381 Noviembre | 2021
Nº 381 | Año 39 | Noviembre 2021 | Edición Latinoamericana | www.petroquimica.com.ar Trabajo C+T Convenio
Revista Petroquímica, Petróleo, Gas, Química & Energía
FUERA DE LO CONVENCIONAL En vísperas de una nueva celebración del Día Nacional del Petróleo, Neuquén marca la pauta de lo que está aconteciendo con el sector. De la mano del shale, la provincia gobernada por Omar Gutiérrez viene exhibiendo un desempeño petrolero histórico.
PABLO GONZÁLEZ, PRESIDENTE DE YPF
“ESTA ES LA ÚLTIMA VENTANA DE OPORTUNIDADES PARA NUESTRA INDUSTRIA”
REESTRUCTURACIÓN DEL PRESUPUESTO 2021
EXPANDIRÁN EL SISTEMA TRONCAL DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL
ANUNCIO DE FORTESCUE METALS
EL HIDRÓGENO VERDE MOTORIZA UNA INVERSIÓN RÉCORD EN EL PAÍS
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CONVOCATORIA Y CONSENSO
A escala mundial, la crisis multidimensional, que continúa siendo potenciada por nuevas versiones del Coronavirus, además de que conmueve los lazos políticos, las economías, las comunicaciones, la educación, la salud, la producción de bienes y servicios, también exacerba las estrategias de los países del primer mundo para la explotación de enormes recursos naturales (litio, oro, hidrocarburos, agua, etc.), en muchas regiones, y no obstante el costo social creciente que viene generando en ellas. En Argentina, aunque la producción de bienes y servicios está recuperando crecimiento a tasas pre-pandémicas, no se promueven políticas soberanas que sustenten cambios estructurales definitivos. Las perspectivas de elevar el nivel de vida y la participación a escala global son poco probables. El Estado se desentiende de la planificación del desarrollo socio-económico a largo plazo, las luchas políticas se intensifican, mientras se promueven proyectos de transnacionales para explotar las grandes reservas de recursos naturales estratégicos como generadores rápidos de divisas. En la realidad todo tiene apariencias de cosmética sobre la estructura productiva primarizada y desintegrada, en compartimentos estancos. Y por otro lado, se encuentra el “sector industrial” con su larga historia cíclica de expansiones y regresiones, desintegración regional y de procesos, elevado grado de obsolescencia tecnológica, balance comercial negativo, importaciones de materias primas caras, demandante de divisas, sin estrategias ni políticas específicas internas de desarrollo.
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En suma, el Estado propone una estrategia de desarrollo prioritario de recursos naturales, mientras no surgen proyectos para establecer una integración intensiva y extensiva de subproductos que se desperdician sin control, no obstante ser materias primas de ramas industriales importantes por su dinámica intrínseca (química petroquímica, química fina, minería, agro-industria, etc.). En definitiva, lo que tiene que definir Argentina es el nuevo modelo productivo. Asumir que para superar la crisis socioeconómica y sanitaria hay que cambiar la estructura productiva. Lo cual implica partir de un serio diagnóstico de las necesidades a resolver: pobreza, empleo, educación y salud. Y desde allí organizar el sistema de relaciones y los recursos a afectar para crear un nuevo modelo productivo. Es preciso optar por una concepción de la producción de bienes y servicios con la industrialización como cultura, como medio de servicio al hombre, la vida, la naturaleza. Como factor dinámico para cambiar la estructura. En dicho sentido es imprescindible un gran consenso de los estamentos responsables: Estado, Pymes, universidades, científicos, políticos, trabajadores. Por encima de todas las plataformas políticas y a largo plazo.
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Director
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VACA MUERTA
FUERA DE LO CONVENCIONAL EN VÍSPERAS DE UNA NUEVA CELEBRACIÓN DEL DÍA NACIONAL DEL PETRÓLEO, NEUQUÉN MARCA LA PAUTA DE LO QUE ESTÁ ACONTECIENDO CON EL SECTOR. DE LA MANO DEL SHALE, LA PROVINCIA GOBERNADA POR OMAR GUTIÉRREZ VIENE EXHIBIENDO UN DESEMPEÑO PETROLERO HISTÓRICO.
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SEBASTIÁN REGIS
PABLO GONZÁLEZ
“ESTAMOS ENCARANDO NUESTRO PRIMER PROYECTO DE MIDSTREAM EN EL PAÍS”
“ESTA ES LA ÚLTIMA VENTANA DE OPORTUNIDADES PARA NUESTRA INDUSTRIA” Sin los estímulos adecuados para promover las inversiones a gran escala en el sector, probablemente ya no se presente otra chance de hacerlo.
Con más de 100 años en la Argentina, Shell aún no ha incursionado fuera del Downstream y del Upstream. PETRÓLEO
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CRISTIAN SKOU
PARA PRODUCIR SHALE OIL
“VACA MUERTA TAMBIÉN ESTÁ EN RÍO NEGRO”
VISTA REEMPLAZÓ A CONOCOPHILLIPS EN DOS BLOQUES DE VACA MUERTA
La formación no convencional podría extenderse a suelo rionegrino, según el secretario de Hidrocarburos provincial, Cristian Skou, quien anticipó la inminente licitación de tres áreas para evaluar esa posibilidad.
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La petrolera de Miguel Galuccio ingresó a Aguada Federal y Bandurria Sur, áreas operadas por Wintershall Dea.
> Morettini: “Para tener un barril verde se necesitan precios acordes”
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GAS
> La petrolera de Eurnekian aumenta y diversifica su producción > Vaca Muerta podría duplicar la producción hidrocarburífera del país > La producción nacional de petróleo no convencional batió su récord histórico > Según los traders, la demanda petrolera se recuperará en 2022
MODERNIZARON UNA REFINERÍA CLAVE PARA EL ABASTECIMIENTO NACIONAL
> Analizan el desarrollo de Vaca Muerta en el marco de la transición energética
YPF completó con éxito la puesta en marcha de la planta ‘Catalítico A’ de la Refinería La Plata.
> Si no aumenta la exploración, peligra el abastecimiento petrolero para 2050
> Expandirán el sistema troncal de transporte de gas natural
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RESALTAN LA IMPORTANCIA DEL PLAN GAS PARA EL DESARROLLO 66
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ENERGÍA
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COMBUSTIBLE
EL HIDRÓGENO VERDE MOTORIZA UNA INVERSIÓN RÉCORD EN EL PAÍS 74
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PETROQUÍMICA
EMPRESAS Y NEGOCIOS
CÓRDOBA CONSOLIDA SU LIDERAZGO EN LA PRODUCCIÓN NACIONAL DE ETANOL
MEJORAN LA PRECISIÓN EN LA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA
ACA Bio invertirá u$s 50 millones para ampliar en un 60% la capacidad productiva del complejo que opera en la localidad de Villa María.
El módulo del computador de caudal Flo X ha obtenido la certificación C1D2/Zona 2 para realizar mediciones muy precisas en el sector del petróleo y gas, incluso en las condiciones más severas.
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ENERGÍAS RENOVABLES > Inauguran un nuevo centro de servicios petroleros en Neuquén
POPIK: “HAY QUE VIABILIZAR LAS CADENAS DE VALOR ASOCIADAS AL SECTOR PETROQUÍMICO” Elegido para conducir el Instituto Petroquímico Argentino, Pablo Popik destacó la necesidad de seguir impulsando la integración sectorial y la formación de nuevos talentos.
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LA ENERGÍA EÓLICA PERMITIRÁ AHORRAR U$S 800 MILLONES
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Suplemento Latinoamericano
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ISSN: 2469-0139 Director Editorial Lic. Francisco Vadone
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> nota de tapa
FUERA DE LO CONVENCIONAL
EN VÍSPERAS DE UNA NUEVA CELEBRACIÓN DEL DÍA NACIONAL DEL PETRÓLEO, NEUQUÉN MARCA LA PAUTA DE LO QUE ESTÁ ACONTECIENDO CON EL SECTOR. DE LA MANO DEL SHALE, LA PROVINCIA GOBERNADA POR OMAR GUTIÉRREZ VIENE EXHIBIENDO UN DESEMPEÑO PETROLERO HISTÓRICO.
Como cada 13 de diciembre, la industria de Oil & Gas celebrará una nueva edición del Día Nacional del Petróleo, efeméride que alude al descubrimiento de “oro negro” en la ciudad chubutense de Comodoro Rivadavia. Tal como narra la historia, a fines de 1 0 una máquina perforadora de suelos –enviada al naciente pueblo patagónico para detectar fuentes de agua– terminó encontrando una napa petrolífera. Durante la jornada del 12 de diciembre comenzó a emerger un líquido aceitoso, burbujeante, con aroma a kerosene. Emocionados ante el hallazgo, los empleados que
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trabajaban en el pozo continuaron perforando hasta la mañana del día 13, cuando al llegar a los 5 0 metros de profundidad dieron con la preciada “materia viscosa”. Al ser notificado del descubrimiento, el por entonces presidente de la Nación, José Figueroa Alcorta, resolvió proteger estos nuevos recursos decretando “una reserva fiscal de 5 leguas a todo rumbo, tomando como centro a la población de Comodoro Rivadavia”. Ciento catorce años después, los yacimientos comodorenses siguen siendo un bastión de la producción de crudo convencional en la Argentina. No obstante, los
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ojos de los inversores y las mayores expectativas de las autoridades se mudaron de provincia. Hoy están puestos en Neuquén, más preci-
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» En estos momentos, Vaca Muerta se encuentra a un paso de cerrar el año con un promedio productivo de 235.000 barriles de petróleo por día.
vincial de petróleo durante el mes de octubre alcanzó los 22 .301 barriles por día. Este volumen, el más alto en 1 años, implica un incremento de un ,25% en la comparación intermensual y de un , % en términos interanuales. El gobernador Omar Gutiérrez no dudó en calificar dicho rendimiento como “un récord absoluto”. “Se trata de una cifra histórica que marca que vamos por el buen camino en la articulación, la sana convivencia y el desarrollo de la curva de aprendizaje, con espíritu colaborativo de integración y coordinación. Este éxito es fruto del esfuerzo mancomunado de todos y cada uno de los actores de la industria, el gobierno nacional y el provincial, los sindicatos, las Pymes y las operadoras”, reivindicó.
Saldos exportables
samente en Vaca Muerta, una de las principales formaciones no convencionales del mundo. Es fácil graficar el cambio de escenario
con los últimos números divulgados por el Ministerio de Energía y Recursos Naturales neuquino. Basta citar que la producción pro-
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Gracias a la suba en la extracción dentro de las áreas Loma Campana, La Amarga Chica, Cruz de Lorena y Bajo del Choique-La Invernada, el crudo no convencional ya representa un % de la oferta petrolera neuquina. En el caso del gas, en tanto, ese porcentaje oscila en torno a un %. En estos momentos, Vaca Muerta se encuentra a un paso de cerrar el año con un promedio productivo de 235.000 barriles de petróleo por día. Según Gutiérrez, esos números hacen de Neuquén la provincia energética por excelencia, además de potenciar el ingreso de divisas al país. “Pronto podremos contar con más vías de transporte para este crudo, lo que nos permitirá llevar a otros mercados los saldos exportables de nuestra producción”, proyectó el gobernador. ©
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SEBASTIÁN REGIS, DIRECTOR DE OPERACIONES DE SHELL ARGENTINA
“ESTAMOS ENCARANDO NUESTRO PRIMER PROYECTO DE MIDSTREAM EN EL PAÍS” CON MÁS DE 100 A OS EN LA ARGENTINA, SHELL AÚN NO HABÍA INCURSIONADO FUERA DEL DOWNSTREAM Y DEL UPSTREAM. ESTO CAMBIARÁ, SEGÚN EL DIRECTOR DE OPERACIONES DE LA FIRMA, SEBASTIÁN REGIS, CON LA CONSTRUCCIÓN DE UN OLEODUCTO DE 120.000 BARRILES DIARIOS.
Las múltiples complejidades que implicó la temporada 2020 afectaron de manera significativa el trabajo de campo de Shell Argentina en Vaca Muerta. Así lo reconoció Sebastián Regis, director de
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Operaciones de la empresa, quien destacó que la principal tarea desarrollada en dicho contexto pasó por garantizar la seguridad de los procesos y del personal. “Fue un año muy desafiante, pero pudimos
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avanzar con nuestra Planta Central de Procesamiento (CPF, por sus siglas en inglés), que acabamos de inaugurar exitosamente”, puntualizó el directivo. Como iniciativa complementaria a este complejo
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» El oleoducto, que demandará una inversión cercana a los u$s 80 millones, nos permitirá ser mucho más eficientes. Gracias a su capacidad, no solamente podremos transportar nuestra producción, sino también la de otras operadoras. > Sebastían Regis capaz de procesar 30.000 barriles por día, apuntó Regis, la firma prevé lanzar el oleoducto Sierras Blancas Allen. “De 105 kilómetros de extensión entre las provincias de Neuquén y Río Negro, esta obra demandará una inversión cercana a los u$s 80 millones y nos permitirá ser más eficientes en el transporte. Su capacidad llegará a los 120.000 barriles diarios, por lo que no solamente podrá transportar nuestra producción, sino
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“Estamos encarando nuestro primer proyecto de Midstream en el país”
también la de otras operadoras”, precisó. La construcción, resaltó, fue adjudicada a Techint e Ingeniería SIMA. “El resultado de la licitación respondió a nuestra estrategia de favorecer el compre local y la mano de obra neuquina”, subrayó. Según sus palabras, el activo será de Shell, aunque los servicios de operación y mantenimiento estarán tercerizados. “Se trata de nuestro primer proyecto en el sector del Midstream. Con más de 100 años en el país, hasta ahora nuestras inversiones se habían limitado a las áreas de Downstream y Upstream”, expuso.
Alta eficiencia Aparte de la CPF de Sierras Blancas, Shell proyecta una planta “gemela” para procesar la misma cantidad de petróleo en Vaca Muerta. A decir de Regis, para que ese emprendimiento se materialice deben darse algunas condiciones puntuales. “Esta nueva instalación de 30.000 barriles diarios, que expandirá nuestra capacidad total desde 42.000 hasta 72.000 barriles, dependerá de los resultados de la primera etapa de nuestro plan de acción”, reveló el ejecutivo. Hacia fines de 2022, anticipó, la primera CPF verá colmada su capacidad productiva, lo que tornará necesario ampliar el procesamiento. “Obviamente, para ello requeriremos condiciones competitivas de inversión, además de reglas previsibles y sostenidas en el tiempo”, afirmó. Las perspectivas geológicas de Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo Sur Oeste son, a su entender, muy prometedoras. “La eficiencia que estamos logrando en los costos de perforación es cercana a los niveles de nuestros yacimientos en Permian”, comparó.
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Producción masiva Shell tiene producción masiva en los bloques Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo Sur Oeste desde 201 . De acuerdo con Regis, la intención es mantener un ritmo de perforación de 30 pozos por año en las tres áreas. “Así lo haremos hasta completar la capacidad de la flamante CPF”, adelantó. En Bajada de Añelo, acotó, la actividad se encuentra en una etapa más temprana. “Estamos ganando conocimiento de los pozos. La producción de este bloque es más bien gasífera, con un condensado asociado. De no mediar inconvenientes, comenzaremos a producir de manera masiva a fines de 2022 e invertiremos en una nueva planta de procesamiento de 15.000 barriles diarios”, completó. ©
» Hacia fines de 2022, la primera CPF verá colmada su capacidad productiva, lo que tornará necesario ampliar el procesamiento. Para ello requeriremos condiciones competitivas de inversión, además de reglas previsibles y sostenidas en el tiempo. > Sebastián Regis 381
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PABLO GONZÁLEZ, PRESIDENTE DE YPF
“ESTA ES LA ÚLTIMA VENTANA DE OPORTUNIDADES PARA NUESTRA INDUSTRIA” SI NO SE BRINDAN LOS ESTÍMULOS ADECUADOS PARA PROMOVER LAS INVERSIONES A GRAN ESCALA EN EL SECTOR, PROBABLEMENTE YA NO SE PRESENTE OTRA CHANCE DE HACERLO. ASÍ LO CREE EL PRESIDENTE DE YPF, PABLO GONZÁLEZ, QUIEN APOYA UN NUEVO MARCO NORMATIVO A NIVEL NACIONAL. » 14
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“Esta es la última ventana de oportunidades para nuestra industria”
El proyecto de Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas, que apunta a proveer previsibilidad y estabilidad a la industria de Oil & Gas, aparte de incrementar la producción e industrialización de hidrocarburos en el país, fue uno de los principales ejes temáticos abordados durante la última sesión del Parlamento Patagónico, celebrada a fines de octubre en Río Gallegos, Santa Cruz. En ese marco se presentó
Pablo González, presidente de YPF, quien defendió los fundamentos esenciales de la normativa junto con el secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, y el director titular de la petrolera controlada por el Estado, Demián Panigo. Frente a los legisladores patagónicos, González destacó la importancia de la aprobación y puesta en marcha de varios ítems del proyecto, incluyendo los ocho
» Durante mucho tiempo estuvimos solicitando incentivos para poner en valor los pozos de baja productividad y la figura del recuperador. Ahora por fin podremos tenerlos. > Pablo González esquemas de producción contemplados para cada segmento de la actividad. “Durante mucho tiempo estuvimos solicitando incentivos para poner en valor los pozos de baja productividad y la figura del recuperador. Ahora por fin podremos tenerlos”, subrayó el presidente de YPF. Según sus palabras, la ley significará un fuerte impulso para las pequeñas y medianas empresas (Pymes) de carácter regional y nacional. “Todos los años se les reclamaba a las operadoras que contrataran firmas locales. Hasta ahora, por temas de estándares de calidad o por cuestiones de funcionamiento corporativo, sistemáticamente resultaban beneficiadas las compañías que tenían su domicilio afuera. Con esta legislación, en cambio, se plantea un esquema de preferencia para dar oportunidades de crecimiento a las locales”, reivindicó.
Doble necesidad Además de expresarse sobre el canje de deuda que realizó YPF,
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“Esta es la última ventana de oportunidades para nuestra industria”
» Fue clave el establecimiento del denominado ‘barril criollo’ a través del DNU 488/20 que –entre otras cosas– permitió que los consumidores paguen el litro de combustible a u$s 1 en lugar de u$s 1,7. > Pablo González González hizo un repaso por las diferentes políticas que permitieron mantener la estabilidad de la organización y ejecutar el plan de inversiones previsto para este año. “En ese sentido, fue clave el establecimiento del denominado ‘barril criollo’ a través del Decreto de Necesidad y Urgencia (DNU) 488/20 que –entre otras cosas– permitió que los consumidores paguen el litro de combustible a u$s 1 en lugar de u$s 1,7”, reconoció. A su criterio, el Gobierno viene negociando con los productores, restringiendo la exportación en
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función del contexto vigente. “Esta ley es doblemente necesaria: tanto para garantizar el abastecimiento del mercado interno como para que las empresas proyecten un horizonte de inversiones a futuro”, sentenció.
Último tren A decir de González, no son muchas las oportunidades que el país tiene por delante para dejar atrás sus cíclicas crisis económicas de la mano de los combustibles fósiles. “Estamos, posiblemente, frente a la última Ley de Hidrocarburos de la Argentina”, advirtió.
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Desde su óptica, el mundo se encamina de manera inexorable a una etapa de transición energética. “Nuestro país ha hecho mucho por esta transición con los pies sobre la tierra”, acotó. Es poco probable, aventuró, que en apenas un par de años la circulación de automóviles que no consumen combustibles fósiles se vuelva masiva. “No habrá autos eléctricos para todos ni autos voladores. Lo que se viene es un período de transición energética que nos obliga a tomar esta ventana de oportunidades de promoción de actividades hidrocarburíferas para financiar este proceso”, completó. ©
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CRISTIAN SKOU, SECRETARIO DE HIDROCARBUROS RIONEGRINO
“VACA MUERTA TAMBIÉN ESTÁ EN RÍO NEGRO”
LEJOS DE ACOTARSE A LOS LÍMITES DE NEUQUÉN, LA FORMACIÓN NO CONVENCIONAL PODRÍA EXTENDERSE A SUELO RIONEGRINO, SEGÚN EL SECRETARIO DE HIDROCARBUROS PROVINCIAL, CRISTIAN SKOU, QUIEN ANTICIPÓ LA INMINENTE LICITACIÓN DE TRES ÁREAS PARA EVALUAR ESA POSIBILIDAD.
Vaca Muerta es una formación sin límites. Así la definió Cristian Skou, secretario de Hidrocarburos rionegrino, durante su participación en una conferencia organizada por la Cámara de Comercio de los Esta-
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dos Unidos en Argentina (AmCham) y el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG). “Cuando normalmente se alude al yacimiento, se habla de Neuquén, que tiene la mayoría del territorio. Pero la realidad
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es que Vaca Muerta también está en Mendoza, en La Pampa y en Río Negro”, aseguró el funcionario. En ese sentido, reveló, su provincia tiene planes concretos para aprovechar recursos de la forma381
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“Vaca Muerta también está en Río Negro”
» Hacia fines de este año licitaremos tres áreas con foco en Vaca Muerta: Confluencia Este Norte, Confluencia Oeste Sur y Cinco Saltos Norte. Estas poseen superficies de 103, 160 y 120 km², respectivamente. > Cristian Skou ción no convencional más importante del país: “Hacia fines de este año licitaremos tres áreas con foco en Vaca Muerta: Confluencia Este Norte, Confluencia Oeste Sur y Cinco Saltos Norte. Estas poseen superficies de 103, 160 y 120 kilómetros cuadrados (km²), respectivamente”, puntualizó. A su entender, en Río Negro podría haber un reservorio de 300 millones de barriles de crudo. “Aún nos encontramos en la fase de contratación de los estudios socioeconómicos y ambientales para saber dónde estamos parados. Acto seguido, se llevará adelante la licitación”, adelantó. La provincia, describió, alberga diversos yacimientos maduros y cuenta con 15.000 km² de áreas destinadas a la explotación de hidrocarburos. “En la actualidad, una mitad de esos bloques está en exploración y la otra en explotación. Se hallan trabajando en la región un total de 12 operadoras, con una producción de unos 750.000 barriles mensuales de crudo”, especificó. Para potenciar la actividad, resaltó, a fines del año pasado se
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“Vaca Muerta también está en Río Negro”
aprobó el Programa de Estímulo a la Producción Hidrocarburífera. “La idea es generar las condiciones para alcanzar un desarrollo sostenido del sector, junto con la creación de puestos de trabajo y el aumento de ingresos para Río Negro”, enfatizó.
Plan de estímulos A decir de Skou, el nuevo programa brinda beneficios concretos sobre la elaboración incremental, tales como la reducción de la alícuota de regalías, el canon de explotación, y la exención de hasta el 100% de los Ingresos Brutos y del Impuesto a los Sellos. “Casi todas las compañías que operan en Río Negro presentaron iniciativas bajo este esquema, las cuales están siendo analizadas una por una”, aseveró. El objetivo, comentó, es volver a dinamizar la actividad luego de la crisis que trajo aparejada la pandemia. “Esperamos, para una primera fase, una inversión mínima de u$s 20 millones”, cuantificó.
» Casi todas las compañías que operan en Río Negro presentaron iniciativas bajo el esquema del Programa de Estímulo a la Producción Hidrocarburífera, las cuales están siendo analizadas una por una. > Cristian Skou
Opción viable Consultado sobre la posibilidad de ayudar a despachar gas natural licuado (GNL) desde el Puerto de San Antonio Este, Skou ponderó esa opción. “Soy bahiense y sé de la calidad del puerto de Bahía Blanca, pero
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el de San Antonio presenta menos tráfico y es mucho más accesible”, señaló. Desde su óptica, podría ser construido a medida, al servicio de la exploración de Vaca Muerta.
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“Aunque es un puerto de aguas profundas que trabaja con mareas, constituye una alternativa muy viable para el futuro del desarrollo y la exportación de productos desde Neuquén”, afirmó. ©
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PARA PRODUCIR SHALE OIL
VISTA REEMPLAZÓ A CONOCOPHILLIPS EN DOS BLOQUES DE VACA MUERTA
LA PETROLERA DE MIGUEL GALUCCIO INGRESÓ A AGUADA FEDERAL Y BANDURRIA SUR, ÁREAS OPERADAS POR WINTERSHALL DEA. SIN NECESIDAD DE REALIZAR NINGÚN PAGO POR ADELANTADO, LA FIRMA ASUMIÓ UN CARRY DE INVERSIÓN POR U$S 77 MILLONES. » 26
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Vista reemplazó a ConocoPhillips en dos bloques de Vaca Muerta
Vista Oil & Gas no detiene su expansión en Vaca Muerta. Su último avance fue la adquisición de la participación como socio no operativo en dos bloques de shale oil que desde 2019 tenía la empresa estadounidense ConocoPhillips. Lo hizo al comprar el 100% de las acciones de ConocoPhillips Argentina. A través de un comunicado enviado a la Bolsa de Comercio, la petrolera que lidera Miguel
Galuccio confirmó su entrada en Aguada Federal y Bandurria Sur, áreas cuya operación está en manos de la empresa alemana Wintershall Dea. Aunque se materializó recientemente, el proceso de compra por parte de Vista se había iniciado hace varios meses. La operación le permitió ampliar su acreaje en la principal formación de hidrocarburos no convencionales del país.
Tal como especificó Galuccio, la transacción se selló sin que Vista efectuara ningún pago por adelantado. Lo que sí asumió la compañía fue un carry de inversión en ambos bloques por u$s 77 millones. “Aprovechamos una oportunidad única para fortalecer nuestra posición como uno de los líderes en Vaca Muerta”, justificó el ejecutivo. Según sus palabras, con esta compra Vista incorporará activos core a su cartera, elevando su potencial de crecimiento y valor para los accionistas. “Adicionalmente, aportaremos al proyecto nuestro know-how en términos de eficiencia y desarrollo de operaciones seguras y sustentables”, sostuvo. Desde 2017 hasta hoy, Aguada Federal fue sede de seis pozos horizontales. Su producción total en el segundo trimestre de 2021 fue de 832 barriles de petróleo equivalente por día. A fines de 2020, no existían reservas probadas certificadas en el bloque. En Bandurria Sur, por su parte, se llevan perforados otros seis pozos. En todos ellos se verificó la producción de hidrocarburos. No obstante, aún no se determinaron las reservas probadas certificadas del área.
Reestructuración global Como parte de una estrategia de reestructuración de su cartera de activos a escala global, la norteamericana ConocoPhillips ya había anticipado el año pasado su intención de desprenderse de diferentes activos y desinvertir en varios mercados alrededor del mundo, entre los cuales figuraba el argentino. El Gobierno de Neuquén le había otorgado su participación en las concesiones Aguada Fede-
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» Como parte de una estrategia de reestructuración de su cartera de activos a escala global, ConocoPhillips ya había anticipado el año pasado su intención de desprenderse de diferentes activos y desinvertir en varios mercados alrededor del mundo.
Vista reemplazó a ConocoPhillips en dos bloques de Vaca Muerta
año un acuerdo de inversión por u$s 250 millones para el desarrollo de 20 pozos en Vaca Muerta. Los fondos serán destinados al bloque Bajada del Palo Oeste, donde la firma ya cuenta con otros pozos de crudo en producción. Lejos de contentarse con esa iniciativa, la petrolera también comunicó que ampliará un 12,7% su presupuesto anual en la formación. De no mediar inconvenientes, la inversión programada por Vista para esta temporada trepará desde los u$s 275 millones hasta unos u$s 310 millones. ©
ral y Bandurria Sur hasta el año 2050. Los u$s 77 millones que Vista invertirá en ambos bloques constituyen la suma que ConocoPhillips había acordado pagar a Wintershall en 2019.
Impulso inversor Junto con Trafigura Argentina, Vista Oil & Gas anunció este
» Aprovechamos una oportunidad única para fortalecer nuestra posición como uno de los líderes en Vaca Muerta. Incorporaremos activos core a nuestra cartera, elevando nuestro potencial de crecimiento y valor para los accionistas. > Miguel Galuccio 30 30
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CON UNA INVERSIÓN DE U$S 30 MILLONES
MODERNIZARON UNA REFINERÍA CLAVE PARA EL ABASTECIMIENTO NACIONAL
YPF COMPLETÓ CON ÉXITO LA PUESTA EN MARCHA DE LA PLANTA ‘CATALÍTICO A’ DE LA REFINERÍA LA PLATA, EN EL CORAZÓN DEL MAYOR COMPLEJO INDUSTRIAL DEL PAÍS. DE ESE MODO, LA PETROLERA ELEVÓ SIGNIFICATIVAMENTE LOS NIVELES DE CONFIABILIDAD Y DISPONIBILIDAD DE LA DESTILERÍA. » 32
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Modernizaron una refinería clave para el abastecimiento nacional
YPF puso en marcha la planta Catalítico A de la Refinería La Plata, ubicada en el Complejo Industrial La Plata (CILP). La iniciativa demandó más 70 días de trabajo continuo y se llevó a cabo en función de altos estándares de seguridad y protocolos sanitarios. En total, la obra requirió de la participación de unos 800 operarios especializados e implicó una inversión de alrededor de u$s 30 millones.
A través de un comunicado, la petrolera controlada por el Estado nacional explicó que el operativo general, denominado “paro por mantenimiento”, tuvo como objetivo número uno asegurar la confiabilidad y disponibilidad de la planta. “Durante el operativo se realizaron tareas de apertura, limpieza, inspección y reparación en 116 equipos, y se completó la reparación y/o el cambio de 640 válvulas. Los trabajos incluyeron
130 tareas metalúrgicas y el reemplazo de 550 líneas de agua de refrigeración”, puntualizó. Adicionalmente, indicó YPF, se reemplazó una turbina a vapor por un moderno generador eléctrico que ampliará la eficiencia energética y la seguridad. “Se trata de un generador de una potencia de 3.500 kilovatios (Kv), que permitirá un ahorro de 25 toneladas (Tn) de vapor hora. El rendimiento de la unidad eléctrica es del 98% contra el 54% de la turbina a vapor”, comparó. Según lo informado, la tarea más complicada estuvo a cargo de la empresa AESA y fue el cambio del conjunto ciclonesplenum, una enorme estructura
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» La tarea más complicada llevada a cabo durante esta iniciativa estuvo a cargo de la empresa AESA y fue el cambio del conjunto ciclonesplenum, una enorme estructura con forma de medusa metálica. 34 34
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Modernizaron una refinería clave para el abastecimiento nacional
con forma de medusa metálica. Esta faena requirió de una delicada etapa de preparación con cortes y desmontajes. Vale aclarar que PF actualmente posee más de la mitad de la capacidad total de topping en la Argentina. la Refinería La Plata representa, a su vez, más de la mitad del volumen que maneja la compañía.
Coloso industrial Puesto en marcha en 1974, el CILP de PF es uno de los complejos más importantes de Sudamérica y uno de los activos industriales más dinámicos de la Argentina. Inaugurada en el año 1925, la Refinería La Plata es capaz de procesar todas las variedades de crudo que se elaboran en el país para obtener una amplia gama de productos. Conectada con un oleoducto, un poliducto y el puerto fluvial, posibilita la obtención y distribución de 14 productos combustibles y materias primas petroquímicas, junto con 14 productos básicos para lubricantes y especialidades. Con 2 plantas de proceso y un parque de tanques que se localizan en una superficie de 00 hectáreas (Has), la capacidad de refinación de la refinería oscila en torno a los 30.000 metros cúbicos (m ) por día.
Valor agregado La flamante planta Catalítico A’ es una unidad de craqueo catalítico que cumple la función de convertir corrientes de hidrocarburos de bajo valor, provenientes de otras unidades de la Refinería, en productos de mayor utilidad. Entre ellos figuran las naftas, las materias primas petroquímicas y para la industria del caucho, el gas licuado de petróleo (GLP) para garrafas, el gasoil y el gas combustible para hornos y calderas. ©
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ELENA MORETTINI, DIRECTORA DE SUSTENTABILIDAD DE GLOBANT
“PARA TENER UN BARRIL VERDE SE NECESITAN PRECIOS ACORDES”
LA INDUSTRIA HIDROCARBURÍFERA ESTÁ OBLIGADA A MEJORAR LA CAPTURA DE EMISIONES DE CARBONO, SEGÚN LA MIRADA ESPECIALIZADA DE ELENA MORETTINI, QUIEN ASEGURÓ QUE EL MERCADO DEBE HACER SU APORTE PARA BAJAR EL RIESGO CLIMÁTICO ASOCIADO A LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS.
Nadie discute, a estas alturas, la importancia de encaminar el mundo hacia una matriz energética lo más diferenciada posible.
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En este contexto, Elena Morettini, directora de Sustentabilidad de la firma Globant, remarca la necesidad de no hablar de transición
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energética en singular. “Hay que hacer hincapié en la pluralidad de las transiciones”, expuso durante un encuentro desarrollado en el 381
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» Será clave apostar por el denominado carbon budget. Si no somos capaces de hacer una trazabilidad del carbono atado a la producción de gas y petróleo, posiblemente no podremos exportar. > Elena Morettini marco de las jornadas del ciclo ‘Construyendo Puentes’ que organizan el Programa de Bioeconomía de la Facultad de Agronomía de la Universidad de Buenos Aires (UBA), The Millenium Project, el Centro Latinoamericano de Globalización y Prospectiva, Argentina Conversa, el Instituto de Planeamiento Estratégico y la Red Nueva Acción Política (Red NAP). En muchos casos, advirtió Morettini, se limita el concepto a las fuentes renovables. “Creo, en realidad, que las transiciones energéticas son la manera sustentable de producir cualquier tipo de
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“Para tener un barril verde se necesitan precios acordes”
energía”, manifestó la experta durante su presentación en ‘Para que el día después seamos mejores: Energías para el desarrollo’. Según sus palabras, es momento de imponer un cambio cultural de connotación plural para integrar cada uno de los tipos de energía. “Todos tenemos que estar convencidos de que cualquiera fuese el modelo –convencional, no convencional, de energía primaria, secundaria o terciaria–, en cualquier tipo de fósiles, o en cualquier tipo de programa de exportación, tenemos que transitar el camino de la disminución de emisiones”, sentenció. En esa dirección, acotó, para tener un barril verde será necesario contar con un precio correspondiente. “Solo así podremos capturar esas emisiones y bajar el riesgo climático ligado a la producción de petróleo y gas natural”, aseguró. Será clave, agregó, apostar por una cuota de emisiones de carbono: el denominado carbon budget. “Si no somos capaces de hacer una trazabilidad del carbono atado a la producción de gas y petróleo, posiblemente no podremos exportar. Hoy en día, en función de los parámetros económicos, en cualquier tipo de cadena de valor y a cualquier tipo de suministro de energía se le pide el cómputo de este parámetro”, afirmó.
por especialistas en el tema. “Hay que apuntar a una matriz lo más diferenciada posible. Y para eso se precisa un conocimiento técnico muy acertado”, remarcó.
Bajar a tierra Todas las ideas propuestas, destacó Morettini, deben bajar a tierra. “Tenemos que ser pragmáticos. De lo contrario, no vamos a poder avanzar en ningún tipo de decisión. Cuando pensamos en ideas y soluciones, el discurso científico y tecnológico puede dirigirnos a decisiones de mercado sobre las cuales después tendremos que operar”, reflexionó. Por estos días, ejemplificó, el mercado del litio no es sustentable. “Tomar decisiones apuradas por demandas eventuales del mercado posiblemente nos lleve a problemas mucho más grandes desde el punto de vista del clima y de la sustentabilidad”, completó. ©
Conocimiento técnico A decir de Morettini, el carbon budget tiene que estar prioritariamente vinculado con el proyecto energético elegido. “Debemos pensar cuál es la trazabilidad de nuestro producto con respecto al carbono, porque seguramente quien decida importarlo tomará esto en cuenta”, sostuvo. Las estrategias energéticas de un país, apuntó, tienen que ser definidas
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» Todas las ideas propuestas en el camino a la pluralidad energética deben bajar a tierra. Tenemos que ser pragmáticos. De lo contrario, no vamos a poder avanzar en ningún tipo de decisión. > Elena Morettini > www.petroquimica.com.ar
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RELEVAMIENTO DE FIXSCR
LA PETROLERA DE EURNEKIAN AUMENTA Y DIVERSIFICA SU PRODUCCIÓN
ADEMÁS DE PREVER UN AUMENTO DE UN 43% EN SU OFERTA DE HIDROCARBUROS DURANTE ESTA TEMPORADA, POR LO QUE SUPERARÁ LOS 50.000 BARRILES EQUIVALENTES DE CRUDO POR DÍA, CGC REALIZARÁ INVERSIONES POR ALREDEDOR DE U$S 200 MILLONES ANUALES HASTA 2024.
Está todo dado para que Compañía General de Combustibles (CGC) incremente y diversifique significativamente su explotación hidrocarbu-
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rífera. Tras adquirir en junio pasado la firma china Sinopec, el brazo petrolero de Corporación América expandirá un 43% su producción
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para este año. Así lo anticipa un informe de la calificadora de riesgos FixScr, filial de la agencia global FitchRatings. 381
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» La producción de gas nacional representará un 63% de la oferta total de CGC, mientras que la de petróleo configurará un 37%. Vale aclarar que actualmente esos niveles llegan a un 85% y un 15%, en cada caso. Según el reporte, la empresa que preside Eduardo Eurnekian superará los 50.000 barriles equivalentes de petróleo por día a fines de 2021, frente a los 35.000 registrados en 2020. Adicionalmente, CGC planea inversiones por u$s 200 millones anuales hasta 2024. De acuerdo con el relevamiento, la organización exhibirá una mayor diversificación por segmento, ya que la producción de gas nacional representará un 63% de su oferta total, mientras que la de petróleo configurará un 3 %. Vale aclarar que actualmente esos niveles llegan a un 5% y un 15%, en cada caso.
a petrolera de urne ian aumenta diversifica su producci n
Luego de la adquisición de Sinopec, la base de reservas probadas de CGC se elevó en un 52%, hasta los 90 millones de barriles equivalentes diarios. Este volumen implica unos 5, años de producción. Antes de su ampliación, la petrolera mostraba una elevada concentración en el yacimiento Campo Indio Este-El Cerrito, ubicado dentro de la Cuenca Austral, al sur de la provincia de Santa Cruz. En diciembre de 2020, este bloque explicaba el 0% de la obtención de gas de la firma. Para FixScr, ese factor “será mitigado por la adquisición de 1.350 pozos productivos en 20 concesiones que cubren 4.668 kilómetros cuadrados (km²), principalmente en la Cuenca de San Jorge, y también en las cuencas Neuquina y Cuyana”.
Otras proyecciones Las inversiones programadas por CGC, adelantó la agencia calificadora, se destinarán esencialmente al renovado Plan Gas, a evitar el declino de los nuevos pozos adquiridos y a incrementar las perforaciones. Dicho presupuesto se respaldará básicamente en el beneficio bruto de explotación (antes de deducir gastos financieros) de u$s 00 millones este año; el flujo libre positivo esperado en torno a los u$s 100 millones, y una caja que a fines de junio pasado ascendía a u$s 244
millones. Para 2022, proyectó FixScr, ese beneficio se situará por encima de los u$s 450 millones. A partir de 2024, en tanto, la cifra treparía a los u$s 500 millones.
Salto cuantitativo Con 100 años de actividad en la Argentina, CGC producía alrededor de 8.500 barriles equivalentes por día hasta que en 2013 el holding Corporación América adquirió el control de la compañía. Su socia en la empresa, con el 30% restante de las acciones, es Sociedad Comercial del Plata, grupo económico que cotiza en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires (BCBA). En 2015 se produjo un salto cuantitativo para CGC, que se quedó con los activos de Petrobras Argentina en Santa Cruz. De ese modo, se convirtió en el operador más importante de la Cuenca Austral, con una producción de 20.000 barriles diarios. ©
» Las inversiones programadas por CGC, según las previsiones de la agencia FixScr, se destinarán esencialmente al renovado Plan Gas, a evitar el declino de los nuevos pozos adquiridos y a incrementar las perforaciones. 44 44
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PROYECCIONES DE PWC
VACA MUERTA PODRÍA DUPLICAR LA PRODUCCIÓN HIDROCARBURÍFERA DEL PAÍS CON UN RITMO DE INVERSIÓN DE 1.000 POZOS POR AÑO, LA ARGENTINA ALCANZARÁ UNA BALANZA ENERGÉTICA COMERCIAL NETA POSITIVA, SEGÚN LAS PREVISIONES DE PWC, QUE TAMBIÉN ANTICIPA GRANDES BENEFICIOS ASOCIADOS EN TÉRMINOS DE EMPLEO Y DESARROLLO LOCAL. » 46
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Vaca Muerta podría duplicar la producción hidrocarburífera del país
Está claro, según el último informe de PwC, que como consecuencia directa de la pandemia 2020 fue un año de cambios sin precedentes para el sector. En el plano local, advirtió la consultora, la producción de crudo cayó un 5,3%, mientras que la de gas lo hizo un 8,6% anual. “La cantidad de pozos perforados bajó interanualmente, de 928 a 391 (un 58%), menos de un tercio de los perforados en 2011. La producción no convencional de crudo y gas representó el 25% y 43%, respectivamente”, puntualizó. De todos modos, remarcó el trabajo de PwC, de esa debacle pueden extraerse varias conclusiones interesantes y provechosas. “La volatilidad y el riesgo han venido para quedarse. Incluso con las recientes recuperaciones en los precios, las empresas deberán construir sus estrategias de corto y mediano plazo sobre una base de resiliencia y alta adaptabilidad al cambio”, indicó. En ese sentido, apuntó, será clave hacer foco en la
cadena comercial y de abastecimiento, repensar las estrategias de hedging de largo plazo, y asegurar cadenas de suministro más localizadas y cortas para garantizar la producción y reducción de costos. Además de ponderar la necesidad de acelerar nuevas formas de trabajo a partir de la automatización y la digitalización, PwC instó a las firmas a considerar las implicancias de los cambios sociales. “Se ha acelerado la agenda sobre polución, emisiones de dióxido de carbono (CO ) y cambio climático e iniciativas ESG. Las compañías deberán trabajar fuertemente en aras de la transición energética”, expuso. Frente a este panorama, Hernán Rodríguez Cancelo, socio de PwC Argentina, enfatizó la relevancia del lanzamiento del nuevo Plan Gas a la hora de dar previsibilidad en materia de precios, puesto que el mercado local necesita reducir lo máximo posible la importación de combustibles líquidos y de gas. “Durante los últimos 10 años, el país ha tenido que importar por más de u$s 70.000 millones, con lo cual –si Vaca Muerta logra su más alto nivel de desarrollo– la Argentina puede llegar a duplicar su producción diaria de gas y petróleo con un ritmo de inversión de 1.000 pozos por año, alcanzando una balanza energética comercial neta positiva”, proyectó el experto.
» Según PwC, la volatilidad y el riesgo han venido para quedarse. Incluso con las recientes recuperaciones en los precios, las empresas del sector deberán basar sus planes en altos grados de resiliencia y adaptabilidad al cambio. 48 48
Grandes avances A decir de Cancelo, la participación de los recursos no convencionales tiene una gran importancia en la matriz energética de la Argentina. “El crudo ha tenido una leve recuperación comenzando en abril y mayo de este año. La relevancia de Vaca Muerta es un factor fundamental para elevar los estándares de la industria local, ya que per-
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» En un escenario de pleno desarrollo de Vaca Muerta, los majors focalizados en esa formación abrirán grandes posibilidades a nuevos jugadores más pequeños en los yacimientos maduros convencionales. > Rodríguez Cancelo mitiría múltiples avances”, afirmó. Uno de ellos, identificó, pasa por la clara posibilidad de duplicar la producción de gas y petróleo en un lapso de entre cinco y siete años. “Esto implicaría inversiones anuales de entre u$s 15.000 millones y u$s 25.000 millones”, cuantificó.
Efectos positivos Otro beneficio significativo, en el escenario planteado por Cancelo, tendría que ver con el efecto multiplicador en el empleo. “Adicionalmente, los majors focalizados en Vaca Muerta abrirán grandes posibilidades a nuevos jugadores más pequeños en los yacimientos maduros convencionales”, agregó. Por otro lado, acotó el especialista, se renovarían las expectativas en otras formaciones no convencionales, como Palermo Aike en Santa Cruz. “Finalmente, se promovería el desarrollo local en toda la cadena de valor y se abrirían nuevos mercados globales, como el del gas natural licuado (GNL)”, completó. ©
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INFORME DE LA UNIVERSIDAD AUSTRAL
LA PRODUCCIÓN NACIONAL DE PETRÓLEO NO CONVENCIONAL BATIÓ SU RÉCORD HISTÓRICO
IMPULSADO POR EL DESARROLLO DE VACA MUERTA, ESTE TIPO DE CRUDO YA EXPLICA ALREDEDOR DE UN TERCIO DE LA EXTRACCIÓN PETROLERA EN TODO EL PAÍS. SEGÚN LA VISIÓN ESPECIALIZADA DE ROBERTO CARNICER, EL CRECIMIENTO DEL RUBRO RESPONDE FUNDAMENTALMENTE AL AUGE DEL SHALE OIL.
En colaboración con las facultades de Ingeniería, Derecho y Ciencias Empresariales, el Instituto de Energía de la Universidad Austral relevó un récord histórico en la producción de petróleo no
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convencional en el país. De acuerdo con Roberto Carnicer, director del Instituto de Energía de la Universidad Austral, la obtención de crudo en septiembre promedió los 84.730 metros cúbicos (m³) por
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día; es decir, un 11% por encima del mismo mes de 2020. “La producción de petróleo no convencional en septiembre de 2021 fue de 2 . 0 m diarios, verificando un aumento de un 53% con respecto
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La producción nacional de petróleo no convencional batió su récord histórico
» La obtención de petróleo no convencional en la Cuenca Neuquina se elevó un 47% entre septiembre de 2020 y el mismo mes de 2021. La producción de shale oil representó el 32,67% y el 60,39% del total producido en el país y en la cuenca, respectivamente. al mismo mes de 2020 y representando un 33,8% del total nacional”, puntualizó el experto. Desde su óptica, el crecimiento sectorial se da esencialmente por el aumento de la producción desde reservorios de shale, segmento que implica un 97% de la extracción del petróleo no convencional, y del leve aporte de un 3% desde reservorios de tight. La obtención de petróleo no convencional en la Cuenca Neuquina, añadió, se elevó un 47% entre septiembre de 2020 y septiembre de 2021. “La producción de shale oil alcanzó los 27.690 m³ por día en septiembre de 2021, representando el 32,67% del total producido en el país y el 60,39% del volumen extraído en la cuenca”, precisó. Adicionalmente, expuso, la explotación de petróleo de tight alcanzó los 880 m³ diarios en el mes analizado, por lo que aportó un 1,04% del total registrado en la Argentina y un 1,92% de la producción de la cuenca. “El primero
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Desempeño gasífero En materia de gas natural, el informe de la Universidad Austral indicó que la extracción local en septiembre de 2021 llegó a los 132,59 millones de m³ por día, por lo que creció un 8% en relación con el mismo mes de 2020. “La producción no convencional total del país fue de 68,29 millones de m³ diarios, presentando un incremento de un 31% con respecto al mismo mes de 2020 y explicando el 51,5% del volumen nacional”, cuantificó. En Neuquén, la obtención fue de 64,91 millones de m³ por día, un 48,96% de lo producido en la Argentina. En la Cuenca Austral, sobresalió el aporte de CGC de 3,38 millones de m³ diarios de tight gas en sus áreas El Cerrito y Campo Indio. “Se observa una recuperación del gas no convencional como consecuencia del nuevo Plan Gas. Aunque la caída
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de la explotación convencional no permite evidenciar un repunte total de la producción”, advirtió el reporte.
ha logrado un mayor impulso por parte de las productoras frente al tight”, comparó.
Educación superior La Universidad Austral es una institución de educación superior creada por la Asociación Civil de Estudios Superiores (ACES), entidad sin fines de lucro con personería jurídica e inscripta en el Registro Nacional de Entidades de Bien Público. La institución promueve la investigación, imparte enseñanza de grado y posgrado, realiza programas de extensión y brinda atención sanitaria desde su hospital. Está constituida por las facultades de Ciencias Biomédicas; Ciencias Empresariales; Comunicación; Derecho; Ingeniería; Hospital Universitario Austral; Parque Austral; IAE Business School; Escuela de Educación; Escuela de Política, Gobierno y Relaciones Internacionales; Instituto de Ciencias para la Familia; e Instituto de Filosofía. ©
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CUMBRE DEL FINANCIAL TIMES
SEGÚN LOS TRADERS, LA DEMANDA PETROLERA SE RECUPERARÁ EN 2022 LAS PRINCIPALES FIRMAS COMERCIALIZADORAS DE CRUDO ANTICIPARON QUE DURANTE EL AÑO QUE VIENE EL CONSUMO GLOBAL DEL RECURSO MEJORARÁ LO SUFICIENTE COMO PARA RETOMAR SUS NIVELES PREVIOS A LA PANDEMIA DE CORONAVIRUS.
Habrá que esperar hasta el año que viene para que la demanda de petróleo se recupere de la crisis que desató el brote de COVID-19 a
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escala mundial. Así lo proyectaron referentes de Vitol Group, Trafigura Group, Mercuria Energy y Gunvor Group convocados por el Financial
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Times. De acuerdo con los mayores traders del planeta, no debe aguardarse una reactivación del consumo antes de bien entrado 2022. 381
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Según los traders, la demanda petrolera se recuperará en 2022
A decir de Ben Luckock, codirector de Comercio de Petróleo en Trafigura, grupo que llegó a reservar una docena de superpetroleros capaces de contener un total de 24 millones de barriles de crudo, resulta muy difícil ser optimista sobre el futuro precio del recurso. “Recién en el último tramo de 2021 se está viendo una cotización estable”, comentó el directivo. En la misma frecuencia, Marco Dunand, presidente de Mercuria Energy, precisó que la recuperación de la demanda demorará un tiempo más. “Aunque China está mostrando números alentadores, en Europa y América el consumo sigue ubicándose por debajo de los valores pre-pandemia”, remarcó. Para Torbjorn Tornqvis, presidente ejecutivo de Gunvor Group, el hecho de que el escenario se ve incierto ahora no necesariamente significa que mejorará necesariamente. “La situación de la demanda podría volver a la baja”, estimó el titular de la firma que comercializa más de 2 millones de barriles de petróleo y productos derivados por día. No fue muy distinta la opinión de Russell Hardy, director ejecutivo de Vitol Group, la mayor empre-
sa independiente en el rubro de la comercialización de crudo, quien comparó el actual consumo con el registrado previamente al brote de coronavirus. “Hay un repunte, pero todavía falta”, sostuvo.
los elevados costos de los fletes cuando todos buscan sitios de almacenamiento al mismo tiempo”, explicó.
Temor e incertidumbre
De origen británico, el Financial Times es un periódico especializado en noticias internacionales de negocios y economía. Fundado en 1888, actualmente tiene más de 2,2 millones de lectores en todo el planeta. Se trata, junto con The Wall Street Journal, de la publicación financiera más importante del mundo. Además de cotejar y publicar un amplio número de índices financieros de mercado, el Financial Times está a cargo de la organización de la Cumbre Global de Commodities, evento que usualmente reúne a los principales jugadores de la obtención y comercialización a escala mundial de granos, metales, recursos energéticos y carnes, entre otros productos. ©
De acuerdo con Eugen einberg, analista de Commerzbank, la demanda no termina de recuperar el ritmo esperado porque el riesgo de nuevos confinamientos pone en duda la evolución del negocio. “Los temores a que se registre un exceso de oferta de petróleo se combinan con un sentimiento general de incertidumbre”, advirtió. Desde su óptica, no ayuda que la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y sus aliados se muestren poco predispuestos a realizar nuevos recortes en la producción. “En este contexto, algunas firmas que negocian con petróleo están empezando a tomar medidas preventivas por si vuelve a producirse un fuerte excedente en el mercado”, afirmó. En concreto, sostuvo, los grandes traders están alquilando petroleros gigantes con contratos de largos meses de duración. “Se preparan, así, para almacenar el exceso de producción y ahorrarse
Economía y negocios
» El consumo mundial de crudo sigue ubicándose por debajo de los valores prepandemia. Se estima que habrá que esperar hasta bien entrado 2022 para hablar de una verdadera recuperación de la demanda.
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SEMINARIO DEL CENIR, EL CIECTI
FUNDAR
ANALIZAN EL DESARROLLO DE VACA MUERTA EN EL MARCO DE LA TRANSICIÓN ENERGÉTICA LA ARGENTINA ESTÁ ANTE LA OPORTUNIDAD TRANSITORIA DE PONER EN VALOR SUS RIQUE AS NO CONVENCIONALES, SEGÚN LA VISIÓN DE DISTINTOS EXPERTOS, QUE RESALTARON LAS VENTAJAS AMBIENTALES DEL GAS NATURAL EN RELACIÓN CON LOS OTROS COMBUSTIBLES FÓSILES.
Además de configurar importantes oportunidades y desafíos para el desarrollo de Vaca Muerta, la transición energética favorecerá
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en el país la generación de capacidades productivas y tecnológicas que permitirán el aprovechamiento de los recursos naturales de una
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manera sustentable. Así lo aseguraron diversos especialistas que participaron de un seminario organizado por el Centro de Inves381
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Analizan el desarrollo de Vaca Muerta en el marco de la transición energética
» La Argentina posee una ventana de oportunidad para valorizar su producción hidrocarburífera en el mercado internacional. Debe rescatarse la priorización del gas natural como combustible de transición, dado que genera muchos GEI. > Nicolás Arceo tigaciones para la Transformación (CENIT), el Centro Interdisciplinario de Estudios en Ciencia, Tecnología e Innovación (CIECTI) y la organización Fundar. De acuerdo con Nicolás Arceo, titular de la consultora de Economía y Energía, no se sabe exactamente lo que va a implicar la transición energética en términos de la penalización en la utilización de combustibles fósiles. “Lo que sí está claro es que significará una restricción en la demanda mundial de hidrocarburos”, expuso. Es por ello, indicó, que la Argentina posee una ventana de oportunidad hasta tanto se produzca ese momento para valorizar su producción hidrocarburífera en el mercado internacional. “En este contexto, debe rescatarse la priorización del gas natural como combustible de transición, dado que este recurso genera muchos menos gases de efecto invernadero (GEI)”, apuntó. En la misma línea, Marcelo Neuman,
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profesor asociado e investigador de la Universidad Nacional de General Sarmiento (UNGS), puso el foco en el peso económico del complejo hidrocarburífero local y juzgó necesaria la aplicación de un programa de sustitución de importaciones en las compras. “Sería bueno incrementar
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la participación local en futuros planes de inversión”, recomendó. Desde su óptica, también habría que diseñar programas de desarrollo de proveedores articulados entre la industria, el gobierno y el sistema científico tecnológico. “Adicionalmente, sería deseable proveer
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(SEI, por sus siglas en inglés), resultará clave la gestión de los recursos hídricos en Vaca Muerta. “El desarrollo de la extracción de hidrocarburos representa diferentes riesgos para los ecosistemas, la salud pública y la producción agrícola de la región, en particular con respecto a la calidad del agua”, afirmó. Según sus palabras, la producción de shale gas puede presentar un peligro para el agua superficial y subterránea no tanto en el plano cuantitativo, sino en el cualitativo. “El empleo proporcional del agua para la producción gasífera es pequeño en relación con otros usos en la zona, pero actualmente se explota tan solo el 5% del gas natural de Vaca Muerta”, explicó.
Gestión integrada A decir de Forni, los desafíos ambientales de alta complejidad que derivarán de la puesta en valor masiva de los hidrocarburos no convencionales de la Cuenca Neuquina requieren de una gobernanza multifacética. “El sistema regulatorio interprovincial tiene forzosamente que considerar la multiplicidad de los usos y las características de cada provincia involucrada. Esto implica contar con una perspectiva de gestión integrada de los recursos hídricos a escala regional”, completó. ©
» El empleo proporcional del agua para la líneas de crédito adecuadas para la expansión y el desarrollo productivo”, detalló.
Riesgos concretos Para Laura Forni, científica del Instituto Ambiental de Estocolmo
producción gasífera es pequeño en relación con otros usos en la zona, pero actualmente se explota tan solo el 5% del gas natural de Vaca Muerta.
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ESTIMACIÓN DE R STAD ENERG
SI NO AUMENTA LA EXPLORACIÓN, PELIGRA EL ABASTECIMIENTO PETROLERO PARA 2050
HACEN FALTA MILLONARIAS INVERSIONES PARA PONER EN VALOR LOS 313.000 MILLONES BARRILES DE CRUDO QUE QUEDAN POR SER EXTRAÍDOS A NIVEL GLOBAL. PARA EQUILIBRAR EL MERCADO, A ESE VOLUMEN HABRÁ QUE A ADIR DESCUBRIMIENTOS EQUIVALENTES A 13 .000 MILLONES DE BARRILES.
Las próximas décadas serán sumamente desafiantes para la industria de Oil & Gas a escala mundial. Así lo anticipa un informe elaborado por Rystad Energy,
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que estima en u$s 3 billones el gasto de capital necesario para abastecer el mercado extrayendo 313.000 millones barriles de crudo de yacimientos existentes
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y subdesarrollados o de nuevos campos todavía no descubiertos. La consultora noruega precisó que cubrir la demanda petrolera prevista para 2050 implicará hallar 381
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Si no aumenta la exploración, peligra el abastecimiento petrolero para 2050
» Se calcula que en estos momentos habría alrededor de 121.000 millones de barriles de nuevos suministros en áreas no descubiertas de distintos puntos del planeta que se detectarán en futuras perforaciones exploratorias. el equivalente a 13 .000 millones de barriles de nuevas fuentes. En palabras de Palzor Shenga, analista senior de Rystad, el enfoque de la exploración deberá expandirse de manera significativa. “A menos que veamos una transición crucial en la mezcla de la energía global antes de lo que se espera actualmente”, aclaró. Con base en el vigente escenario, indicó el experto, alcanzar una producción de alrededor de .000 millones de barriles de petróleo resulta poco probable. “La oferta total no desarrollada alcanzará los 2 .000 millones de barriles entre 2021 y 2050. Si la exploración futura cumple con los estándares de la industria, los recursos renovables crecerán en aproximadamente un 5% hasta los 1 .000 millones de barriles”, puntualizó. En estos momentos, expuso, habría alrededor de 121.000 millones de barriles de nuevos suministros en áreas no descubiertas de distintos puntos del
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planeta que se detectarán en futuras perforaciones exploratorias. “Los proyectos que están en exploración aportarán alrededor de 3 .000 millones de barriles de hidrocarburos entre 2021 y 2050. Vale recordar que entre 1 0 y 2020 se descubrieron unos 1 .000 millones de barriles de hidrocarburos”, comparó. De ese total, prosiguió, hasta ahora se produjo un 25%. “Es
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decir que para 2050 deberán descubrirse unos .000 millones de barriles de nuevas fuentes a fin de compensar los 121.000 millones de barriles de hidrocarburos requeridos por la exploración durante los próximos 30 años”, calculó. En definitiva, resumió, satisfacer la demanda mundial de perforación de exploración convencional será una tarea excesivamente
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» La tasa de éxito de la exploración cayó drásticamente en todo el mundo desde alrededor de un 72% en 2010 hasta un 17% en 2020. Para 2050, en tanto, se espera que esa tasa oscile en torno a un 15% o un 20%. 500 y 650 pozos con una tasa de éxito mínima de un 15%. Frente a este panorama, se especula con que las perforaciones offshore dominen los descubrimientos de hidrocarburos del futuro.
Presencia global
compleja. “Será necesario extraer unos 330.000 millones de barriles de petróleo para 2050”, recalcó.
Más cifras De acuerdo con los datos que maneja Rystad Energy, la tasa de éxito de la exploración cayó drásticamente en todo el mundo desde alrededor de un 72% en 2010 hasta un 17% en 2020.
Para 2050, advirtió la consultora, se espera que esa tasa oscile en torno a un 15% o un 20%. En cuanto al costo anual de la perforación de exploración, todo indica que variará desde los u$s 25.000 millones hasta los u$s 33.000 millones. Esto elevará el costo de los pozos a aproximadamente u$s 50 millones. Por cada año, aseguró Rystad Energy, deben perforarse entre
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Fundada en 2004 por Jarand Rystad, un físico noruego y exsocio consultor de McKinsey, Rystad Energy es una empresa independiente de investigación energética e inteligencia empresarial con sede en Oslo, Noruega, que ofrece soluciones de consultoría sectorial a agentes públicos y privados. Cuenta con 300 empleados y posee oficinas en Stavanger (Noruega), Houston (Estados Unidos), Nueva ork (Estados Unidos), Londres (Reino Unido), Aberdeen (Escocia), Moscú (Rusia), Estambul (Turquía), Río de Janeiro (Brasil), Tokio (Japón), Pekín (China), Singapur (República de Singapur), Kuala Lumpur (Malasia), Bangalore (India), Dubai (Emiratos Árabes Unidos), Sidney (Australia) y Perth (Australia). ©
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INFORME DE ARPEL
RESALTAN LA IMPORTANCIA DEL PLAN GAS PARA EL DESARROLLO DE VACA MUERTA EN UN ESCENARIO SIGNADO POR LA TRANSICIÓN ENERGÉTICA, LOS HIDROCARBUROS NO CONVENCIONALES DE LA CUENCA NEUQUINA LE OTORGAN A LA ARGENTINA UNA INTERESANTE VENTAJA COMPETITIVA, AUNQUE TAMBIÉN IMPONEN SIGNIFICATIVOS RETOS EN TÉRMINOS DE INFRAESTRUCTURA.
En su informe ‘El Diálogo Digital - Vaca Muerta: Políticas de inversión y energía para acelerar el desarrollo’, la Asociación Regional de
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Empresas del Sector de Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe (más conocida como Arpel) destacó los incentivos
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aportados por el nuevo Plan Gas en la Argentina. De acuerdo con el relevamiento, esta herramienta “permitió estable381
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Resaltan la importancia del Plan Gas para el desarrollo de Vaca Muerta
» Brasil y Chile representan grandes oportunidades como mercados regionales de destino del gas no convencional de la Cuenca Neuquina, pero ello implica desarrollar infraestructura de transporte y, sobre todo, profundizar la integración. cer contratos de oferta y demanda de gas firmes a cuatro años, dando estabilidad e impulsando la inversión y la búsqueda de nuevas
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oportunidades de desarrollo de negocios”. En ese sentido, Arpel aseguró que existen necesidades de inversión en infraestructura de transporte de gas a muy corto plazo para seguir desarrollando las riquezas no convencionales de Vaca Muerta. “En particular, hacia la región centro y norte de la Argentina”, especificó. Según el reporte, Brasil y
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Chile representan grandes oportunidades como mercados regionales de destino del gas no convencional de la Cuenca Neuquina. Para ello, indicó, “es necesario desarrollar infraestructura de transporte y, sobre todo, profundizar la integración regional de los mercados energéticos del Cono Sur a fin de optimizar los flujos de gas y el uso de la infraestructura”.
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la política energética, la política climática y los compromisos de descarbonización”, remarcó.
Buena recepción Establecido en el Decreto 892/2020, el Plan GasAr estipuló la tasación del fluido a partir de subastas y en régimen de concurrencia entre las empresas operadoras. Según el trabajo de Arpel, “estableció contratos por los volúmenes y precios subastados con 2024 como horizonte”, “definió permisos de exportación en firme para períodos estivales de baja demanda” e “incorporó mayores exigencias de valor agregado nacional, procurando generar derrames en el entramado productivo local”. “El plan fue bien recibido por las empresas, al representar un hito fundamental que da previsibilidad y permite abocar los recursos al desarrollo de proyectos de crecimiento”, completó la entidad.
Vector de crecimiento
El desenvolvimiento optimizado de los mercados regionales, expuso el documento, también permitiría facilitar una mayor integración de Vaca Muerta con los mercados globales de gas natural licuado (GNL), a los que consideró “cada vez más líquidos e integrados y en pleno desarrollo en la región”. Otras alternativas más novedosas que también se están desarrollan-
do o estudiando, apuntó Arpel, son el GNL a pequeña escala, el bunkering, el transporte fluvial, el transporte carretero y el almacenamiento a gran escala. “Dentro de los caminos de desarrollo mencionados, existen muchas alternativas de inversión, para lo cual es necesaria una visión integral del desarrollo de Vaca Muerta que se conjugue adecuadamente con
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El informe de Arpel caracterizó Vaca Muerta como “un vector de potencial crecimiento para la Argentina, dado el rol del gas natural dentro de una estrategia más amplia de descarbonización a escala regional y global”. “Los precios y volúmenes obtenidos en la subasta del Plan Gas evidencian la competitividad de los recursos y la tecnología. Sin embargo, su desarrollo enfrenta desafíos a nivel normativo, en la infraestructura de transporte y en el desarrollo de mercados. La estabilidad garantizada ha venido a resolver la incertidumbre a nivel normativo, pero para desarrollar los recursos de forma sostenible es necesario mantener claridad y transparencia en las reglas del juego en el largo plazo”, advirtió. ©
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REESTRUCTURACIÓN DEL PRESUPUESTO 2021
EXPANDIRÁN EL SISTEMA TRONCAL DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL
A TRAVÉS DE UN NUEVO DECRETO, EL GOBIERNO DECIDIÓ DESTINAR ALREDEDOR DE U$S 2.000 MILLONES A LA AMPLIACIÓN DE GASODUCTOS EN 10 PROVINCIAS: BUENOS AIRES, CATAMARCA, CHACO, JUJUY, LA RIOJA, MENDOZA, SAN LUIS, SANTA CRUZ, SANTA FE Y SANTIAGO DEL ESTERO.
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El Gobierno nacional expandirá el sistema de transporte troncal de gas natural y encarará obras de distribución en localidades de 10 provincias. Lo hará, tal como quedó dispuesto en el Decreto de Necesidad y Urgencia (DNU) 489/2021, mediante la asignación al segmento de nuevas partidas para lo que resta de este año y la próxima temporada por un monto equivalente a u$s 2.000 millones. En concreto, la reestructuración general del Presupuesto 2021 contempla el desembolso de u$s 1.559 millones para la ejecución de distintas obras de transporte de gas y u$s 398 millones para la realización de obras de distribución. A decir del secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez,
el presidente Alberto Fernández dio un gran primer paso al tomar la decisión política de poner en marcha el sistema de Gasoductos Transport.Ar Producción Nacional. “A nosotros nos toca poner manos a la obra”, apuntó. Según sus palabras, la millonaria inversión en labores de distribución beneficiará a miles de argentinos que accederán al servicio gasífero por redes en diversas localidades de la provincia de Buenos Aires, Catamarca, Chaco, Jujuy, La Rioja, Mendoza, San Luis, Santa Cruz, Santa Fe y Santiago del Estero. “La Argentina tiene grandes reservas de gas natural tanto en el ámbito offshore como en las cuencas del sur y en Vaca Muerta, las cuales necesitan ca-
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pacidad de transporte para llegar a los grandes centros de consumo, reemplazar importaciones, y potenciar la utilización de este fluido limpio y sus exportaciones”, resaltó. En ese sentido, indicó que personal técnico de su cartera diseñó un ambicioso proyecto que incluyó un sistema de gasoductos y varias obras para fortalecer la capacidad de transporte. “Apuntamos a sustituir importaciones de gas natural licuado (GNL), reemplazar el uso de líquidos en las centrales térmicas de generación eléctrica, compensar el declino de la producción de Bolivia, aumentar el número de usuarios y favorecer las exportaciones de gas argentino”, recalcó.
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Expandirán el sistema troncal de transporte de gas natural
to La Mora-Tío Pujio; la ampliación del Gasoducto General San Martín; y la reversión del Gasoducto Norte. “A esas iniciativas debe sumarse la repotenciación y finalización del Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA); el flamante Gasoducto Mercedes-Cardales, otros tramos finales en el Gran Buenos Aires y en Ordoqui; y la repotenciación de la red hasta Uruguaiana”, completó.
Impulso nacional
» Apuntamos a sustituir importaciones de GNL, reemplazar el uso de líquidos en las centrales térmicas, compensar el declino de la producción de Bolivia, aumentar el número de usuarios y favorecer las exportaciones de gas argentino.
La idea, manifestó Martínez, es poner en marcha y terminar las obras citadas en el menor tiempo posible. “Vamos a promover la máxima utilización de bienes de industria nacional y construidos por empresas argentinas”, anticipó el funcionario. Aparte de impulsar la producción de gas, expuso, el objetivo es motorizar la industria de la construcción. “Ni bien tengamos asegurado el flujo de los fondos necesarios, nos pondremos a trabajar al respecto con las industrias respectivas y con la Cámara Argentina de la Construcción”, prometió. ©
» La reestructuración general del Presupuesto 2021 contempla el desembolso de u$s 1.559 millones para la ejecución de distintas obras de transporte de gas y u$s 398 millones para la realización de obras de distribución.
> Darío Martínez Iniciativas estratégicas De acuerdo con Martínez, el sistema de Gasoductos Transport.Ar Producción Nacional se encuentra integrado por el nuevo Gasoducto Néstor Kirchner, que vincula a Tratayén con el sur santafesino pasando por Saliqueló; la potenciación del Gasoducto Centro Oeste, entre Tratayén y La Mora; el nuevo Gasoduc-
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ANUNCIO DE FORTESCUE METALS
EL HIDRÓGENO VERDE MOTORIZA UNA INVERSIÓN RÉCORD EN EL PAÍS LA PROVINCIA DE RÍO NEGRO SERÁ SEDE DE UN AMBICIOSO PROYECTO ORIENTADO A PRODUCIR EL VECTOR ENERGÉTICO DE MANERA LIMPIA Y A ESCALA INDUSTRIAL. LA INICIATIVA IMPLICARÁ INVERSIONES POR U$S 8.400 MILLONES Y CREARÁ ALREDEDOR DE 15.000 EMPLEOS DIRECTOS.
En un momento sumamente delicado para la economía nacional, mientras el tipo de cambio amenaza con dispararse y el
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Gobierno negocia los términos del acuerdo para el pago de la deuda con el Fondo Monetario Internacional (FMI), una empresa
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australiana anunció la llegada de una inversión récord destinada a la producción de hidrógeno verde. En el marco de la denominada ‘indus381
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El hidrógeno verde motoriza una inversión récord en el país
» Esta es una industria muy nueva, que nos obliga a abaratar los costos de producción. Por eso queremos empezar a trabajar lo antes posible, con una primera inversión de u$s 2.500 millones. > Agustín Pichot tria verde , la firma Fortescue Metals Group expresó su interés en invertir en la Argentina tanto en la generación de energías renovables como en la producción de minerales. Autoridades de la empresa le comunicaron esta intención al presidente Alberto Fernández durante la cumbre mundial COP-26, desarrollada en la ciudad escocesa de Glasgow. Para llevar adelante este proyecto, Fortescue ya emprendió labores de prospección en la provincia de Río Negro, más
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precisamente en los alrededores de la ciudad de Sierra Grande. La meta de la organización es generar hidrógeno verde a escala industrial a partir de una inversión que rondará los u$s 8.400 millones. De no mediar inconvenientes, la propuesta creará más de 15.000 empleos directos, y entre 40.000 y 50.000 indirectos. La idea de Fortescue es convertir a Río Negro en un polo exportador de hidrógeno verde para el año
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2030, cuando prevé alcanzar una capacidad de producción de 2,2 millones de toneladas (Tn) anuales. El anuncio fue celebrado por Fernández, quien anticipó que la Argentina tiene una gran oportunidad por delante. “Necesitamos empresas como Fortescue, que inviertan y generen trabajo”, aseguró el mandatario, quien estuvo acompañado por los ministros Santiago Cafiero, de Relaciones
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» La idea de Fortescue es convertir a Río Negro en un polo exportador de hidrógeno verde para el año 2030, cuando prevé alcanzar una capacidad de producción de 2,2 millones de Tn anuales. mejores valores de las comunidades, en un mundo que no resiste más maltrato”, aseveró.
Condiciones favorables
Exteriores, Comercio Internacional y Culto; y Matías Kulfas, de Desarrollo Productivo; la secretaria de Relaciones Económicas Internacionales, Cecilia Todesca; y el asesor del Ministerio de Desarrollo Productivo, Marcelo Kloster.
Orgullo nacional A decir de Fernández, el hidrógeno verde es indudablemente uno de los combustibles del futu-
ro. “Nos llena de orgullo que sea la Argentina uno de los países a la vanguardia de la transición ecológica para luchar contra el cambio climático”, manifestó. En poco tiempo, adelantó, el país podrá convertirse en uno de los proveedores mundiales de un combustible que va a permitir reducir drásticamente las emisiones de carbono. “Es para resaltar la responsabilidad social de la empresa en pos de construir con los
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En su carácter de presidente de Fortescue para la Región Latinoamérica, Agustín Pichot dio detalles de las implicancias concretas de la iniciativa. “Esta es una industria muy nueva, que nos obliga a abaratar los costos de producción. Por eso queremos empezar a trabajar lo antes posible, con una primera inversión de u$s 2.500 millones”, especificó. Pese a que el contexto económico no es el mejor, admitió el exjugador de rugby, existen condiciones favorables para apostar por el país. “Hay que acompañarlas con estímulos para el mercado de divisas en términos de repago. No de dividendos, sino para hacer sustentable el pago de deuda de una inversión semejante. Lo lógico de cualquier negocio”, afirmó. ©
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PABLO POPIK, PRESIDENTE DEL IPA
“HAY QUE VIABILIZAR LAS CADENAS DE VALOR ASOCIADAS AL SECTOR PETROQUÍMICO” ELEGIDO PARA CONDUCIR EL INSTITUTO PETROQUÍMICO ARGENTINO DURANTE LOS PRÓXIMOS DOS AÑOS, EL DIRECTIVO DE COMPAÑÍA MEGA, PABLO POPIK, DESTACÓ LA NECESIDAD DE SEGUIR IMPULSANDO LA INTEGRACIÓN SECTORIAL Y LA FORMACIÓN DE NUEVOS TALENTOS.
El ingeniero químico Pablo Popik fue designado presidente del Instituto Petroquímico Argentino (IPA) durante la última Asamblea Anual Ordinaria de la entidad, encuentro que se celebró recientemente
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de manera virtual. Durante los próximos dos años, el directivo de Compañía MEGA será acompañado en la conducción del IPA por Juan Pablo Ceballos (de PetroCuyo), que ejercerá el cargo de vicepresidente
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primero, y por Martina Azcurra (de YPF Química), que desempeñará el rol de vicepresidente segunda. Gabriel Rodríguez Garrido, por su parte, continuará trabajando como director ejecutivo. A decir de Popik, 381
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> petroquímica
“Hay que viabilizar las cadenas de valor asociadas al sector petroquímico”
» Fortaleceremos la sostenibilidad dentro de la actividad petroquímica, continuaremos fomentando la integración y diversidad en el sector, y ampliaremos nuestras propuestas para impulsar la formación profesional. > Pablo Popik
sus principales metas de gestión pasarán por el fortalecimiento de la sostenibilidad dentro de la actividad petroquímica, y por la promoción incansable de la integración y diversidad en el sector. “Ampliaremos nuestras propuestas para impulsar la formación profesional y viabilizar las cadenas de valor asociadas a esta industria”, prometió el ejecutivo. No menos importante, apuntó, será continuar con el acompañamiento y asesoramiento a los socios de la entidad, sin descuidar a todos los sectores educativos y de generación de conocimiento de la industria. “Seguiremos promoviendo un crecimiento sostenible por medio de las diversas iniciativas del IPA y de nuestras organizaciones asociadas”, garantizó. En ese sentido, debe destacarse que Popik integra el cuerpo académico de ‘ABC de la Industria Petroquímica’, iniciativa lanzada conjuntamente por el IPA y por la Facultad de Ingeniería de la Universidad Austral. Dirigido a jóvenes profesionales, estudiantes avanzados que se incorporan a la industria y profesionales no relacionados con el sector que necesitan conocer sobre las características de la actividad, el programa inculca conocimientos, conceptos, lenguaje y elementos indispensables de la cultura petroquímica.
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Perfil profesional Ingeniero químico del Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA), Popik cuenta con un MBA en Finanzas del Joseph M. Katz Graduate School of Business (Universidad de Pittsburgh). Actualmente es gerente de Ingeniería y Desarrollo de Infraestructura de Compañía MEGA, empresa a la que arribó en marzo de 2018. A lo largo de su desenvolvimiento profesional, el flamante titular del IPA ocupó diferentes posiciones en firmas como PF, ExxonMobil y Axion Energy. Entre los años 2015 y 2018, fue subsecretario de Refinación y Comercialización en el entonces Ministerio de Energía y Minería de la Nación. Desde hace más de una década desarrolla actividades docentes en el ITBA, y más recientemente en la Universidad Austral.
Estructura única El IPA es una institución privada sin fines de lucro, cuyos objetivos fundamentales son la promoción de la investigación tecnológica aplicada; la realización de estudios y análisis sectoriales; la capacitación de técnicos y profesionales para la actividad petroquímica, y la realización de
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otros servicios que apuntan al desarrollo del segmento. Vale destacar que la estructura societaria del IPA es absolutamente única, ya que sus miembros son empresas públicas y privadas de producción, distribución, comercialización e ingeniería; instituciones universitarias y de investigación, y profesionales independientes. ©
» Actualmente, Popik es gerente de Ingeniería y Desarrollo de Infraestructura de Compañía MEGA. A lo largo de su desenvolvimiento profesional, ocupó diferentes posiciones en firmas como YPF, ExxonMobil y Axion Energy.
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> combustibles
CON LA MAYOR PLANTA DEL PAÍS
CÓRDOBA CONSOLIDA SU LIDERAZGO EN LA PRODUCCIÓN NACIONAL DE ETANOL ACA BIO INVERTIRÁ U$S 50 MILLONES PARA AMPLIAR EN UN 60% LA CAPACIDAD PRODUCTIVA DEL COMPLEJO QUE OPERA EN LA LOCALIDAD DE VILLA MARÍA. EN TOTAL, EL NEGOCIO DEL ETANOL GENERA MÁS DE 5.000 PUESTOS DE TRABAJO EN SUELO CORDOBÉS.
Junto con 63 cooperativas asociadas, la Asociación de Cooperativas Argentinas (ACA) constituyó hace siete años ACA Bio, un emprendimiento industrial dedicado
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a producir bioetanol de almidón de maíz en la localidad cordobesa de Villa María. La inversión para concretar esta propuesta osciló en torno a los u$s 150 millones.
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La planta alcanzó una capacidad de producción anual de 145.000 metros cúbicos (m³) de bioetanol anhidro, 140.000 toneladas (Tn) de granos secos destinados y solubles 381
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con destino a la alimentación animal (más conocidos como DDGS) y 33.000 Tn de dióxido de carbono (CO ). Para ello, utiliza como materia prima principal unas 375.000 Tn de maíz. Mientras que el grueso de esta producción tiene como foco el mercado local, los DDGS se envían al exterior. Vale destacar, además, que la central cogenera toda la electricidad que consume, y que la obtención de bioetanol y CO a partir de materias primas renovables permite un balance ambiental favorable. Con el aval del gobierno cordobés, la intención de ACA Bio es invertir otros u$s 50 millones para expandir en un 60% la producción del complejo, que de ese modo se convertirá en el más importante en su rubro a escala nacional. En ese sentido, Víctor Accastello, subgerente general de ACA Bio, agradeció a las autoridades provinciales por su compromiso para garantizar con nuevas obras la provisión eléctrica necesaria para la ampliación productiva. “Será un paso importante para la vida de esta planta que produce una buena cantidad de etanol con destino al corte de las naftas en el mercado interno”, aseguró. Hasta el momento, indicó el directivo, la producción se alimentaba de la propia unidad de cogeneración. “Para llevar a cabo la amplia-
ción, necesitamos de electricidad adicional provista por la Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC)”, remarcó.
Respaldo estatal El ministro de Industria, Comercio y Minería de Córdoba, Eduardo Accastello, participó de la firma del convenio entre EPEC y ACA Bio Cooperativa Limitada para la ejecución de las citadas obras de electricidad. “Recuerdo el trabajo realizado durante mi gestión como intendente de Villa María para la radicación de este complejo. Debe resaltarse nuevamente el concepto virtuoso de la participación del Estado a través de EPEC como canal de promoción y desarrollo de la creación de empleo”, enfatizó. A su criterio, el momento sectorial no es el mejor, ya que la nueva Ley de Biocombustibles significó un retroceso. “Va en contra de los objetivos productivos del país y afecta directamente a Córdoba, que cuenta con cinco grandes desarrollos industriales de bioetanol que le agregan valor en origen al maíz y que crean 5.000 puestos de trabajo”, señaló.
Liderazgo provincial De la rúbrica del acuerdo también participaron el secretario provincial de Industria, Fernando
Sibilla; la secretaria de Parques Industriales, Alejandra Barbero; el presidente de la EPEC, Luis Giovine; el gerente de Planta de ACA Bio, Santiago Acquaroli; el presidente de la Cooperativa de Electrificación de Productores Rurales Asociados (CEPRA), Heraldo Belletti; y representantes de diferentes instituciones. A decir de Giovine, el proyecto ayudará a consolidar el liderazgo de Córdoba en la producción nacional de bioetanol. “Es un orgullo para la EPEC poder apuntalar el crecimiento de esta expansión productiva acompañando las políticas productivas del Gobierno provincial”, subrayó. ©
» Vale destacar que la central de ACA Bio cogenera toda la electricidad que consume, y que la obtención de bioetanol y CO₂ a partir de materias primas renovables permite un balance ambiental favorable.
» El complejo produce anualmente 145.000 m³ de bioetanol anhidro, 140.000 Tn de DDGS y 33.000 Tn de CO₂. Mediante una inversión de u$s 50 millones, esa capacidad productiva crecerá un 60%. PETROQUÍMICA, PETRÓLEO, GAS, QUÍMICA & ENERGÍA
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INFORME DE LA CEA
LA ENERGÍA EÓLICA PERMITIRÁ AHORRAR U$S 800 MILLONES
EL DESARROLLO DEL SECTOR NO SOLO TIENE UN PAPEL CLAVE EN EL CUMPLIMIENTO DE LOS COMPROMISOS AMBIENTALES ASUMIDOS POR EL PAÍS, SINO QUE YA ESTÁ IMPACTANDO DE MANERA POSITIVA EN LAS ARCAS NACIONALES AL POSIBILITAR LA SUSTITUCIÓN DE GAS IMPORTADO.
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La Argentina se comprometió a mantener constantes sus emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) hasta el año 2030. Según un informe elaborado por la Cámara Eólica Argentina (CEA), esta promesa implica una mejora de la anterior contribución nacional de un 26% y presupone que el crecimiento de la demanda eléctrica será abastecido con una generación libre de emisiones. “El sector eléctrico está llamado a tener un rol fundamental en la transición, liderado por las energías renovables”, indicó la entidad. La generación renovable, precisó, actualmente explica un 87% de la reducción en las emisiones de GEI del sector. “El aumento de su participación desde niveles insignificantes a más de un 10% de la oferta –de la
cual la energía eólica constituye un 75%– cambió todas las variables relevantes de forma positiva”, remarcó el trabajo de la CEA. Asimismo, añadió, el segmento eólico fue clave para sustituir importaciones, permitir el ahorro de divisas y desarrollar nuevas capacidades productivas. “La Ley 27.191 posibilitó cambios en el sector eléctrico que van más allá de reducir la dependencia fósil en la matriz de generación. Aumentar la oferta eléctrica ha permitido también garantizar la seguridad energética incluso durante la peor sequía de la que se tenga memoria, aparte de favorecer la sustitución de 8,8 millones de metros cúbicos (m³) diarios, lo que se traduce en un ahorro de u$s 800 millones en 2021”, cuantificó.
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» Aumentar la oferta eléctrica ha permitido garantizar la seguridad energética incluso durante la peor sequía de la que se tenga memoria, aparte de favorecer la sustitución de 8,8 millones de m³ diarios.
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La energía eólica permitirá ahorrar u$s 800 millones
Más empleos
» Ya se generan alrededor de 2.300
Con respecto al promedio histórico, precisó la CEA, ya se ha logrado bajar el costo medio de generación en un 16%. “Y el costo marginal operado se redujo a un tercio de su valor de hace unos años, al pasar de más de u$s 180 por megawatt/hora (Mwh) a menos de u$s 60 por Mwh”, comparó. Adicionalmente, expuso, resultó significativo el aporte al empleo de la construcción de los parques eólicos y de la fabricación doméstica de piezas, partes y componentes de los aerogeneradores. “Si se considera solo la fabricación local de las torres y el ensamble de nacelles y bujes, más los componentes eléctricos suplementarios, ya se generan alrededor de 2.300 empleos verdes cada 1.000 Mwh adicionales de potencia. Estos guarismos pueden ser incrementados en la medida
empleos verdes cada 1.000 Mwh adicionales de potencia. Estos guarismos pueden ser incrementados en la medida en que se alcancen etapas superiores de integración nacional de componentes.
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en que se alcancen etapas superiores de integración nacional de componentes”, anticipó.
Ahorros millonarios De acuerdo con la CEA, cada 1.000 megawatts (Mw) de nueva potencia instalada la energía renovable aporta u$s 840 millones a valor presente. “La inversión para cumplir con los compromisos del Acuerdo de París oscila entre los u$s 9.500 millones y los u$s 19.000 millones. A su vez,
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esto permitirá sustituir importaciones de entre u$s 11.100 millones y u$s 22.300 millones de gas importado o liberar el gas producido localmente para su exportación”, especificó. El despegue sectorial, pronosticó, generará un complejo industrial permanente con potencial exportador, con un piso de más de 3.000 empleos sostenidos anualmente. “El impacto en la actividad local se situará entre los u$s 6.000 millones y los u$s 12.000 millones”, completó. © 381
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NUEVO COMPUTADOR DE CAUDAL DE ABB
MEJORAN LA PRECISIÓN EN LA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA EL MÓDULO DEL COMPUTADOR DE CAUDAL FLOW-X HA OBTENIDO LA CERTIFICACIÓN C1D2/ZONA 2 PARA REALIZAR MEDICIONES MUY PRECISAS EN EL SECTOR DEL PETRÓLEO Y GAS, INCLUSO EN LAS CONDICIONES MÁS SEVERAS.
ABB es una empresa líder global de ingeniería que estimula la transformación de la sociedad y la industria para lograr un futuro más productivo y sostenible. Conectando software a su cartera de electrificación, robótica, automatización y tecnologías de movimiento industrial, ABB empuja los límites de la tecnología para alcanzar
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nuevos niveles de rendimiento. Con una historia de excelencia que se remonta a más de 130 años, el éxito de ABB está impulsado por el talento de sus 105.000 empleados en más de 100 países. El negocio Process Automation de ABB es líder en la automatización, electrificación y digitalización para los sectores de procesos e
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híbridos. Suministramos a nuestros clientes una amplia cartera de productos, sistemas y soluciones integrales, incluidos nuestro sistema de control distribuido, software y servicios del ciclo de vida, productos específicos del sector, así como ofertas de medición y análisis, para el sector naval y de turbocompresores. Como en el
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Mejoran la precisión en la transferencia de custodia
mercado mundial, tomamos como base nuestra profunda experiencia en el sector, la diversidad de nuestro equipo y nuestra presencia mundial para ayudar a nuestros clientes a aumentar su competitividad, mejorar el rendimiento de sus inversiones y llevar a cabo operaciones seguras, inteligentes y sostenibles.
Exactitud y automatización La medición precisa es crucial para la transferencia de custodia. Incluso los errores más pequeños pueden tener un gran impacto financiero. Sin embargo, la precisión puede ser difícil de mantener cuando se trabaja en condiciones de campo adversas. Para hacer frente a este reto, el computador de caudal de gas y líquido Flow-X de ABB fue mejorado para cumplir con la certificación de Clase 1 División 2 y ATEX/IECEx Zona 2, ampliando el rango de temperatura de funcionamiento de -40°C a +75°C (-40°F a +167°F) con una humedad del 5% al 95%. Sus entradas analógicas proporcionan una precisión inigualable del 0,008%, que convierten a la serie Flow-X en un ordenador de caudal de alta precisión para zonas peligrosas capaz de cumplir con las normas más estrictas de transferencia de custodia y metrología legal tanto para la sala de control como para campo. Flow-X es también la plataforma de automatización más versátil y rentable utilizada para la medición y el control de tuberías de gas y líquidos, unidades LACT y sistemas de carga y descarga de camiones y trenes. Gracias a su completa funcionalidad de control, se elimina la necesidad de cualquier programación, de un PLC adicional o de un controlador de muestreo. Además de las funciones típicas de compro-
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bación, dosificación y control PID, Flow-X también ofrece el control configurable de válvulas, muestreadores, LACT, así como de carga y descarga de líquidos. No requiere purgas adicionales, blindajes Ex ni cajas de conexiones. Una de las principales prioridades es la fiabilidad, por lo que toda la serie Flow-X ofrece una solución segura y estable para la metrología legal. El equipo ha sido sometido a rigurosas pruebas de inmunidad a las perturbaciones electromecánicas radiadas y conducidas, e incorpora un control de acceso basado en funciones y una comunicación segura para evitar el acceso no autorizado y la manipulación de datos.
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El sistema de medición de caudal es fácil de usar gracias a una interfaz de usuario multiling e con una instalación y configuración guiadas. Su trazabilidad es totalmente compatible con los capítulos 21.1 y 21.2 de la API MPMS, incluyendo las verificaciones “as-found/ as-left”.©
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LANZAMIENTO DE RUHRPUMPEN
INAUGURAN UN NUEVO CENTRO DE SERVICIOS PETROLEROS EN NEUQUÉN LAS INSTALACIONES CONTARÁN CON TECNOLOGÍA Y CAPACIDADES PARA OFRECER SOLUCIONES RÁPIDAS E INTEGRADAS A PROYECTOS COMPLEJOS. ADEMÁS DE BRINDAR SERVICIOS Y OFRECER EQUIPOS EN ALQUILER, PERMITIRÁN ACTUALIZAR Y REPARAR BOMBAS OEM Y NO OEM PARA LAS INDUSTRIAS DE OIL & GAS, PETROQUÍMICA, MINERÍA, GENERACIÓN DE ENERGÍA E INDUSTRIA EN GENERAL Y AGUA.
Ruhrpumpen es una compañía multinacional dedicada a la fabricación y comercialización de bombas para el manejo de fluidos, con más de 70 años de experiencia y presencia global en 35 países. Atiende a los mercados de Oil & Gas, Minería, Energía, Industria y Agua. Su tecnología de bombeo es innova-
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dora y eficiente, y brinda soluciones personalizadas para cada tipo de necesidad. La firma también provee servicio técnico especializado para asistencia técnica en campo, así como capacitaciones a medida de todo tipo de necesidades (para más información: capacitaciones.ar@ruhrpumpen.
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com). Cuenta, asimismo, con servicio postventa, con foco en proyectos complejos en donde muchas veces los equipos son vitales para las plantas o para los procesos de producción, por lo que se requiere acompañamiento durante el proceso de puesta en marcha y adecuación a la realidad de campo.
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Ubicación estratégica En la Argentina, Ruhrpumpen cuenta con una planta de manufactura situada en Buenos Aires desde 2003, con máquinas de última generación y con uno de los bancos de pruebas más grandes del país, el cual permite ensayar equipos de hasta 1.200 kilowatts (Kw) y caudales de hasta 11.000 metros cúbicos por hora (m³/h). Adicionalmente, dispone de un centro de servicios independiente en Buenos Aires, que ha ganado volumen en los últimos años atendiendo la demanda de reparación de equipos de bombeo de cualquier marca y procedencia. Inaugurado en diciembre de 2021 en la provincia de Neuquén, el nuevo centro de servicios que está dotado de más de 600 metros cuadrados (m²). Su inauguración le posibilitará estar cada vez más cerca de sus clientes y brindar servicios a importantes proyectos de Vaca Muerta. ©
» Ruhrpumpen atiende a los mercados
de Oil & Gas, Minería, Energía, Industria y Agua. Su tecnología de bombeo es innovadora y eficiente, y brinda soluciones personalizadas para cada tipo de necesidad.
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UNA INNOVACIÓN DE EPSON
SOLUCIONES ÁGILES Y PERSONALIZADAS CON LA IMPRESIÓN DE ETIQUETAS COLORWORKS
LA TECNOLOGÍA DE LAS IMPRESORAS EPSON COLORWORKS BRINDA SOLUCIONES DINÁMICAS Y FUNCIONALES PARA LA INDUSTRIA PETROQUÍMICA. AGILIZA LA PRODUCCIÓN DE GRAN DEMANDA Y CUMPLE CON LAS EXIGENCIAS COMERCIALES QUE EL MERCADO NECESITA.
Epson es marca líder en impresión e imagen digital y cuenta con una familia de impresoras para imprimir etiquetas: Epson ColorWorks, con las que se alcanza más eficien94
cia en el trabajo, ya que aseguran un aumento de velocidad en los procesos y brindan mayor productividad gracias a su estrategia de eliminación de los costos imprevistos
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y de residuos de las etiquetas. “La impresión interna de las etiquetas da a las compañías la flexibilidad de responder rápidamente a las condiciones del mercado, la demanda de
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los consumidores y otras exigencias comerciales. Pueden agregar los códigos de producto inmediatamente, hacer cambios en las etiquetas y personalizarlas según cada necesidad”, comenta Micaela Celestino, Associate Product Manager de Epson Argentina, Paraguay y Uruguay. En la industria petroquímica, este tipo de tecnología resulta crucial tanto para agilizar las dinámicas de trabajo hacia el interior de la industria como hacia el exterior, para potenciar las ventas. El etiquetado contribuye no solo a la estética del producto para el consumidor final, sino también a la agilización de los procesos antes de su venta del mismo. Dentro de esta línea de impresoras, Epson cuenta con los siguientes modelos: • ColorWorks C6000/C6500: diseñadas para ofrecer soluciones ideales para el etiquetado a color y monocromático. Poseen un diseño compacto y un panel de control fácil de navegar. Además, permiten imprimir en una amplia variedad de sustratos y tamaños, aportando 96 96
Soluciones ágiles y personalizadas con la impresión de etiquetas ColorWorks
nuevas oportunidades para empresas que gestionan múltiples códigos de parte y requieren etiquetas bajo demanda en muy poco tiempo. La C6000 permite imprimir en hasta 4 pulgadas de ancho de impresión, mientras que la C6500 permite imprimir en hasta 8 pulgadas. • ColorWorks C7500: presenta lo último de impresión para bajos
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lotes de etiquetas en color. Permite la impresión de las mismas en una sola etapa, reduciendo los costos de preimpresión y almacenamiento. Tiene una alta velocidad de impresión, tecnología PrecisionCore, cabezal de impresión permanente y un nuevo lenguaje de programación ESC/Label para una fácil integración con sistemas operativos. ©
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