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Hidrocarburos

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.

Aberdeen: el futuro de las ciudades petroleras argentinas

Aberdeen es una postal del futuro. El paisaje de la capital británica está marcado por aerogeneradores marinos, colectivos que funcionan a hidrógeno y la actividad offshore en el Mar del Norte. Las renovables y los fósiles conviven en armonía.

La localidad escocesa es la cumbre de la transición energética, pero sus miembros no reniegan de los hidrocarburos. Saben que sin petróleo es imposible financiar los proyectos renovables. Así, Cambo, el yacimiento que se encuentra frente a la costa del archipiélago escocés de Shetland, continuará produciendo generando divisas y fuentes de trabajo.

La invasión de Rusia a Ucrania puso a los hidrocarburos en el centro de la escena. Los valores se dispararon y los conflictos geopolíticos generaron que la dependencia de los fósiles se extendiese un poco más de lo previsto.

Otro impacto del conflicto bélico determinó que se entendiera que la transición energética no será de “la noche a la mañana” y que los discursos están marcados por el concepto de seguridad energética.

Aberdeen es una ciudad que parece haber aprendido de sus errores. En la actualidad trata de lograr una supervivencia económica para no repetir la crisis generada por el cierre repentino de minas de carbón o altos hornos durante los años de la primera ministra Margareth Thatcher.

En la capital británica tampoco se olvidan de la caída del precio del crudo en 2014, que generó una ola de despidos y una desaceleración de su economía.

La localidad invierte en renovables sin “molestar a los gigantes petroleros”. La ampliación de puerto es uno de sus principales proyectos. La terminal marítima permite transportar los insumos para la instalación de los aerogeneradores y ha obtenido una subvención del Gobierno escocés para investigar la viabilidad de almacenar hidrógeno bajo el agua.

Su ímpetu no termina allí. Fue una de las ciudades pioneras en el mundo al incorporar colectivos de dos pisos, que funcionan con hidrógeno. Las unidades sólo emiten vapor de agua y es el transporte público de más de 220.000 habitantes.

El proyecto piloto comenzó en 2015 con la incorporación de los primeros autobuses impulsados a hidrógeno y la apertura de la primera estación de producción y reabastecimiento de hidrógeno para autobuses en el Reino Unido. También impulsó que los camiones recolectores de basura funcionen a base de hidrógeno.

 

 

Aberdeen: un horizonte

 

Comodoro Rivadavia y Aberdeen tienen muchos puntos en común. Los hidrocarburos como matriz productiva, el potencial de sus vientos y la posibilidad de avanzar en proyectos de hidrógeno. La localidad chubutense sufre el declino de sus yacimientos y busca la manera de reconvertirse sin dejar de lado al oro negro.

En cercanías de la localidad chubutense se encuentra Manantiales Berh, un bloque petrolero histórico que sigue escribiendo páginas de la mano de la recuperación terciaria y que rompe récords de generación de energía de la mano de su parque eólico.

Además, posee el área Diadema Argentina donde Capsa también impulsa su proyecto de recuperación terciaria, que convive con dos parques eólicos y una planta de hidrógeno. Este último proyecto produce 120 metros cúbicos cada día y lleva acumulado más de 3 millones de metros cúbicos desde hace 15 años. Esta cifra es el equivalente a 7 vueltas al mundo para una flota de 10 colectivos. Además, abasteció al país con más de 1.400.000 metros cúbicos de oxígeno de alta pureza.

“Hace poco hemos compartido la visita desde Inglaterra. En Escocia hay una región, un poblado que se llama Aberdeen, que es muy parecido a Comodoro Rivadavia. Tiene petróleo, tiene gas, pero también tiene mucho viento. En esta transición se está convirtiendo esa zona de Gran Bretaña a una especie de base de hidrógeno”, sostuvo Ariel Pérez, gerente de Energía del grupo Capsa, en el marco de la edición XXV de Jornada Técnicas de Petróleo y Gas del Golfo San Jorge, que organizó el Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG) en Comodoro Rivadavia.

“Se montó mucha energía eólica, se montó mucha infraestructura de hidrógeno y empieza a ser un pueblo de desarrollo de hidrógeno. Ese puede ser un caso como para decir qué está sucediendo en el mundo y qué se puede aprender de ahí”, consideró Pérez.

La actividad a la que hace referencia el gerente de Energía del grupo Capsa se trata de la exposición Subsea, que se realizó en febrero en Aberdeen. Hasta la capital británica viajaron la secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón; el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Martin Cerdá, el ministro de Energía de Neuquén, Alejandro Monteiro; y la asesora legal de la Secretaría, Verónica Tito.

El viaje tuvo como prioridad difundir la potencialidad de los recursos energéticos del país y alentar las inversiones que contribuyan a la diversificación y sustentabilidad de la matriz nacional.

Si bien se sabe que las renovables no generarán la misma cantidad de puestos de trabajo que los hidrocarburos, las ciudades buscan que la transición energética sea lo más amigable posible para preservar el bienestar de cada comunidad.

Sin embargo, hay una diferencia sustancial entre Comodoro y Aberdeen. La localidad escocesa cuenta con un marco regulatorio y no es un dato menor. Es que Argentina todavía no se sienta a discutir su hoja de ruta y el sector energético pide condiciones claras que permitan darle previsibilidad a las inversiones que pueden hasta sextuplicar el capital que reciben los fósiles.

El “Dólar Vaca Muerta” duplicaría los ingresos por regalías

El gobernador electo de Chubut, Ignacio Torres se refirió a la implementación del “Dólar Vaca Muerta”, que oportunamente promovió – bajo el nombre de Dólar Petrolero- en el Congreso de la Nación, conjuntamente con los diputados nacionales Matías Taccetta y Ana Clara Romero en julio de 2022, y manifestó que “representa un verdadero incentivo para el sector”. La provincia hace las cuentas por los ingresos por regalías.

Asimismo, el todavía senador nacional explicó que “del 21% de la producción de Chubut que se exporta, solamente la cuarta parte, que equivale a un 5,3% de la producción total, podría liquidarse al dólar petrolero, y el incremento en este indicador implicaría un 7% más de regalías para nuestra provincia, un incentivo para el sector que ya se encuentra castigado por la disminución de ingresos en aproximadamente 16 millones de dólares mensuales que Chubut no percibe por el «barril criollo» y los derechos de exportación”.

En este sentido, el mandatario electo precisó que “actualmente el dólar de equilibrio está en línea con los dólares financieros, y si la provincia liquidara la totalidad de su producción a ese valor, los ingresos por regalías se duplicarían, una verdadera oportunidad para suplir la caída de fondos de Chubut y potenciar uno de los sectores más pujantes”.

 

 

“Si bien el porcentaje contemplado en la medida del Gobierno consideramos que es poco, reconocer las dificultades que genera el atraso cambiario en el sector y en las arcas provinciales no deja de ser un avance y objetivamente hay que reconocerlo”, consideró.

Además, Torres criticó duramente el proyecto del Gobierno Nacional para avanzar en una reforma integral del Impuesto a las Ganancias, considerando que “impactará de manera directa en Chubut, generando una pérdida fiscal que, solamente para el año próximo, se prevé en más de 25 mil millones de pesos”.

“Para el 2024, la pérdida para Chubut asciende a 25.771 millones de pesos, sin mencionar la regresividad de la reforma de Ganancias, que lejos de beneficiar a todos los argentinos, lo hará únicamente en unas 800 mil contribuyentes del decil más alto en la pirámide de ingresos”, afirmó.

A su vez, Torres señaló que  “ante este nuevo atropello que en el caso de Chubut representará una pérdida de más de 25 mil millones de pesos solamente para el año entrante, exigimos que la misma se actualice anualmente con un Fondo Compensador que se ajuste por inflación o un índice que sostenga el poder adquisitivo ante la baja en la recaudación por coparticipación que va a sufrir Chubut” y recordó que “el Gobierno Nacional ya nos tiene acostumbrado a tomar este tipo de medidas que, le quitan recursos a las provincias de manera automática y en favor de sí mismo. Ahora, Chubut va a perder el equivalente a un 6,5% de la coparticipación federal de impuestos”.

Vista proyecta una producción de 100.000 bpd en 2026

Vista presentó su nuevo plan estratégico en el cual planea para 2026 incrementar su producción diaria en un 25%, en comparación con la meta anunciada en 2021, alcanzando así los 100.000 barriles diarios de petróleo equivalente por día.

A la vez de incrementar sus proyecciones de producción, la compañía también anunció que plantea invertir US$ 2.500 millones en Vaca Muerta durante los próximos tres años, lo que representa un aumento del 60% respecto del monto presentado en el plan anterior.

El anuncio se realizó hoy en un nuevo Investor Day de la empresa el cual fue encabezado por Miguel Galuccio, fundador, presidente y CEO de Vista, quien estuvo acompañado por el equipo ejecutivo de la compañía.

Al inicio de su presentación, Galuccio destacó el innovador modelo operativo y de negocios de la compañía, que en poco tiempo la ha transformado en una empresa eficiente, rentable y con bajas emisiones.

Además, mencionó que “los resultados de los primeros cinco años de actividad se deben al trabajo de un equipo y una cultura de excelencia que nos ha encaminado hacia el logro de los objetivos estratégicos establecidos en 2021”.

El directivo confirmó que Vista alcanzó un crecimiento exponencial de su acreage (superficie en acres) en Vaca Muerta: “Actualmente, contamos con una presencia que supera los 200.000 acres en el corazón productivo de la formación. Nuestro objetivo es continuar aumentando la inversión con el fin de impulsar una mayor actividad, y obtener una producción de 100.000 boe/d en 2026 y 150.000 boe/d en 2030” afirmó.

También destacó la oportunidad de crecimiento que Vaca Muerta es para la Argentina: “Durante la primera mitad de 2023, Vaca Muerta representó casi la mitad de la producción de petróleo del país y un 70% de sus exportaciones de crudo”.

“Su desarrollo -agregó- demostró su capacidad para generar exportaciones adicionales significativas, lo que podría crear un ciclo virtuoso de ingresos en moneda extranjera e inversiones que impulsarán el crecimiento económico y social del país”.

Entre 2024 y 2026 Vista proyecta poner en producción 138 pozos nuevos de shale oil, un 33% más de lo anunciado en el plan estratégico anterior.

Se espera que el crecimiento en la producción genere mayores eficiencias operativas, reduciendo el costo de extracción de US$ 5,5 por boe en 2023 a US$ 4 por boe en 2026.

Esto implica una mejora significativa del 33% en comparación con el objetivo de USD 6 por boe que estableció la compañía en el plan estratégico anterior.

De acuerdo con las nuevas proyecciones, los ingresos se duplicarían alcanzando los US$ 2.350 millones en 2026, asumiendo un precio de petróleo realizado de USD 65 por barril en términos reales.

Esto representa un incremento del 42% respecto del objetivo anterior de US$ 1.650 millones para ese año.

En términos de EBITDA Ajustado, Vista proyecta duplicarlo, alcanzando los US$ 1.700 millones para 2026, un 55% por encima de lo anunciado en 2021.

Nación evaluará cada uno de los pedidos de SIRAs

Los problemas de las importaciones de Vaca Muerta parecen encontrar una solución. En la mesa que participaron funcionarios nacionales, gremios y empresas de servicios se garantizó la llegada de equipos e insumos críticos que estaba solicitando la industria hidrocarburífera. Además, el Gobierno nacional se comprometió a evaluar cada uno de los casos que requieran la rápida aprobación de SIRAs en caso de que esté en riesgo la actividad.

En la reunión participó la secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón; el titular de Aduana, Guillermo Michel, y el subsecretario de Comercio Exterior, Germán Cervantes. Asimismo, asistieron el secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Neuquén, Marcelo Rucci; el titular de la confederación que reúne a los sindicatos de sector (Catheda), Guillermo Pereyra, y representantes de Schlumberger, Nabors y Halliburton.

En este sentido, las autoridades nacionales dieron garantías de que se aprobaron la llegada de insumos al país y que aquellas importaciones que estaban paradas en la Aduana ya tienen vía libre para ir hacia Vaca Muerta.

Esto permitió descomprimir la alerta de despidos que había lanzado el gremio de petroleros privados debido a que las empresas habían comunicado que la falta de repuestos y equipos ponía en peligro la actividad en los yacimientos.

“Las empresas hoy tienen resistencia a financiar las importaciones, pero lo cierto es que hay récord de actividad y fractura en Vaca Muerta”, subrayaron desde Nación a eolomedia y adelantaron que se dispuso un canal de comunicación abierto en caso de que haya una situación de baja actividad para citar a las empresas y evaluar caso por caso los requerimientos de SIRAs.

Asimismo, Rucci ponderó que existe consenso en torno a que la producción hidrocarburífera es una política de Estado que no debe frenarse en un momento económico tan complejo y “que esto implica que se van a tomar todas las medidas necesarias y que habrá garantías para que la producción no se detenga”.

El titular de petroleros privados destacó la voluntad de todos los participantes de llegar a un acuerdo “que permita garantizar la paz social en la cuenca neuquina, lo que nos permite llevar tranquilidad a los trabajadores”.

Lindero de Piedra va por su octava perforación

La marcha de los trabajos de la Empresa Mendocina de Energía (Emesa) y Hattrick Energy en Lindero de Piedra sigue superando todas las expectativas y se suma al crecimiento hidrocarburífero de Mendoza. En abril, cuando ambas compañías declararon la comercialidad sobre la totalidad de la superficie y solicitaron la explotación por 25 años, presentaron un plan anual que preveía una perforación en 2023. El plan de inversiones se ha acelerado y ya se encararon los trabajos de perforación del octavo pozo.

Estas perforaciones se suman a otras tres realizadas en 2022. De los 11 nuevos pozos, actualmente hay 9 en producción y 2 en etapa de terminación. Con estas acciones, el Gobierno de Mendoza logró revertir la tendencia a la baja que se acentuó con la pandemia de 2020 y atraer inversiones con políticas activas: en 2021 aumentaron 32%, y 2022 cerró con una suba de 80% con respecto a 2021.

“Se ha logrado contrarrestar la caída de 5% en promedio por año en la producción”, aseguró el director de Hidrocarburos del Ministerio de Economía y Energía, Estanislao Schilardi.

“Realmente es muy importante para la industria en Mendoza que un permiso exploratorio pase a fase de explotación”, sumó Schilardi. “Adelantar la actividad mueve la cadena productiva con mayor producción y más recaudación en concepto de regalías. El crudo pesado va a desempeñar un rol muy importante”, explicó.

Emesa y Hattrick Energy declararon la comercialidad sobre la totalidad de la superficie de Lindero de Piedra en abril de este año y solicitaron la explotación por 25 años, en lo que significa una nueva área petrolera para la provincia: el área 43.

La empresa estatal de energía, investigación y asesoramiento Emesa ya había realizado trabajos exploratorios con Hattrick y el resultado final dio cuenta de descubrimientos que permiten un trabajo a 25 años. La inversión total llegará a 27.300.000 de dólares, que incluyen la perforación de 27 nuevos pozos de desarrollo y la contratación de mano de obra e insumos locales.