Cuáles son las áreas más productivas que vende YPF

YPF inicia su retirada de las áreas convencionales en un movimiento estratégico denominado “Proyecto Andes”. Esta iniciativa implica la venta y cesión de 55 bloques convencionales distribuidos en Chubut, Santa Cruz, Neuquén, Mendoza, Río Negro y Tierra del Fuego por parte de la empresa de mayoría estatal.

El viernes pasado, la entidad envió una presentación inicial a las empresas interesadas, detallando los campos maduros que se pretenden desprender bajo la dirección del presidente y CEO de YPF, Horacio Marín. Este plan estratégico busca transferir la explotación de estos campos a operadoras más pequeñas o independientes, con el objetivo de optimizar la producción en reservorios que han estado activos durante décadas.

El proceso de venta será oficializado este lunes bajo la gestión del Banco Santander. Las empresas interesadas en acceder a la información técnica y económica de las áreas deberán firmar un acuerdo de confidencialidad y tendrán aproximadamente 30 días para presentar ofertas concretas por cada una de las áreas. El objetivo de YPF es que las operaciones estén listas para julio.

La empresa decidió agrupar las áreas en clústers para generar mayor interés entre las operadoras interesadas en quedarse con los activos.

Las áreas más productivas

Entre los bloques más productivas se destaca el clúster El Trébol – Escalante de la Cuenca del Golfo San Jorge. Según el informe del Banco Santander, el bloque de 289,9 km2 que comprende el proyecto fallido no convencional en Chubut tiene una producción de petróleo de 7.112 bbl/d y de gas de 38 km3/d. Su concesión finaliza en noviembre de 2047.

Otro bloque interesante es Barrancas. El área de 619 km2, está ubicado en Mendoza norte en la Cuenca Cuyana, y posee una producción de 5.601 bbl/d y de 20 km3/d. Su concesión vence en noviembre de 2027.

Señal Picada – Punta Barda es un clúster que se encuentra entre las provincias de Neuquén y Río Negro sobre la Cuenca Neuquina. Tiene una extensión de 402,9 km2 de Neuquén y 462,7 km en Río Negro y su producción es de 4.022 bbl/d y de 86 km3/d. Su concesión vence en noviembre de 2027.

Vizcacheras también es un bloque interesante para invertir. El área de 499,5 km2 se encuentra en la parte norte de Mendoza sobre la Cuenca Cuyana y tiene una producción de 2.966 bbl/d y 59 Km3/d. Su concesión finalizará en noviembre de 2027.

Mendoza tiene los últimos dos bloques que se destacan por su nivel de producción. La Ventana es un área 479,9 km2 y tiene una producción de 1.998 bbl/d y 59 km3/d. Su concesión finaliza en noviembre de 2027.

Asimismo, Llancanelo es un área de 95,9 km2 y cuenta con una producción de 1.818 bbl/d y 2 km3/d. La concesión finaliza mayo de 2036.

Otras bloques

Los otros bloques que vende YPF son:

  • Mendoza: Río Tunuyan, Ceferino, Mesa Verde, El Portón, Chihuido de la Salina, Altiplanicie del Payún, Cañadón Amarillo, Chuhuido de la Salina S, Concluencia Sur y Llancanelo R.
  • Río Negro: Estación Fernández Oro.
  • Chubut: Campamento Central – Cañadón Perdido, El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga.
  • Neuquén: Señal Cerro Bayo, Volcán Auca Mahuida, Don Ruiz, Las Manadas, Al Norte del Dorsal, Octágono y Dadin.
  • Tierra del Fuego: Poseidón y Magallanes.

La Patagonia se prepara para crear una empresa energética

La grieta se desató en Comodoro Rivadavia. Ignacio Torres lanzó un ultimátum a la administración de Javier Milei por el pago de una parte de los fondos de la coparticipación. “Si el miércoles no nos quitan el pie de encima, no sale una gota más de petróleo”, advirtió el gobernador de Chubut. El anuncio retumbó en la Casa Rosada y generó el apoyo de la Patagonia y los distintos partidos políticos.

Según Torres, la gestión de Milei comenzó a retener los pagos de la coparticipación después que la Justicia fallara su favor por el tema de los subsidios al transporte. En tanto, el Presidente sostiene que la retención del dinero se debe a una deuda que mantiene Chubut con Nación. La guerra está declarada.

Asimismo, el mandatario chubutense comenzó un raid mediático para exponer sus argumentos de porque considera que el Gobierno nacional retiene de manera ilegal los fondos de la coparticipación.

En diálogo con Radio Con Vos, Torres adelantó que los gobernadores patagónicos evalúan crear una empresa energética para dar respuesta a los diferentes conflictos que mantienen con el Estado Nacional: represas, hidrocarburos y energías renovables, entre otros temas.

La fecha clave sería el 7. Ese día se espera que reúna en Puerto Madryn el Parlamento Patagónico, legisladores nacionales y los cinco gobernadores de la región. Entre los distintos proyectos se estará presentando la creación de la empresa Energía Patagonia SA. Lo que buscan los mandatarios es crear una compañía que les dé más autonomía a la hora de sentarse a hablar con Nación.

 

 

En este sentido, Torres volvió a sostener que los recursos son de las provincias y cuestionó a la gestión de Javier Milei por intentar avanzar sobre este tema. “Es un planteo que no les gusta a Nación, pero nosotros vamos a seguir sosteniendo: los recursos son de las provincias, y esto no es una interpretación, es algo que dice la Constitución, y lo dice claramente. Entonces, ¿qué dice el Gobierno? El Gobierno dice que la energía es un intangible que cuando pasa por las turbinas de las hidroeléctricas el recurso vuelve, y cuando vuelve Nación tiene que ser el poder concedente como, por ejemplo, de las hidroeléctricas que vence el año que viene. El agua es nuestra, el agua es de las provincias, los recursos son de las provincias. Lo que nosotros decimos es que el poder concedente tiene que ser las provincias”, consideró.

Para Torres, la discusión es arcaica cuando el eje debería ser qué modelo de país se quiere tener. “Nosotros queremos, ya que somos los primeros productores de energía, decidir en relación a las concesiones de las hidroeléctricas, y queremos que se hagan las obras de infraestructura que tienen que hacer. La Patagonia representa el 50% de las divisas de los dólares que vienen dilapidando los distintos gobiernos nacionales. Y en Comodoro Rivadavia, que en más de 100 años generó más de 300 mil millones de dólares, puntualmente con nuestra operadora de bandera con YPF, no hay agua. Y ahora YPF se quiere ir sin hacerse cargo del pasivo social y sin hacerse cargo del pasivo ambiental. Esas son cosas que nosotros las vamos a pelear, las vamos a discutir. Y no se tiene que enojar nadie, porque no es una discusión ideológica, filosófica, es una discusión clara. Los recursos son de la provincia”, subrayó el gobernador de Chubut.

Mendoza licita 12 áreas petroleras con un modelo innovador

El Ministerio de Energía y Ambiente de Mendoza lanzó la convocatoria pública nacional e internacional para 12 áreas petroleras con el nuevo modelo de “licitación continua”, que además de hacer de Mendoza una plaza atractiva, garantizará que los llamados sean permanentes y no queden desiertos.

“Son licitaciones mayoritariamente exploratorias. Nueve son de exploración y tres de explotación. El objetivo es, además de que haya inversiones, conocer el potencial que consideramos existe en la provincia”, explicó el director de Hidrocarburos de Mendoza, Estanislao Schilardi.

La convocatoria a licitación, aprobada por el Decreto 322/2024, abarca la Cuenca Cuyana y la Cuenca Neuquina. Las áreas que se licitan son:

  • Zampal (permiso de exploración)
  • Malargüe (permiso de exploración)
  • Boleadero (permiso de exploración)
  • CN V (permiso de exploración)
  • Sierra Azul Sur (permiso de exploración)
  • Calmuco (permiso de exploración)
  • Ranquil Norte (permiso de exploración)
  • Bajada del Chachahuén (permiso de exploración)
  • Chachahuén Norte (permiso de exploración)
  • Payún Oeste (concesión de explotación)
  • Loma El Divisadero (concesión de explotación)
  • Puesto Molina Norte (concesión de explotación)

 

Las áreas Payún Oeste y Bajada del Chechahuén tienen iniciativas privadas declaradas de interés público. Este instrumento, reglamento por el Decreto 1478/2023, permite que un interesado realice una propuesta de inversión sobre un área libre y solicite licitarla.

Los pliegos podrán comprarse en la Dirección de Hidrocarburos a partir del 26/02/2024 hasta fecha de presentación de ofertas. La compra del pliego dará derecho a cada adquirente a recibir la documentación técnica disponible con que cuenta la Dirección de Hidrocarburos de las áreas incluidas en el llamado.

En tanto, la fecha de apertura de sobre será el 23/05/2024 a las 15. La fecha de apertura de sobre B el 24/06/2024 a las 10.

Quienes quieran conocer más detalles o aclaraciones pueden dirigirse al correo de la Dirección de Hidrocarburos: licitacionhidrocarburos@mendoza.gov.ar hasta 7 días hábiles antes de la fecha de presentación de ofertas.

Un modelo de crecimiento

Este nuevo proceso licitatorio tiene como objetivo central atraer compañías e inversiones que generen un incremento en la producción de hidrocarburos, priorizando la continuidad de la exploración y explotación racional y sostenible de los recursos convencionales. También busca incentivar la exploración y explotación sostenible de recursos no convencionales en formaciones con gran potencial, como Vaca Muerta.

La última licitación en exploración petrolera que lanzó la Provincia fue en 2017, y uno de los pozos no convencionales que se perforaron en 2023 corresponde a una de estas áreas. Por lo tanto, si bien son inversiones de riesgo, la exploración tiene fruto.

La ventaja que tiene este modelo de licitación es que se suprimen cánones extraordinarios, dejando la regalía en 12%, con el fin de atraer oferentes que enfoquen sus esfuerzos en los compromisos de inversión.

“Para las áreas de exploración, no se fija una inversión mínima. Se deja abierto a que el mercado decida. Esto anteriormente significó trabas en licitaciones y áreas desiertas sin ofertas”, explicó Schilardi. “Estas modificaciones hacen más atractivas las inversiones”, afirmó.

Como en los estímulos fiscales, en el que los inversores recibían reintegros, esta modalidad termina repercutiendo en las arcas de la Provincia, ya que se reactivan zonas petroleras y se generan más regalías para Mendoza.

Vista incrementó un 27% sus reservas probadas en Vaca Muerta

Vista, segundo operador de petróleo no convencional de la Argentina, informó este jueves a los mercados que sus reservas probadas y estimadas (P1) de petróleo y gas, al 31 de diciembre de 2023, reflejaron un aumento interanual del 27%, totalizando los 318.5 millones de barriles de petróleo equivalente.

“Durante 2023, logramos avances significativos en el desarrollo de nuestras áreas en Vaca Muerta. Los resultados obtenidos en nuestro bloque Bajada del Palo Este nos permitieron de-riskear una importante extensión de nuestro acreage, lo que tuvo un impacto sustancial en las adiciones de reservas probadas”, declaró Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista. Además, enfatizó: “Nuestro objetivo principal sigue siendo fortalecer nuestra posición de liderazgo en la generación de un crecimiento orgánico y rentable”.

Las adiciones de reservas P1 totalizaron 85.5 millones de barriles de petróleo equivalente, lo que representa un índice de reemplazo de reservas del 458%. Las reservas probadas de petróleo y gas de Vista en el bloque Bajada del Palo Oeste, en Vaca Muerta, se estimaron en 221.8 millones de barriles de petróleo equivalente.

Durante el cuarto trimestre de 2023, la compañía reportó una producción diaria promedio de 56.353 barriles diarios de petróleo equivalente, un aumento del 14% respecto al trimestre anterior, impulsado por la puesta en producción de 11 pozos nuevos en Bajada del Palo Oeste. La producción de petróleo fue de 48.469 barriles diarios, un aumento del 17% trimestre contra trimestre.

Vista se ha consolidado en Vaca Muerta como un operador de bajo costo y enfocado íntegramente en el desarrollo de petróleo no convencional. Para 2026, proyecta alcanzar una producción de 100.000 barriles diarios de petróleo equivalente y, para 2030, estima una producción de 150.000 barriles diarios de petróleo equivalente.

Cuáles son los cambios en la reforma de la Ley de Hidrocarburos

El Estado podrá intervenir en el comercio exterior de hidrocarburos por cuestiones vinculadas a “la seguridad del suministro”, de acuerdo con lo establecido en una de las modificaciones al proyecto de ley de “Bases y puntos de partida para la libertad de los argentinos“.

La iniciativa, que establece una serie de cambios al proyecto de ley, también delimitó las competencias de la Nación y las provincias “sin dejar de reafirmar que es una ley federal”.

“Se estableció sin duda alguna que la exportación e importación es libre y es un derecho”, puntualizó el Poder Ejecutivo en la presentación de las modificaciones en el capítulo referido a los hidrocarburos.

No obstante, se aclaró que “puede haber una objeción por parte de la Secretaría de Energía, limitada al momento de otorgar la solicitud y por motivos técnica y económicamente en la seguridad del suministro”.

Entre otros aspectos relevantes, en los cambios se aclaran “los casos en los que correspondía actuar a la Nación o a las provincias”, remarcando que la ley de Hidrocarburos es “federal”.

“Asimismo, a tono con la conciliación de las facultades Nación-Provincias, se mantuvieron las facultades de la autoridad de aplicación respectiva de controlar los programas de desarrollo y compromisos de inversión y la elaboración conjunta del pliego modelo entre Nación y provincias”, agregó.

Los gobernadores, según trascendió, habían solicitado que el proyecto priorizara el abastecimiento interno, un concepto que no es igual a autoabastecimiento, ya que prevé que la seguridad energética se garantice no sólo con lo producido en el país.

En el documento con las nuevas propuestas se estableció un nuevo régimen de competencia de las licitaciones públicas en función de una oferta de regalías sobre un valor base del 15%, afectado por un factor “X” de exclusiva elección del oferente, y se fijó “un límite máximo de hasta 10 años para plazos más extensos que los fijados por la ley, aclarándose que, en ningún caso, la concesión puede ser fijada a perpetuidad”.

Al respecto, se subrayó que “constituye causal de nulidad la adjudicación de permisos o concesiones al vencimiento de los plazos originales sin mediar una licitación pública y abierta”.

Para el caso de la reconversión de concesiones de convencional a no convencional, se previó que se pueda solicitar hasta el 31 de diciembre de 2026 y por un único plazo de 35 años, de modo de dar tiempo a los concesionarios para amortizar la inversión a realizar en dicho proceso.

En la presentación de los cambios se sostuvo que “dichos cambios no importan modificaciones a las concesiones de explotación y concesiones de transporte otorgadas con anterioridad, las cuales se seguirán rigiendo los plazos establecidos por el marco legal existente”.

Por otra parte, y para reconocer a los titulares de las áreas ingresos actualizados, se modificaron los valores del canon anual por barriles, y su ajuste en función del precio del barril.

Por último, se estableció un régimen de autorizaciones de transporte con libre acceso, de habilitación para el procesamiento; y se reguló la actividad de almacenaje bajo régimen de autorizaciones, figura que hasta el momento no estaba prevista normativamente en la ley.

Santa Cruz se endurece: “operadora que no invierta, se tendrá que ir”

Santa Cruz busca relanzar su industria hidrocarburífera. La provincia logró un histórico acuerdo con YPF para volver a contar con una serie de yacimientos donde la empresa de mayoría estatal no mantenía actividad.

El convenio fue celebrado por las autoridades del Gobierno provincial y el Sindicato de Petroleros Privados y marcó el inicio de una política energética. El mensaje es claro: las empresas que no inviertan no tendrán lugar en la provincia.

Nosotros no podemos dejar que se lleven nuestros recursos, que las operadoras sigan en este plan de desinversión”, sostuvo Rafael Güenchenen, secretario general del gremio de petroleros privados.

Tanto Chubut y Santa Cruz reconocen que para las empresas es más rentable mudarse hacia Vaca Muerta por la rentabilidad que ofrece el no convencional. Sin embargo, las autoridades consideran que el convencional le ha dado herramientas para que el shale sea una realidad.

“Le hemos dado la oportunidad de lograr el no convencional y hemos aportado muchísimo para todo el país desde esta actividad, así que mínimamente le pedíamos a lo largo de todos estos años una postura totalmente diferente: un plan de inversión, mayor producción y nunca lo hicieron. Bueno, hoy los trabajadores tenemos esta oportunidad de exigir con las instituciones que nos toca representar, hacer un planteo fuerte y obviamente siempre acompañado y encabezado por el propio gobernador de la provincia, Claudio Vidal”, afirmó el dirigente gremial.

En Santa Cruz ponderan que el mercado hidrocarburífero es bueno sumado a las modificaciones que planea implementar Javier Milei, que cuenta con el aval de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH). “La situación de la actividad petrolera es buena, el precio es bueno y las operadoras pueden hacer un gran plan de inversión y cuando siguen con esta misma política la verdad que bueno, para nosotros es muy importante que se tome este tipo de decisión porque si no lo hacen ahora, ¿cuándo lo van a hacer?”, subrayó Güenchenen.

Ley de Hidrocarburos: que el árbol no tape el bosque

*Por Gabriel Matarazzo, tesorero de la Federación Argentina Sindical del Petróleo, Gas y Biocombustibles (FASiPeGyBio)

Antes de evaluar los contenidos que presentó el Poder Ejecutivo en lo referente al área de hidrocarburos, las formas de llevar a cabo una política también son importantes. Lo lógico sería que un gobierno que cuenta con minorías parlamentarias lleve sus proyectos de cambios estructurales al sitio donde deben darse las discusiones: el Congreso Nacional, ya que es imposible avanzar sin consensos.

Los decretos y las leyes que quiera promulgar el Ejecutivo jamás deben interferir con las atribuciones de los demás poderes, ni con el legislativo ni con el judicial -que en el caso del DNU ya recibió la primera medida cautelar de la Cámara Nacional de Apelaciones del Trabajo-.

La industria petrolera, y la de energía en general, es un rubro clave para el desarrollo económico del país y cuenta con un potencial enorme de cara al futuro. En el medio, el mundo brinda algunas oportunidades especiales respecto a la demanda energética y necesita un abastecimiento que el suelo argentino puede darle.

Los grandes proyectos de exploración offshore en las costas de la provincia de Buenos Aires, las mejoras en infraestructura como el caso del Gasoducto Néstor Kirchner, las inversiones en las refinerías de Bahía Blanca y Ensenada, y por supuesto el potencial de Vaca Muerta, son sólo una muestra de cómo el país tiene las cualidades para exportar, mejorando la balanza comercial energética y consiguiendo los dólares que el país necesita.

No sólo eso, éstas latentes oportunidades también son el camino indicado para que la economía crezca en su conjunto, tanto a nivel productivo como en materia de empleo, ya que cuando hablamos de estos proyectos hablamos de decenas de miles de puestos de trabajo que ya se están generando.

No se puede romper la dinámica virtuosa dentro del promisorio escenario energético nacional simplemente por los “formas”. Por eso, como tal, el sector petrolero debe ser escuchado antes de cualquier medida específica. Por ejemplo, aunque no esté formalmente en los proyectos enviados, los trabajadores del sector no pueden volver a cargar con el tributo del Impuesto a las Ganancias, como algunas voces del gobierno nacional deslizaron. Por lo menos debería ser a través del diálogo y el consenso que se llegue a estas cuestiones.

En lo que respecta al contenido de los proyectos, lo más importante a mencionar es que los mismos establecen, a grandes rasgos, la liberación de los precios y de las exportaciones de hidrocarburos, lo que implica la desaparición del “barril criollo”, el precio diferencial que permitía desanclar el petróleo de los vaivenes internacionales. Las productoras podrán vender crudo a paridad de exportación y las refinadoras comercializarán las naftas y gasoil en el mercado interno a paridad de importación.

El impacto tiene ganadores y perdedores, como cualquier medida económica que impacta a gran escala. Los trabajadores de cualquier sector, a través de sus representaciones sindicales, deben permanecer alerta frente a los grandes cambios, sean o no los adecuados para el contexto.

En ese sentido, se debe remarcar que quienes más cargan el peso de Ganancias son los petroleros, que vieron perjudicados durante mucho tiempo el poder adquisitivo de sus ingresos salariales. No se puede volver atrás con una medida que beneficia a los trabajadores.

En ese sentido, desde las distintas organizaciones sindicales y los correspondientes mecanismos de representación, se harán llegar a los ámbitos legislativos todas las posturas frente al futuro laboral. Sin embargo, antes de discutir contenidos deben respetarse las instituciones y cuidar el diálogo, ya que es el único camino posible para sacar el país adelante.

La OFEPHI vuelve a reunirse por la política energética de Milei

El miércoles a las 15 en el CFI será la reunión de la OFEPHI. La convocatoria es de carácter urgente ante los cambios que propone en materia energética la gestión de Javier Milei. Los gobernadores patagónicos levantaron la guardia porque consideran que las decisiones deben ser convalidades por todas las provincias.

“Hemos decidido convocar urgentemente a la OFEPHI para el día miércoles a las 15 horas en el CFI. Es importante que sea tenido en cuenta, no solo la opinión de las Patagónicas y las que integran la OFEPHI, sino que las decisiones que se tomen estén convalidadas por todas las provincias”, consideró Rolando Figueroa después de la cumbre que compartieron en los mandatarios en Villa La Angostura.

El gobernador de Neuquén fue el anfitrión de la reunión que convocó a Alberto Weretilneck (Río Negro), Gustavo Melella (Tierra del Fuego), Ignacio Torres (Chubut) y Sergio Ziliotto (La Pampa).

Los mandatarios plantearon temas importantes para desarrollar de cara a la próxima reunión. Entre ellos, pesca, hidroeléctricas, gasoducto cordillerano, obra pública, transporte, vivienda, empresas públicas, leyes educativas y redistribución de impuestos no coparticipables. También anunciaron la convocatoria a una reunión de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI), para el próximo miércoles, a las 15. Dicha organización también la integran otras provincias.

 

 

En este sentido, el comunicado de los mandatarios en materia energética sostiene:

En conjunto, las provincias patagónicas estamos produciendo más del 90% de la producción de hidrocarburos en todo el país, por eso hemos decidido convocar urgentemente a la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI) para que las decisiones que se tomen en materia de hidrocarburos se hagan en el marco de toda la organización.

En este sentido, respecto del CAPÍTULO IX – ENERGÍA – Sección I – De la Ley N° 17.319, de Hidrocarburos, del Proyecto de Ley Ómnibus presentado por el Poder Ejecutivo Nacional, en defensa del dominio originario por parte de las provincias, de los recursos naturales existentes en su territorio, consagrados en el artículo 124 de nuestra constitución Nacional, columna vertebral de nuestro sentir federal y patagónico.

Defenderemos incansablemente los derechos de nuestras provincias, con ánimo constructivo, con el objetivo de sumar al engrandecimiento de la República. Por eso venimos a observar en el proyecto de ley aspectos que necesariamente tienen que ser revisados teniendo en cuenta que, de acuerdo a la normativa vigente, si bien el diseño de las políticas energéticas a nivel federal continúa siendo responsabilidad del Poder Ejecutivo Nacional, son las provincias quienes detentan el ejercicio del dominio originario y la administración sobre los yacimientos de hidrocarburos en sus territorios, en función de lo cual venimos a expresar lo siguiente:

Compartimos las modificaciones que permitan lograr un marco jurídico para la industria hidrocarburífera que generen más empleo y actividad económica en nuestras provincias, que se convierta en mas riqueza para los patagónicos y los argentinos.

Acompañamos también aquellas iniciativas que incentiven las inversiones para lograr mayor producción de petróleo y gas que fortalezcan la seguridad energética nacional y las exportaciones de la República.

Pero como nosotros no somos una isla en la Nación, tampoco nos queremos convertir en una colonia de la cual se continúen extrayendo recursos naturales baratos a cambio de una pobre compensación. Las provincias patagónicas abastecemos de energía a la República a precios que han representado un verdadero sacrificio para nuestros habitantes a lo largo de la historia, y lo hemos hecho con alto sentido patriótico.

Volvemos a solicitar la modificación de los más de 30 artículos que ponen al Poder Ejecutivo Nacional como autoridad de aplicación de la legislación hidrocarburífera en nuestro país, cuando es una discusión ya saldada con la sanción de la Reforma de la Constitución Nacional, como mencionamos anteriormente, y de la Ley 26.197 que establece que “Los yacimientos de hidrocarburos líquidos y gaseosos situados en el territorio de la República Argentina y en su plataforma continental pertenecen al patrimonio inalienable e imprescriptible del Estado nacional o de los Estados provinciales, según el ámbito territorial en que se encuentren”. Estos artículos del proyecto de Ley rozan la inconstitucionalidad.

Si bien compartimos la modificación respecto de la cual los objetivos principales bajo el cual el Poder Ejecutivo nacional fijará la política nacional hidrocarburífera, será “maximizar la renta obtenida de la explotación de los recursos y satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país”, creemos que dicho objetivo, debe ser cumplido asegurando no solo la sustentabilidad económica de los inversores, sino también la sustentabilidad social y ambiental de las poblaciones y las regiones donde se desarrolla esta actividad. Necesitamos imperiosamente el concurso del gobierno nacional y del sector privado para llevar adelante las obras de infraestructura necesarias para acompañar el crecimiento poblacional, el cual muchas veces suele ser exponencial.

No compartimos lo expresado en el artículo 291º del proyecto de ley, que sustituye el artículo 80º inc e) de la Ley N° 17.319 de Hidrocarburos, eliminando como causal de caducidad de las concesiones o permisos el no haber dado cumplimiento a las obligaciones resultantes del artículo 32º; que a su vez establece que “Dentro de los noventa (90) días de haber formulado la declaración a que se refiere el artículo 22 y posteriormente en forma periódica, el concesionario someterá a la aprobación de la autoridad de aplicación los programas de desarrollo y compromisos de inversión correspondientes a cada uno de los lotes de explotación. Tales programas deberán cumplir los requisitos establecidos en el artículo 31 y ser aptos para acelerar en todo lo posible la delimitación final de área de concesión con arreglo al artículo 33”.

Solicitamos modificar los artículos 57 y 58 de la Ley 17319 que determinan los montos de los Canones de Exploración y Explotación incorporando los conceptos establecidos en el decreto 770/2020, de modo tal que estos valores se actualicen de acuerdo al valor internacional del petróleo.

Pedimos corregir la redacción del artículo 207º del Proyecto de Ley que “delega en el Poder Ejecutivo Nacional la facultad de incrementar, a los efectos de garantizar la sostenibilidad fiscal, las alícuotas de los derechos de exportación de todas aquellas mercaderías comprendidas en los artículos 203 y 204. Sin embargo, dichas alícuotas no podrán superar en ningún caso el QUINCE POR CIENTO (15%)”; ya que si bien el artículo 204 del mencionado proyecto de Ley mantiene la vigencia de los derechos de exportación actualmente vigentes, para los hidrocarburos y la minería (8%), luego le brinda la posibilidad al Poder Ejecutivo de incrementarlos hasta el 15%. Por eso pedimos, que el monto máximo a gravar con derechos de exportación a los hidrocarburos no pueda superar el 8% actualmente vigente.

En cuanto al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGE), es importante tener en cuenta que si bien tanto los sectores de energía, como petróleo y gas son considerados dentro de dicho régimen, la redacción actual descartaría, en principio, proyectos de explotación hidrocarburífera, por lo que solicitamos su adecuación.

Los hidrocarburos generarían 1,5 millones de empleos en los próximos 6 años

La industria hidrocarburífera logró surfear las olas de los desequilibrios macroeconómicos y la fragilidad del poder político. La Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH) espera que el próximo año sea un momento bisagra para cambiar la marcha y acelerar a fondo.

En el marco de la 29° Conferencia Industrial de la UIA que se celebró en el Centro de Convenciones de la Ciudad de Buenos Aires, Carlos Ormachea, presidente de la Cámara, brindó detalles de lo que puede significar la industria en los próximos 6 años en materia de producción, empleo, inversión e impacto fiscal en la balanza comercial.

En términos de producción se multiplica por dos y media la producción de petróleo. Es decir que se pasará a producir un millón y medio de barriles por día en el 2030 arrancando de 620 mil barriles por día que se produce en la actualidad.

Hay que recordar que el país consume 550 mil barriles día y que todo el crecimiento que se da sobre esa cifra está destinado a exportación.

En materia de gas se producen 140 millones de metros cúbicos por día en el pico de invierno y se podría alcanzar los 250 millones de metros cúbicos por día. Este crecimiento sería destinado a abastecer la demanda insatisfecha de Argentina, consumo regional de los países vecinos de Chile y Brasil, y sólo un tren de exportación de gas licuado de 4 millones de toneladas. “Eso se puede multiplicar por N veces después a partir del año 2030”, afirmó el chairman de Tecpetrol.

En cuanto a la generación de empleo, según los números de la CEPH, crecería de la mano de la producción. “Por cada empleado que entra a trabajar en un campo, hay otros 15 afuera que están trabajando en cosas asociadas con ese proyecto. Este es el multiplicador”, detalló.

“Si tenemos 100.000 personas más con trabajo de calidad, trabajando en esta industria para cumplir con este objetivo de multiplicar por 2,5 la producción de petróleo, estamos generando colateralmente casi un millón y medio de empleos en blanco”, consideró.

Asimismo, el impacto de un proyecto hidrocarburífero en materia fiscal significaría 3.000 millones de dólares más para las provincias, básicamente con el concepto de regalía de ingreso bruto, y 1.500 millones de dólares más para la Nación, solo en concepto de retención o de impuesto a las exportaciones.

“Si vamos al último aspecto que es la balanza comercial, estamos pasando de un déficit de 4.000 millones de dólares en el año 2022, que es el último cerrado, impactado por precios altos de gas, etcétera, pero fueron menos 4.000 millones de dólares, a un superávit de 25.000 millones de dólares en el 2030, es una mejora de 29.000 millones de dólares en la balanza comercial”, subrayó.

Digitalización en Oil & Gas: las claves para acelerar el cambio

La digitalización es la respuesta a múltiples necesidades de la industria, sin embargo, la mayoría de las empresas no implementa al cien por ciento sus proyectos de transformación digital. ¿Cuáles son los ejes para consolidar la transición?

Las empresas de Oil & Gas enfrentan actualmente una serie de presiones, entre las que se destacan las variaciones en el precio del petróleo debido al aumento en la demanda, la inestabilidad geopolítica y los problemas en la cadena de suministro. Además, la transición energética a nivel mundial pone bajo la lupa a gran parte de su cadena de valor. Por consiguiente, esta industria en su totalidad está llamada a mejorar la eficiencia y reducir sus emisiones directas de carbono.

“La matriz energética está experimentando una transformación significativa, con la incorporación de nuevos elementos. Esto incluye la creciente influencia del proconsumidor, los compromisos de descarbonización adoptados por ciertos países de cara a 2030, así como los esfuerzos gubernamentales que buscan acompañar el proceso de sostenibilidad. Todo esto, sumado al crecimiento de las energías renovables, lleva a que la industria esté encarando su transformación tratando de acompañar la rapidez  en el cambio de la matriz energética”, señala Fabián Bosquiazzo, Global SVP of Utilities & Energy Industry en Softtek.

La digitalización emerge como clave para desbloquear los distintos frentes: durante la última década, los avances en el análisis de datos, la inteligencia artificial (IA) y el Internet de las cosas (IoT) han ayudado a los actores de muchos sectores a optimizar procesos complejos, rastrear fuentes de pérdida e ineficiencia y responder de manera más efectiva a la volatilidad y las interrupciones.

Para Ian Bogado, CEO de la startup de climatech Uali, la curva de adaptación y aprendizaje digital dentro de grandes empresas del sector es más lenta que en otras áreas pero, las compañías ya han adaptado su estructura para que el impacto de sus estrategias y las necesidades de sus clientes puedan ser cubiertas por la transformación digital. “En el caso de Oil & Gas, las geografías a cubrir pueden ser uno de los principales desafíos, ya que la conectividad no llega a cubrir las necesidades actuales”, agrega. En cualquier caso, en este contexto y para seguir siendo competitivas, las empresas se esfuerzan por transformar sus operaciones, mejorando la confiabilidad y disponibilidad de sus activos mientras reducen emisiones.

Principalmente, las ventajas de la digitalización se observan en cuatro grandes ejes:

Por un lado, la eficiencia operativa: mediante el uso de tecnologías digitales como sensores, inteligencia artificial y automatización, se pueden recopilar y analizar datos en tiempo real para tomar decisiones más informadas y rápidas. Esto puede ayudar a reducir costos, optimizar recursos y minimizar los riesgos operativos.

También es útil en lo que refiere a gestión de activos: la digitalización permite una mejor gestión de pozos, plataformas y tuberías. Mediante el uso de tecnologías de monitoreo remoto, se pueden recopilar datos sobre el rendimiento y el estado de los activos en tiempo real. Esto ayuda a predecir y prevenir fallas, optimizar el mantenimiento y prolongar la vida útil de los activos.

En cuanto a seguridad y medio ambiente, el monitoreo remoto, los sistemas de detección temprana y las tecnologías de control pueden ayudar a prevenir accidentes y minimizar los impactos ambientales. Además, la digitalización permite una mejor gestión de la seguridad en tiempo real, proporcionando a los operadores información actualizada y alertas en caso de situaciones peligrosas.

Finalmente, desempeñan un gran rol en la optimización de la cadena de suministro: desde la exploración y producción hasta el transporte y distribución. Mediante el uso de tecnologías como el análisis de datos, la inteligencia artificial y la optimización de rutas, se pueden identificar oportunidades para mejorar la eficiencia en el transporte, minimizar los tiempos de espera y reducir los costos de logística.

La marcha hacia el cambio

De acuerdo con una Investigación de McKinsey si bien casi todas las empresas del sector han ejecutado proyectos de digitalización en diversas partes de sus operaciones, el 70% de ellas no ha pasado de la fase piloto.

Puede que las empresas no vean resultados en lo inmediato, justamente, ese punto representa un desafío a superar para la industria. “Para nuestra industria, los proyectos realmente importantes y con mayor capacidad de impacto son los largoplacistas. En este sentido, las mejoras que trae la transformación digital en los procesos internos y en el usuario final, alcanzan un punto máximo en implementaciones en varios meses, incluso años”, destacan desde Uali.

Desde Uali sostienen además que de cara a la transformación digital, un punto central son equipos de trabajo multidisciplinarios y transversales a todas las compañías. “Las empresas del sector han invertido en ampliar y mejorar su staff y su perspectiva global respecto de transformación digital en varias verticales de su organización”.

Por otro lado, este tipo de transformaciones requieren el desarrollo de nuevas habilidades de parte del talento y los empleados. En esos casos, muchas veces este tipo de transiciones o son resistidas o las personas no reciben la capacitación y el apoyo adecuados para llevarlas a cabo. Sin embargo, la tecnología más avanzada no puede lograr nada por sí misma. El valor surge como una combinación de la herramienta y las personas que la operan. Es por eso que las transformaciones digitales exitosas tienen un enfoque que prioriza a las personas.

Bosquiazzo, uno los referentes globales en temas en energía e industria de servicios públicos de Softtek, explica que en la industria todavía se observan resistencias: “por un lado, en aquello que tenga que ver con la automatización, porque hay mucho ‘dueño’ de proceso que siente que sus cosas no pueden ser automatizadas, quizás por miedo a perder su trabajo o sólo por temer que le cambien sus funciones. Por otro, para poder avanzar en proyectos cross se precisa la estandarización de procesos y la analítica del dato”.

Otro grupo de obstáculos pueden venir de que este tipo de iniciativas no pueden ser intentos aislados sino que deben integrarse perfectamente con una infraestructura más amplia de IT de la organización. La infraestructura tecnológica en la mayoría de las empresas de petróleo y gas es compleja y fragmentada, con una combinación de sistemas modernos y heredados, y sus datos críticos para el negocio se distribuyen a través de esos sistemas. Esos datos pueden ser de difícil acceso, difíciles de interpretar y de calidad inconsistente. En efecto, se trata de cimientos inestables para una transformación digital que necesitan ser revisados.

También es necesario tener en cuenta que en las transformaciones digitales exitosas, la creación de valor siempre está en el centro. En este sentido, hay que tener muy claro cuáles son los problemas comerciales u operativos que la organización desea abordar y los resultados que se desean lograr con sus programas de digitalización.

No menos importante es que para asegurarse de que se dan cuenta del valor potencial de sus inversiones digitales, las empresas necesitan un mecanismo para rastrear el progreso y el impacto final de cada proyecto. Las bases de cualquier mecanismo de este tipo incluyen una comprensión clara de objetivos y avances, KPI robustos y herramientas de visualización que permiten una toma de decisiones rápida y basada en hechos.

“Los KPIs de esta vertical deben ser trazados según la organización y sus equipos, teniendo en cuenta sus necesidades, objetivos y recursos. En general se busca medir en cuánto tiempo mejora un proceso que antes se hacía manual vs uno digitalizado en varios puntos del desarrollo, cuánto tiempo se tardó en implementar y que beneficio trae ese tiempo en términos monetarios. De todas formas, la implementación de estos índices son claves para la transformación digital en las empresas de la industria”, apunta Bogado.

En la mirada de Bosquiazzo hay ciertas tecnologías que se están desarrollando con más fuerza que otras. “Hay empresas que invirtieron en operaciones inteligentes en Europa y ahora lo están haciendo en Latinoamérica. Entonces todas las empresas avanzan, pero a su manera. En adopción digital, hay definiciones que las empresas están obligadas a hacer: contar con la nube para poder tener mejor acceso a los datos y saberlos gobernar y analizar. De la mano de todo esto está la ciberseguridad. Algunas compañías están desarrollando lo que es inteligencia artificial para el análisis de factibilidad de exploración y extracción de crudo. Otros están aplicando tecnología para el mantenimiento correctivo y preventivo de sus activos”.

Por último, si bien es esencial incorporar a la fuerza laboral existente, la digitalización a gran escala generalmente también requiere nuevos talentos. Los proyectos digitales necesitan desarrolladores de software, científicos de datos e incluso startups y talento externo que pueda convertir los conocimientos analíticos en acciones operativas.

Las tecnologías digitales han demostrado su potencial en el sector del petróleo y el gas a la hora de reducir costos, aumentar la producción y mejorar la eficiencia en toda la cadena de valor de extremo a extremo. Sin embargo, para lograr éxito realmente necesitan mejorar las capacidades de las personas y el diseño de su infraestructura de información, mientras se mantienen enfocados en garantizar que sus esfuerzos digitales generen valor real.