigados en su ADN.
En este contexto, la compañía lanzó su estrategia de sustentabilidad centrada en producir más alimentos con menos recursos naturales, en línea con las ambiciones del Acuerdo de París y los Objetivos de Desarrollo Sostenible, y bajo un plan estratégico dividido en cuatro pilares: Agricultura Sostenible e Inteligente; Operaciones con Recursos Eficientes; Buen Alimento; y Comunidades Prósperas.
La reducción de las emisiones de CO2 y el paso a la energía renovable son fundamentales para la salud del planeta y el futuro de la producción de alimentos. En el mes de agosto, Argentina se convirtió en uno de los países modelo de McCain por su trabajo para optimizar la eficiencia de los recursos, abasteciendo su planta con un 25% de electricidad renovable.
El programa +ENERGÍA, un ambicioso proyecto para transformar su matriz energética, fue creado por McCain hace dos años y busca impactar positivamente en la comunidad local. En su primera etapa, se trabaja junto a dos de los principales proveedores de energía renovable de la región. AES, compañía norteamericana y uno de los mayores generadores de energía del país. También participará en el proyecto la empresa nacional Genneia, que es el mayor generador de energía renovable en la actualidad, con más de 10 grandes parques eólicos, uno de los cuales se encuentra en la vecina ciudad de Necochea. Entre ambos contratos, el total de energía eléctrica renovable adquirida superará los 20.000 MWh/año, evitando así la emisión de más de 5.500 toneladas de Dióxido de Carbono (CO2).
«McCain siempre ha desarrollado su negocio con la sustentabilidad como un pilar fundamental a lo largo de su cadena de valor. Durante años, la empresa ha demostrado un fuerte compromiso para sentar las bases de las generaciones futuras, contribuyendo a lograr un planeta más sustentable. Quienes formamos parte de McCain en Argentina estamos orgullosos de dar este nuevo paso en nuestra planta de Balcarce, convirtiendo este compromiso en acciones concretas con un impacto positivo en la comunidad», dijo Agustín Giaquinto, Gerente de Compras de Energía y Sustentabilidad de McCain Foods LATAM.
El equipo directivo local añadió que «la intención de la empresa será ampliar este proceso a nivel regional para sus plantas en Colombia y Brasil durante los próximos dos años, fortaleciendo aún más el compromiso de McCain a nivel mundial».
El año pasado, McCain ya instaló un piloto de autogeneración solar (eléctrica y térmica) en la Unidad de Disposición Final de Balcarce. Actualmente, se están desarrollando proyectos complementarios para la autogeneración solar en los techos de los almacenes de papas.
Además, como parte del compromiso de suministrar sus plantas con el 100% de la energía renovable, McCain está trabajando para generar energía eólica para alimentar la planta. Con este fin, desde hace casi un año se ha estado monitoreando el viento y se han realizado estudios de tierra, conexiones eléctricas y de impacto ambiental de acuerdo con la legislación vigente.
El programa integral +ENERGÍA, también incluye la optimización de la eficiencia energética en la planta para minimizar el consumo y aumentar la generación de biogás. Para ello, se están analizando proyectos complementarios como la cogeneración de biogás y electricidad con biodiésel y aceite vegetal usado, recogido durante el proceso de producción de papas fritas.
Dow, compañía líder de ciencia de los materiales dedicada a la creación de soluciones innovadoras enfocadas en sus clientes, anunció que Matías Campodónico, actual director de Asuntos Públicos y Asuntos Gubernamentales para América Latina, sumó nuevas responsabilidades como director de Sustentabilidad para la región. La asunción fue a partir del 1 de septiembre de 2020.
En este rol adicional, el ejecutivo de Dow será responsable de la supervisión de la estrategia regional de sustentabilidad y la coordinación del Equipo Directivo de Sustentabilidad de América Latina enfocado en mejorar la alineación interna y el ROI reputacional. Así como promover la agenda y las prioridades de políticas públicas de Dow en las áreas de cambio climático, economía circular y materiales más seguros.
Campodónico se unió a Dow en febrero de 2011 en Buenos Aires como gerente de Asuntos Gubernamentales para la Región Sur; fue responsable de coordinar la agenda de política pública y la estrategia de asuntos gubernamentales de la compañía para promover las prioridades comerciales y la licencia de operaciones. Antes de regresar a América Latina en 2017, pasó casi cuatro años en Midland como director asociado en la oficina del CEO, donde supervisó programas e iniciativas que requieren la participación del CEO global de Dow, incluyendo el Foro Económico Mundial de Davos y el patrocinio corporativo de los Juegos Olímpicos.
Es abogado graduado en la Universidad de Buenos Aires (2001), tiene una Maestría en Periodismo de la Universidad Torcuato Di Tella (2003) y una Maestría en Relaciones Internacionales de King’s College – Universidad de Londres (Londres, 2005). En 2003 recibió una Beca Fulbright del Departamento de Estado de EE.UU. y en 2004 una Beca Chevening del Ministerio de Relaciones Exteriores y del Commonwealth británico.
El gobierno nacional le quitó por decreto a la Ciudad de Buenos Aires el 1,18 de la coparticipación federal y desató un enfrentamiento político con el jefe de gobierno porteño, Horacio Rodríguez Larreta, quien anticipó que recurrirá a la Corte Suprema. La cifra en disputa son unos $30.000 millones. Una pequeña fortuna, pero que no alcanza ni siquiera para cubrir un mes de los subsidios que debe desembolsar el tesoro para que las tarifas sigan congeladas. De hecho, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) le pidió este mes al Ministerio de Economía unos $40.000 millones para cubrir la transacción económica correspondiente al mes de julio.
La deuda de las distribuidoras eléctricas con CAMMESA se disparó este año por el congelamiento de tarifas y la caída de la cobrabilidad provocada por la pandemia. Debido a esa situación, el gobierno se está viendo obligado a cubrir un monto de subsidios que crece de manera acelerada. En agosto Cammesa pidió $26.000 millones para cubrir la factura de junio y este mes reclamó $40.000 millones para pagar los subsidios de julio, uno de los meses más fríos de las últimas décadas.
Las demoras en concretar esos desembolsos por parte del Tesoro llevaron incluso a que Cammesa acumule una deuda cercana a $90.000 millones con transportistas, generadoras y petroleras
Futuro incierto
En el sector dan por hecho que la situación seguirá siendo complicada en los próximos meses porque el congelamiento tarifario con una inflación anual en torno al 40% significa una caída permanente de los ingresos reales.
A su vez, la continuidad de la cuarentena destinada a frenar la propagación del coronavirus afecta duramente la recaudación de las compañías. De hecho, muchas industrias y comercios que tuvieron que paralizar su actividad directamente dejaron de pagar, al igual que todos aquellos trabajadores que se encuentran sin ingresos.
El gobierno ya anticipó que el congelamiento tarifario seguirá hasta fin de año, pero lo que sorprende es la inacción de cara a lo que vendrá luego ya que no hay ninguna negociación en curso con las empresas para trazar un horizonte de recomposición de precios que permita dejar atrás de modo gradual la situación actual.
San Antonio, la mayor compañía argentina de equipos de torre y de servicios especiales, alcanzó esta semana un nuevo récord en tiempos de perforación en la formación Vaca Muerta. Según informó la compañía de servicios, los integrantes del equipo de perforación SAI-652 lograron perforar 1.426 metros en 24 horas. El logro se alcanzó en el área Cruz de Lorena, que está ubicado en la cuenca Neuquina y está operado por Shell.
De esta manera, la compañía de servicios asociados a la perforación, mantenimiento y optimización de pozos de petróleo y gas “se superó a sí misma por tercera vez en pocos días”, señala el comunicado. Recientemente, San Antonio había informado que con el equipo SAI-651 había logrado perforar 1.060 metros en un día y, poco tiempo después, con el SAI-652 llegó a los 1.370 metros.
“Trabajar con tan alta performance habla una vez más de la calidad de nuestra gente, del equipamiento que tenemos y de la seriedad con la que encaramos los proyectos. Estos logros se alcanzan sólo cuando hay una correcta comprensión de objetivos y un sólido trabajo en equipo en conjunto con el cliente”, sostuvo Edgardo Lorenzo, CEO de San Antonio. Y agregó: “demostramos que somos capaces de trabajar con calidad, profesionalismo y eficiencia, brindando servicios de excelencia a nuestros clientes”.
El SAI-651 y el SAI-652 son dos de los equipos de perforación más modernos del país trabajando con objetivos no convencionales. Son equipos NOV modelo Ideal Prime, cuentan con 1500 HP de potencia y 750.000 lbs de capacidad de tiro. Poseen un top drive NOV de alta potencia, Iron Roughneck, STV (enganchador robotizado remoto) y Pipecat, entre otras características. Ambos cuentan con el equipamiento walking system que permite que sean trasladados pozo a pozo en un PAD sin ser desmontados.
El viernes 21 de agosto el subsecretario de Hidrocarburos, Juan José Carbajales se reunió con las principales petroleras para terminar de pulir el decreto del Plan Gas. La intención era publicarlo en el Boletín Oficial una o dos semanas después para que comenzara a regir en septiembre. Sin embargo, al mismo tiempo que Carbajales conversaba con los ejecutivos, desde la Jefatura de Gabinete informaron que Darío Martínez reemplazaría a Sergio Lanziani y la secretaría de Energía dejaría de depender de Desarrollo Productivo, el ministerio que dirige Matías Kulfas. El cambio dejó la iniciativa en stand-by.
Lo concreto es que, pese a que algunos cargan la responsabilidad en el sector privado al dejar trascender que el plan no había terminado de conformar a las petroleras, lo cierto es que, en los hechos, es la política la que viene demorando una definición, mientras los plazos para recomponer la producción del fluido de cara al próximo invierno se acortan dramáticamente, tal como advirtió el ex gobernador de Neuquén Jorge Sapag.
Tras el cambio de autoridades en Energía, el borrador redactado por los colaboradores de Kulfas entró en revisión. Funcionarios de Economía cuestionaron tres aspectos principales:
La duración. El plan original preveía un plazo de cuatro años (2020-2024). Para reducir su costo fiscal, en Economía propusieron bajarlo a tres (para que finalice en 2023, último año de la actual administración), pero desde el planeamiento esa sería una mala decisión porque el gobierno entrante podría heredar un sistema de gas sin estrategia y en declinación (es difícil tomar decisiones de mediano plazo en años electorales). Por eso, se habría decidido mantener el plazo original de cuatro años.
También se evaluó la posibilidad de dejar fuera del nuevo plan de estímulo a los yacimientos convencionales. Pero la distinción entre clase de yacimientos fue uno de las piedras con las que tropezó la resolución 46/2017 del Ministerio de Energía. Por lo que finalmente se habría desestimado esa alternativa.
El precio de estímulo. YPF, la petrolera controlada por el Estado, había solicitado a los funcionarios un precio cercano a los US$ 4,20 por MMBTU, que fue considerado excesivo en despachos gubernamentales, que pretendían establecer un precio de 3,50 dólares. Si Guzmán pretende modificar hacia abajo el valor de referencia deberá acordarlo con la conducción de YPF.
Frente a ese contexto, fuentes estatales indicaron a EconoJournal que es probable que el nuevo plan de incentivo a la producción salga sin grandes modificaciones con relación a la estructura que ya está diseñada.
Un repaso de lo hecho
Para enfrentar la declinación de la producción de gas, que se agudizará en 2021 por el freno de la inversión en nuevos pozos, el Ministerio de Desarrollo Productivo puso en marcha en mayo un plan de acción para intentar revertir la caída de la inversión en pozos de gas y evitar una disparada de las importaciones de Gas Natural Licuado a partir de 2021.
Frente a la imposibilidad política de actualizar las tarifas al ritmo de la inflación y de la suba del dólar, rápidamente quedó claro que la única alternativa para reactivar la producción era garantizarle a las petroleras un precio de venta que estuviera por encima del que en la actualidad puede convalidar la demanda vía tarifas.
Desde el inicio de las conversaciones se habló de un valor en torno a los 3,50 dólares por millón de BTU garantizado en parte con recursos del Tesoro. A partir de entonces comenzó una compleja negociación con las empresas que se extendió durante tres meses.
Negociación a varias puntas
El aspecto más complejo para viabilizar el funcionamiento del nuevo Plan Gas es su diseño. Para que se cumplan los objetivos buscados, la iniciativa debe incluir a todos —o a la gran mayoría— los grandes productores de gas. En especial a YPF, Pan American Energy (PAE), Total, Tecpetrol, Wintershall DEA y CGC. También es relevante incluir a Pluspetrol y Pampa Energía.
Cuenca Neuquina
De los 47,2 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) que aportaría la Cuenca Neuquina (según el borrador que redactó el Ministerio de Desarrollo Productivo), YPF buscaba absorber entre 17 y 19 millones. Lo difícil, para los funcionarios que trabajan en la iniciativa, es cómo asegurarle ese despacho a YPF (la petrolera controlada por el gobierno), sin caer en prácticas de discriminación comercial contra otros productoras. La clave, en ese punto, es el lugar que jugará Tecpetrol, el otro gran productor de la cuenca Neuquina, que está en condiciones de inyectar fácilmente 17,5 MMm3/día de gas de Fortín de Piedra, su nave insignia en Vaca Muerta.
Hay que decirlo claramente: el Plan Gas que redactaron los colaboradores de Kulfas estaba hecho a medida de YPF, que reclamó desde el inicio que el programa de estímulo garantizara un precio en torno a los 4 dólares por millón de BTU y quedó cerca de conseguirlo. Si el borrador del decreto hablaba de 3,40 dólares por millón de BTU, aclaraba que se iba a calcular a Valor Presente Neto con una tasa de descuento de 10%. Eso llevaba el precio tope nominal de la Cuenca Neuquina a 3,90 dólares, un 15% por encima de lo que trascendió públicamente. Además, se buscaba darle prioridad en el despacho a YPF, garantizándole también la prioridad para acceder al mercado de exportación a Chile durante el verano.
Tecpetrol, la petrolera de Techint, es la principal beneficiaria de la resolución 46/17 y además llegó a iniciarle un juicio al gobierno cuando la administración Macri modificó el modo de calcular esos subsidios. Por lo tanto, como parte de la negociación se intentó que la empresa desestime parte de su reclamo judicial. No las diferencias por lo no cobrado sino la deuda que pudiera generarse de ahora en más por persistir diferencias en torno a lo que la petrolera debería cobrar y lo que efectivamente cobra como parte de ese programa de estímulo vigente hasta 2021.
Como parte de esa negociación, también se estaba explorando la posibilidad de que Tecpetrol no participe de la licitación sino que ingresara a la cola de prioridad de despacho, lo que la obligaría a quedarse afuera del reparto en el verano y buscar sus propios clientes, a quienes colocarle el gas por fuera de la demanda prioritaria, aunque en invierno si ofertaría para esa demanda.
Cuenca Austral
Como lineamiento general, el Plan Gas 4 o Esquema de Gas 2020-2024 buscaba vascular el origen del gas desde dos grandes cuencas: la Neuquina y la Austral. Como condición sine qua non, esa premisa implicaba que Pan American Energy (PAE), Total y Wintershall, que integran un consorcio que explota campos de gas en Neuquén y en el mar al sur de Tierra del Fuego, invirtiera en nuevos desarrollos offshore en lugar de concentrase también en Vaca Muerta como YPF y Tecpetrol.
En esa clave, se buscó generar las condiciones para que PAE, Total y Wintershall DEA pudieran desarrollar el proyecto offshore Fénix en la Cuenca Austral. El problema es que la construcción de ese emprendimiento, que demandará un desembolso cercano a los US$ 1000 millones, demoraría como mínimo entre 3 y 4 años y el plan de subsidios estaba diseñado solo para cuatro años (2021-2024). Por ese motivo, se decidió incluir un apartado fijando un plazo adicional de 4 años para los desarrollos offshore, con lo cual en esos casos el esquema de incentivos llegaba hasta los 8 años, contemplando el plazo de construcción y un período de explotación adicional para que pudiera repagar la inversión.
El esfuerzo oficial tenía sentido no solo porque ayudaba a desarrollar la Cuenca Austral, aprovechando la infraestructura existente, sino porque le quitaba presión a la Cuenca Neuquina ya que sin ese proyecto estos otros jugadores hubiesen concentrado sus esfuerzos en Aguada Pichana Este y Oeste, donde también son socios, desbordando la infraestructura de transporte y tirando el precio de la cuenca neuquina hacia abajo.
Compañía General de Combustibles (CGC) es otro de los jugadores que opera en la Cuenca Austral con su yacimiento gasífero no convencional desarrollado en el bloque Campo Indio Este–El Cerrito. La petrolera conducida por Hugo Eurnekian fue la segunda mayor beneficiaria de la resolución 46/17 con un compromiso de producción creciente. Por lo tanto, al igual que en el caso de Tecpetrol, se estaba negociando para empalmar ese programa de incentivos con el nuevo que surgiría a partir de ahora.
Números
Según cifras oficiales, en julio de 2019 la producción de gas por día fue de 144,4 millones de metros cúbicos en promedio. En julio de este año esa cifra cayó a 126,8 millones. En apenas un año se perdieron casi 18 millones de metros cúbicos, un 12,2 por ciento del total. El declive ya había comenzado durante el gobierno de Mauricio Macri cuando se decidió modificar el modo de calcular los subsidios de la resolución 46/17 y la tendencia se terminó de consolidar este año.
El Plan Gas apuntaba a sumar un volumen de 70 millones de metros cúbicos diarios constantes a lo largo de los 4 años de vigencia del programa con un mecanismo de subasta para cubrir la demanda base. De ese total, 47,2 millones lo aportaría la Cuenca Neuquina, 20 millones la Cuenca Austral (Tierra del Fuego, Santa Cruz y Chubut) y 2,8 millones la Cuenca Noroeste, contemplando los intereses de grandes jugadores del sector, como YPF, Tecpetrol, Pan American Energy, Pluspetrol, Total, Wintershall y Pampa Energía.
Con nuevos fondos, el Programa de Desarrollo de Proveedores para empresas industriales tiene al petróleo y gas como uno de los sectores clave para los próximos años. Así lo afirmó Julieta Loustau, la subsecretaria de Industria de la Nación, en la exposición que está realizando de manera virtual la Cámara Argentina de Proveedores de la Industria del Petróleo-Energética (CAPIPE) entre el 10 y el 20 de septiembre.
“Seleccionamos al petróleo y gas como uno de los sectores estratégicos en el Programa de Desarrollo de Proveedores”, indicó la funcionaria. Y agregó que “el sector petrolero es generador de empresas y de federalización del país por su presencia en múltiples provincias. Los recursos que tiene nuestro suelo son clave para potenciar la industria y es fundamental para potenciar la potencia exportadora”.
El programa apunta a apalancar inversiones y mejoras productivas de las empresas locales que producen bienes finales, intermedios y servicios industriales. La semana pasada el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, había anunció que el programa para los proveedores locales iba a contar con 1.400 millones de pesos, pero ayer se conoció que finalmente tendrá un presupuesto cercano a los 2.600 millones de pesos.
“Este nuevo empuje del programa de proveedores lo impulsamos mediante tres herramientas que esperamos que rápidamente puedan tomar las empresas de este sector”, añadió Loustau. Se trata de dos herramientas financieras: los Aportes No Reembolsables (ANR) y créditos a tasa bonificada. La tercera herramienta es un programa de asistencia técnica. “Las empresas proveedoras del sector van a poder ampliar sus capacidades productivas, mejorar sus procesos y poder entrar en senderos de mejora tecnológica”, concluyó.
Trabajadores petroleros comenzaron a medianoche un paro de actividades y bloquean los accesos a varias refinerías en reclamo de un aumento salarial de 13,5% correspondiente a la paritaria de 2019. Las empresas manifestaron que no están en condiciones de afrontar el pago en el contexto actual de pandemia donde las ventas de combustibles cayeron casi un 30%.
Los bloqueos alcanzan a las refinerías de Campana (Axion), Dock Sud (Raizen, operadora de la marca Shell), Luján de Cuyo (YPF) y Bahía Blanca (Trafigura), entre otras. Si los bloqueos continúan, podría comenzar a faltar combustible durante el fin de semana.
Luego de varios meses de reuniones entre el Ministerio de Trabajo, la Cámara de Industria del Petróleo (CIP) y la Federación Argentina Sindical de Petróleo, Gas y Biocombustibles (FASiPeGyBio), este jueves por la mañana finalizó el plazo de la conciliación obligatoria para llegar a un acuerdo entre las partes.
Por la tarde, el Ministerio de Trabajo dictó nuevamente la conciliación obligatoria, pero los trabajadores desconocieron la medida. “La conciliación ya se cumplió. No pueden volver a dictarla”, aseguró Pedro Milla, secretario general de la Federación.
“Fueron muchos meses de espera. Finalizaron los tiempos legales para el aumento del 13,5%; y aún no recibimos ninguna propuesta de la CIP”, explicó Gabriel Matarazzo, secretario general de la FASiPeGyBio de Bahía Blanca. “El paro es para tomar conciencia de la difícil situación que atraviesan los trabajadores, ya que su sueldo no se ajusta a la inflación”, agregó el dirigente.
Una vez acordado el ajuste del 13,5%, el próximo paso suponía abrir las discusiones por las paritarias del 2020. Para este año reclaman una actualización del 30%. “Es una situación insostenible, ya que la CIP había acordado realizar el aumento para antes de abril. No aceptaremos más evasivas”, concluyó Matarazzo.
Darío Martínez está trabajando desde hace tres semanas como si estuviera en funciones, pero su nombramiento aún no se publicó en el Boletín Oficial. La demora obedece a una cuestión bien concreta. Para evitar cualquier tipo de judicialización de sus actos administrativos, el secretario de Energía pidió a Alberto Fernández que —antes de que se publique el decreto presidencial con su designación—, la Cámara de Diputados acepte formalmente su renuncia a la banca que ocupa en la cámara baja en representación del PJ neuquino. Eso podría suceder el próximo miércoles.
“Queremos ser extremadamente prolijos y evitar cualquier inconveniente administrativo. Por eso, le planteé al Presidente y al ministro (Martín Guzmán) que antes de asumir como secretario de Energía lo correcto es que el cuerpo sesione y acepte mi renuncia a la banca en Diputados”,explicó Martínez en diálogo telefónico con EconoJournal.
La decisión hace sentido en el contexto actual, donde la judicialización de la política es moneda corriente. En febrero Daniel Scioli, actual embajador en Brasil, quedó envuelto en una polémica cuando, estando designado como representante argentino en Brasilia, debió presentarse en el Congreso para que el oficialismo consiga los votos para aprobar la reforma el régimen previsional.
Martínez quiere evitar escenas como esas. Además, porque una vez que se formalice su designación, prevé firmar rápidamente una batería de medidas en las que está trabajando. En esa lista figuran, entre otras, el nuevo Plan Gas, la continuidad del decreto de Barril Criollo, la actualización del esquema de biocombustibles y un convenio para reactivar obras en la red eléctrica de Edenor y Edesur.
Lo que resta ahora es que la Cámara de Diputados logre sesionar. Se estima que el acuerdo alcanzado esta semana para renovar el protocolo de sesiones virtuales, cámara baja aceptará la renuncia de Martínez el próximo miércoles.
“Si en septiembre el gobierno no define una estrategia de levantar equipos, no vamos a tener gas en el próximo invierno”. Así expresó su preocupación Jorge Sapag, ex gobernador de la provincia de Neuquén y hombre fuerte del Movimiento Popular Neuquina (MPN), para referirse a la demora del gobierno nacional en la definición de políticas de estímulo a la producción de gas. En diálogo con Econojournal, el dirigente indicó que ve un problema de gestión en el Poder Ejecutivo. A su entender, funcionarios de segunda y tercera línea del gobierno nacional toman decisiones que van a contramano de la articulación que se está dando entre las provincias con el propio presidente Alberto Fernández y sus ministros, “en especial con (Matías) Kulfas y con (Martín) Guzmán”, de Desarrollo Productivo y Economía respectivamente.
El histórico dirigente del MPN, que gobierna Neuquén desde hace varias décadas, señaló como un ejemplo de esto la decisión del interventor del Enargas, Federico Bernal, apadrinado por Cristina Fernández, de denunciar judicialmente al ex ministro de Energía Juan José Aranguren. Sapag explicó que por esa acción se frenaron los pagos de una deuda que favorecían a la propia compañía YPF, que está controlada por el Estado y es el mayor productor de hidrocarburos de la provincia de Neuquén, donde se encuentra la formación Vaca Muerta.
“La decisión del Enargas de denunciar a Aranguren lo único que logró es que en este gobierno se frenaran los pagos por el gas a las empresas. El 70% (de esa deuda) corresponde a YPF. No entiendo las zancadillas de un funcionario a YPF, porque la compañía necesita los fondos para poder perforar”, remarcó el dirigente. Y agregó: “esto va en contra de los acuerdos ya cerrados del gobierno con las provincias”. El decreto 1053 de 2018 implicó para el Estado nacional asumir las deudas que las distribuidoras de gas contrajeron con las petroleras por las diferencias cambiarias que se generaron con la fuerte devaluación de ese año. Previamente, el gobierno de Mauricio Macri había intentado trasladar esas diferencias a las tarifas, pero tuvo que ir para atrás con la medida. Luego, implementó el decreto 1053 para que el Estado nacional se hiciera cargo.
Gas para el invierno
Sapag advirtió que si la Argentina no reacciona a tiempo no va a llegar a cubrir la demanda de gas para el próximo invierno y podría tener que recurrir a la importación de Gas Natural Licuado (GNL), que demanda una enorme cantidad de dólares que hoy faltan en el Tesoro y es una de las principales preocupaciones económicas de Guzmán. “Si no somos capaces de poner los equipos de perforación en marcha ya mismo, no vamos a tener gas. (el gobierno nacional) Va a tener que importarlo. Tenemos que ser inteligentes y adelantarnos. No hay tiempo que perder”, insistió.
En la misma línea, el ex gobernador de Neuquén también criticó una medida del ministro de Ambiente y Desarrollo Sustentable, Juan Cabandie. “Avasalló las autonomías provincialesgenerando poder de policía federal, como lo llama él, para entrometerse en los temas que son de las provincias”, dijo al referirse a la resolución 306 de esa cartera que crea una policía ambiental federal. En este sentido, agregó que “tenemos que tener una agenda donde todos apostemos a la paz social, al desarrollo y la inclusión social pero no de esta manera. No puede ser que el que más grita sea premiado”.
El nuevo secretario
“Yo celebro el nombramiento del secretario de Energía, Darío Martínez, porque conoce esta temática. Es legislador de Neuquén y es secundario que no sea de nuestro partido, lo que interesa es que tome las riendas de estos temas”, indicó Sapag. “La provincia necesita que las empresas que tomaron compromiso de inversiones cumplan con las inversiones, si no, no se están cumpliendo las reglas del juego. YPF tiene que invertir, levantar los equipos y perforar”, afirmó. “Hoy estamos en 165.000 barriles diarios y en 18 meses podemos estar en 330.000 barriles diarios y esto podría implicar 2.000 o 3.000 millones de dólares por año”, concluyó.
La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos resolvió rechazar el pedido de aumento salarial de 16,2% que estaba pendiente de la paritaria de 2019 y pre-acordado con el Sindicato de Petróleo y Gas Privado de la cuenca neuquina, encabezado por Guillermo Pereyra. La decisión se tomó este miércoles y se le comunicará hoy al líder sindical en una reunión por videollamada con la comisión directiva del gremio. Así lo indicaron a EconoJournal tres fuentes privadas sin contacto entre sí.
En respuesta, el gremio se negaría a firmar ahora el pre-acuerdo de productividad que había visado con YPF. La situación es un capítulo más de las idas y vueltas que caracterizaron la negociación entre el sindicato y las empresas petroleras, que tras meses de conversaciones no logran llegar a buen puerto. El costo es que la ventana de oportunidad para lograr un acuerdo positivo es cada vez exigua, tal como publicó este medio el 24 de agosto.
¿Cuál es la posición de las petroleras?
Las empresas sostienen, con YPF a la cabeza, que no están en condiciones de reconocer el 16,2% de recomposición salarial que exige Pereyra por la aplicación de la cláusula de revisión por inflación que estaba incluida en las paritarias de 2019. Coinciden en que: a) es inviable afrontar ese gasto sin un esquema de Plan Gas a la vista, b) con el precio del barril de petróleo de nuevo en torno a los 40 dólares, c) con cerca de 25.000 empleados que permanecen en sus casas sin actividad (17.000 de los cuales son de Neuquén) y d) sin la posibilidad de despedir personal por la prohibición vigente.
La decisión agudizará la tensión porque el sindicato considera que el 16,2% de aumento no es una concesión que deben hacer las empresas sino un derecho adquirido en la negociación paritaria de 2019 cuando se incluyó una cláusula de revisión que debía aplicarse a fines de marzo, cuando venció la paritaria.
Rucci, ex intendente de Rincón de los Sauces, controla el territorio del norte de Neuquén.
En ese momento, la situación era tan crítica que nadie planteó discutir ese punto. Incluso se hablaba de postergar la paritaria para 2021, pero el tema volvió a la agenda cuando, al extenderse el cierre de la negociación, otros gremios (Camioneros, por ejemplo) consiguieron que el Ministerio de Trabajo homologara incrementos salariales. Esa opción no está en la agenda de Claudio Moroni que ya le comunicó a los sindicatos petroleros que no autorizará la apertura de paritarias en 2020.
La posibilidad de introducir cambios operativos para mejorar la eficiencia y la productividad volvió a cobrar fuerza. Pereyra cerró incluso un pre-acuerdo con YPF que él mismo anuncio a los afiliados del gremio a través de un mensaje de audio que se viralizó a fines de agosto.
Sin embargo, Pereyra trastabilló cuando presentó a la comisión directiva del sindicato lo visado con YPF. En especial chocó contra la oposición de Marcelo Rucci, número dos de la organización, que objetó dos puntos centrales del texto que había avalado Pereyra.
La dinámica territorial consolidada en tiempos de pandemia aceleró el fortalecimiento de Rucci en desmedro del líder histórico del gremio. Por ser población de riesgo, Pereyra pasa los días en su chacra de Neuquén. Rucci, en cambio, sigue recorriendo los yacimientos neuquinos y aumentó su poder de influencia.
Rucci vetó dos fragmentos estratégicos del texto de mejora de productividad y eficiencia operativa que Pereyra había pre-acordado con Marcelo Aldeco, director de Relaciones Laborales de YPF.
a) Cuestiona el esquema de rotaciones, que autorizaba a petroleras y empresas de servicios a suspender por una semana a sus operarios sin goce de sueldo, de modo tal de hacer espacio para que otros trabajadores tengan asignación de tareas. La medida reducía en torno un 25% el costo mensual real por empleado.
b) Para los operarios del segmento de Producción, el pre-acuerdo fijaba que cuando no tenían un trabajo asignado, esos trabajadores pasaban a ser remunerados bajo el esquema previsto según el acuerdo firmado con los gremios bajo el paraguas del art. 223 bis de la Ley de Contrato de Trabajo. Como en el punto anterior, Rucci propuso que la implementación en detalle se negocie “compañía por compañía”.
Con esos cambios y la negativa de las petroleras a reconocer un aumento salarial, la negociación sindical parece haberse torcido. Es probable, aún así, que en un par de semanas se reencauce. Habrá que esperar hasta entonces si el acuerdo de productividad que perseguía la industria —y en especial YPF— logra materializarse y luego evaluar cuál el impacto real sobre los costos de la industria.
El embajador Daniel Scioli mantuvo en Brasilia un encuentro con Bento Albuquerque, ministro de Minas y Energía de Brasil. Durante la reunión de casi una hora en las oficinas del ministerio, se trataron los temas que hacen a la integración energética bilateral. En ese sentido, Albuquerque le expresó a Scioli que «la relación entre Argentina y Brasil trasciende a los gobiernos».
Uno de los puntos principales de la integración es el rol del INVAP. Scioli le pidió al ministro el apoyo para que se pueda firmar el contrato que convertirá al organismo argentino en uno de los constructores del Reactor Multipropósito Brasileño (RMB), que ayudará a la innovación científica. A su vez, Albuquerque se mostró dispuesto a trabajar para crear las condiciones para que el mercado brasileño pueda abastecerse de gas de Vaca Muerta.
Fruto de este encuentro, la semana que viene se realizará una videoconferencia entre el ministro Albuquerque y el Secretario de Energía argentino, Darío Martínez, para «recuperar las reuniones de planificación binacional energética».
En su agenda de encuentros con los miembros del gabinete de Bolsonaro, en los próximos días Scioli se reunirá con el Vicepresidente brasileño Hamilton Mourão y el Ministro de Gabinete de Seguridad Augusto Heleno.
La Federación del Sindicato Petrolero emitió un comunicado en el que alerta que desde el 1º de agosto hay cientos de trabajadores de plantas de biocombustibles que se encuentran suspendidos sin goce de sueldo. “Según dueños de las PyMEs, la medida se debe a que el incremento en los precios de la materia prima imposibilita la producción nacional. Los valores, congelados en diciembre de 2019, no logran cubrir el precio del producto final”, indicó la entidad gremial.
Según la Federación, “las plantas de biocombustibles se encuentran en una situación crítica, donde el producto que cubre el 80% de su producción, el aceite de soja, aumentó en un 25%; mientras los precios finales se mantienen de la misma manera desde 2019. La actividad se ha paralizado, afectando a cientos de trabajadores suspendidos, quienes no pueden cobrar sus salarios”.
Por esta situación que se da en medio de la pandemia, “los trabajadores y empresarios exigen la actualización de los precios en la materia prima, para poder volver a sus labores. Con la llegada del nuevo secretario de Energía, Darío Martínez, piden por la intervención inmediata, y la protección del trabajo e industria nacional”, cierra el comunicado.
Gustavo Gallino es el Director General del Área Sur de Techint Ingeniería y Construcción, una de las empresas del grupo conducido por Paolo Rocca. En una extensa charla en el Ciclo de Entrevistas de Econojournal analizó los efectos de la pandemia en la Argentina y en la región. ”En términos de eficiencia creíamos que íbamos a tener un impacto más grande con la pandemia que el que realmente tuvimos”, remarcó Gallino, que cree que para salir de la crisis que atraviesa el país, y que fue profundizada por la pandemia del Covid-19, hay dos sectores que pueden traccionar a la industria y la economía: la energía y la agroindustria. Pero también rescató a la minería como un tercer sector que, si bien está por detrás en volumen y peso específico, “puede aportar para la recuperación”.
Techint Ingeniería y Construcción tiene presencia en la región, Europa, Medio Oriente y una planta con 300 empleados en la ciudad Bombay de la India. En la Argentina, sin contar a Tecpetrol, el brazo petrolero de Techint, sólo la compañía Ingeniería y Construcción contrató a 3.500 personas para desarrollar Fortín de Piedra, el área estrella del grupo en Vaca Muerta que dio grandes pasos en producción y eficiencia, sobre todo en 2018.
Gustavo Gallino de Techint Ingeniería y Construcción
En la entrevista Gallino contó que, en medio de la pandemia, tuvieron que terminar los trabajos de un complejo ducto en Neuquén utilizando una cámara gopro para que personal extranjero le explique al personal local cómo ejecutar la obra. «Mucho del monitoreo se está haciendo de forma remota y probamos que se puede hacer, perdimos el miedo«, señaló al respecto.
Pandemia
El ejecutivo de Techint indicó que «la seguridad y la salud de nuestros trabajadores siempre ha sido lo más importante y fundamental que nosotros tenemos, sin embargo, esta pandemia agregó desde el punto de vista sanitario un desafío más». «Fue muy importante como trabajamos con nuestros clientes. Aplicamos protocolos en todos los diferentes tipos de trabajo, obviamente el lavado de manos y el uso del barbijo, pero también aplicamos más cuestiones como el lavado de las herramientas y más protocolos para no cruzar a grupos. Con la pandemia aprendemos todos los días«, relató.
Techint trasladó la experiencia del sector industrial al desarrollo de Vaca Muerta incorporando mediciones y mejoras en la productividad y la eficiencia: «creemos que no se puede modificar lo que no se mide. Es uno de los grandes valores que tiene esta organización: medimos todo, antes y durante la pandemia. Y sobre eso siempre estamos trabajando. Analizamos todo para medir la eficiencia. En cualquier proceso productivo para mejorar hay que medir, para pasar de la eficacia a la eficiencia”. Y agregó que “encontramos también mucho aporte de los trabajadores. Es muy importante el gremio de la construcción, que acompañó mucho. La gente se ha hecho muy consciente y se cuida”.
Techint IyC estuvo a cargo de la construcción de Genelba, la central de ciclo combinado más grande del país con 1.237 MW, operada por la compañía Pampa Energía. Al respecto, el ejecutivo subrayó: “estamos trabajando sobre la eficiencia y la modularización. Hoy desarrollamos módulos que llevamos armados y luego podemos montarlo«. Gallino explicó que cuando en el país no hay grandes proyectos se pierde mano de obra muy buena, aunque remarcó que “la Argentina en general tiene una mano de obra capacitada. El gremio y las empresas se encargan de capacitar”. En la central Genelba, descontando el staff de la compañía, que podría llegar a 200 personas, el proyecto demandó contratar a 1.000 personas entre propios y contratistas durante 24 meses.
Gas y renovables
Respecto al debate sobre la conveniencia de avanzar con el desarrollo de las energías renovables o que el país se vuelque de lleno al gas, subrayó: «nadie puede negar los beneficios de la energía renovable, pero la energía generada a través de los ciclos combinados es importante. Creo que hay que lograr un equilibrio en la sustentabilidad del país. Estos proyectos como el de Genelba agregan mucho valor al trabajo. Hay muchas Pymes dentro de la cadena de valor de Techint que se pueden desarrollar con el gas y con Vaca Muerta».
Ducto en Neuquén
El director de Techint describió también las obras de la construcción del ducto de la compañía Mega en la provincia de Neuquén: «es un ducto de 10 kilómetros por 36 pulgadas y tiene un cruce dirigido que pasa por debajo del Río Neuquén (no impacta el río). Ese ducto va a captar gas rico de Fortín de Piedra y Mega hace una separación de los líquidos y después se inyecta el gas que se consume. Desde el punto de vista técnico es muy complicado porque hay muchos ductos en la zona. Con Mega trabajamos juntos y con la pandemia tuvimos que aplicar el monitoreo desde el exterior para terminar el proyecto y pudimos hacerlo». Gallino contó que terminaron los trabajos en el ducto en medio de la pandemia y el personal extranjero tuvo que indicarle mediante una cámara gopro al personal local cómo ejecutar parte de la obra. «Mucho del monitoreo se está haciendo de forma remota y probamos que se puede hacer, perdimos el miedo«, señaló.
Gallino se refirió al desarrollo de los proyectos de infraestructura: «en Argentina nos falta tener previsibilidad y pensar que las cosas que hoy planeamos realmente puedan ser ejecutadas como fueron previstas. Que la Argentina haya hecho el cierre de la deuda fue muy importante para que vuelva la inversión que es lo que falta. El producto lo tenemos, el gas en Vaca Muerta está, pero hay que sacarlo y transportarlo. Los recursos naturales los tenemos, tenemos que trabajar para convertirlos en riqueza. Es muy importante poner en valor el gas de Vaca Muerta».
Gasoducto Vaca Muerta
Hace alrededor de un año hubo una discusión sobre cuál era la mejor vía para evacuar el gas de Vaca Muerta. El ejecutivo sostuvo: «está en agenda, más temprano que tarde se va a hacer. Entiendo que también el gobierno está mirando esto. Después veremos cuál es la mejor solución, porque el problema de la pandemia, que no es solamente para la Argentina, es ver cuál será el tiempo de recuperación de la demanda. Hay que ver como se recupera la demanda del gas residencial y de la industria».
PostPandemia
Respecto de los sectores que van a encabezar la agenda de la recuperación. «La energía es fundamental en la Argentina por los recursos que tenemos y porque históricamente la energía cumplió un rol importante. También la agroindustria tiene un rol a jugar. Y la minería, en menor medida, puede aportar para la recuperación, sobre todo en desarrollos de cobre y litio que son muy importantes. La minería es un eje importante para generar mano de obra”.
Sobre el sector minero específicamente, Techint está mirando “con muchísimo interés”, indicó. Además, añadió que «los mineros son proyectos que necesitan una inversión muy grande y, al mismo tiempo, compiten con otros proyectos en el mundo. Creo que habrá una oportunidad si los commodities siguen con este precio. Chile genera muchas divisas y exporta mucho más en este sector. Hoy estamos teniendo una buena oportunidad para crecer en el sector minero».
También, señaló que “la industria en la Argentina siempre fue muy importante y lo será para la recuperación. Todo esto termina generando trabajo de calidad. Lo que estamos pasado por la pandemia produjo un shock en todos, y creo que eso nos tiene que servir para cambiar cosas«.
La delicada situación económica de Metrogas, que la semana pasada comunicó a las petroleras que no pagará el gas de invierno (junio, julio y agosto), derivó en una interna política impensada en el seno de La Cámpora, la organización política que fundó y dirige Máximo Kirchner. Desde el área de Comunicación de YPF sostienen oficialmente que ni el CEO Sergio Affronti ni Santiago ‘Patucho’ Álvarez, vicepresidente de Asuntos Públicos y el principal cuadro de La Cámpora en la petrolera estaban al tanto de la decisión de Metrogas de interrumpir los contratos con sus proveedores de gas. Así lo consignó Sofía Diamante en una nota publicada hoy en La Nación, ratificada por YPF ante la consulta de este medio.
La respuesta de la petrolera bajo control estatal llega después de que Federico Bernal, interventor del Enargas, cuestionara en duros términos a la distribuidora en un comunicado publicado el sábado por Energía y Negocios.
La realidad es que tanto Affronti como ‘Patucho’ Álvarez estaban al tanto de la fragilidad financiera de Metrogas, que se explica por la combinación de cuatro variables: a) el congelamiento tarifario, b) el impacto de la inflación sobre repuestos, servicios operativos y gastos de mantenimiento; c) el deterioro de la cobrabilidad como consecuencia de la crisis; y d) el alto endeudamiento en dólares que arrastra la empresa de la gestión anterior.
Álvarez y Bernal no logran edificar una agenda común entre YPF y el Enargas.
Aunque no es su principal preocupación en la agenda, tanto Affronti como Álvarez monitorean ese progresivo deterioro desde hace meses, según pudo confirmar EconoJournal del diálogo con fuentes frecuentes de ambos en las últimas semanas. Saben que la empresa está en una escenario delicado y Affronti se involucró personalmente en gestionar con el gobierno algún tipo de asistencia financiera del Estado para la distribuidora. «Está en una situación crítica de la que tenemos que sacarla», señalaron cerca del directivo.
Lo que se desprende de esta situación particular es que pese a estar referenciados en el mismo espacio político, no existió hasta ahora una coordinación en la gestión que permita alinear los intereses de YPF con los del ente regulador. Al contrario, se materializó un repetido cortocircuito en esa comunicación.
Quienes lo trataron en estos meses define a ‘Patucho’ Álvarez, un cultor del bajo perfil que entre 2012 y 2015 fue director de la agenda estatal Télam, como un interlocutor lógico, de buenos modos y abierto al diálogo y con una mirada pragmática de la realidad.
Narrativas
¿Es factible que Metrogas, una empresa controlada por YPF, avance con una decisión tan relevante sin validarla primero con los referentes de su controlante?
A priori, no parece demasiado probable. YPF informó que Metrogas actuó siguiendo la recomendación de sus asesores legales y financieros. Pero desde que la petrolera tomó el control de Metrogas (en 2011 durante la gestión de los Eskenazi), la empresa siempre siguió lo designios que enviaban desde la torre de Puerto Madero. Incluso durante la administración de Cambiemos, los lineamientos generales de Metrogas los definía desde YPF Marcelo Nuñez, gerente de Gas de la petrolera y ex presidente del Directorio de Metrogas, quien hoy continúa en la empresa.
Amigo de Wado De Pedro, ‘Patucho’ Álvarez es el principal cuadro de La Cámpora en YPF.
La narrativa que instala YPF deja en una posición incómoda a ‘Patucho’ Álvarez, que después de que Bernal cargara el fin de semana contra Metrogas —e indirectamente contra YPF, su principal accionista—, retoma la misma línea discursiva que instaló el titular del ente regulador. Políticamente puede ser visto como un gesto de debilidad.
Durante el segundo mandato de Cristina Fernández de Kirchner, YPF imponía su propio específico en la economía real y en la agenda del sector para ejercer el liderazgo político frente a otros actores con responsabilidad en la industria como el Enargas. En esta situación, la correa de distribución parece ir en sentido inverso. El ente regulador marca la línea e YPF la sigue. No deja de ser extraño. Bernal no es un orgánico de La Cámpora. Patucho sí lo es.
En sentido contrario
Algunas de las últimas intervenciones del Enargas generaron tensión en la agenda de Álvarez, que oficia como el nexo oficial de YPF con el gobierno de Alberto Fernández y el resto de la política. Tres ejemplos a modo de confirmación:
El interventor del Enargas se opuso al pago de una vieja deuda en favor de las petroleras por la devaluación de 2018 y le quitó unos $ 8000 millones del bolsillo a YPF que le correspondía por la aplicación del Decreto 1053. Patucho ‘Alvarez’ tuvo la tarea de explicar esa sorpresiva decisión al alto mando de YPF, que vio casi inexplicablemente como esos fondos se desvanecían de sus manos justo cuando la caja de la petrolera cruje como nunca antes por la caída de la demanda como resultado de la pandemia.
En los últimos dos meses Bernal operó en contra del programa de estímulo a la producción de gas que diseñó el Ministerio de Desarrollo Productivo en conjunto con YPF. El interventor cuestionó, fundamentalmente, el precio de referencia del plan, fijado en torno a los US$ 3,80 por MMBTU para la cuenca Neuquina durante 2021 (es el precio real que surge de aplicar la fórmula de precios prevista en el borrador sobre la base de un precio de referencia de 3,40 dólares). Bernal considera que ese precio es elevado a sabiendas de que la elección de ese valor fue un pedido de Santiago Martínez Tanoira, vicepresidente de Gas y Energía de YPF. Álvarez quedó en el medio de ese debate y en los hechos, funcionó como un garante para que el cristinismo apruebe el lanzamiento de la iniciativa, que finalmente se paralizó por la relocalización de la Secretaría de Energía bajo la órbita del Ministerio de Energía y el nombramiento de Darío Marínez al frente de esa cartera.
No está claro cómo continuará esta zaga. Pero sí se ve cada vez con mayor nitidez que el escenario de la industria del gas está demasiado complejo como para perder energía lidiando en desencuentros internos dentro del mismo espacio de gobierno.
El sindicato del gas de la Ciudad y Gran Buenos Aires (STIGAS) advirtió sobre la crítica situación económica que atraviesa Metrogas luego de que la compañía informara esta semana que no abonará a las petroleras el gas tomado del sistema en los meses de julio, agosto y septiembre. Además, rechazó que la situación de la distribuidora esté provocada por el aumento salarial que recibieron los trabajadores en los primeros seis meses del año.
El gremio que dirige Pablo Blanco rechazó en un comunicado que la suspensión del pago de Metrogas se deba “al aumento salarial obtenido por los trabajadores representados por el STIGAS del 12% para el primer semestre del 2020”. Según el STIGAS, las petroleras “cuestionaron el aumento salarial obtenido por los trabajadores representados”. “No tenemos duda acerca de la motivación de semejante asociación. Culpar a los trabajadores de la situación económica de Metrogas, no es más que intentar desviar la mirada de la verdadera razón de esta situación”, señala el gremio.
Además, agrega que “las petroleras saben que la situación económica de Metrogas deviene de la deuda de BRITISH Gas (500 millones de dólares) de la que se hizo cargo al momento del traspaso, como consecuencia de lo cual la compañía no reparte dividendos desde hace 20 años, en esto nada tuvo que ver ningún aumento salarial. Hace cuatro años que invirtieron cifras millonarias en un sistema operativo que aún no pudieron poner marcha, en esto nada tuvo que ver ningún aumento salarial”.
“En los últimos 4 años las tarifas aumentaron casi el mil por ciento y aun así Metrogas y el resto de las distribuidoras manifiestan dificultades para pagarles a las productoras, ¿se preguntan las petroleras que paso con ese dinero?, de esto tampoco es responsable ningún aumento salarial”, afirma el STIGAS.
Y añade: “nunca dejamos de trabajar para garantizar el normal suministro a los ciudadanos. Desde el inicio de la pandemia sostuvimos las guardias garantizando el mantenimiento del estado de las redes y las reparaciones de escapes o cualquier situación que pudiera poner en riesgo la seguridad de los clientes, aunque esto significó en muchos casos la exposición de nuestros compañeros. No aceptaremos que nos utilicen como chivos expiatorios de situaciones que nos son ajenas”.
Lo aseguró el secretario general de la Asociación Obrera Minera de Argentina (AOMA) en Santa Cruz, Javier Castro. Se refirió además a la situación de Chubut con respecto a la actividad: “Conociendo el potencial minero que tiene la Meseta, es una pena que no pueda desarrollarse, mucho más aun en una situación de crisis”.
Javier Castro, secretario general de la Asociación Obrera Minera de Argentina (AOMA) en Santa Cruz, aseguró que, pese a la recesión del país, la actividad minera creció. Al ser declarado servicio esencial, en estos meses de cuarentena nunca se paró sino todo lo contrario: se incorporó mayor personal.
Castro reseñó que hay 18 mil salarios que dependen exclusivamente de la minería en Santa Cruz. Existen 8 mil trabajadores afiliados a AOMA y 10 mil personas que trabajan de manera indirecta en actividades complementarias. Afirmó que la minería genera los sueldos más altos de la industria, que van desde $80 mil a $200 mil.
“En Santa Cruz seguimos trabajando y rindiendo exámenes con los protocolos que se van ajustando, se van ampliando. Somos conscientes que eso no significa que vamos a tener inmunidad. En algún momento nos va a llegar el COVID. Hemos tenido casos aislados, pero de gente que venía de otras provincias y, como al llegar debían hacer cuarentena, directamente se los aisló”, explicó el sindicalista respecto a cómo se trabaja desde que se declaró la cuarentena en marzo.
Sostuvo que es vital el trabajo en equipo entre las empresas y el sindicato. “Nosotros hemos tomado el toro por las astas desde el ámbito sindical, el Gobierno Provincial y las empresas. Cuando se decidió que fuéramos una actividad esencial, decidimos hacer las cosas bien, por lo que trabajamos complementariamente cada uno desde su rol”, señaló.
Más empleo
Castro recalcó que, en estos 6 meses, la minería no mermó su actividad, no hubo despidos ni descuentos a los trabajadores. Todo lo contrario: sigue ingresando más personal al sector.
“Hemos hecho acuerdos mutuos entre la Cámara Empresaria y el Sindicato para que haya ingresos eventuales, supliendo a la gente que no puede ir a trabajar. Es un equipo fuerte, uniforme, que trabaja con el mismo objetivo: el desarrollo de la actividad. Es necesaria la generación de ingresos genuinos para el Estado porque se van a necesitar y mucho. Además, las familias mineras de Santa Cruz siguen percibiendo el salario completo y concretando los desarrollos de cada localidad”, comentó.
A su vez, indicó que, ante el escenario económico nacional, el sector minero está “dentro de una burbuja” y “goza de buena salud”. Sin embargo, explicó que dicha situación no es casualidad sino causalidad: “Nos hemos preocupado y ocupado de la problemática, y no solo no ha habido despidos, sino que increíblemente en esta época estamos generando acuerdos sindicales para que ingrese más gente a trabajar. En plena crisis del país, el sector se amplía”.
Chubut
“Sigo muy de cerca la problemática de Chubut, que existe hace muchos años. Es una provincia vecina y, conociendo el potencial minero que tiene la Meseta, es una pena que no pueda desarrollarse, mucho más aun en una situación de crisis. Me parece una desidia impresionante”, indicó el dirigente sindical.
En este contexto indicó que “en Santa Cruz hace 23 años se desarrolla la minería sin ninguna de las tantas problemáticas que aducen quienes no quieren minería: contaminación, envenenamiento, etcétera. Lo nuestro es genuino. En esto de crecer, seguramente habrá cosas para mejorar. No es la panacea la industria; tiene errores como muchas otras, pero lo importante es que se trabaja seriamente buscando lo mejor para todos los sectores y eso es redituable en la sociedad”.
Sin embargo, Castro dijo que “es una pena” que la minería llegue a Chubut por la desesperación laboral de los habitantes de la Meseta. “Si es el único camino, y tiene que llegar por ese motivo que llegue, pero no me parece justo porque es una industria noble, que brinda oportunidades para todos”, dijo.
Agregó que “muchísimas personas acá han prosperado, ganan los mejores sueldos de la industria de la provincia de Santa Cruz, han generado futuro para sus familias y se han hecho profesionales. Me gustaría que llegue por esas cualidades y no por la desesperación y la necesidad. Ojalá se pueda desarrollar porque el tiempo nos da la razón de que se pueden hacer las cosas bien. Hay que controlarla, no hay que permitirle al sector empresarial que haga lo que quiera. Todo tiene que trabajarse en equipo”.
Finalmente destacó que la actividad minera es la única que posee una ley de seguridad medioambiental, es decir una ley específica para el sector. “No hay nada mejor que eso para aplicar la reglamentación vigente y las necesidades que se vayan suscitando. Se hacen controles y se van mejorando”, concluyó.
En el marco de las actividades de apoyo a la lucha contra el Covid-19, Puma Energy donó 4.000 litros de gasoil al Hospital Zonal Ramón Carrillo de la localidad de Bariloche, provincia de Río Negro. Los mismos serán destinados a proveer a las ambulancias y vehículos que prestan servicio en la atención de la pandemia.
Con esta iniciativa, Puma Energy refuerza los lazos que la unen con la comunidad barilochense. «Desde que Puma Energy llegó a la Argentina, Bariloche fue muy importante para el desarrollo de la compañía. Apoyamos su posicionamiento como uno de los centros turísticos más relevantes del país con nuestras campañas y actividades en las temporadas de invierno y verano. Al estar presentes durante todo el año, no podíamos dejar de hacerlo también en esta circunstancia difícil, de la que estamos seguros saldremos aportando lo mejor de cada uno», expresaron fuentes de la empresa.
La donación se suma a las ya realizadas para los servicios sanitarios de los municipios de Campana, Bahía Blanca, Rosario, Santa Fe, Tres de Febrero, San Martín, La Matanza, Lomas de Zamora, Quilmes y Ezeiza.
Esta medida forma parte de las diferentes acciones solidarias que la compañía realiza como parte de sus políticas de responsabilidad social en Argentina y alrededor del mundo. Además, Puma Energy ha redoblado esfuerzos para asegurar la provisión normal de combustibles y lubricantes, imprescindibles para el transporte de productos en todo el territorio nacional. Una vez más, Puma Energy acompaña a la sociedad argentina en esta difícil situación y reafirma su compromiso solidario.
Puma Energy y Trafigura
Puma Energy es una compañía petrolera global integrada de refinación, transporte, almacenamiento y distribución que opera en 46 países. La empresa ha expandido sus actividades a nivel mundial: es propietaria y operadora de 100 terminales de abastecimiento, así como de más de 3000 estaciones de servicio y está presente en 80 aeropuertos alrededor del mundo.
En Argentina, Puma Energy es operada por Trafigura, una compañía de energía que produce combustibles y lubricantes, con más de 300 estaciones de servicio en todo el país. A su Refinería en Bahía Blanca, la terminal en la localidad de Campana y su planta de lubricantes en Avellaneda, se suman más de 50 Agroservicios en los principales puntos de la zona productiva de la Argentina.
Con sede central en Ginebra (Suiza), Trafigura es una de las principales compañías comercializadoras de materias primas del mundo: abastece, almacena, transporta y ofrece petróleo, productos refinados, metales y minerales. Mueve más de 6 millones de barriles de petróleo diariamente y cuenta con 80 oficinas en 41 países de todo el mundo. El Grupo ha estado conectando a sus clientes con la economía global durante más de dos décadas, aumentando la prosperidad mediante el avance del comercio.
Atlas Copco Argentina nombró a Rita Pungitore como Gerente de Línea de Negocios para la división Industrial Air del área de negocio Compressor Technique. El cargo se efectivizó el 18 de agosto y tiene base en Buenos Aires.
Pungitore cuenta con una amplia trayectoria en liderazgo de equipos y gran capacidad de pensamiento estratégico. Durante más de 18 años de carrera profesional ocupó cargos destacados en diversas compañías multinacionales como Philips, Coca-Cola y Johnson Controls. Es graduada en Ingeniería Civil en la Universidad de la República de Uruguay (UDELAR) y tiene un Máster en Finanzas de la Escuela de Negocios (IE Business School) de Madrid, España.
«Nos complace nombrar a Rita para esta posición”, dijo Pablo Adaniya, Gerente General Compressor Technique. «Su orientación al cliente y enfoque profesional en los procesos, sumados a la experiencia laboral, contribuirán al crecimiento comercial del segmento de Industrial Air.»
Por efecto del congelamiento tarifario, las distribuidoras de gas empezaron a diferir el pago de sus obligaciones comerciales. La semana pasada, Metrogas le comunicó a sus proveedores de gas que no pagará los volúmenes tomados del sistema durante julio, agosto y septiembre, los meses de mayor consumo residencial del hidrocarburo. En rigor, la medida no sorprende. Es más bien la crónica de un escenario anunciado que se ve venir desde hace meses. En el primer semestre la compañía registró una pérdida de 1666 millones de pesos.
A principios de año, antes incluso de la pandemia que afectó la cobrabilidad del sistema, la mayoría de las distribuidoras admitía que si no había una recomposición de tarifas —que permanecen sin cambios desde abril de 2019— o una asistencia financiera a cargo del Tesoro, a partir del último cuatrimestre del año empezarían a tener inconvenientes para pagar el gas que compran a las petroleras por la caída de sus ingresos reales.
Metrogas fue la primera en dar un paso en esa dirección. La distribuidora controlada por YPF, la que más usuarios tiene en el área metropolitana, envió el viernes una nota a los productores —con copia al Enargas— en la que comunica oficialmente su decisión, tal como publicó La Nación.
En la práctica, Metrogas hizo una especie de roll-over de su deuda comercial con las petroleras sin la conformidad, claro está, de los productores. En 2019 la empresa había dejado de pagar el gas consumido en agosto y septiembre. Luego llegó a un acuerdo para regularizar con intereses esa deuda, que se empezó a cancelar en cuotas a partir de 2020. En total, el pasivo financiero de Metrogas ronda los $ 8000 millones.
Como sus ingresos están congelados, Metrogas decidió seguir pagando el acuerdo por la deuda del año pasado sobre el que pesan avales ejecutivos. Y negociará una refinanciación de la deuda generada en 2019.
Señales contradictorias
Dos meses atrás el interventor del Enargas, Federico Bernal, solicitó por separado a cada distribuidora un informe detallado de su situación de caja con vistas a otorgar una asistencia financiera a los privados a cuenta de un aumento tarifario a futuro y con el objeto también de solventar obras en las redes de distribución. Pero el intento no se materializó. Y con los recientes cambios en el área energética, que pasó bajo la órbita del Ministerio de Economía tras el nombramiento como secretario de Darío Martínez, el tema no parece estar hoy en el tope de prioridades del gobierno.
La agenda ecléctica de Bernal, un funcionario referenciado en el cristinismo, ofrece señales contradictorias. En forma recurrente publica informes de prensa en los que denuncia, desde una mirada revisionista, la política tarifaria reciente que llevó adelante el macrismo e incluso reivindica cuestiones ligadas a los gobiernos kirchneristas. Propone la anulación de las Revisiones Tarifarias (RTI) que aprobó el gobierno anterior, pero al mismo tiempo les dice a las empresas que les otorgará una asistencia económica para que pasen el congelamiento. Lo concreto es que en casi seis meses de gestión (Bernal fue designado el 17 de marzo), el ente regulador no logró encauzar una situación que se descontaba que iba a pasar. En el propio sindicato del Gas que conduce Oscar Mangone admiten que las señales que surgen del ente regulador son contradictorias.
Malestar de las petroleras
El gremio consiguió en junio que las empresas reguladoras (distribuidoras y transportistas) accedieran a pagar una suma no remunerativa de $ 8000 pesos por mes a partir de julio. Ese bono se pagará por tres meses (el último con el salario de septiembre) y desde octubre se otorgará un aumento salarial del 12%, según lo acordado con el sindicato por Metrogas. Luego se sumaron Camuzzi y Naturgy. TGS y MEGA, dos empresas radicadas en Bahía Blanca, otorgaron una recomposición mayor.
Consultados acerca de cómo se pagará ese aumento si los ingresos de las compañías gasíferas están congelados, fuentes sindicales señalaron que el gobierno otorgará una asistencia económica a las empresas. Habrá que ver si el Enargas impulsa esa medida en las próximas semanas.
El aumento salarial otorgado por las distribuidoras generó un evidente malestar en las petroleras. Lejos de otorgar subas, YPF y PAE, las dos mayores productoras de gas, recortaron el sueldo de sus empleados entre un 25% y un 10% en junio para cuidar su caja, que se vio severamente afectada por la caída del precio internacional del crudo.
“Entendemos que la situación es complicada por el congelamiento. Pero no se puede ser tan irresponsable de otorgar en medio de esta crisis un aumento salarial al personal bajo convenio cuando la mayoría de los operarios ni siquiera está yendo a trabajar”, cuestionó el gerente comercial de una petrolera. “Es más fácil dejar de pagar el gas que pararse frente a los gremios”, agregó.
Algo falló el 2 de febrero pasado. El procedimiento, que en episodios anteriores no había registrado fisuras, no salió como estaba previsto. El punzado del oleoducto que une la terminal de petróleo de Bahía Blanca con la refinería de YPF en La Plata se descontroló. Fue el principio del fin para la banda criminal que llevó adelante la mayor estafa de petróleo en la historia argentina.
Ese día de principios de febrero, en pleno verano, la pinchadura de la tubería a la altura progresiva del kilómetro 75 ubicada en la localidad de Coronel Dorrego tuvo un desenlace fatal. Una defectuosa manipulación del oleoducto devino en una fuga que se tornó incontrolable y terminó provocando un incendio. En cuestión de segundos las llamas se expandieron por la manguera que estaba conectada con el camión cisterna, que explotó. El conductor del vehículo falleció carbonizado.
En retrospectiva, ese suceso desgraciado fue la punta del ovillo que les permitió a los investigadores apresar, siete meses más tarde, a una veintena de personas acusadas integrar una organización que robada, procesaba y comercializaba petróleo y derivados en instalaciones emplazadas con al menos tres provincias argentinas.
La planta de Valentín Alsina oficiaba como centro logístico de la organización criminal.
En un decomiso realizado la semana pasada —que se bautizado como “operación Punzar”—, la Justicia realizó una serie de allanamientos en simultáneo en varios establecimientos en los que secuestró 12 millones de pesos, 3.700 dólares, 2.485 euros y 1.010 pesos bolivianos.
Cambio de paradigma
El siniestro arrojó múltiples puntas y abrió un nuevo escenario para los investigadores. El cruce de llamadas desde el teléfono celular de la persona fallecida puso a varios de los hoy detenidos en el mapa. Fue clave en el diseño de la investigación un cambio de abordaje criminal que propuso el área de Seguridad de YPF, hoy liderada por Diego Gorgal. En lugar de poner el foco en la sustracción ilícita de petróleo, se empezó a trabajar sobre la hipótesis —luego confirmada— de que existía un mercado ilegal de petróleo en donde se comercializaba el producto robado.
¿Cómo funcionaba hasta entonces el protocolo empleado por YPF cuando se constataba una pinchadura en un oleoducto? Se radicada la denuncia policial correspondiente, se acentuaban los patrullajes en la zona de sustracción y poco más.
El desenlace fatal de la punzado realizado en febrero marcó un quiebre en la investigación.
Con el nuevo lineamiento, se comenzaron a buscar instalaciones industriales con capacidad para procesar ese crudo. Las fiscales de Lomas de Zamora Cecilia Incardona y María Tucci tuvieron un papel determinante en ese punto. Reflotaron una investigación abierta por una denuncia ambiental en Valentín Alsina para determinar que en ese predio se había montado una destilería rudimentaria que funcionaba como centro logístico de los combustibles que vendía la organización criminal.
Siete meses
El departamento de Delitos Ambientales de la Policía Federal solicitó la intervención de más de 30 líneas celulares y una decena de seguimientos, que se extendieron durante siete meses. Se constató que la organización criminal estaba diseñada para operar en red. Es decir, múltiples actores entraban y salían de la operación en forma temporal y sin contacto entre sí.
El principal socio capitalista estaba asentado en Olavarría y la organización tenía bases en varias localidades de la provincia de Buenos Aires como La Matanza, Hurlingham, General Rodríguez, Pilar y Ramallo. Y también en Neuquén con actores radicados en Cutral Co y otros puntos de la provincia.
Los investigadores recurrieron a una base de datos de la Secretaría de Energía para ubicar pequeñas destilerías en la región metropolitana. Se desempolvó el listado de instalaciones que en 2006 se inscribieron al programa Refino Plus, un programa lanzado por el ex ministro de Planificación Julio De Vido. Así se confirmó, por ejemplo, la participación en el ilícito de la destilería Degab, ubicaba en Ramallo, y de los hermanos Néstor y Carlos Panagópulos, ex titulares de la planta EET en Pilar, que operaban un centro logístico en La Matanza.
Parte del dinero decomisado por la Policía Federal la semana pasada.
Además, se detuvo en Neuquén a un empleado de YPF que integraba el área de Upstream de la petrolera controlada por el Estado. Está acusado de oficiar como nexo interno con la organización criminal. Y se detectó una pata políticaa partir de la detención de Gerardo Rodríguez, un conocido puntero de Lanús, y Alberto Torres, concejal del mismo distrito por el bloque Juntos por el Cambio.
Aún en consolidación
Aunque la robustez de la red que desarmó la investigación judicial impresiona por su tamaño —se estima que la organización facturaba más de US$ 5 millones por año—, los investigadores aseguran que el negocio clandestino de crudo todavía está en una fase germinal en la Argentina. En otros países de América latina, la envergadura de este delito es mucho mayor. En México, por ejemplo, la comercialización de combustibles robados representa un 12% del mercado de gasolinas y gasoil.
Para llevar adelante las punciones, como se denomina a la modalidad de pinchar los oleductos por donde se transporta el petróleo, los ladrones tenían dos modos de operar. La más sofisticada y que requería más financiación consistía en alquilar un campo por el que sabían que pasaba el oleoducto.
Una vez adentro, con una retroexcavadora construían piletones cerca de la cañería que luego cubrían con lonas especiales para impermeabilizar el suelo. Después hacían la punción en el caño con una herramienta especial y la unión denominada “boca de pez” para poder sacar el combustible.
Entonces, a través de mangueras, lo llevaban hasta los piletones que dejaban llenarse mediante un “goteo” durante uno o dos meses. Sabían que si sacaban más iban a ser detectados por el sistema de control de flujo de la compañía.
Una vez que las piletas clandestinos se llenaban, el crudo se cargaba a camiones cisterna que lo transportaban a las plantas de procesamiento. La otra modalidad era entrar por la noche a un campo, hacer la punción y luego conectar varios tramos de manguera hasta la ruta donde esperaba el camión cisterna.
El CEO de YPF, Sergio Affronti, el gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, y el nuevo secretario de Energía, el neuquino Darío Martínez, se reunieron en esa provincia para analizar el desarrollo de Vaca Muerta. La compañía YPF, controlada por el Estado, incorporará dos equipos de perforación y un set de fractura en la cuenca Neuquina.
Sergio Affronti indicó que “en las próximas dos semanas vamos a incorporar dos equipos de perforación y un set de fractura en Vaca Muerta, con el interés de mostrar nuestro compromiso de retomar paulatinamente la actividad, siempre considerando la situación del Covid-19 y siendo cuidadosos con la salud de los trabajadores”. Además, agregó que “vamos a llegar a 45 equipos de torre activos en la cuenca neuquina tanto en convencional como no convencional para fines de marzo”.
“Destaco la capacidad de diálogo de Guillermo Pereyra y del equipo de conducción del sindicato para llegar a acuerdos. Nuestra industria está en una situación crítica en el país y en el mundo, con lo cual tenemos que buscar soluciones alternativas”, concluyó el CEO de YPF.
Gutiérrez y Martínez
Por su parte, el gobernador de Neuquén remarcó que “son tiempos de decisiones y lo más importante es que hay equipo. Estamos dialogando, intercambiando con toda la industria para poner en valor la articulación de la inversión pública y privada que aporte al desarrollo económico y el desarrollo social”.
El nuevo secretario de Energía, Darío Martínez, subrayó: «estamos haciendo realidad el mandato del presidente de la Nación, que es federalizar y que parte de las decisiones de la política energética se tomen desde la región involucrada«. Y añadió: «la presencia del CEO de YPF en Neuquén es una muestra del criterio federalque queremos impulsar en la Secretaría«. Asimismo, manifestó su satisfacción porque “este mecanismo de trabajo federal sea el nuevo eje a la hora de pensar y tomar las decisiones para la industria energética”.
El secretario de Energía, Darío Martínez, recibirá hoy en Neuquén a una comitiva integrada por los máximos directivos de YPF que viajarán especialmente para la ocasión a la provincia patagónica.
El avión privado de la petrolera controlada por el Estado llevará hasta el aeropuerto de Neuquén al CEO Sergio Affronti que estará acompañado por Mauricio Martín, vicepresidente de Downstream, Santiago Martínez Tanoira, de Gas y Energía, y Santiago ‘Patucho’ Álvarez, titular de Asuntos Públicos y Relaciones Institucionales y quien está al frente de la vinculación con la política. Ya en Neuquén se sumará Pablo Iuliano, vicepresidente de Upstream No Convencional, que tiene base en la provincia.
“La reunión es a agenda abierta, para charlar sobre el futuro de la industria y los temas importantes para YPF. Tenemos una agenda común de trabajo desde hace varios meses con Darío”, explicaron a EconoJournal allegados a la compañía.
“En julio de este año se produjeron 18 millones de metros cúbicos diarios de gas menos que en julio de 2019. La producción está cayendo y si no cambia la tendencia, en 2021 faltarán casi 30 MMm3/día durante el pico de consumo”, explicaron desde una petrolera.
Números
Martínez se metió de lleno en esa agenda, al igual que el equipo que rodea al ministro de Economía, Martín Guzmán. El secretario quiere conocer con precisión los números del problema. Un informe que está en poder de Economía advierte que, si no se reactiva la perforación de nuevos pozos de gas, será necesario importar cargamentos de Gas Natural Licuado (LNG) por unos US$ 1800 millones, seis veces más que este año (US$ 310 millones). Y que incluso habrá que cubrir la falta de gas en el parque termoeléctrico con importaciones de gasoil por otros US$ 500 millones.
El CEO Sergio Affronti lleva una amplia lista de temas para conversar con Martínez.
La fisionomía del mercado del gas cambió radicalmente en los últimos cinco años. Un 45% de la producción del fluido proviene hoy de campos no convencional (tight y shale gas), que declinan hasta un 30% en un año. Algunos asesores en energía vinculados al PJ parecen pasar por alto esa nueva realidad.
Según proyecciones en la que coinciden consultores y técnicos del gobierno, si no se empiezan a perforar nuevos pozos de gas hacia fin de año, el próximo invierno la producción de gas local disponible en el sistema podría caer hasta los 80-85 MMm3/día. Eso obligaría a regasificar unos 30 MMm3 por día de LNG. En un escenario de ese tipo se descuenta el re-arribo del barco regasificador de Bahía Blanca a partir de mayo de 2021.
Es una foto que cualquier asesor político recomendaría evitar en un año de elecciones como el que viene.
Proyecciones
Algunos datos que surgieron de la discusión con las petroleras en los últimos meses.
Un nuevo programa de promoción a la producción podría sumar para el próximo invierno unos 50 MMm3/día de gas adicionales a los producidos el año pasado. Los cálculos más optimistas prevén que si la perforación de proyectos en la cuenca Neuquina, San Jorge y Austral se reactiva en el último trimestre del año (algo muy improbable por la demora en el lanzamiento del nuevo programa), la oferta bruta de gas (no la disponible en el sistema, sino incluyendo también la que se consume en los yacimientos) podría superar en julio de 2021 los 150 MMm3/día de gas contra los 108 millones que extrajeron este año.
En un escenario con reactivación de la inversión a fines de 2020, sería necesario importar en 2021 prácticamente la misma cantidad de barcos de LNG que este año, con un costo relativamente superior (unos US$ 350 millones) por el aumento del precio del gas licuado.
En términos fiscales también sería conveniente impulsar la producción local de gas. El costo fiscal del programa de estímulo oscilaría en 2021 y 2022 entre los 1200 millones y los 1600 millones de dólares. Sin reactivación, la factura de importar LNG requeriría subsidios del estado superiores a los US$ 2500 millones sólo en 2022.
de Great Place toWork®,reflejando así el alto reconocimiento a la calidad de la cultura dentro de la organización.
