SUPLE MAS E 13062020

Claudio espinoza

www.mase.com.ar

SÁBADO 13 DE junio DE 2020

LM NEUQUEN

Shale: cómo crecieron los residuos En tres años, hubo un incremento del 83% en la cantidad de desechos que reciben las seis plantas de tratamiento. Son un desafío central para el futuro de la industria.

Vaca Muerta y el resto del mundo. Las rutas del petróleo y las chances del gas El petróleo que sobra Ya hay 11 millones de barriles almacenados junto al Atlántico

Se vienen 10.000 garrafas

Genesio, CEO de AES: “Esperamos tener todos los molinos instalados para agosto”

Demanda de combustibles Apuestan a una reactivación del consumo hacia finales de año

YPF Gas testeará las 50.000 que están abandonadas en una planta de la ex Enarsa (IEASA) en Neuquén.

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Energía Neuquina

Ambiente

sábado 13 de junio DE 2020 - LMNEUQUéN

No convencionales. De los pozos a las plantas de tratamiento

Un salto del 83% en

residuos del shale fernando castro fcastro@lmneuquen.com.ar

El aumento. En tres años, los desechos de los pozos no convencionales crecieron al ritmo de la mayor cantidad de perforaciones en Vaca Muerta. El incremento interanual de residuos sólidos que fueron tratados fue del 13%.

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a cantidad de residuos generados por la industria petrolera en Vaca Muerta dio un salto de escala en los últimos tres años, en sintonía con el proceso de inversiones que tuvo lugar hasta finales del año pasado, antes del actual ciclo de crisis.

Entre el 2016 y el 2019 hubo un aumento del 83% en el volumen de los desechos sólidos, en su mayoría por la perforación de pozos no convencionales. Mientras en el primer año se registraron 175.225 metros cúbicos (m3), en el último período fueron 321.500 m3 en ese rubro.

En el mismo lapso, se pasó de registrar 28.754 m3 de residuos líquidos a 1.706.221 m3, un enorme salto que tiene que ver con la aplicación de las nuevas

normativas provinciales que obligaron a las empresas a declarar de un modo más preciso el agua de retorno de los pozos y el tratamiento al que se someten estos desechos.

Es la foto completa de tres de los años que mostraron niveles de actividad como nunca antes había sucedido en el sector shale, si bien hace una década que las principales operadoras del sector incursionan en este segmento de la industria.

La información oficial de la Subsecretaría de Ambiente de la provincia a la que accedió +e indica que en el 2019, según los datos que acaba de procesar el organismo, hubo un salto interanual del 13,6% en la generación de residuos sólidos y del 18,9% en líquidos.

En el primero de los casos, como se

informa más arriba, se registraron un total de 321.500 m3; en tanto que en el segundo caso fueron 1.706.221 m3, generados en buena medida en áreas de Vaca Muerta (habían sido 1.443.600 m3 en 2018).

Se trata de las dos grandes corrientes de residuos procesados en las seis plantas de tratamiento ubicadas en el ejido urbano de Añelo, sus cercanías y en el conglomerado de Plaza Huincul-Cutral Co. El incremento de los volúmenes de desechos que salen de las áreas de petróleo y gas habla en buena medida del nivel de actividad durante los últimos tres años, con un ritmo de 350/400 pozos anuales perforados en la provincia.

Los residuos catalogados como sólidos son principalmente recortes de perforación de esos pozos, cuya extensión en los

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últimos años fue en aumento, con ramas horizontales que hoy llegan a los tres kilómetros de desplazamiento en tramos de la formación Vaca Muerta.

Parte de los residuos son generados por las etapas de fractura, el fracking, una de las principales características de los pozos no convencionales.

Esa técnica es hoy casi una convención para medir la productividad por pozo: a mayor cantidad, más generación de hidrocarburos en una perforación dada.

En paralelo, la otra gran corriente de residuos es la del flowback, el agua que devuelven los pozos en medio del proceso de perforación; como se menciona más arriba, la principal cantidad de residuos son líquidos. Parte de ellos provienen de la inyección de agua a gran presión, la técnica para generar capilaridad en la roca de donde se extraen los hidrocarburos no convencionales.

Esta porción de los residuos del shale suele tener dos destinos. Se reutiliza en otras operaciones, como el caso de la recuperación secundaria de pozos, una técnica para incrementar la producción de crudo en viejos pozos, si bien en la etapa de desarrollo masivo de un área el líquido es inyectado en pozos sumideros o trasladado a plantas de procesamiento. Tal como lo informó este medio meses atrás, en la provincia hay unos 57 pozos que cumplen esta función

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Energía Neuquina

Ambiente

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Los controles

La curva de crecimiento desde 2016

El marco regulatorio de los desechos

2.000.000 (m3) 1.500.000 1.000.000 500.000 0 2016

2017

2018

comparación por tipo de residuo 2.000.000 (m3) 1.500.000 1.000.000 500.000 0 Líquidos

Suelo y sólidos

2019

De acuerdo con las normativas vigentes, una empresa que genera residuos en la industria petrolera es la responsable en todo el camino que va desde la generación hasta su disposición final. Esto incluye aspectos tales como el transporte, el ingreso a una planta de tratamiento y el destino final de ese residuo, al margen de que en esta etapa esté en manos de una empresa especializada.

La ley nacional 24051 de residuos peligrosos, que la provincia asume en sus decretos y leyes sobre el tema, establece ese tenor de responsabilidad del generador y fija que el eventual daño “por los residuos peligrosos no desaparece por la transformación, especificación, desarrollo, evolución o tratamiento de estos, a excepción de aquellos daños causados por la mayor peligrosidad que un determinado residuo adquiere como consecuencia de un tratamiento defectuoso realizado en la planta de tratamiento o disposición final”.

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Energía Neuquina

Martín Genesio, CEO de AES, anticipó los planes que hay para el proyecto eólico de Neuquén.

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Renovables

Próximos pasos en Vientos Neuquinos.

El parque eólico ya está conectado.

“Se vienen 10 molinos más” El proyectó eólico de Bajada Colorada es uno de los más grandes del país. Operará de forma completa entre julio y agosto próximos.

D

iez molinos eólicos de Vientos Neuquinos fueron inaugurados el lunes en un pequeño acto junto al gobernador Omar Gutiérrez. AES Argentina puso a generar energía un tercio de su parque eólico, que contempla 29 aerogeneradores en total, uno de los proyectos de renovables más grandes del país y toda una buena noticia en medio de la pandemia del COVID-19.

En diálogo con +e, el CEO de AES Argentina, Martín Genesio, comentó cuál es el futuro de este proyecto y el potencial del viento patagónico.

“Veníamos a todo vapor para tener cinco molinos completos en marzo y otros cinco en abril. Sin embargo, la pandemia nos lle-

david mottura. motturad@lmneuquen.com.ar

vó a la cuarentena total del 20 de marzo, semana previa en la que íbamos a empezar la prueba de los primeros cinco aero. Con la cuarentena suspendimos todos los trabajos, hasta que el Gobierno autorizó como exceptuadas a las obras eléctricas”, recordó.

“Rearmamos el cronograma, con protocolos sanitarios acordes y abordamos la situación con la Provincia y los municipios.

Hicimos test con la gente que fue al predio y establecimos medidas de seguridad y sanitarias. Ese fue el largo camino para lograr este hito de los 10 primeros aerogeneradores que ya producen energía”, describió.

Este proyecto aportará, una vez montados los 29 molinos, 100 MW al Interconectado Nacional. Vientos Neuquinos forma parte del programa MATER de venta de energía limpia a privados, por lo que ya tiene 29 contratos firmados con grandes

usuarios, con un promedio de once años de vigencia cada uno.

La “vida útil” de Vientos Neuquinos, y de cualquier parque eólico moderno, es de 30 años. Sin embargo, el empuje que puede darle la empresa operadora tiene mucho que ver: con financiamiento y mantenimiento adecuado, el proyecto que aprovecha un factor de viento del 47% en Bajada Colorada puede durar muchos años más.

“Estamos en un tercio del parque, otro estará operativo en julio y esperamos para agosto completar todos los equipos. Tenemos la gente, los equipos y los materiales”, afirmó el CEO de AES Argentina. Los aero de Nordex y los pilares de hormigón construidos en Allen están en la zona entre Piedra del Águila y Picún Leufú.

El petróleo y las renovables estrecharon vínculos en los últimos años, con operadoras construyendo sus propios parques para

transición “es el camino del mundo” José Brillo, director de la Agencia de Desarrollo e Inversiones del Neuquén (ADI-NQN), destacó la puesta en marcha de la primera etapa de Vientos Neuquinos. Este organismo diseñó el proyecto original y colaboró con AES Argentina en cada paso que se fue dando para concluir con el parque en Bajada Colorada.

“El momento de la habilitación de estos aerogeneradores es lo más importante. Si bien se estima que en dos meses más va estar listo en tu totalidad el parque, con esta habilitación ya empieza a generar recursos tanto a la empresa como al conjunto de jugadores que tienen injerencia como los municipios, los propietarios de las tierras y la propia

alimentar sus yacimientos. Genesio aclaró que el proyecto de Vientos Neuquinos, tal como está en avance, se encuentra al 100%, pero que la posibilidad de suministrar energía a empresas con actividad en Vaca Muerta es una oportunidad de negocios que está siendo estudiada por AES Argentina.

El diseño original, con la ubicación de la locación, fue de la Agencia de Desarrollo e Inversiones del Neuquén (ADI-NQN), a quienes AES Argentina les compró el proyecto y con eso participaron en la licitación del MATER. Es así que Vientos Neuquinos es considerado un trabajo conjunto entre Provincia y la empresa.

La ley 27791 establece como objetivo que para 2025 el consumo de energía debe tener un componente de renovables del 20%. Desde la provincia de Neuquén se da un paso para cumplir con ese ambicioso fin

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José Brillo ADI-NQN

provincia”, señaló José Brillo en contacto con +e.

“La energía renovable es el camino del mundo, los países están reconvirtiendo su matriz energética. Este tema es relevante a nivel internacional y la Argentina lo tiene en su agenda”, apuntó el funcionario de ADI-NQN. “Esto no desmerece los recursos que tienen el país y la provincia como los hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta. Es fundamental, entonces, el proyecto del gobernador Omar Gutiérrez de crear un fondo con las regalías de los hidrocarburos que se exporten. Esos fondos se utilizarán para la transición energética”, manifestó Brillo.

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Cuenca Neuquina

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La compañía reactiva sus tareas shale

Fracking. Shell vuelve a trabajar en su área Bajada de Añelo

actividades en el pad 22 del bloque Bajada de Añelo, tras determinar que estaban garantizadas las condiciones para un regreso seguro y sustentable al trabajo.

Cómo fueron los hechos

Hubo suspensión de actividades. Debido a los sismos registrados el sábado pasado, la operadora levantó operaciones. Pero el martes retomaron tras un análisis de riesgo.

S

hell Argentina reanudó su actividad en el área Bajada de Añelo, después de que hace una semana frenara las tareas en un set de fractura debido al registro de movimientos sísmicos.

La suspensión fue por motivos preventivos, puesto que estos temblores podían poner en riesgo el trabajo de los operarios y el desarrollo correcto del equipo de fracking y demás instalaciones.

Según informó a +e la compañía angloholandesa con operaciones en Vaca Muerta, la “prioridad es la seguridad y salud de nuestros empleados y comunidades cercanas, y el desarrollo seguro de nuestras operaciones”.

Recordó que “la compañía había pausado sus trabajos el sábado 6 de junio, luego de la actividad sísmica percibida en el sitio y registrada por el Inpres”.

En rigor, Shell Argentina reanudó sus

3,8 en la escala de Mercali fue la magnitud del sismo ceca de Añelo el sábado pasado. Fue un sismo moderado de los que tantas veces ocurrieron a partir de 2016.

El Instituto Nacional de Prevención Sísmica (Inpres) reportó un movimiento de magnitud 3,8 a cuatro kilómetros de profundidad el sábado pasado. Además, del lunes 1° hasta al jueves 4 ocurrieron temblores tanto del lado argentino como del chileno. Ese fue el motivo que llevó a Shell a tomar la decisión de frenar buena parte de las actividades en Bajada de Añelo y así se lo informó a las autoridades provinciales.

Después de un abril sin etapas de fractura por la pandemia del nuevo coronavirus, en mayo hubo apenas 28. De ellas, 27 las pidió Pan American Energy en Coirón Amargo Sureste y una fue solicitada por Shell Argentina, que empezaba a completar un pozo horizontal en la zona de Añelo. Además, se espera que Chevron vuelva a trabajar en El Trapial con un perforador y con fracturas en el lento pero sostenido regreso de la actividad hidrocarburífera en Vaca Muerta.

Si bien estos movimientos de la tierra coincidieron con la vuelta de la actividad petrolera, lo cierto es que el Inpres y el Conicet están trabajando junto con el gobierno provincial para instalar una red de sismógrafos y así tener todos los estudios realizados y aclarar el origen de estos temblores

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Energía Neuquina

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Política y economía

Un factor clave para el movimiento en Vaca Muerta

Combustibles.

La recuperación pospandemia Para diciembre, la demanda llegaría al 90% del consumo “normal” de antes de la cuarentena. adriano calalesina. adrianoc@lmneuquen.com.ar

L

a recuperación de la demanda de com- el consumo de combustible diésel llegaría bustibles podría llegar al 90% de lo a los 220 mil barriles de petróleo por día que se ubicaba antes de la pandemia (bbl/d) en diciembre de este año, un cifra recién en diciembre. La estimación la similar que había en enero, antes de que se hizo Ecolatina, en base a datos de la declarara la pandemia. El gasoil fue uno de Secretaría de Energía de la Nación y los combustibles que menos caída tuvo, alrededor del 36%, a mediados de de las operadoras, respecto abril, cuando se sintió fuerte la de la cantidad de barriles cuarentena y la poca circulación de petróleo por día de consumo de vehículos en el país. Para jupara la generación de combustinio se espera que la demanda de bles durante el 2020. gasoil se recupere al menos a la El consumo progresivo de mitad, es decir, a casi un consugasoil es una de las muestras mo de 180 mil bbl/d para poder de recuperación de la industria refinar ese combustible.

–que cayó por la disminución de Fue la caída en la Para las naftas, la caída fue la circulación de vehículos por el venta de naftas a más abrupta y la recuperación confinamiento- y llegaría a más nivel nacional debido del 92% en diciembre, de acuerdo a la cuarentena, según se espera que no sea total. De datos que difundió acuerdo a las proyecciones de la con las estimaciones. consultora, la caída a mitad de Según los datos de Ecolatina, CECHA.

88%

surtidores Las estaciones de servicio fueron declaradas como actividad esencial, pero trabajaron a pérdida. abril fue de un 84%, que significa que pasó de 160 mil bbl/d en enero pasado (para producir esa cantidad de demanda de combustible) a casi 30 mil en plena pandemia. La proyección se ubica en unos 150 mil bbl/d, casi al 92% de la demanda recién para diciembre de este año.

El jetoil, o combustible para la industria aeronáutica, fue uno de los segmentos que más cayó, debido a la clausura de las comunicaciones aéreas, tanto como para los vuelos de cabotaje como para los internacionales.

El desplome de la industria del turismo está asociada con esta crisis de la demanda. Antes de la pandemia, de acuerdo con los datos de Ecolatina, se necesitaban unos 37 mil bbl/d de petróleo para producir ese combustible a diario, y pasó a casi cero a mediados de abril.

Se espera que recién en octubre de este año la demanda se recupere al menos un 30% y llegue a los 12 mil bbl/d. Y recién para diciemestaría cubierta la bre, una vez que demanda de petróleo en se reactiven los el país hacia diciembre vuelos (según la de este año, de acuerinformación que do a estimaciones de trasciende desde Ecolatina. las aerolíneas y del gobierno nacional), llegaría a unos 20 mil bbl/d. Es decir, el combustible necesario para los vuelos no alcanzaría a fin de año la demanda antes del COVID-19.

“Sabemos que la recuperación no va a ser completa, sino que vamos a quedar unos 10 puntos abajo, que es lo que se estima la caída del producto bruto en la economía, pero esa es la proyección progresiva de recuperación de la demanda”, indicó a +e Gonzalo Echegaray, vocero de la Cámara Empresarial Industria y Afines del Neuquén (CEIPA).

Para que arranque la actividad hidrocarburífera hay una serie de factores que tienen que cumplirse, sin excepción. En principio, las operadoras e inversores, mayoritariamente socios de YPF en Vaca Muerta, estaban pidiendo un precio sostén del petróleo, tras el

92%

contexto

El “barril criollo” para Vaca Muerta

U

n análisis de la consultora Echegaray-Fernández & Asociados señala como positiva la implementación del “barril criollo”, pero hace énfasis en que la recuperación no será inmediata, con todos los problemas asociados en las pequeñas compañías de servicios.

“El volumen del subsidio está en duda ya que las fuentes de ingresos del gobierno nacional se verán reducidas como consecuencia de las erogaciones para reducir los impactos en la población de la crisis”, sostiene el informe. La inflación preocupa mucho.

“En el ámbito regional, el desarrollo de Vaca Muerta ya se encontraba en situación crítica previo a la pandemia. Los cambios de normativa tras las PASO, la falta de una política energética clara y las medidas económicas adoptadas por el gobierno nacional saliente y continuadas por la gestión actual generaron un stand-by de gran cantidad de inversiones”, concluye

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desplome de casi el 40% en febrero, antes de la crisis del coronavirus.

Un precio sostén para los desarrollos no convencionales de la provincia de Neuquén es un primer paso, refrendado por un decreto del presidente Alberto Fernández, ubicó en 45 dólares el precio sostén para todas las provincias productoras de crudo, hasta el 31 de diciembre de 2020.

La recuperación de la demanda de combustibles es central para Vaca Muerta, sobre todo para la cadena de valor pyme, que tiene dificultades para pagar salarios en estos meses por la caída de la facturación durante la pandemia y la negociación del pago de facturas vendidas a las operadoras

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Energía Neuquina

Economía

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Se acumulan once millones en los puntos de entrega

A u$s 45. Los barriles acopiados Las ofertas de petróleo desde Vaca Muerta para exportación se están cotizando a barril criollo. El Escalante se vende tomando la referencia Brent - 4 dólares, y el de Cuenca Austral está a Brent -9.

E

n los puntos de recepción de petróleo están almacenados once millones de barriles que las empresas esperan vender, en su mayoría, a u$s 45 o, en caso de que la cotización internacional sea superior, al export parity. El impacto del “barril criollo” ya puede notarse en las intenciones de las compañías.

Siguiendo los datos que suben las operadoras a la Secretaría de Energía de la Nación cada vez que ofertan crudo al mercado exterior, en los primeros doce días de junio un conjunto de petroleras colocó unos 568

mil metros cúbicos en los tanques de reserva ubicados en las costas del Atlántico, principalmente en Puerto Rosales de Bahía Blanca y también en Termap de Comodoro Rivadavia y Punta Loyola y Río Cullén en la Cuenca Austral.

Entre las ofertas que quedaron pendientes de mayo, hay un total de 992 mil metros cúbicos que se guardan en los puntos de entrega hasta que las operadoras logren comercializarlos en el complicado mercado exterior, entre las tensiones geopolíticas de la OPEP+ y la sobreoferta de petróleo cru-

do que ubicó esta semana al Brent en los 38 dólares por barril. Y de abril quedan por vender 212 mil metros cúbicos.

El crudo que se produce en la zona más austral del país se negocia tomando como referencia el Brent y un descuento de nueve dólares. Es particularmente el petróleo de la Compañía General de Combustibles (CGC), que había realizado prepandemia una importantístima campaña de perforación en el lado onshore de la cuenca Austral, más conocida por las plataformas marítimas.

El petróleo neuquino que va a las plantas

de OilTanking en Puerto Rosales se reparte entre ofertas de YPF, Shell, Vista Oil & Gas, Tecpetrol y Pluspetrol. Todas estas compañías pusieron como detalle en sus ofertas que piden 45 dólares por barril.

“El precio de venta indicado en la presente oferta -señala una operadora en los detallescorresponde al establecido en el artículo 1 del decreto 488 de 2020”. Se refiere al precio sostén. Aunque aclara que “los términos indicados en esta oferta no son vinculantes para las partes y se encuentran sujetos a la negociación”

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Energía Neuquina

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EXCLUSIVO

La salida tras el abandono. Una chance en la entrada al frío

Hay 10.000 garrafas para Neuquén YPF Gas será la encargada de verificar el estado en el que se encuentran unas 50.000 garrafas abandonadas en una planta fraccionadora de la ex Enarsa. Parte de este lote se espera en la capital para contener a sectores vulnerables. fernando castro. fcastro@lmneuquen.com.ar

U

n acuerdo entre la ex Enarsa (IEASA) e YPF Gas le abrió la puerta a la llegada de unas 10.000 garrafas para sectores vulnerables de Neuquén. De este modo, se pondría fin a un largo derrotero planteado en una planta de fraccionamiento construida en el parque industrial de esta ciudad, cuya puesta en marcha fue impedida luego de que una auditoría de la Universidad Nacional del Comahue (UNCo) detectara problemas de construcción y con eso se frenara la distribución de los dispositivos para toda la Patagonia.

Desde entonces, unas 50 mil garrafas quedaron oxidándose en ese punto de la provincia, a la espera de una resolución de fondo para un conflicto que tiene una arista judicial.

Fuentes del municipio neuquino informaron ayer que se abrió una puerta para la utilización de estas garrafas. Desde ayer por la mañana rige un acuerdo por el cual IEASA (la ex Enarsa que montó la planta de fraccionamiento) le transfiere el bloque de 50.000 garrafas a YPF Gas, que será la encargada de establecer las condiciones en las que se encuentran, ya que son consideradas clave en medio del riguroso invierno neuquino y la pandemia del coronavirus.

De hecho, el intendente Mariano Gaido (MPN) le había enviado una solicitud para la disposición del trámite al ministro de Desarrollo Productivo de la Nación, Matías Kulfas.

De acuerdo con la información a la que pudo acceder +e, la próxima semana podría iniciarse el proceso de traslado de las garrafas para su posterior testeo.

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En principio, podrían ser revisadas en Santa Fe y Bahía Blanca.

En los diálogos previos al acuerdo que en la capital provincial dan por hecho, se habló de la certificarían de unas 2500 garrafas por semana, en un contexto en que en el mercado no hay dispositivos para ser utilizados.

Hoy el precio de una garrafa oscila entre los 4000 y 5000 pesos y se cree que es posible descomprimir la demanda de sectores vulnerables que en medio de la pandemia no tienen acceso a gas.

Las fuentes del municipio neuquino informaron que YPF será la encargada de establecer en qué condiciones de funciona-

Contexto

Del gas para toda la Patagonia al freno Un plan que viene desde el 2011

Ese año, el gobierno nacional anunció la construcción de una planta fraccionadora de gas con capacidad para llenar unas 50 mil garrafas por hora. El proyecto quedaba en manos de Enarsa (hoy IEASA), la empresa con la que el Estado argentino buscaba por entonces incursionar en el sector petrolero y gasífero.

CALF, la pata local

Esa gran planta se construiría en el parque industrial, como terminó sucediendo. Una vez terminada, una auditoría de la UNCo determinó falencias en construcción, con ello empezaba a postergarse la idea de un centro de abastecimiento para sectores vulnerables de toda la Patagonia.

miento está cada dispositivo. Luego, será el turno de la autorización de la Secretaría de Energía para la utilización, que implicará el OK definitivo.

Hace años que estas garrafas están en un predio ubicado en el parque industrial, a la espera de una solución, con diversas organizaciones sociales y partidos políticos que presionan para lograr una forma de llevarles un paliativo a quienes no tienen el servicio de red. En Neuquén piensan que el frente judicial ya está despejado.

Al menos en lo atinente a las garrafas, que ahora quedaron en medio del operativo de rescate para comenzar con el chequeo de en qué estado se encuentran.

Al mismo tiempo, el Municipio de la capital neuquina comenzará a negociar en los próximos días el precio de la carga de cada garrafa y las condiciones en las que se hará una vez que se determine cuántas podrán utilizarse.

Se espera poder cambiar parte de los bonos para la obtención de leña que se reparten en la población por las garrafas con gas.

La Justicia levantó hace un mes una medida cautelar que pesaba sobre toda la instalación desde el 2015. En ese entonces, el Estado acusó a una constructora por errores que obstaculizaron el funcionamiento de la planta fraccionadora, lo que desencadenó una réplica por falta de pagos de esa obra.

El resto fue una larga espera con miles de garrafas desgastándose a la intemperie.

Pertenecen a la planta de fraccionamiento de gas que levantó Enargas asociado a CALF, con una inversión que hizo el gobierno nacional de 57 millones de pesos de entonces.

La cooperativa aportó el predio para el levantamiento de la planta fraccionadora, y eso fue considerado una participación suya del 10% en la planta

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Ante Nación

Un pedido que llegó al despacho de Kulfas El municipio neuquino había solicitado por nota al ministro de Desarrollo Productivo la puesta a punto de las garrafas para poder destinarlas a la población durante este invierno.

E

l 18 de mayo, el intendente de la ciudad de Neuquén, Mariano Gaido, le envió una nota al ministro de Desarrollo Productivo de la Nación, Matías Kulfas, de cuya órbita depende la Secretaría de Energía de la Nación, el organismo que dará el visto bueno definitivo para establecer cuándo las garrafas podrían comenzar a ser distribuidas en toda la Patagonia.

En la nota, el intendente plantea que Enarsa Patagonia y CALF construyeron una planta de envasado de gas licuado de propano (GLP) que “jamás estuvo operativa” y que hoy la planta que permanece cerrada tiene unas 40.000 garrafas “posibles de ser utilizadas, lo que equivaldría a solucionar la totalidad de la problemática de ese consumo en los grupos convivientes de menores recursos, incluso con la calefacción, evitando enfermedades propias de la época invernal”.

Gaido expresa que, ante esa situación, es que “solicitamos que tenga a bien considerar cedernos en comodato, por el lapso de 180 días, diez mil envases de GLP de 10

kg” de los que se encuentran en el predio.

Al mismo tiempo, el jefe comunal le solicita a Kulfas “utilizar las instalaciones donde se encuentran alojadas como base de operaciones y depósito, corriendo por nuestro costo y cuenta el llenado y posterior reparto entre las personas en situación de vulnerabilidad de esta ciudad”.

La solicitud también tuvo rebote esta semana en el Concejo Deliberante de la capital provincial.

El cuerpo de concejales también aprobó una declaración presentada por el bloque del Frente de Todos que avala la solicitud de las garrafas desde el Municipio.

El concejal Marcelo Zúñiga planteó que, en realidad, “la cuestión de fondo es la regularización de los asentamiento y la instalación de redes de gas domiciliario”.

Agregó que “este invierno habrá más de 10 mil familias que no tienen acceso al gas” y consideró que “en un trabajo en conjunto entre Nación, provincia y municipio” se puede conseguir “que desaparezca la especulación en el valor de la garrafa y la falta de solidaridad con familias más vulnerables”.

Ahora la última palabra la tienen las dos empresas controladas por el Estado argentino, que se encargaran de chequear el estado de los dispositivos

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No convencionales

La mirada puesta para el después de la pandemia

Galuccio. “En Vaca Muerta recorrimos un largo camino” El presidente y CEO de Vista Oil & Gas disertó en el Argentina Project del Wilson Center.

Destacó el potencial de Vaca Muerta.

E

l desarrollo de Vaca Muerta, el caso del área de hidrocarburos no convencionales Bajada del Palo Oeste y la experiencia de la compañía independiente Vista Oil & Gas fueron los ejes de una exposición de Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista, en el marco del Argentina Project del Wilson Center, uno de los más prestigiosos think tanks del mundo con sede en Washington, la ciudad capital de los Estados Unidos.

En el encuentro, que se realizó por videoconferencia, participó el task force de Vaca Muerta, integrado por ejecutivos de las empresas más importantes del sector energético internacional, como Chevron y ExxonMobil, referentes del departamento de Estado y asesores del departamento de Energía y del Tesoro de los Estados Unidos. Galuccio expuso sobre el caso Vista para la región, al nacer como el primer SPAC de América Latina, y

cómo logró en dos años posicionarse como tabilidad.

En su exposición, Galuccio dio detalles un líder del sector.

El fundador de Vista Oil & Gas se mani- del acompañamiento social que Vista está festó respecto de la enorme potencialidad realizando a la comunidad de Catriel, en Río Negro, y a la ciudad de Neuque representa Vaca Muerta quén en estos momentos tan para la Argentina, en términos difíciles que le toca atravesar de inversión, generación de emal país. pleo y acceso a las divisas que se El anfitrión del encuentro fue requieren.

Benjamin Gedan, especialista Durante el encuentro, Galucen Latinoamérica y director del cio destacó: “En Vaca Muerta Argentina Project para el Wilson hemos recorrido un largo camiCenter y director Adjunto del no de desarrollo y trabajo, hoy barriles de crudo por es la oportunidad que tiene el día produjo Vista Oil en Programa de América Latina.

También es profesor adjunto de país de convertirse en exporta- abril, de acuerdo con la Universidad de Johns Hopdor neto de energía”. los datos del Ministekins. Gedan ocupó importantes Además, el empresario hizo rio de Energía. cargos en la Casa Blanca, donde un repaso de los principales jugó un rol central en el fortalehitos que alcanzó la compañía, como la salida a la Bolsa de Comercio de cimiento de las relaciones entre Argentina Nueva York y los resultados alcanzados en y Estados Unidos durante la administración Vaca Muerta en su bloque de shale oil Ba- de Barack Obama.

Vista Oil tiene grandes desarrollos en jada del Palo Oeste, que la convirtieron en un referente a nivel operativo y de susten- Vaca Muerta y es una de las compañías in-

11 mil

dependientes que más produce. En diciembre pasado, antes de la crisis del Brent y de que se declarara la pandemia, el gobierno neuquino le había otorgado la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos de Águila Mora. La compañía proyectaba un incremento de la producción para este año. Un crudo de alta calidad y tres niveles productivos convierten a esta área obtenida en la nueva joya de la zona de despegue de Vaca Muerta.

De acuerdo con información que obtuvo +e sobre el bloque, el petróleo que puede producirse llega a 40° API y tiene una relación gas-petróleo estimada en 250 m3/m3.

Los yacimientos vecinos ubicados al norte y oeste, Bajo del Toro y Bajo del Choique, muestran muy buenas productividades, y en Vista Oil piensan que pueden ser una referencia para el nuevo proyecto. Águila Mora posee una superficie de 95 kilómetros cuadrados. Vista Oil es socia de GyP. Participan en la concesión con el 90% y el 10%, respectivamente

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La empresa

La segunda productora de shale oil

Vista Oil & Gas es la empresa más joven con operaciones en Vaca Muerta, con sede en México D.F. y cotizando en las bolsas de Buenos Aires y Nueva York. En poco tiempo, jerarquizó el concepto de “empresa independiente” y se convirtió en la segunda productora de shale oil de la formación de la Cuenca Neuquina,

Además de tener a su mando el área Bajada del Palo Oeste, donde todavía planea incrementar su capacidad de transporte de producción de hidrocarburos, consiguió una nueva concesión no convencional en noviembre del año pasado: Águila Mora. Se sabe que tiene crudo de 40° API.

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Entre los nuevos desafíos y el potencial del shale argentino

Vaca Muerta “for export” Las chances de nuevos mercados para el shale neuquino siguen vigentes. El petróleo puede salir rápido.

Obstáculos para el gas.

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david mottura motturad@lmneuquen.com.ar

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l “próximo Permian”. Así se conocía a Vaca Muerta en Estados Unidos, haciendo analogía con la cuenca de petróleo y gas de esquisto más grande del mundo ubicada en América del Norte. Corría el 2018 y la formación argentina producía unos 80 mil barriles por día -a fines de 2019 llegó a 100 mil- y un pronóstico de Rystad Energy esperaba 200. Estos enormes recursos le permiten a la Argentina pensarse como exportadora neta de hidrocarburos, aunque en marzo impactó de lleno la pandemia del COVID-19 y los siguientes pasos están por verse todavía.

“La demanda de apuntalante está aumentando rápidamente en Vaca Muerta y Rystad Energy espera ver tasas de crecimiento de alrededor del 34% por año en 2019-2021, llegando a 2 millones de toneladas de apuntalante en 2021”, informaba esa consultora noruega hace dos años. ¿Cuáles eran los desafíos? Desplegar una infraestructura de transporte que facilite la transformación hacia un países exportador de hidrocarburos. El otro desafío, y quizás el más importante, una macroeconomía confiable para concretar las inversiones.

“El potencial para convertir a la Argentina en un país exportador de hidrocarburo exis-

potencial. En Estados Unidos se dice que Vaca Muerta es el “próximo Permian”. te. Está bajo tierra, donde no cambió nada.

Desde el punto de vista técnico, los recursos de Vaca Muerta se pueden explotar de manera tan competitiva como cualquiera de las rocas de Estados Unidos”, indicó Daniel Dreizzen, consultor asociado para Ecolatina, ante la consulta de +e.

Repasemos: las operadoras han desembolsado millones en midstream. Tecpetrol acondicionó Fortín de Piedra, atentos a que llegaron a producir 17,5 MMm3 por día gracias al shale gas. Vista Oil & Gas desplegó una serie de obras en Borde Montuoso, un yacimiento dentro del área Bajada del Palo Oeste. Además, YPF sigue liderando la producción con Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur. “Ahora depende mucho de lo que pase ‘arriba de la tierra’. El petróleo necesita inversiones: para cuando se recupere la

vaca muerta: producción proyectada Miles de barriles por día

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Nueva Incremental (+1,5% por cuatrimestre) Nueva producción

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de Ecolatina.

El gas tiene algunas dificultades, en la consideración de Dreizzen. Con la infraestructura actual, el mercado más aprovechable es Chile, que necesita recambiar su cuota de carbón, algo a Uruguay y pensar en una alianza con Brasil, que ya mostró interés en el shale gas de Vaca Muerta. “Asia es un cliente para el GNL, pero tener que asegurar el abastecimiento interno y conde tasa de crecimiento tractualizar con anual esperaba Rystad nuevos compraEnergy para la actividores. La demandad de fracking en Vaca da de China va a Muerta para el periodo seguir creciendo 2019-2021. después de la pandemia, tiene que reemplazar el carbón por gas para producir electricidad, pero eso es algo a muy largo plazo.

A entender de Dreizzen, la oportunidad exportadora más rápida y factible en la actualidad es el petróleo. Con la perforación, ya se puede contar con recurso para abastecer el mercado interno y comercializar los excedentes, los proyectos nuevos necesitan facilities pero la Argentina es un país con 100 años de historia petrolera que puede hacerlo posible en un corto plazo si se le presentan las oportunidades

Fuente: Rystad Energy

demanda, en la pospandemia, hay que esperar un precio que le permita rentabilidad a los proyectos. El barril criollo a 45 dólares habilita muchos de ellos. Tenés una buena infraestructura para 500 mil barriles por día y adicionarle otros 200 mil, saliendo tanto por el Atlántico como por el Pacífico”, explicó el consultor para temas de energía

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Energía Neuquina

sábado 13 de junio DE 2020 - LMNEUQUéN

Mundo

Volatilidad del mercado. Estados Unidos tuvo que guardar crudo.

El stock disponible atacó los precios del crudo La mayor cantidad de barriles que acopió la potencia norteamericana es un factor clave antes de la reunión de la OPEP+ que analizará nuevos recortes. fernando castro fcastro@lmneuquen.com.ar

L

os precios del barril de petróleo disminuyeron esta semana, luego de llegar a 43 dólares, golpeados por otro avance récord en los inventarios petroleros en Estados Unidos, confirmados oficialmente por el gobierno, y proyecciones de la Reserva Federal de que la mayor economía mundial se contraerá un 6,5% este año.

En medio de la tendencia alsista del rudo desde principios de mes, la perspectiva de una curva creciente tuvo un freno de mano con los datos del almacenamiento

LMNEUQUéN - sábado 13 de junio DE 2020

adicional de crudo en la potencia noerteamericana.

Es otro elemento a contemplar, a la espera de una señal más clara hacia el mercado, tras la convocatoria de una ronda de enuentros que prevé la OPEP, que pedirá nuevos recortes a los países productores.

“Los precios están de nuevo bajo presión por la intensificación de los temores sobre el ritmo de recuperación de la demanda”, dijo Paola Rodríguez-Masiu, analista de mercados petroleros de Rystad Energy.

Los inventarios petroleros en Estados Unidos subieron de forma inesperada en 5,7 millones de barriles en la semana al 5 de junio, a una cifra récord de 538,1 millones de barriles, según la gubernamental Administración de Información de Energía (EIA, por su sigla en inglés).

Este alza se debió al aumento de las importaciones por la llegada de suministros comprados por las refinerías cuando Arabia Saudita inundó el mercado en marzo y abril.

A la presión sobre los precios se sumaron los comentarios de la Reserva Federal, que indicó que el desempleo en Estados Unidos llegará al 9,3% a fines de 2020 y tardará años en volver a bajar, mientras se espera que las tasas de interés operen cerca de cero al menos durante el próximo año.

El crecimiento del stock petrolero de Estados Unidos llega en un contexto en el que la OPEP + busca extender el nivel de recortes para sostener el precio del crudo, y con países que integran este conglomerado de producciones que habían incumplido cuotas de producción con antelación.

La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y sus aliados liderados por Rusia, un grupo conocido como OPEP+, aún están debatiendo cuándo realizar sus conversaciones ministeriales para discutir una posible extensión de los recortes existentes.

La OPEP+ acordó reducir el suministro de crudo en 9,7 millones de barriles por día (bpd) durante mayo y junio, después de que la crisis del coronavirus diezmó la demanda.

Los precios del petróleo han más que duplicado su valor desde que cayeron a menos de 20 dólares por barril en abril, pero la indecisión de la OPEP+ sobre si extender los recortes ha pesado sobre su cotización desde el miércoles.

Arabia Saudita y Rusia, actores clave de la OPEP+, quieren extender el nivel actual de recortes, pero la propuesta de Argelia de la semana pasada de una nueva reunión había sido postergada en medio de

Energía Neuquina

Mundo El otro barril

El precio en el país va por un carril paralelo

Precio criollo Ante la caída del petróleo en el mundo, las provincias productoras comenzaron a reclamar un nuevo valor local.

conversaciones sobre el bajo cumplimiento de algunos productores.

“Hay discusiones entre los ministros sobre la posibilidad de compensar el bajo cumplimiento de mayo en junio y julio”, dijo una fuente de la OPEP+ citada por Reuters.

Irak y Nigeria, que no han alcanzado los niveles pactados en recortes previos de la organización, han mostrado un menor apego a los objetivos implementados desde mayo que los productores de la OPEP en el golfo Pérsico, como Arabia Saudita.

El motivo De este modo, los gobernadores buscaron fondos frescos por regalías, con un precio local más alto que en el mundo.

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Decreto 488 El mes pasado Nación definió ese valor en u$s 45 por cada barril. Hoy unos siete dólares respecto del precio internacional.

La OPEP ya propone recortes adicionales

u$s 38,73 Fue el precio del crudo Brent ayer en medio de un mercado que ya sabía que Estados Unidos tenía 5,7 millones de barriles de crudo más. Buscan propiciar nuevos recortes de las potencias productoras.

u$s 43 por barril es la cotización más alta que alcanzó el barril de Brent desde marzo, momento en el que comenzó una acentuada baja de precios producto de la situación mundial.

Con todo, los productores están aliviados de que los recortes a la oferta hayan contrarrestado la caída de la demanda causada por los confinamientos globales para frenar la propagación del coronavirus y el consiguiente impacto en los precios producto del menor consumo de combustibles. Sin embargo, lo que más prevalece de cara a lo que viene es la incertidumbre

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na reunión de un panel liderado por la OPEP que revisará la próxima semana el mercado petrolero aconsejará al grupo más amplio, OPEP+, que coopere con una rebaja de suministro récord. Esto significa que se necesitarán más negociaciones para ver si se extiende el pacto.

La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), Rusia y sus aliados, grupo conocido como OPEP+, acordaron, en sus últimas conversaciones mantener los recortes de producción de 9,7 millones de barriles por día, o un 10% de la demanda mundial previa al coronavirus, hasta fines de julio. La reducción ayudó a que los precios del crudo más que se dupliquen desde abril.

Para acelerar las consultas sobre la efectividad del acuerdo, la OPEP+ tam-

bién acordó que un panel denominado Comité Ministerial Conjunto de Monitoreo (JMMC, por sus siglas en inglés) se reúna mensualmente hasta fines de 2020. El jueves celebrará el primero de estos encuentros, según informó la agencia de noticias Reuters.

Aunque se trata de un ciclo más frecuente de reuniones que en el pasado, el cometido del JMMC sigue siendo aconsejar a la OPEP+, según fuentes de este grupo.

“Es un comité asesor que puede hacer recomendaciones”, dijo una de las fuentes de la OPEP+.

El JMMC está compuesto por los miembros de la OPEP Argelia, Kuwait, Venezuela, Nigeria, Irak, Emiratos Árabes Unidos y Arabia Saudita, junto a Rusia y Kazajistán, ajenos al cartel

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Otras cuencas

La actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge

“El país necesitará petróleo, tenemos que prepararnos”

Sinopec Argentina informó que sumará a su actividad en la zona norte de la provincia de Santa Cruz dos equipos de pulling y otros dos de flush by, con el objetivo de lograr un primer paso hacia la reactivación de la actividad. “La subida de los cuatro equipos es inminente y pondrá en valor el esfuerzo que se realiza desde Sinopec para superar el difícil momento generado por la pandemia de COVID-19”, aseguró uno de los voceros. Los nuevos equipos de torre harán tareas de reparación en los pozos más productivos. Con ellos se estima recuperar aproximadamente entre 70 y 80 m3/día de crudo en los primeros 30 días.

Los petroleros de Chubut.

El pedido del dirigente sindical Jorge Ávila a las empresas ante la cuarentena flexibilizada en los yacimientos de la Patagonia central.

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hubut incorporó cuatro equipos de torre a las tareas habituales en los yacimientos, un paso más para la reactivación en la Cuenca del Golfo San Jorge. En ese sentido, el secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Ávila, valoró el rol de los trabajadores y les pidió a las empresas petroleras que brinden todas las condiciones para que el sector “esté preparado” para cuando el país necesite más combustibles y petróleo.

“Queremos lo mejor para Comodoro, para Chubut y para la Argentina. Esta salida de equipos nos permite volver a pensar y a creer que podemos tener una actividad casi de forma normal. Ojalá lo hagamos posible con todo el protocolo que hay que cumplir”, señaló el petrolero chubutense.

“Tenemos que saber que hay un gran compromiso que cumplir, que es cuidar nuestro empleo. La intención es que podamos cumplir con esto en el menor tiempo posible. Estamos haciendo todo lo necesario para que se empiece a mo-

Santa Cruz: Sinopec reanuda actividad

En tierra chubutense se evalúa la subida paulatina de equipos de torre a los yacimientos.

torizar la provincia y Comodoro Rivadavia”, describió el dirigente sindical.

El gremio continúa con las conversaciones para la recomposición de la industria en la cuenca. Estas charlas involucran la subida paulatina de los equipos de torre. “Tenemos un gran trabajo por delate y esperemos que esto nos ayude a sobrevivir, porque es lo que buscamos todos”, enfatizó.

“El país va a necesitar combustible, petróleo, y nosotros tenemos que estar preparados para dárselo. Por eso les pedimos un esfuerzo enorme a las operadoras”, manifestó. “La gente de Producción tiene que entender esto, porque no han sufrido la cuarentena y trabajaron en forma casi normal,

mientras que Operaciones Especiales y Torre fueron los más castigados por la pandemia”, explicó Ávila.

“No estamos pensando en una actividad plena porque nadie lo está haciendo. Es imposible después de una pandemia pensar en eso en los primeros meses, pero sí veo un buen horizonte para el año que viene”, analizó el titular del sindicato de petroleros chubutenses.

“Creo que va a ser bueno para la Argentina porque los niveles de petróleo van a caer en el mundo y eso será una oportunidad para la provincia del Chubut de salir de esta crisis donde está insertada hoy”, concluyó

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Conflicto: Salta, Mendoza y el sur, en pie de guerra

La Federación Argentina Sindical de Petróleo, Gas y Biocombustibles denunció “incumplimientos y falta de diálogo” en torno a la discusión salarial del sector.

Mario Lavia y los secretarios generales de los sindicatos petroleros de Salta, Tierra del Fuego, Mendoza y Bahía Blanca-La Pampa dieron a conocer que si no hay una respuesta, tomarán medidas de fuerza.

LMNEUQUéN - sábado 13 de junio DE 2020

En foco

challacó

Otro avance récord en los 100 inventarios petroleros en EE.UU. trajo temores en los 90 mercados y le cortaron la 80 tendencia alcista al barril de crudo. El Brent se mantiene 70 a flote en los 40 dólares.

Las fuertes caídas en el valor 60 del crudo, como los precios negativos del WTI, pueden 50 traerles costos adicionales 40 a las empresas que tendrán Promedio de precios del barril de petróleo que asumir el deterioro de 30 activos. “Los precios bajos 2017: u$s 54,98/b actuales sugieren que estas 20 2018: u$s 72,08/b 2019: u$s 62,58/b compañías probablemente 2020: u$s 40/b en junio 10 publiquen revisiones negativas de sus reservas 0 probadas en 2020”, indica Jul-17 Ago-17 un informe de EIA.

El descubrimiento de crudo en esa región amplió la frontera de la cuenca.

1941 explotación Tras descubrir los recursos de petróleo en Challacó, YPF inició una campaña de producción exitosa.

Diez años después, había 117 pozos.

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nuevo horizonte Challacó abrió las posibilidades de la exploración con hallazgos de gran importancia en la región nororiental de la cuenca.

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el referencial del mar del norte lucha por mantener la estabilidad

el otro despegue

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el brent a u$s 40, a la espera de la opep

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Enero 2020 u$s 66,25

Febrero 2020 u$s 54,45 Marzo 2020 u$s 51,90

Abril 2020 u$s 24,74

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Mayo 2020 u$s 26,44

Dic-19

la tecnología eólica baja sus costos

DATOS DE LA INTERNATIONAL RENEWABLE ENERGY AGENCY (irena) 0,09

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2019 u$s/KWH

obras clave El enorme potencial de Challacó motivó que sea la cabecera del primer gasoducto que vinculó a la Cuenca Neuquina con el Litoral.

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0,02 2010 2011

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2017 2018 2019 2020 2021

Onshore Wind Los costos de la energía eólica terrestre cayeron un 40% a lo largo de la última década, situándose en 0,053 u$s/ kWh. Bajaron los precios de las turbinas y, asociado, los costos de instalación, funcionamiento y mantenimiento.

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2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Offshore Wind Los costos de instalación de la energía eólica marina descendieron un 18% entre 2010 y 2019, mientras que su factor de capacidad registró una mejora cercana al 20% en la última década (del 37% en 2010 al 44% en 2019).

Ambiente, COVID-19 y buena gobernanza

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atural Resource Governance Institute (NRGI) es una de las organizaciones que colabora con los gobiernos ricos en minería e hidrocarburos para contribuir a la buena gobernanza y transparencia. La presidenta y CEO del NRGI, Suneeta Kaimal, hizo recientemente una declaración en video sobre los impactos de la pandemia del nuevo coronavirus en las políticas de administración transparente de los recursos y su relación con el desarrollo.

“Una mala gestión del petróleo, el gas y los minerales puede llevar a desigualdades, pero también la buena gobernanza puede ser un factor de confianza, estabilidad y desarrollo inclusivo”, señaló Kaimal en su mensaje.

“La emergencia sanitaria mundial y sus impactos económicos han puesto de relieve

la realidad de que las malas decisiones políticas pueden medirse en términos de vidas humanas”, indicó.

“El camino a seguir para los países ricos en recursos será un desafío”, continuó la presidenta y CEO de NRGI. Como voz principal del instituto, Kaimal se comprometió a apoyar a los gobiernos que quieran aplicar una reforma tendiente a la transparencia, la lucha contra la corrupción y la apertura de un debate público sobre el destino de los fondos que producen los recursos naturales.

El NRGI es una ONG con interés en el impacto social de la explotación de los recursos naturales y la gestión gubernamental de esa riqueza. Colabora con países de América Latina como Colombia, México y Perú, además de la República Democrática del Congo, Ghana, Guinea, Mongolia, Myanmar, Nigeria, Tanzania, Túnez y Uganda.

Suneeta Kaimal, presidenta y CEO del Natural Resource Governance Institute (NRGI).

“Las decisiones que tomemos ahora tendrán ramificaciones para las generaciones futuras. Ahora es el momento de enfrentar la dependencia de los recursos y acelerar la transición hacia una energía más limpia.

Ahora es el momento de mantener los estándares ambientales, sociales y de gobernanza.

Ahora es el momento de ser transparentes acerca de las decisiones que deben tomarse y de garantizar un debate público informado”, explicó la dirigente de NRGI. “Aprovecharemos este momento para aprender las lecciones del pasado y mirar hacia adelante con resolución. Junto con nuestros socios en todo el mundo, nos aseguraremos de que el conocimiento se traduzca en opciones de políticas inteligentes que desarrollen la capacidad de recuperación de los países ricos en recursos ahora y en las próximas décadas”, cerró

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Energía Neuquina

Escribe Fernando Castro Editor +e

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n solo un puñado de años, esos que fueron del 2010 a la actualidad, el país supo de una nueva oportunidad.

Argentina pasó de preguntarse en los primeros años 2000 cómo haría para aprovisionarse de gas y crudo a saber con creces que esa pregunta encuentra respuestas contundentes en los no convencionales de Vaca Muerta.

También en los viejos campos petroleros, esos del sector convencional que dieron respuestas y es deseable que las sigan dando en el futuro. Con todo, el shale tuvo un efecto disruptivo. Las empresas, con YPF a la cabeza, conocieron de qué se trata su potencial, los números comenzaron a cerrar y hoy, si no fuera por el lastre de las incógnitas de la macroeconomía, la curva de producción estaría dando respuestas tan concretas como las que dio hasta principios de año: Neuquén recuperó el nivel de producción de crudo que hace 14 años no tenía. Y el shale oil sigue ganando terreno y cubriendo el declino del gas y el crudo convencional de todas las cuencas petroleras, que retrocede a

Opinión

sábado 13 de junio DE 2020 - LMNEUQUéN

La escala de los resiDUos y la etapa temprana del shale un 14% anual, si bien de allí proviene el 80% del petróleo del país.

Al mismo tiempo, ese salto en la producción shale vino acompañado por otro: el de la cantidad de residuos generados en las áreas petroleras.

Se trata de uno de los temas más complejos en torno a la producción: el tratamiento de los residuos, su volumen creciente conforme aumenta la producción no convencional, y, por añadidura, por momentos la liviandad y la mala intención con la que a menudo este tema forma parte de la agenda de aquello que se denomina “opinión pública”.

La última de esas controversias tuvo un par de cruces mediáticos: el ministro de Ambiente de la Nación, Juan Cabandié, dijo ante senadores que las operadoras del sector habían hecho poco menos que un desastre en Vaca Muerta. “Es inconcebible lo que está pasando”, planteó, y comentó que la cartera a su cargo había realizado una inspección.

La postura tuvo una réplica de la diputada Alma Sapag, que lo invitó a la provincia a interiorizarse de la situación

real, lo cuestionó por realizar aseveraciones de un modo “impune”, y le indicó que el gobierno del que es parte junto con Neuquén logró el despegue de los no convencionales en Argentina, al margen de proveerlo de un extenso detalle de los controles ambientales y los avances jurídicos y de protección que estableció la provincia en medio de ese crecimiento.

Hablar de preservar el ambiente siempre suma en los, de a ratos, obtusos juegos del tablero de ajedrez que es la política.

Acaso Cabandié haya incurrido en ese facilismo, si bien hay sectores políticos en la provincia que vieron en esas declaraciones también una puesta en tensión de la soberanía de los recursos petroleros en manos de las provincias que, desde el 2006, tienen el control ambiental en torno a la explotación del sector petrolero.

Al margen de los encontronazos, y el tipo de intereses al que obedezcan las extrañas instalaciones de temas ambientales argentinos en páginas frondosas de grandes medios europeos, lo cierto es que el país tiene ese desafío. Es

ni más ni menos que controlar la gran cantidad de residuos que la industria petrolera deja en todas las cuencas productoras, en particular en Vaca Muerta que, parece haber una cierta coincidencia, es ese lugar del que es dable esperar un envión para la estragada economía argentina si finalmente el país logra un acuerdo con los bonistas privados y el FMI. Una política ambiental sostenible como la que desde hace algunos años intenta construir Neuquén. Los datos muestran una realidad: en tres años esos residuos se incrementaron un 83%. Están, de acuerdo con lo que informa el gobierno provincial, sujetos a los protocolos de tratamiento e inspección. Esto, en un momento que podría definirse como la etapa temprana del shale argentino. Esa baja escala que fue determinante para la recuperación de la balanza energética y frenar el giro de divisas al exterior. No siempre es tan claro en temas ambientales: la transparencia es tan determinante como el conocimiento. Y en eso también debe estar la política

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