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

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

El encuentro

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

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

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

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

Bloques

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

La iniciativa

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

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

Observatorio latinoamericano

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

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

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

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

Compromiso global del metano

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

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

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

, Nicolás Deza

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

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

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

¿Qué significaría un desarrollo total de Vaca Muerta?

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

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

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

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

Transición

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

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

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

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

Oportunidades y sentido de urgencia

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

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

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

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

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

Crear valor

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

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

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

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

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

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

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

, Loana Tejero

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

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

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

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

Metodología de trabajo

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

Aplicaciones de la tecnología

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

–          Realizar Jetting en la zona cementada y formación

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

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

La compañía

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

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

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

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

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

, Loana Tejero

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

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

Reactivación

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

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

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

Escenarios

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

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

Impacto social y económico

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

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

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

Regulaciones y normas

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

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

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

, Loana Tejero

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

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

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

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

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

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

Desafíos y el rol de los sindicatos

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

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

Competitividad de la industria

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

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

Convenios colectivos y actividad de la industria

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

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

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

El rol de la mujer en la industria

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

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

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

, Loana Tejero

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

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

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

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

Giro conceptual  

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

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

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

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

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

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

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

Exportación y cambios de esquemas

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

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

, Loana Tejero

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

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

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

Venta de nafta y gasoil

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

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

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

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

Producción

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

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

Brasil enfatizó la importancia de la integración gasífera entre los países del Mercosur en la Cumbre Ministerial de los países que integran la Organización Latinoamericana de Energía, realizada en la VIII Semana de la Energía en Montevideo. El secretario Nacional de Transición Energética y Planificación del Brasil, Thiago Barral, fue el encargado de transmitir la postura brasileña. “Queremos avanzar en los estudios y proyectos de integración gasífera en nuestra región y por eso agradecemos a Argentina por todo el apoyo que nos han dado”, dijo el secretario. También subrayó que el “respeto de los contratos” es fundamental para dar “estabilidad y previsibilidad” al financiamiento para proyectos energéticos.

Al finalizar la cumbre ministerial, Barral accedió a responder unas preguntas para EconoJournal:

–¿Cuáles son las prioridades trazadas por el Presidente Lula en materia de transición energética en Brasil?

La prioridad es desarrollar una política nacional de transición energética que sea justa e inclusiva. Estamos impulsando el programa Luz para Todos para acceso universal, especialmente en la zona de Amazonía, donde aún hay mucha gente sin acceso a energía. También estamos impulsando las inversiones y proyectos en generación renovable, sobre todo en la región nordeste de Brasil, que tiene un potencial eólico y solar muy especial. Y para eso estamos poniendo en marcha un plan de inversión en transmisión, el más grande de la historia, para que se pueda llevar el desarrollo energético para esta región. También estamos con programas para desarrollar nuevos combustibles de bajo carbono, incluso biocombustibles, combustibles sostenibles de aviación, diésel verde, el hidrógeno bajo carbono. Vemos que este potencial, este proyecto de energía limpia se puede convertir en un proceso de fortalecimiento de la industria sostenible en Brasil, y con eso crear más valor y empleos.

–¿Qué papel le asignan al gas natural en los planes energéticos de Brasil?

En Brasil hay dos papeles importantes para el gas. Primero, en el sector eléctrico, el gas natural es un recurso aún importante para garantizar la seguridad del suministro, sobre todo para manejar la variabilidad de las hidroeléctricas y también de las renovables variables. Entonces hay necesidad aún de gas natural, aunque sea un rol complementario. Segundo, la industria necesita mucho del gas para poder crecer y avanzar porque aún no tenemos alternativas de más bajo carbono y competitivas. Entonces la política que llamamos Gas para Emplear es el proyecto para avanzar con el incremento del suministro, sobre todo de gas asociado a la producción de petróleo que tenemos en la costa de Brasil. Y hacerlo de una manera que esté disponible y de forma más competitiva para la industria. Un ejemplo muy importante es la industria de fertilizantes nitrogenados. Brasil es un importador muy grande de fertilizantes. Entonces vemos que en esta industria el gas natural es un importante instrumento para garantizar la seguridad alimentaria y la producción agrícola en Brasil. Esto es muy importante para Brasil y para el mundo. Entonces hay distintas oportunidades, pero siempre buscando priorizar el desarrollo industrial y de fertilizantes.

Thiago Barral en la Cumbre de Ministros de la OLADE

–Antes habló de la integración gasífera en la región. ¿Qué lineamientos debería seguir esa integración?

Impulsamos esta integración bajo el marco del Mercosur y también con el apoyo de OLADE.
Estamos buscando comprender en dónde están las demandas potenciales más importantes y también la fuente de suministro adicional que podemos tener. Tenemos Bolivia con una producción de gas natural. En Brasil demanda y suministro también. Argentina obviamente. También buscamos ver cómo Paraguay y Uruguay pueden también ser parte de este proyecto. Entonces lo que estamos buscando es hacer este diagnóstico de cómo podemos optimizar el uso de la infraestructura que ya existe, pero también qué tipo de infraestructura adicional se necesita en la región para garantizar un aprovechamiento más optimizado del gas natural, del potencial de suministro de gas natural en la región. Creemos que así tendremos una mayor claridad y más confianza para identificar los proyectos prioritarios.

, Nicolás Deza

En octubre, GAPP (Grupo Argentino de Proveedores Petroleros) celebró su 20° aniversario. Desde el grupo precisaron que esto es un hito que simboliza dos décadas de trabajo y compromiso con sus 180 empresas asociadas.

A su vez, plantearon: “Durante estos 20 años, nos hemos convertido en socios estratégicos para la articulación y el fortalecimiento de la cadena de proveedores en las industrias de Oil and Gas, Minería y Energía en Argentina”.

Actualmente, el GAPP representa una facturación anual conjunta de más de 2400 millones de USD y exportamos anualmente más de 190 millones de dólares, contribuyendo al crecimiento económico de nuestro país.

Recorrido

A su vez, desde el grupo indicaron que generan y promueven una oferta de más de 1500 líneas de productos y a servicios, originados en más de 30000 puestos de trabajo en 14 provincias de nuestro país y que abarcan 15 rubros productivos. “A lo largo de estos años, hemos realizado más de 150misiones comerciales en más de 30 mercados en todo el mundo, superando fronteras para promover la industria y tecnología nacionales, y generando oportunidades para nuestras empresas asociadas”, destacaron.

En el área de Formación Profesional, han diseñado programas con enfoque en el desarrollo de capacidades en Management y Producción, capacitando a 730 personas en un total de 850 horas de formación. En 2020, lanzaron GAPP 4.0, un programa personalizado para las PyMEs industriales basado en la Gestión del Cambio Cultural, la promoción de la implementación de Tecnologías de Gestión y la Digitalización de Procesos, con un enfoque en la transferencia metodológica hacia la empresa. Hasta la fecha, han formado a más de 150 personas e impulsado más de 130 proyectos de mejora en 16 empresas.

Gestión

En cuanto a la gestión institucional, remarcaron “somos una entidad de referencia que participa en ámbitos público-privados y brinda asistencia a nuestras empresas en momentos críticos. Durante la pandemia, apoyamos a 134 empresas socias en el contexto de la COVID-19, proporcionando dossiers con información detallada sobre normativas y disposiciones legales del ASPO, y gestionamos 26 protocolos para la habilitación de industrias, 19 municipios de la provincia de Buenos Aires y 7 provincias de nuestro país”.

Además, indicaron que en la actualidad gestionan casos de SIMIs y SIRAS, relevando y elevando 1380 casos de 121 empresas por un total de más de 110 millones de dólares.

“Este aniversario marca un hito significativo en nuestro recorrido, y esperamos con entusiasmo lo que el futuro nos depara. Nuestra visión es seguir acompañando a las PyMEs industriales relacionadas con la energía, impulsando el desarrollo y trabajando junto a sus colaboradores y equipos”, aseveraron desde el grupo. También agregaron: “Nos comprometemos a seguir promoviendo el crecimiento de nuestro país, las industrias y nuestras empresas, contribuyendo al desarrollo sostenible”.

Por último, manifestaron: “Agradecemos a cada uno de ustedes por ser parte de esta comunidad y por su compromiso constante. Los invitamos a continuar en este camino de logros y a esperar con entusiasmo lo que el próximo capítulo de nuestra historia nos depara”.

, Redaccion EconoJournal

La Secretaría de Energía habilitó el viernes pasado de manera transitoria la venta de gasoil con hasta 800 partes por millón (ppm) de azufre en todas las estaciones de servicio del país. Lo que autorizó, en rigor, es que ese tipo de diésel —que se utiliza para generar energía en las centrales termoeléctricas— pueda ser comercializado de forma excepcional como gasoil grado 2, que por reglamentación oficial no debería superar las 500 ppm de azufre.

La decisión de la cartera que dirige Flavia Royón se explica por una razón concreta: apunta a reforzar, justo a la salida de la crisis de abastecimiento que afectó al país la última quincena de octubre, la oferta de gasoil para garantizar el consumo del combustible en las próximas semanas, cuando se acelerará la demanda del agro por la siembra de soja y maíz. Por eso, al habilitar un waiver para que se pueda vender en surtidores un combustible con mayor contenido de azufre y, por lo tanto, más contaminante, el gobierno pretende evitar nuevos faltantes en el mercado local.

En los hechos, la resolución de Energía permite instrumentar formalmente un acuerdo alcanzado entre YPF, la petrolera controlada por el Estado, y CAMMESA, la empresa encargada del despacho de combustible para el sector de generación eléctrica. A partir de ese entendimiento, Cammesa se comprometió a prestarle a la empresa que preside Pablo González hasta 200.000 de los 400.000 metros cúbicos (m3) de gasoil que mantiene stockeado en sus plantas de almacenamiento. “Cammesa siempre importe gasoil con hasta 800 ppm de azufre porque es un poco más barato. El waiver que autorizó la Secretaría lo que permitió es que ese gasoil, que se utiliza para generar energía en las usinas térmicas, pueda ser comercializado en la estaciones de servicio y en el canal mayorista”, explicó a EconoJournal un directivo de una petrolera bajo reserva de nombre.

Acuerdo con YPF

La pregunta que se desprende de la situación es si era realmente necesario que Cammesa mantenga stockeados 400.000 m3 de gasoil justo en un momento en que la oferta del combustible cruje a lo largo de todo el país. ¿No podría, frente a uan crisis como la que se vivió hace 10 días, haber redireccionado parte de ese volumen a la red de estaciones de servicio de YPF u otras petroleras a fin de reforzar la oferta de gasoil? ¿Era necesario, desde un punto de vista operativo, guardar un stock de seguridad de tamaña cantidad de gasoil?

La mayoría de las fuentes consultadas por EconoJournal coincidió en que Cammesa podría haberle cedido al menos la mitad del volumen de gasoil que mantiene acopiado a YPF sin que eso hubiese acarreado un riesgo para la operatoria del parque de generación termoeléctrica.

“Es un caso más que evidencia la falta de coordinación entre actores y organizaciones que deberían reportar a la misma terminal política. En los últimos 10 años hubo varios acuerdos de cooperación entre Cammesa e YPF para enfrentar alguna situación puntual de faltante o necesidad de combustibles. Es difícil de entender por qué no se buscó un entendimiento de este tipo si el gobierno no tenía los dólares para pagar los cargamentos que importó YPF”, explicó un ex funcionario de la Secretaría de Energía.

En términos estacionales, la coyuntura tampoco es complicada para el segmento de generación. Los embalses —tanto Yacyretá y el complejo hidroeléctrico de Brasil como las centrales del Comahue— cuentan con altas reservas de agua y los productores locales de gas natural están cerrando pozos desde septiembre por falta de demanda. Eso quiere decir que reducir los stocks de gasoil de Cammesa —que funciona como un combustible de última instancia frente— no habría afectado la seguridad del sistema de producción de energía.

“Tener 400.000 m3 de gasoil de reserva tiene sentido cuando se está ingresando al invierno, dado que en esos meses se llegan a consumir 30.000 m3 por día de gasoil. Pero en este caso, se podría haber prestado o vendido parte de ese gasoil a YPF y a las petroleras sin que eso genere problemas en materia de seguridad operativa”, explicó un consultor del mercado.

Lo sorprendente, entonces, no es el acuerdo en sí entre YPF y Cammesa, sino que se haya demorado tanto en cerrarlo. El compromiso de la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) es prestarle a YPF hasta 200.000 m3 de gasoil bajo la promesa de devolución para que Cammesa pueda disponer de ese combustible hacia fin de año para generar electricidad. Se estima que recién a partir de diciembre la demanda eléctrica podría subir de la mano de las mayores temperaturas.

Cammesa es comandada por su gerente general, Sebastián Bonetto, un funcionario que llegó al cargo de la mano del ex secretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, principal referente de La Cámpora en materia de energía. Pese a eso, Bonetto no es un cuadro político de la agrupación que lidera Máximo Kirchner y desde que asumió la posición priorizó la construcción de un perfil técnico que le permitió entablar una buena interlocución con actores del sector privado.  

Los cambios

La resolución 576/19 establecía que las regiones de más de 90.000 habitantes podían vender gasoil grado 2 con un tope de 500 miligramos por kilo de azufre, mientras que las zonas rurales de menos de 90.000 habitantes debían comercializar una variante de menor calidad, con hasta 800 mg/kg de azufre. La idea, además, era unificar los parámetros en un máximo de 350 mg/kg a partir del 1 de enero de 2024. Sin embargo, lo que decidió el gobierno a través de la resolución 896/23 es unificar las zonas de alta densidad y baja densidad para poder comercializar provisoriamente el gasoil grado 2 en todo el país. El gasoil que importa CAMMESA es la variante de menor calidad ya que cuanto más azufre tiene el combustible más barato es su precio.

, Redaccion EconoJournal

Paraguay aspira a que el Chaco paraguayo pueda ser un punto de producción y conexión de gas entre Argentina y Brasil. El viceministro de Minas y Energía del Paraguay, Mauricio Bejarano, fue consultado por EconoJournal sobre éste y otros temas de la agenda energética paraguaya y regional al finalizar un panel en la VIII Semana de la Energía en Montevideo:

.–¿Cuáles son las prioridades de Paraguay en materia energética en los próximos años?

Vamos a poner mucho foco en lo que es generación de energía renovable, esencialmente solar fotovoltaica. Las inversiones estén llegando a nuestro país de una manera excelente y queremos no perder esa condición de tener energía disponible y renovable, con lo cual le vamos a poner mucho énfasis y foco a la generación de energía, además de fortalecer la infraestructura eléctrica. También le vamos a poner mucho foco a las pequeñas centrales hidroeléctricas. Además pretendemos instar mucho más a la exploración para obtener gas natural, queremos tener como base una generación con gas natural, sobre todo del Chaco paraguayo. En lo que respecta a hidrocarburos vamos a ir buscando mecanismos eficientes energéticamente para evitar la dependencia, sobre todo de GLP, del cual dependemos en gran cantidad, y eso lo queremos obtener a partir de una exploración en nuestro Chaco o quizás reactivando el pozo productivo que hoy no está produciendo. En lo que a bioenergía tenemos como país de un gran consumo de biomasa y vamos a ocuparnos que provenga totalmente de la reforestación, incentivando esta último. Estamos en el proceso de certificación de esa biomasa que es quemada en la industria, con lo cual es todo para calor, no se utiliza al día de hoy para generar energía eléctrica, en el futuro sí está previsto ya que una papelera bastante importante se está estableciendo en el país y ya tiene un contrato a futuro de cogeneración para venderle su excedente a la ANDE.

–¿Qué rol podría jugar el gas de Argentina en la matriz paraguaya?

El gas de Argentina siempre va a ser importante a nivel regional y sobre todo con el potencial de Vaca Muerta que está en el continente y más con la coyuntura que la querida hermana república de
Bolivia está sin reservas certificadas. Además buscamos en gas la interconexión Argentina- Brasil a través de nuestro Chaco Paraguayo para que pueda tener una acogida favorable el mercado que hoy queda acéfalo, que es sobre todo de Mato Grosso Sur, Paraná, que tiene un consumo importante de gas natural. Además sería para nosotros una vía en donde inyectaríamos nuestras moléculas en el caso de un hallazgo comercial importante.

–¿Cuáles son los desafíos en términos de exploración en el Chaco Paraguayo?

Categóricamente tenemos un desafío importantísimo que es mayor inversión en exploración. En la medida en que la tengamos vamos a tener los resultados que deseamos. Vamos a hacer un acompañamiento a la petrolera estatal que tiene seis bloques en total, de tratar de encontrar un partner que pueda apoyarlos económicamente. Lo mismo haremos con las empresas privadas que hoy tienen concesiones como para poder encontrar ese capital.

–¿Qué temas centrales observa en la agenda de integración energética regional?

Tenemos que buscar la mayor integración con Brasil para que podamos tener una acogida favorable en el mercado brasileño y con la Argentina continuar las conversaciones porque tenemos muchas obras pendientes de infraestructura de generación. Tenemos que ir buscando el beneficio de ambos países para que esa integración sea real y efectiva, para que Yacyretá sea un punto de interconexión e integración. Por ejemplo, las obras complementarias en Yacyretá que nos pueden llevar a ambos países a un beneficio extraordinario.

, Nicolás Deza

Mauricio Russo, socio fundador y director comercial de Oilstone; Jorge Buciak, gerente de Ingeniería en Capsa-Capex; Jorge Kessler, gerente ejecutivo de la Regional Sur de YPF; y Christian Rojas, director de desarrollo de CGC, expusieron en el 8° Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas del Instituto Argentino del Gas y del Petróleo sobre las distintas iniciativas que han impulsado las empresas para potenciar el desarrollo de los proyectos en los campos maduros.

¿Cómo lograr que el convencional vuelva a ser atractivo?

Russo explicó que hubo una fuerte caída de la producción en los últimos 20 años en lo referido al convencional. Que fue de un 55% a nivel nacional y de un 75% en la cuenca Neuquina. A su vez, detalló que esto tuvo un impacto en la inversión puesto que esta cayó un 41% a nivel nacional.

El ejecutivo de Oilstone indicó que la densidad del crudo se está modificando y que las refinerías hoy no están preparadas para esto. Por lo que afirmó que “resulta atractivo volver al convencional para corregir la calidad. Además, hay un tema social. El convencional se encuentra en zonas donde el no convencional no está, por ejemplo, en Cutral Có y es importante seguir manteniendo activas estas zonas con la producción”.

También habló de la concentración en Vaca Muerta y el riesgo geográfico que esto provoca. Sobre este punto desarrolló que el no convencional, en su mayoría, se ubica en Neuquén y que ante esto resulta fundamental que el negocio del convencional reciba inversiones para que no se deterioren las instalaciones y los pozos.

Frente a este escenario, Russo marcó una línea de acción en donde propuso diferentes medidas que se deberían tomar en pos de potenciar el desarrollo de los campos maduros. En primer lugar, planteó que el estado nacional debería eliminar los derechos de exportación y permitir que las operadoras que están en los desarrollos convencionales tengan libre acceso a la exportación y al sistema de transporte con contrato sin obligación de prepago.

En esa misma línea, sostuvo que los estados provinciales tendrían que garantizar una reducción de alícuotas de las regalías. También, una reducción de canon hidrocarburífero y tasas ambientales. Y que los sindicatos tendrían que brindar flexibilidad operativa (multiplicidad de tareas, eliminación de cuadrillas adicionales). 

Por último, el directivo de Oilstone manifestó que “es importante tener financiación. Si no se toman medidas el negocio convencional continuará deteriorándose hasta que hará irreversible su situación provocando el cierre de numerosos campos”.

La innovación como estrategia para el desarrollo

A su turno, Buciak aseveró: “Los operadores debemos ser innovadores para que la curva de producción no caiga. Tenemos que desarrollar productos puntuales para bajar los costos”.

En este sentido, se refirió al primer proyecto de polímeros e indicó que con eso se demostró que era posible realizar recuperación terciaria. A su vez, adelantó que en la actualidad desde la compañía están trabajando sobre los biopolímeros para trazar un camino hacia los biosufractantes.

En relación a ese punto marcó que la tecnología ahora se focaliza en Vaca Muerta y en el offshore, pero que hay que buscar innovación y herramientas para los pozos maduros. No obstante, advirtió que allí se encuentra el desafío porque se trata de instrumentos muy caros.

Por eso, informó que desde la compañía siempre están en la búsqueda de proveedores con solvencia financiera a los cuales se los ayuda con el desarrollo, la prueba piloto, con la mejora del producto y con el suministro de pozos. Y para aquellos que no poseen solvencia financiera, se genera una empresa nueva en donde la firma aporta el total de los egresos al proveedor.

En cuanto a las iniciativas en tecnología impulsadas por Capsa- Capex, Buciak exhibió que cuentan con 14 líneas de innovación en marcha: cinco líneas de desarrollo de sistemas extractivos y de inyección, cinco líneas de químicos para recuperación terciaria y cuatro de desarrollo de sistemas de control y medición.

Sobre esto, precisó: “Para solucionar la distribución del agua hemos desarrollado una válvula para lograr una distribución vertical. Desarrollamos distintos polímeros y el surfractante rocksweep. Con esto estamos bajando el desarrollo de inversión en US$ 6 por barril. También, diseñamos un sistema para medir petróleo en mucha agua. La idea es que tengamos en el celular la información de los controles”

Por último, el ejecutivo de Capsa- Capex informó que “otro proyecto es el side track masivo, el utilizar los pozos existentes. Lo estudiamos bastante. Hoy nos cuesta US$ 7 inyectar un metro cúbico. La idea es llegar a US$ 4. Y también desarrollar biopolímeros en la Argentina”.

Resultados

Kessler dio cuenta del trabajo de YPF y planteó que la empresa ha puesto foco en la eficiencia, en la innovación y la tecnología para la operación de los pozos. También, que la petrolera cuenta con 13 torres de perforación, 34 de pulling, 58 bloques de concesión que se encuentran en explotación y 14 en exploración.

En base a esto, el ejecutivo de YPF destacó que “los niveles de producción de recuperación terciaria están en 13.000 barriles de petróleo por día. Hemos tenido resultados muy positivos. La producción por recuperación terciaria ha contribuido a reducir entre 2 y 3 puntos porcentuales la declinación efectiva anual. El 80% de la terciaria en Argentina la produce YPF”.

Sobre los planes a seguir por parte de la petrolera controlada por el estado, Kessler sostuvo que la idea es continuar por este sendero y que estiman que en 2028 la recuperación terciaria ocupará una tercera parte de la producción de YPF, que un 25% del capex 2024/2028 estará asociado a la terciaria también.

En cuanto a este último punto, marcó que esto se logrará mediante los proyectos de inyección de polímeros que están en etapa de masificación, por la capacidad para desplegar múltiples diseños pilotos simultáneamente. También, por la alianza con AESA y acuerdos con las provincias y por la extracción en pozos productores.

Respecto a los desafíos, el directivo de YPF dijo que están vinculados a los costos de fabricación nacional, el abastecimiento y logística, como así también al tratamiento de la producción tanto por el residual del polímero como por el movimiento de los sólidos.

Recuperación

Rojas mostró el trabajo de CGC en la cuenca Austral y en la Cuenca del Golfo San Jorge y expuso que la firma logró tener un crecimiento sostenido durante los últimos años. En este sentido, exhibió que en 2015 la operadora producía 8 m3/día de petróleo y 53 millones de m3/día de gas y que en la actualidad produce más de 3300 m3/día de crudo y más de 6000 millones de m3 de gas.

Asimismo, destacó el papel del Plan Gas en el incremento de la producción de CGC y sostuvo que “en la Cuenca Austral en 2015, nuestra producción representaba el 38% y con el Plan Gas se llegó al 56% de la producción onshore. En el Golfo, nuestra producción representa el 26%. En tight gas el 48%, estamos produciendo 200 millones de m3/d”.

También, el directivo de CGC afirmó: “Nosotros vemos que siempre es necesario tener volumen de actividad para poder innovar. Es importante tener una actividad sostenida en el tiempo y un equipo técnico que pueda calcular los errores y que soporte las operaciones”.

Además, Rojas comentó que están comenzando con la recuperación mejorada de petróleo puesto que en 2021 la empresa se fijó el desafío de llevar a cabo esos proyectos. “Estamos en el diseño del piloto, pensando en plantas modulares, polímeros como los que se están usando. Debemos poner los servicios en campo. Siempre estamos en la búsqueda de oportunidades”, afirmó el referente de CGC.

Por último, señaló que Campo Indio esperan tener recuperados 600 Bcfg, en Cerrito norte entre 50 y 100 Bcfg, en el Puma 100 Bcfg y en el Cerrito Oeste alrededor de 140 Bcfg. 

, Loana Tejero