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SÁBADO 13 DE OCTUBRE DE 2018

PARA ARRIBA El crudo encima de u$s 80 y la baja de costos impulsan en Vaca Muerta un nuevo auge del shale oil, que en 2019 recibirá el 55% de las inversiones. Loma Campana ya produce 42 mil barriles diarios.

Markous, de Tecpetrol: “En invierno los ductos no van a alcanzar”. Informe: el año en el que la nafta se disparó y no tiene límites.

La odisea del agua para el Fracking

Cómo son los planes para llevar gas neuquino al mundo

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Te mostramos las 32 áreas no convencionales

Una pyme creÓ “aMIGO”, EL PROGRAMA QUE CUIDA OLEODUCTOS


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sábado 13 de octubre de 2018 - LMNEUQUéN

El precio del crudo y la mejora de costos. La nueva opción para el shale oil.

Campana de largada Al ritmo de los pozos de rama horizontal y la suba del crudo, Loma Campana sigue batiendo sus propios récords: ya orilla los 45 mil barriles diarios de producción. Fernando Castro fcastro@lmneuquen.com.ar

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el otro lado del teléfono, el vicepresidente Ejecutivo de Upstream de YPF, Pablo Bizzotto, le pone una imagen al crecimiento de la producción de petróleo no convencional en Loma Campana: “Hay días en que transportamos en camiones porque no alcanza la capacidad de los ductos”, dice este ingeniero rionegrino, una de las claves que explican los actuales resultados en el área emblemática donde la empresa argentina es socia de Chevron.

El nuevo ciclo de precios altos

Luego del viento de cola para el gas arriba de u$s 100 A fines de 2016 hubo recortes en el sector petrolero, producto de la baja del crudo. Los más afectados, sobre todo, fueron los campos maduros, donde la rentabilidad era más baja a un precio menor por cada barril. La opción del gas En ese momento, los subsidios como el Plan Gas y ahora la resolución 46 hicieron que varias empresas optaran por ir a buscar el fluido. Había precio y mercado.

El transporte saturado Con los sistemas de transporte al límite, para algunas operadoras es una gran opción volver al petróleo.

El dólar alto y los costos Las empresas pueden acelerar más a fondo: el contexto cambiario y el precio internacional son dos alicientes.

Allí, según el último registro oficializado a los inversores, YPF produce unos 42 mil barriles de petróleo diarios, cerca de 10.000 barriles adicionales respecto de los que producía en agosto del 2017. Es una cifra que coloca al yacimiento sobre la formación Vaca Muerta como el segundo productor del país, detrás de Cerro Dragón, en Chubut. Hay un contexto internacional signado por el precio del crudo en torno a los 80 dólares que actúa como un aliciente para la mayor producción de petróleo. Pero en buena medida el secreto pasa por el conocimiento de la formación. Es el ensayo y error y la nueva joya de las áreas sobre Vaca Muerta: las kilométricas ramas laterales de los pozos que optimizaron los costos de perforación, con logros inusitados que colocan a Loma Campana camino a obtener resultados de los más competitivos del mundo, asimilables a los la formación Permian, en Estados Unidos. “Logramos bajar mucho los costos. El primer pozo de rama horizontal que hicimos en Loma Campana fue el Soil 4H. Nos costó 27 millones de dólares y fue en 2014”, explica Bizzotto el debut de los pozos de rama horizontal. Parte del secreto de este tipo de operaciones es el ahorro: se realiza un pozo que llega a Vaca Muerta y de allí se “tiran” los caños de forma horizontal, por miles de metros, realizando las fracturas en su extensión, a partir de una sola perforación. “Ya el siguiente pozo, uno cercano, el Soil 72, logramos bajar el costo a 17 millones de dólares. Es decir, hubo una diferencia de 10 millones de dólares entre el primero y el segundo”, explica Bizzotto, que la semana pasada fue uno de los representantes de la empresa en la Oil & Gas 2018 que se desarrolló en el Espacio Duam de esta ciudad. “Cuando los directivos de Chevron hablaban de llevar ese costo a los 11 millones, a mí me parecía casi imposible. Pero


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finalmente logramos hacer pozos de esas características a siete millones de dólares”, afirma. Pero la variable que da una muestra mayor de la competitividad de un área como Loma Campana es algo así como un estándar internacional: el costo de desarrollo, esto es, qué porción del barril de petróleo que se terminará de extraer insumirá la perforación de un pozo petrolero. Al principio, el costo de desarrollo era de 32 dólares por barril. “Formalmente el último dato informado a los inversores es de 12 dólares por barril. Creemos que antes de fin de año podríamos llegar a los diez dólares por barril de costo operativo”, informó Bizzotto en diálogo con +e. ¿Es una quimera llegar a los ocho dólares que colocarían a Loma Campana en el umbral de las áreas de recursos no convencionales más competitivas del mundo? Lo cierto es que no parece serlo. “Estamos iniciando algunos cambios en base al diseño de pozos y a la tecnología que usamos. El año que viene vamos a empezar a ver los resultados”, expresó. “La idea es ir alargando los pozos para bajar los costos de desarrollo; si todas las fracturas te aportan lo mismo, el crecimiento lateral es marginal. Hasta ahora, siempre que agregamos más fracturas y longitud lateral, nos ha ido bien”, explicó Bizzotto, quien cree que el año próximo hay un muy buen escenario para el petróleo en la cuenca neuquina “si se mantienen las mismas variables en el tipo de cambio y las regulaciones internas” . Al mismo tiempo, este crecimiento de la

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Cuenca neuquina producción de YPF en el área emblemática de los no convencionales neuquinos implica la necesidad de más infraestructura para procesar crudo: en noviembre la empresa estaría finalizando una planta de tratamiento y ya prevé la posibilidad de una nueva planta en La Amarga Chica. En paralelo, la empresa construye un oleoducto que sale desde Loma Campana y se extiende hasta el lago Pellegrini, junto con Tecpetrol, la firma petrolera del grupo

“Cuando me decían que en EE.UU. un pozo sale u$s 11 millones, me parecía muy difícil de alcanzar”. “Seguimos mejorando en base al diseño de los pozos y la tecnología, y el año que viene vamos a ver los resultados”.

Techint, una obra que podría estar culminada para fines de este año. “Para nosotros es un orgullo que grandes empresas como Chevron destaquen nuestro trabajo y asimilen procesos que nosotros hemos desarrollado en nuestra experiencia en la cuenca neuquina”, dice el vice ejecutivo de Upstream, quien destaca el plan agresivo que se aproxima en “un año (2019) en el que el petróleo, si se mantienen las condiciones, no tendrá barreras”

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“Logramos costos que hacen que un socio como Chevron diga ‘vamos a invertir, la operación es de clase mundial’”. Pablo Bizzotto, vicepresidente de Upstream de YPF

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Emblema del shale

Avanzada: el área que mostró el rumbo a seguir La firma del acuerdo entre YPF y Chevron en diciembre de 2012

En ese momento la empresa argentina estaba conducida por Miguel Galuccio. En Houston se rubricó un acuerdo en el que se delimitó un área de 290 km2 para desarrollar el primer clúster shale del mundo fuera de Estados Unidos y Canadá.

Este año se cumplieron cinco años de la aprobación en Neuquén

El proyecto fue enviado a la Legislatura por el entonces gobernador Jorge Sapag. En una conflictiva sesión en medio de disturbios en las calles, los diputados aprobaron por mayoría el proyecto, celosamente resguardado bajo secreto.

Ahora es uno de los motores productivos para el país

Loma Campana atraviesa hoy uno de sus mejores momentos. De aquella posibilidad que inauguraba un cambio de época, la del desarrollo de los no convencionales, a esta actualidad con aumentos de la producción de forma constante. Fue el modelo que le dio credibilidad al shale argentino ante el resto del mundo petrolero.

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AHORRO Para bajar costos, YPF utiliza flexi pipe, una manguera que lleva agua del río a los pozos.

El agua que se cuenta en millones adriano calalesina adrianoc@lmneuquen.com.ar

La industria quiere menos camiones. Empresas buscan bajar los costos, que van desde los 5,7 dólares el metro cúbico para la hidrofractura. Hay proyectos de acueductos y de reutilización.

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aca Muerta mueve millones de litros de agua por día, ya sea en camiones por las rutas como en acueductos y mangueras desde el río Neuquén hasta los tanques australianos que la inyectan a los pozos petroleros. El costo es enorme. De acuerdo con los cálculos de la industria, son más de 1000 camiones de agua, con 35.000 litros cada uno, los que se necesitan para perforar un pozo petrolero. Esto implica una gran inversión, por lo que las operadoras apelan cada vez más a estrategias técnicas para bajar los costos de traslado de agua. Una que está vigente es el uso del flexi pipe, una suerte de manguera que succiona líquido del río y la traslada por varios kilómetros hasta las cisternas de los pozos. Fuentes cercanas a YPF determinaron que el uso de este método permite bajar un 50% los costos de traslado de agua a los pozos en las distintas cuencas no convencionales de la zona. Son mangueras que se presurizan y llevan el agua para empezar las primeras etapas de fracturas en las locaciones. Por ahora este sistema no reemplaza de manera total el que necesita Vaca Muerta para el agua de fracking, pero de a poco pretende que se muevan menos camiones en las

rutas, tal como sucede con la comparación de lo que será la irrupción del Tren Norpatagónico, que trasladará arena desde Bahía Blanca hasta Añelo para utilizarla en la estimulación hidráulica. En el afán de bajar costos, hay empresas de servicios que ya empezaron a diagramar proyectos de inversión, de manera que puedan sacar provecho las operadoras. Es el caso del proyecto Agua Distribuida, que impulsa Ingeniería Sima y que ya fue presentado en Recursos Hídricos y en el Ministerio de Energía de la provincia. “Estamos comenzando con esta propuesta en la construcción del acueducto. El transporte de agua en camión es muy elevado y con un impacto enorme. Si pensamos en muchos

37.500 M³

De agua promedio se necesitan para fracturar un pozo según los números que presentó Ingeniería Sima en el proyecto del acueducto. Se calcula en unas 25 etapas de fractura a 1500 m³ por cada una. Un volumen que se necesita abastecer.

de los proyectos que van a pasar a etapa de desarrollo, no habría disponibilidad para tanta agua en camiones”, explicó Diego Manfio, vicepresidente de la compañía. El acueducto proyectado es de 68 kilómetros de largo, desde el yacimiento La Calera hasta Parva Negra, con un diámetro de 20 pulgadas (500 milímetros). La idea es transportar unos 30.000 metros cúbicos de agua por día del río Neuquén para abastecer a algunas operadoras de Vaca Muerta. De acuerdo con el proyecto, que aún está en evaluación, se instalará una toma de captación desde el río Neuquén a una altura de 430 metros sobre el nivel del mar. Luego se construirá una estación de bombeo por 8 kilómetros de largo, hasta los 554 metros sobre el nivel del mar. Es decir que subirán el agua a unos 124 metros de altura, donde se almacenará en una cisterna. De ahí, el agua bajará por desnivel por unos 60 kilómetros, para disponer de conexiones a unas 12 áreas, como La Calera, Bajada del Añelo, Aguada de la Arena, Pampa las Yeguas Bloque II, Sierra Chata, Parva Negra, El Orejano, Pampa Las Yeguas Bloque II Noroeste, Bandurria Norte, Bandurria Centro y Aguada Pichana Este. El proyecto está en stand-by, pero la empresa, dispuesta a llevarlo adelante

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a gran escala

YPF quiere reutilizar el agua del fracking

YPF tiene un proyecto piloto para reutilizar el agua de la hidrofractura, algo que le permitirá, si lo hace a gran escala, bajar aún más los costos de perforación. Hoy el costo en la industria del traslado de agua en camiones es de unos 5,7 dólares por metro cúbico (1000 litros) de agua. La empresa ya puso en marcha ese proyecto de volver a usar el agua que se mezcla con los químicos y la arena en las etapas de fractura, de manera que puedan bajar de a poco el costo de los camiones y del acueducto para llenar los tranques australianos. El proyecto trajo buenos resultados.


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Previsiones de más inversiones destinadas al petróleo no convencional

El 2019 viene con otros 15 equipos El precio del crudo va a acelerar el ritmo de las perforaciones. Monteiro, ministro de Energía, ve un buen año para el shale oil.

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s así: Vaca Muerta es una formación geológica que ofrece a las petroleras la posibilidad de mudarse rápidamente de paradigma. De acuerdo con los precios y las áreas que tengan, pueden optar por extraer más gas o más crudo. En el plano ideal, y sin las limitaciones de coyuntura, hoy podrían optar por ambos. Pero en los próximos meses

se aprestan a afrontar un cuello de botella. Hay mucho gas pero faltan más “caños” para poder llevar el fluido a destino. En parte por esto, pero también porque hay un precio alto del barril de petróleo, el gobierno neuquino prevé que el año que viene haya más inversiones petroleras que gasíferas, en una relación de 55% y 45% respectivamente. Si hay un termómetro en la industria es

“Este año hubo un 55 por ciento de inversiones destinadas al gas y un 45 por ciento al petróleo. En el 2019 prevemos que será al revés. Los mismos indicadores, pero con más incidencia del petróleo”.

la disponibilidad de equipos de perforación. “Estamos previendo unos 15 equipos más en la cuenca neuquina. Esto implica un incremento del 40% respecto de los que hay hoy”, dijo el ministro de Energía y Recursos Naturales, Alejandro Monteiro, en diálogo con +e. Monteiro dijo que, según las estimaciones de la Provincia, “este movimiento implica unos 3000 puestos más de trabajo”, producto del envión, en buena medida, de la producción no convencional. La mayor actividad, señaló el ministro, “tendrá asociado el desarrollo de otra ramas de la industria, como la necesidad de más ductos, a partir de los requerimientos de transporte para la producción”. La necesidad de más equipos de perforación vendrá de la mano de áreas no convencionales que podrían pasar a desarrollo masivo. El secretario de Energía de la Nación, Javier Iguacel, afirmó días atrás que está a punto de incluir otras ocho áreas en los beneficios del subsidio al gas de la resolución 46. Se trata de un acelerador para la actividad, que fijó un nuevo sendero de precios hasta el 2021. Para este año, estableció un valor de u$s 7,50 por cada millón de BTU que coloquen las productoras. La reglamentación solo rige para las nuevas áreas de Vaca Muerta. Y su último año de vigencia es el 2021. El presupuesto nacional repartirá u$s 700 millones para esta compensación

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En detalle

El mapa de Vaca Muerta En Neuquén hay 32 áreas de producción no convencional que fueron otorgadas a las empresas petroleras. Es el polo productivo shale más grande fuera de EE.UU. y Canadá.

Límite Ciclo Quíntuco Vaca Muerta

MENDOZA

NEUQUÉN

N 1

DETALLE 2

La formación geológica fue descripta en el año 1923, hace casi un siglo, a partir de estudios en la Sierra de la Vaca Muerta, en esta provincia.

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LA PAMPA

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RÍO NEGRO

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25% Por encima del 25% del gas que se produce en todo el país es no convencional y proviene de la formación Vaca Muerta, en sus variantes shale y tight (arenas compactas).

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ÁREAS HIDROCARBURÍFERAS

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En toda la cuenca neuquina se producen 69,8 millones de m³ diarios de gas y 120.551 barriles de petróleo diarios (agosto 2018).

REFERENCIAS Proyecto No Conv. SHALE Proyecto No Conv. TIGHT Proyecto No Conv. SHALE /TIGHT Pozos TIGHT Pozos SHALE FUENTE GYP DE NEUQUÉN

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Bajo del Choique La Escalonada Los Toldos I Sur Pampa de las Yeguas I Rincón de la Ceniza El Orejano Sierra Chata Aguada de Castro Aguada Pichana Oeste Aguada Pichana Este Bandurria Norte Bajada de Añelo Bandurria Centro Aguada Federal La Amarga Chica Bandurria Sur Cruz de Lorena La Calera Loma Campana Coirón Amargo Sur Este Coirón Amargo Sur Oeste Sierras Blancas Fortín de Piedra La Ribera I y II Aguada del Chañar El Mangrullo Rincón del Mangrullo Lindero Atravesado Río Neuquén Punta Senillosa Agua del Cajón Centenario Centro

INFOGRAFÍA IGNACIO SÁNCHEZ


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Opinión

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Vaca Muerta puede convertirse en un motor para el país

Escribe Ernesto López Anadón Presidente del IAPG

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e un vistazo, todo lo trabajado hasta ahora en la formación Vaca Muerta ha producido resultados asombrosos. En efecto, si miramos el total de producción de gas del país, hoy el 33% del país proviene de fuentes no convencionales, siendo que hasta hace un año hablábamos sólo del 24% de fuentes no convencionales, y ese 24% estaba conformado en un 80% por tight gas y sólo el 20% restante era shale gas. Hoy, del 33% actual tenemos un 50% que es shale gas proveniente de Vaca Muerta y el tight gas constituye la otra mitad. Es decir, que no sólo se incrementaron los no convencionales en general, sino también que Vaca Muerta en sí cobró mayor relevancia. Y si tomamos el sitio donde está ubi-

La cita en el Duam. Brilló la Oil & Gas Lejos de los efectos de la recesión general, la industria petrolera se permitió mirar al futuro desde Neuquén.

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olmó todas las expectativas que había generado de antemano. Y eran muchas. La exposición Oil & Gas Patagonia halló en Neuquén un refugio para aislar por unos días al sector hidrocarburífero de la tormenta que generó la crisis macroeconómica. Por unos días, los protagonistas del sector petrolero -empresarios, empleados y funcionarios- compartieron el diagnóstico y los planes de expansión que los ocupa en Vaca Muerta, la mayor esperanza que presenta la economía nacional. Las petroleras ratificaron sus intenciones de avanzar con inversiones en la formación no convencional neuquina, al mismo tiempo que los trabajadores (petroleros y de la construcción) consintieron un acuerdo que limita el margen para tomar medidas de fuerza en los yacimientos. Para la ciudad, la organización de la Oil & Gas en el espacio Duam actuó como un anabólico del turismo. Durante el desarrollo de la exposición, se agotaron las plazas hoteleras disponibles y se incrementó la demanda en restoranes y bares. El movimiento comenzó unos días antes del inicio de la muestra petrolera con el arribo de los encargados de la organización

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y hoy se avanza en ramas horizontales cado Vaca Muerta, es decir, la cuenca neuquina, veremos que produce el 22% promedio de 2500 m, con 40 etapas de fractura y con productividad en aumendel petróleo del país (del cual casi la to. Hay resultados asombrosos en la mitad también es no convencional) productividad por y que produce el pozo. También 60% del gas que tenemos avances se produce en el en la superficie: país y que más de “Puede haber otros mucho trabajo en la mitad de ese gas proyectos de inversión, logística, ducviene de los no convencionales. Puesto pero por la naturaleza del tos que se están en los números del negocio ninguno tendrá el haciendo para país, la producción impacto de Vaca Muerta”. evacuar mejor la producción de de Vaca Muerta gas y de petróleo, es relevante. Se como es el caso de avanzó mucho TGS que está generando un ducto para para aumentar la productividad de unir Fortín de Piedra y otros yacimienlos pozos. Se estudió la mejor tecnotos. Desde el punto de vista del merlogía a aplicar: como se sabe, muchos cado, el Gobierno estuvo trabajando, empezaron con pozos verticales, se aunque quedan impedimentos; el prinpasó al horizontal de 1000 m, 1500 m

cipal es político porque los aumentos de tarifas no le gustan a nadie, aunque creo que la gente entiende que lo que se está pagando por la energía no cubre los costos. Aún es necesario normalizar tanto el mercado del transporte y distribución como el mercado de los hidrocarburos, hoy sobre todo con un gas regulado va a ser difícil encarar inversiones multimillonarias a futuro. Son temas pendientes. Tenemos que entender que Vaca Muerta es probablemente el único proyecto a gran escala que tiene hoy la Argentina para crecer. No es la única cuenca y tenemos muchos recursos en otras provincias, pero por la naturaleza del negocio, hoy puede haber otros proyectos de inversión pero ninguno tendría el impacto de crecimiento como el que Vaca Muerta puede significar

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Gas no convencional

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Alternativas. Ductos y plantas regasificadoras en carpeta

Los planes para

globalizar el gas neuquino

El constante aumento de los niveles de producción en Vaca Muerta puso en rojo el sistema de transporte. Hay obras.

javier polvani polvanij@lmneuquen.com.ar

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l destino del gas de Vaca Muerta es un tema candente en el sector de los hidrocarburos desde que se empezó a registrar un crecimiento sostenido de la producción en la formación neuquina. Este año hubo días en los que algunas productoras debieron desacelerar la extracción de gas porque no había espacio en los ductos que lo transportan hasta los centros de consumo. El tema no sólo genera preocupación, sino que en ámbitos oficiales como en los despachos de los planificadores de la política de negocios de las empresas hacen planes y cuentas sobre costos y renta potencial de las diferentes alternativas para descomprimir la red actual de ductos. La presión es tanta sobre los ductos para la conexión de los yacimientos con la red troncal que cuenta con una planta de tratamiento en Tratayén, como sobre esa red. Un ejemplo sirve para graficar la situación interna en la formación neu-

quina. El año pasado, Tecpetrol activó a full la producción de gas en su área Fortín de Piedra. Ya superó la marca de 10 millones de metros cúbicos de producción promedio diaria. En el segundo trimestre de este año, la empresa del gigante Grupo Techint inauguró un ducto propio, que recorre 58 kilómetros entre el campo de explotación hasta la red troncal de Transportadora de Gas del Sur (TGS). Por la magnitud del proyecto, acelerado por los incentivos económicos del Estado a fuerza de subsidios, Tecpetrol se lanzó a la construcción de su ducto sin reparar en la posibilidad que se abrirá cuando se termine de construir un gasoducto colectivo que está realizando la transportadora TGS, controlada por el empresario Marcelo Mindlin. “Hay un primer paso en que los productores necesitan infraestructura de captación a escala. Esto quiere decir que cada uno no tenga que hacer su propio gasoducto para llegar al sistema

horizonte

En la mira: Brasil es un objetivo serio Brasil aparece en el horizonte En la mira de largo plazo de TGS aparece la idea de conectar el futuro gasoducto a San Nicolás con el troncal del noreste, para poder venderle excedentes a Brasil. El mercado en el Litoral existe La empresa TGS está en pleno periodo de estudio del mercado, entre otras cuestiones, para el gas neuquino. “El mercado existe, hay que conformarlo”, advierten. Contratos con productoras, la clave La construcción de un gasoducto desde Vaca Muerta hasta San Nicolás depende en buena medida de los contratos que consiga en el Litoral la transportadora TGS.

de transporte. Proyectamos hacer un solo ducto, como si fuese un troncal, pero para captar gas fuera de especificación en toda la zona y llevarlo a una planta de acondicionamiento en Tratayén para luego inyectarlo a la red”, explicó Javier Gremes Cordero, CEO de TGS, a +e. Las inversiones proyectadas con el objetivo de producir gas en Vaca Muerta contarán con la capacidad de transporte interno que dará el ducto que está en plena construcción.

Salida de Neuquén

El crecimiento de la producción determinó que el Gobierno rehabilitara la exportación de gas natural a Chile. En breve comenzarán los despachos neuquinos por el gasoducto del Pacífico, cuya capacidad de transporte fue ampliada. Al mismo tiempo, TGS estudia dos alternativas para darle salida al gas local: un gasoducto a San Nicolás y una planta de lucuefacción en Bahía Blanca (ver página 9). Tecpetrol registró la mayor aceleración de la producción de gas en Vaca Muerta


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Gas no convencional

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Sebastian Fariña Petersen

Javier Gremes Cordero, CEO de TGS

En marcha. Un ducto troncal y exportación

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los siete primeros meses de este año. Los dadesde el inicio de sus operaciones en Fortín tos del IAPG revelan que desde enero a julio de Piedra, pero la mejora de los volúmenes el área de mayor producción fue la Cuenca de gas inyectados a la red tuvo a casi todas Marina Austral, con 22 millones de metros las operadoras de la formación no convencúbicos diarios de promedio. Le siguen cional neuquinas como protagonistas. En Loma La Lata-Sierra Barrosa, de YPF, con los primeros siete meses de este año, según 13,8 millones de metros cúbicos diarios; datos recopilados por el Instituto ArgenAguada Pichana, a cargo de tino del Petróleo y el Gas Total, con 7,7 millones de (IAPG), la producción neta metros cúbicos por día; Cerro de gas en el país creció un Dragón, de PAE, con 7,7 cinco por ciento respecto Por Vaca Muerta se millones de metros cúbicos del mismo lapso temporal explica el aumento día; Fortín de Piedra, de Tedel año pasado. Buena de la producción cpetrol, con 7,1 millones de parte de ese crecimiento se nacional de gas: en los metros cúbicos, y El Orejano, explica por la ampliación del volumen que se extrajo primeros siete meses de YPF, con 5050 millones de metros cúbicos. en Vaca Muerta. de 2018 creció 5%. Aguada Pichana, Fortín La performance del gas de Piedra y El Orejano están no convencional llevó a la enclavados en Vaca Muerta. cuenca neuquina a cubrir Son yacimientos nuevos, con pozos peralgo más del 60 por ciento del total del gas forados en el último lustro. Los expertos de la industria nacional. Tres de las seis coinciden en que las áreas de Vaca Muerta áreas más productivas de gas del país están seguirán creciendo en proporción con el en Vaca Muerta, de acuerdo con los promeresto de los yacimientos dios diarios de producción registrados en

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sociados con Excelerate Energy, una empresa americana que es dueña de los barcos regasificadores, estamos analizando la viabilidad del proyecto utilizando la infraestructura que TGS tiene en Bahía Blanca, la planta de procesamiento que deja el gas en especificación para poder ser licuado. Luego, en nuestra facilidad portuaria adonde exportamos GLP, podemos ubicar la facilidad de licuefacción”, explicó a +e el CEO de Transportadora de Gas del Sur (TGS), Javier Gremes Cordero. –¿Cómo está ese proyecto? Estamos analizando un proyecto de transición; no el gran tren de licuefacción, sino que vamos a poder destinar a la licuefacción los excedentes del verano. Vamos a almacenar en barcos para después poder exportar en verano, o eventualmente en la superposición con el invierno que ese gas pueda ser reutilizado regasificándolo (en la planta de Escobar, en la provincia de Buenos Aires). –¿Hay charlas con productoras? Tenemos que llegar con un precio que nos permita competir a nivel internacional y al mismo tiempo darle un valor

atractivo al productor. TGS tiene la capacidad de ayudar al productor a llegar a los mercados. –¿Qué significa ayudar? En el caso de la licuefacción va a ser una inversión a riesgo de TGS. Tendremos hacer contratos con las productoras. –Tienen un plan para llevar el gas de Vaca Muerta al Litoral. Sí. La producción creciente que viene va a hacer que los gasoductos de TGN (Transportadora Gas del Norte) y TGS no den abasto. Estamos analizando un tercer gasoducto troncal que permita transportar el gas desde Neuquén hasta el Litoral, una zona en donde se ve mucho incremento del consumo. –¿Es toda infraestructura nueva? Absolutamente nueva. El gasoducto tiene una conexión intermedia, desde Tratayén hasta Saturno, en el sur de la provincia de Buenos Aires, adonde TGS tiene una planta compresora, y luego se extiende hasta San Nicolás, en el norte de la provincia de Buenos Aires. El primer tramo estaría operativo en 2020 y el segundo, un año después

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Pymes y tecnología

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El seguimiento en tiempo real del transporte de petróleo.

AMIGO: un soft con sello local para el control de oleoductos Una empresa cipoleña desarrolló una solución para monitorear la integridad de ductos de transportistas de hidrocarburos. El soft realiza informes georreferenciados a partir de una base de datos de herramientas de control.

Por Camilo ciruzzi cmailo@yahoo.com.ar

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ace 20 años, cuando la aparición de las primeras computadoras era apenas una señal de la actual explosión de la era digital, Oldelval, la compañía responsable de evacuar el petróleo de la cuenca neuquina hacia Bahía Blanca y Cuyo, se enfrentó a la necesidad de controlar la integridad de sus oleoductos. Esa demanda fue respondida por una pequeña pyme cipoleña, CIAR, que desarrolló una solución informática para hacer un control exhaustivo de la integridad de los ductos. La solución consiste en una base de datos que integra información de diversas fuentes y genera reportes o informes puntuales que se geolocalizan. “Fue un enorme desafío desarrollar el sistema y aplicarlo al terreno en épocas en que Google Maps no existía”, explicó el gerente de CIAR Tecnología, Marcelo Artigas, y agregó: “Cuando Oldelval recurre a nosotros, Francis Rimmele estaba trabajando en el concepto de vincular bases de datos a mapas, algo que resultó clave para la transportadora”. La clave del soft fue reemplazar tediosos y complicados cálculos en lápiz y papel por una solución denominada AMIGO (análisis, manejo, integridad geográfica, oleoductos) para eficientizar el control integral de los ductos a partir del ingreso de datos provenientes de herramientas, geografía y desarrollo humano con el fin de minimizar riesgos operacionales. “En ese momento había programas enlatados, pero ninguno satisfacía las necesidades que teníamos, por lo que se decidió hacer un desarrollo propio”, dijo el gerente general de Oldelval, Jorge Vugdelija. La compañía de midstream tiene más de 1700 kilómetros de ductos que recorren casi 900 kilómetros en cuatro provincias y en esa extensión existen potenciales problemas que podrían afectar a la producción: corrosión, pinchaduras, taponamientos y factores externos geográficos o humanos. Artigas detalló que “el sistema necesitaba mostrar un mapa de todo el oleoducto y que permitiera buscar en un lugar del caño qué información había, si estaba roto, si estaba pinchado, de qué año era, cuándo se instaló, qué espesor tiene, qué revestimiento, etc, es decir, mucha información técnica

que permite tener una radiografía de un caño que está enterrado y que requiere trabajar con determinados análisis o estudios georreferenciados, porque la operación del cliente se extiende desde Rincón de los Sauces y Cutral Co hasta las refinerías en Mendoza y Bahía Blanca”. AMIGO, que también fue usado por Compañía MEGA y Petrobras, permite concentrar y emitir reportes e informes de datos provenientes de los controles de la protección catódica del ducto, de los “chanchos” inteligentes (herramienta que trabaja por el interior del ducto, también llamada pig), del terreno y del desarrollo de las ciudades, entre otras fuentes.

Contexto

Claves de una herramienta y la empresa que la hizo Información actual y futura

El soft también incluye variables y proyecciones vinculadas a la situación geográfica y poblacional. Esto permite tomar decisiones sobre cuáles son los riesgos y las respuestas más acordes también teniendo en cuenta estas variables. El valor agregado de la solución es la posibilidad de poner múltiples informaciones en un lugar común y vincular esos datos.

El código y cómo se diseñó el soft

Inicialmente, AMIGO fue diseñado con Access y lenguaje Visual Basic, y a medida que la tecnología generaba mejoras, se fue actualizando. “Hoy los programadores trabajan con SQLserver 15, en php, todo en web, y se puede vincular con el sistema de gestión SAP”, explicó Artigas, quien destacó los avances de la tecnología y la evolución del negocio del cliente.

CIAR Tecnología

Nació en Cipolletti en el año 1992. Desde entonces trabaja para algunas de las empresas más importantes del país y también con organismos estatales. Tiene sobre todo dos brazos de negocio: CIAR Ingeniaría y CIAR Tecnologías de la Información. Se especializa en dar soluciones al sector energético y a otros rubros industriales.

Ductos bajo la lupa El seguimiento de los ductos permite más seguridad. “Si bien ahora los pigs tienen geolocalizador y tiran el lugar de la falla, la solución que proveemos nosotros es un traje a medida que admite el cruce de infinidad de datos en base a un modelo matemático”, explicó Artigas. La base de datos permite a Oldelval tomar medidas preventivas y saber dónde tienen que hacer un refuerzo especial o recambio de un caño por corrosión, por falla de protección catódica o por alguna acumulación de parafinas. “Eso se llama ciencia de la integridad , y ellos hacen un gerenciamiento de esa integridad a través de nuestro sistema”, apuntó el responsable de CIAR Tecnología. “Las fallas son normales en los ductos y lo que monitoreamos es que no crezcan entre

las diferentes pasadas de las herramientas, por lo que trabajamos en la información que se genera y, llegado el momento, hay una norma que implica que debemos hacer reparaciones”, acotó Vugdelija.

Mecánica

Tras la recorrida de los pigs se genera una información que permite focalizar el lugar donde se debe hacer la reparación. “El sistema facilita la toma de decisiones para el análisis de la situación”, explicó Aguiar. “Sin ese programa que cruza información de diferentes fuentes. Acá entras a un solo lugar y podés ver todo el contexto completo y dar las respuestas en función de eso”, dijo

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Energía Neuquina

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Entrevista

Ricardo Markous. Director de negocios de Tecpetrol

“En el invierno no vamos a poder transportar más gas” La empresa producirá 18 millones de metros cúbicos a principios del 2019 en Fortín de Piedra. Fernando Castro fcastro@lmneuquen.com.ar

R

icardo Markous afirma que, a partir del próximo invierno, la capacidad de transporte del gas neuquino hacia otros puntos del país estará saturada. En un diálogo con el suplemento +e, en la Oil&Gas 2018, el directivo sostuvo que en este contexto la empresa espera llegar al plateau de producción en Fortín de Piedra a principios del año que viene. “Vamos a estabilizar la producción luego de un gran estrés financiero”, afirmó, y consideró que la experiencia acumulada en el área estrella del gas no convencional neuquino bien le permite al brazo petrolero del grupo Techint incursionar en el shale oil. –Fue un año de despegue para Fortín de Piedra. ¿Lo ven así? ¿Cuáles son los próximos objetivos? Tomamos la decisión de ir adelante en marzo del 2017 en Fortín, donde teníamos dos pozos verticales y cinco horizontales, y dos solamente testeados. Con esa decisión, y con el anuncio de la Resolución 46 (subsidio al

gobierno nacional, como es sabido, están trabajando para ver la posibilidad de hacer un nuevo ducto de gas que conecte Neuquén con San Nicolás, donde hay demanda. Y hay algunas plantas generadoras que es factible que funcionen con gas. Esa es la perspectiva de mediano plazo para poder llevar el gas de Vaca Muerta hacia el norte. Lo que pasó es que en los últimos dos años se ha reducido importantemente la cantidad de barcos, de 80 a 44, ya para desplazar más barcos (de importación de gas). Pero para seguir reduciendo la cantidad hay que tener más capacidad de transporte. Hay que seguir estudiando otras alternativas para poder almacenar el gas y transportarlo cuando sea factible. –¿Y el desarrollo de otras áreas en la provincia? Además de Fortín de Piedra, donde tenemos 63 mil acres, tenemos otros 110.000 en Los Toldos I (gas húmedo), un área donde estamos con Exxon y un área de black oil en Los Toldos II. También estamos en la zona de gas seco en la cuenca, en Loma Ancha y Loma Ranqueles, en todas con muy buenos En la Oil&gas 2018 resultados en los pozos testigos que se reaEl directivo participó de la lizaron. muestra de la industria reali–¿Son prioridades o por ahora la idea es seguir llevando al máximo a Fortín zada en la capital neuquina. de Piedra? Nuestra prioridad es llegar al plateau en Forgas del gobierno nacional), fuimos adelante. tín de Piedra ahora y estabilizarnos, por el Estábamos en 1,5 millones de metros cúbi- estrés financiero que significa invertir 1400 cos a fines de 2017; a principios de marzo de millones de dólares como ya invertimos para 2018 en 3MMm3; en mayo inauguramos el alcanzar los 2300 millones en el 2019. Una vez hecho esto, la idea es ir progasoducto que nos permitió subir bando más áreas y, por qué no, a 6MMm3; y hoy en 12,6MM3 replicar lo que hicimos en Fortín habiendo completado el primer de Piedra. módulo de nuestra planta de –Les interesa producir más procesamiento, pudiendo procepetróleo. Hay un precio y sar 5 MMm3. El segundo módulo el contexto local le dan un se completa en un mes aproxiespaldarazo a esa posibilimadamente y nos va a permitir millones de metros dad. ¿Está de acuerdo? procesar unos 15 millones. Y a cúbicos de gas se En Los Toldos II hemos tenido principios de 2019 vamos a estar producen en Fortín muy buenos resultados. Y claen 18 millones y ese será nuestro de Piedra. Es el área emblemática de Tec- ramente no hay problemas de plateau de producción. –¿El objetivo final era llegar petrol, que empujó la oferta y demanda. El precio es producción neuquina muy bueno, los resultados que a los 22MMm3? estamos teniendo para perforar Ahí va a depender de la oferta y en 2017. en fractura en Fortín de Piedra la demanda. El proyecto es viapueden replicarse tanto para ble. Teníamos un solo horizonte, otras áreas de gas como de peque era el de gas orgánico. Hetróleo. En este sentido, podemos mos probado un nuevo horizontrasladar esa experiencia a otras te, que se llama La Cocina, con áreas y, muy posiblemente, el muy buenos resultados, que nos millones de dólares próximo proyecto sea para pepermitiría hasta poder duplicar terminará invirtiendo tróleo. la producción. Pero claramente el brazo petrolero del –¿Cómo ve el contexto lodependerá de la demanda, que grupo Techint el año cal, la relación con los grees donde hay que trabajar. que viene. La emmios y el resto de las insti–¿Eso a qué profundidad presa no descarta un tuciones? es? proyecto de petróleo. Lo veo muy bien. Cuando en Unos 3000 metros. marzo de 2017 se tomó la deci–¿Cómo tratan de contrarrestar los problemas de transporte? sión en Fortín, la Resolución 46, se lograron ¿Cómo van a manejar los volúmenes los acuerdos que se conocen con los sindicatos y no hemos tenido problemas, tampoco de producción? En el 2018 tenemos la producción colocada. con las autoridades locales. Con las pymes de Nuestra estimación es que para el invierno la región tenemos también un buen vínculo. de 2019 se va a saturar la capacidad de trans- Cerca de mil empresas se vincularon con el porte. Es decir, no se va a poder producir más desarrollo de nuestra área Fortín de Piedra y gas porque no vamos a poder transportarlo empleamos a unas 4500 personas de forma por ductos. En este sentido, TGN y TGS y el directa

12,6

2300

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Surtidores

Energía Neuquina

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Se vienen más aumentos en los combustibles La suba de la cotización del petróleo, el tipo de cambio, el incremento de los impuestos y de los biocombustibles empujan los precios en los surtidores. Las refinadoras aseguran que aún están por debajo del punto de equilibrio.

son impuestos. Con la última reforma tributaria, se introdujo el tributo a las emisiones de dióxido de carbono y se estableció que el Impuesto a las Transferencias de los Combustibles pasara a ser un gravamen fijo que se actualiza trimestralmente de acuerdo con el Índice de Precios al Consumidor (IPC). Es decir, aumenta a medida que sube la inflación, que este año superará los 40 puntos.

Cristian Navazo

p

ese a que los combustibles acumulan una suba de más del 60%, en lo que resta del año los precios seguirán en ascenso. El gobierno nacional intenta frenar los incrementos por su impacto directo en la inflación y en el ánimo de los consumidores, pero las refinadoras aseguran que aún están por debajo del punto de equilibrio. Si bien trascendió que la Secretaría de Energía está consensuando con las cámaras de expendedores un plan para marcarles la cancha a las petroleras y reducir su poder de fuego, fuentes del sector refinador señalaron a este diario que aún persiste un desfase de casi el 30 por ciento entre los costos y los precios en los surtidores. Otra fuente de una importante productora de combustibles, más cautelosa, indicó que la brecha a cubrir es menor, aunque prefirió no dar precisiones ante la incertidumbre de dos variables centrales a la hora de definir los precios de los combustibles: la cotización del dólar y el valor del barril de petróleo. Sin embargo, ratificó que habrá más aumentos hasta fin de año para terminar de realizar el pass through e iniciar 2019 en un punto de

equilibrio. Según la conducción de la Secretaría de Energía, ese punto ya se logró con los últimos aumentos, y considera que las refinadoras abusan de su posición dominante. Desde el sector empresarial argumentan que hay cuatro variables que presionan sobre los precios de los combustibles y que durante 2018 todas estuvieron en alza:

1. La materia prima: las refinerías compran el petróleo en el mercado interno en pesos pero con una cotización en dólares. Entre enero y septiembre el barril de crudo Brent, de referencia para el petróleo de calidad Medanito, aumentó un 130 por ciento, alcanzando los valores más altos de los últimos cinco años. El petróleo incide en el 80 por ciento del costo de la elaboración de los combustibles. El 20 por ciento restante son gastos de valor agregado, logística y comercialización. 2. Dólar: como el principal insumo para producir combustibles está dolarizado, la devaluación del 110% que sufrió el peso en lo que va del año tiene impacto directo en las naftas y el gasoil. 3. Impuestos: uno de los principales componentes del precio final que pagan los consumidores a la hora de cargar el tanque

Saltos en los precios de la súper

17,91

19,37

24,23

40

La serie muestra los incrementos de este año en estaciones YPF. De izquierda a derecha: enero, febrero y agosto fueron momentos calientes a medida que subía la cotización del dólar y el precio del barril de crudo se mantenía alto. Ahora va rumbo a los 40 pesos por litro.

4. Corte de biocombustibles: el precio del biodiésel que se mezcla con el gasoil y el bioetanol que se aplica a las naftas es regulado por la Secretaría de Energía. En septiembre autorizó una suba del 17% que impactó en los combustibles. La combinación de esas cuatro variables, junto con la decisión de Juan José Aranguren, cuando ocupaba el sillón del Ministerio de Energía de la Nación, de liberar los combustibles al juego de la oferta y la demanda, en un mercado altamente concentrado, explican las subas permanentes en las estaciones de servicio. Aranguren liberó el mercado con un dólar en torno a los 18 pesos y el Brent alrededor de 55 dólares. Hoy la moneda estadounidense cotiza en torno a los 38 pesos y el crudo a unos 84 dólares. Las refinadoras aseguran que, medidos en dólares, hoy los precios de los combustibles

son los más bajos de la región, aunque también se devaluaron los salarios de los consumidores. Desde una de las principales empresas confirmaron que las últimas semanas los usuarios se comenzaron a volcar hacia opciones más económicas como la nafta súper, en detrimento de las premium. En este escenario, cada compañía juega su estrategia para lograr rentabilidad. YPF, que detenta el 55% del market share, opta por tener los precios más bajos que la competencia para obtener una mayor porción del mercado. Shell, por caso, que comprende al 17 por ciento de las ventas minoristas, tiene los precios más altos porque apunta a un consumidor que elige pagar más bajo la percepción de que está consumiendo un producto de mejor calidad. Mientras que Axion, que atiende al 15% del mercado, se ubica en un término medio en cuanto a precios. Pampa (ex Petrobras) y Oil tienen menor incidencia. En mayo, Aranguren se había visto obligado a dar marcha atrás con la liberalización y había llegado a un acuerdo con las refinadoras para congelar los aumentos hasta el segundo semestre del año. Sin embargo, todas las variables y también ese entendimiento volaron por el aire con la brusca devaluación del peso y el ex CEO de Shell terminó fuera del gobierno. En ese entonces, el dólar estaba a 28 pesos, 10 menos que la cotización que rigió durante esta semana

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Energía Neuquina

tres

pasos

Algunos datos para entender el actual contexto de los no convencionales.

12,6 Millones de m3 Son los que se producen hoy en el área Fortín de Piedra. Es el primer yacimiento productor de gas del país. A principios del 2019 va a llegar a los 15MMm3.

Las proyecciones del gas La Secretaría de Energía de la Nación elaboró un informe en el que marca la incidencia de las diferentes fuentes de energía proyectadas hasta el año 2030, con un rol central del gas.

55,7%

Es la participación que se prevé del gas natural en la matriz energética nacional para el año mencionado.

De cobertura de red domiciliaria, otra de las claves para el futuro del gas neuquino.

Ya se estudia la demanda energética que requerirán los argentinos de las nuevas generaciones. Los datos de Nación indican para 2030:

millones de hogares en total.

49,4

millones de argentinos habrá en 12 años.

Seis

Áreas bajo la 46 El secretario de Energía de la Nación, Javier Iguacel, dijo que el Gobierno prevé otorgar el beneficio a más empresas. Se trata del subsidio al gas que extraen.

Pozos de no 342

342

307

2018

2019

258

desarrollos masivos Son los que por ahora hay en Vaca Muerta. Se espera que, por los resultados obtenidos, nuevos yacimientos pasen a esta etapa de plena producción.

3887

Más dinero para

3604

petróleo que para el gas

convencional

74%

Nuevas redes y habitantes

17,2

Otras 9

459

El gráfico indica las previsiones de inversión en millones de dólares para gas y petróleo no convencional en 2019.

GAS petróleo

Shale en

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En foco

GAS petróleo

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GAS petróleo

14

322

2020

2019

Inversiones

comprometidas para todo el país por cada segmento energético vinculado al gas y el petróleo La Secretaría de Energía de la Nación dio un pantallazo de la llegada de inversiones en 2018 durante la presentación de la Mesa de Vaca Muerta. En el gráfico a la derecha se expresa en millones de dólares la incidencia en todas las provincias en su conjunto.

9521 495

Lo destinado a upstream.

Transporte y distribución del gas natural.

13.921

millones en total para todo el país.


LMNEUQUéN - sábado 13 de octubre de 2018

Oportunidades laborales

El mercado de trabajo y búsquedas de empleo

Los neuquinos se desvelan por ingresar a una empresa de Vaca Muerta. Pero hay pasos que no se pueden obviar para quedar en el podio de las consultoras laborales.

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1. Si no fuiste a una técnica… La mayoría de las empresas exigen títulos de un colegio técnico, relacionados con la mecánica, la electricidad, la química, el petróleo o el industrial. Hoy es casi excluyente no contar con ese estudio necesario.

como cluster de intereses en el tema”, explicó Ezequiel Sánchez Salas, responsable de Recursos Humanos de la consultora Sánchez Salas. Actualmente, la consultora recibe perfiles para cubrir puestos en jefes operadores de yacimiento, auxiliar recorredor de Campo, jefe de mantenimiento, peón boca de pozo, despachante de planta de gas, mecánicos y

2. La experiencia vale Dos años de conocimientos en el manejo dentro de una compañía es el mínimo requisito laboral. Pero para otro tipo de cargos gerenciales y operativos se necesitan de 5 a 8 años en una compañía. La capacitación del personal es un requisito indispensable.

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elección

Cuatro claves para entrar a una petrolera legar a trabajar en Vaca Muerta es el sueño de muchos en Neuquén. Pero la industria petrolera pone requisitos exigentes, con perfiles bien definidos tanto para los jefes o los boca de pozo. “Hoy la búsqueda laboral es distinta, la gente sube su currículum a portales de empleo, hay más contactos, referencias y hasta grupos de Whatsapp que actúan

Energía Neuquina

operador para central térmica, entre otros empleos. El consultor destacó que la provincia tiene el índice de desocupación más bajo del país, con el 4,2% en este último trimestre, según el Indec, el más bajo de los últimos dos años. “En Neuquén, no estás más de dos meses sin conseguir trabajo si estás en una búsqueda activa”, indicó Sánchez Salas

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3. Sentirse parte de los valores Cada vez más las empresas buscan que sus empleados se sientan parte de sus valores. Son algunos de los requisitos que se analizan en los perfiles de los que buscan un trabajo petrolero. Personas que sean proactivas, que tengan empeño en el trabajo en equipo y sepan resolver conflictos.

Sueldo vs. tiempo libre “Las búsquedas laborales han cambiado. Hay personas en el petróleo que hoy prefieren tener un mejor diagrama laboral para estar con su familia y no desgastarse en horas de viajes, a cambio de resignar un mejor sueldo. Tiene que ver con la calidad de vida”.

Ezequiel Sánchez Salas Responsable de Recursos Humanos de la consultora laboral Sánchez Salas

4. Referencias Si bien las recomendaciones del personal no tienen que salirse de los perfiles que buscan las empresas, las consultoras laborales tienen en cuenta la opinión de los jefes y referentes de los trabajos anteriores.


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Energía Neuquina

Escribe Fernando Castro Editor +e

D

esde el minuto uno, el “blindaje” de Vaca Muerta recibió los embates de un fuego no tan amigo. Por ahora, el paraguas protector aguanta. Es ese momento en el que el empuje de las inversiones y el empleo del último año todo lo pueden. Hay algo para cuidar, para proteger, y por eso se lo cuida. Al margen de que es imposible no caer en la tentación de decir que blindaje es un término que le queda muy bien por enésima vez a esa propensión que tiene esta provincia -y el MPN- de abroquelarse a la primera de cambio ante ese otro que llega para quedarse con “lo nuestro”. En esta versión no convencional de la historia neuquina ese otro puede, con sus conflictos, con su voracidad, que no es otra que la de querer estar mejor, provocar daño. Ese otro puede quedarse con el empleo de los neuquinos o poner en duda

Opinión

sábado 13 de octubre de 2018 - LMNEUQUéN

El blindaje de VAca Muerta: Un acuerdo para no espantar inversiones en un año electoral cierto clima de Alicia en el país de las maravillas que por momentos invade a la realidad de muchos neuquinos (aunque el día a día de otros miles nada tenga que ver con eso). Hay ideas grandilocuentes de décadas pasadas en las que esta provincia parecía tener un destino fatal de república. Es cierto, lo dice el himno, Neuquén es “compromiso” y que lo “diga la patria”, pero a veces es un compromiso que se vuelve sobre sí mismo. Como sea, lo cierto es que hay un acuerdo del sindicalismo crucial, el gobierno y las petroleras para mantener la maquinaria andando en Vaca Muerta. De los importantes están todos menos... uno. Un sindicato central como el de Camioneros, liderado por Hugo Moyano, bastante amigo de Guillermo Pereyra, el titular de los petroleros privados, con quien supo compartir la conducción de la CGT nacional, dijo que no, que ese corset a cierto margen de las protestas no

estaba dispuesto a respaldarlo. Lo cual implica que el blindaje, en parte, sea uno a medias, que pende del hilo de las protestas nacionales de las que, acaso, haya más de una en lista de espera en la tumultuosa ruta que puede preverse en la curva de entrada al año electoral. Los camioneros, hasta que esté el Tren de la Norpatagonia (o de Vaca Muerta, como el lector prefiera), son artífices de la llegada de la carga pesada que cruza parte del país hacia Neuquén. Por eso, que no estén podría ser algo determinante. Por lo demás, no deja de ser algo diferente. El gobierno se muestra más rápido de reflejos que lo habitual a la hora de ahorrarse conflictos en el arco sindical. Si bien es cierto que dentro del Estado en ocasiones le basta para levantar un teléfono para llegar al, digamos, entendimiento, mientras que con otros sectores, por caso los docentes, cualquier negociación que encare es casi una caja de Pandora. Hay unos

7000 millones de razones (o dólares) que anunció presurosamente Gutiérrez en inversiones petroleras para el año que viene. Si termina sucediendo, elevarán la vara de la actividad de los dos últimos años, donde no se superaron los 5000 millones y fue suficiente para convertir a Neuquén en una isla que sobrelleva mucho mejor los embates de la crisis económica. Lo sabe todo el país y en particular el intendente de Añelo, Darío Díaz, que sale a apagar el fuego de la deuda social producto de los que llegan y de inmediato saben que no es tan fácil conseguir trabajo y que tampoco hay para todos. La Uocra gozó de ese veranito con el despegue inusitado del área Fortín de Piedra. Hubo unos 4500 empleos directos que se crearon. Junto con los petroleros, son las dos patas esenciales en que se apoya el acuerdo, en el que también en un año electoral el gobierno busca no tener conflictos. Sí, también blindarse

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Suplemento Económico Más E 13-10-2018  
Suplemento Económico Más E 13-10-2018