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SÁBADO 29 DE DICIEMBRE DE 2018

LM NEUQUEN

La pulseada por el precio Las refinadoras y las productoras de petróleo mantienen una dura puja por el valor del barril. La situación se agrava por la baja del Brent. La provincia insiste ante Nación para que quite las retenciones.

La renuncia de Iguacel El secretario de Energía dejó el cargo y asumirá Lopetegui.

Informe especial: cuáles son las principales causas que llevan al médico a los petroleros Pese a que se cayeron los PPP, Nación asegura que el tren de Vaca Muerta se hace

Son siete a toda marcha Vaca Muerta ya sumó su séptimo desarrollo masivo. Shell va rumbo a los 70 mil barriles diarios de crudo en tres áreas.

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Shale oil. Tres desarrollos masivos más en Vaca Muerta

Shell sumará otros 70 mil barriles diarios La empresa angloholandesa adelantó los plazos. Pasa a modo desarrollo en sus áreas Coirón Amargo Sur-Oeste, Cruz de Lorena y Sierras Blancas. Incrementará la capacidad de procesamiento de crudo.

Breve historia

de los desarrollos masivos Primer paso en Loma Campana A fines de 2010, YPF y Chevron anunciaron que serán socias en el área que hoy es la segunda productora nacional de petróleo, detrás de Cerro Dragón.

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hell terminó adelantando sus planes de negocios para Vaca Muerta y confirmó lo que era un secreto a voces: tiene entre ceja y ceja llegar a los 70 mil barriles diarios en las tres áreas donde pasa a desarrollo masivo. Se trata de Cruz de Lorena, Coirón Amargo Sur-Oeste y Sierras Blancas. El anuncio llega en medio de las tensiones provocadas por la actual coyuntura de precios y la diputa por el valor entre las petroleras y las refinadoras.

Los bloques que pasan a desarrollo abarcan una superficie aproximada de 400 kilómetros cuadrados. El plan contempla

Cuando el gas fue masivo YPF y Dow tienen el primer campo de desarrollo masivo de shale. Es El Orejano.

Marcó otro hito en la industria de los no convencionales en 2015.

la perforación de más de 304 pozos en 38 locaciones, la construcción de una nueva planta de procesamiento de crudo, 100 kilómetros de caminos internos con 75 kilómetros de oleoductos y gasoductos, con líneas eléctricas, además de tres reservorios de agua y un nuevo acueducto que se conectará con el que ya está construido.

Esta es la meta hasta el 2025, según se informó en el anuncio realizado en la Casa de Neuquén en Buenos Aires, que contó con la participación del gobernador Omar Gutiérrez y del presidente de Shell Argentina, Sean Rooney.

Shell, en los hechos, anticipó la definición. “Los resultados preliminares de la producción temprana de nuestros proyectos piloto en Vaca Muerta fueron positivos y se comparan exitosamente con otras áreas de no convencionales a nivel global. Estoy orgulloso de nuestro equipo en Argentina, que está logrando resultados competitivos”, dijo el Ejecutivo durante el anuncio.

La empresa angloholandesa será socia en todas las áreas de la estatal neuquina Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), con una participación del 10%. En el caso de Coirón Amargo Sur-Oeste, se sumará Vista

Oil&Gas, también con una participación del 10%. Para Gutiérrez, fue una decisión que marca la “confianza” de Shell en la provincia.

La inversión implica un salto trascendente en la producción. Shell obtiene hoy unos 4500 barriles de crudo, y espera llegar a los 70 mil barriles a mediados de la próxima década. El objetivo previo está en el 2021: proyecta una producción de 40 mil barriles diarios hasta entonces.

Con el anuncio, Vaca Muerta suma un hito más en cuanto al cambio de escala de producción. A principios de mes, YPF anunció en esta provincia que pasará a desarrollo masivo también en La Amarga Chica.

En este caso, se trata de una inversión de 2300 millones de dólares. Hacia el 2021 la empresa nacionalizada espera agregar otros 60 mil barriles sólo en este proyecto de shale oil (hoy se producen allí unos 10800 barriles diarios).

El anuncio realizado en Buenos Aires implicó la confirmación de la séptima área bajo desarrollo masivo: las otras son la a esta altura emblemática Loma Campana y El Orejano (YPF y Dow), junto a la mayor productora de gas del país (Fortín de

Fortín de Piedra y más...

En 2017, el área de Tecpetrol dio el salto. Este año llegó La Amarga Chica y las tres áreas en las que ahora Shell pisará más fuerte.

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Piedra; Tecpetrol), que se añaden a estas tres de Shell que dan el salto en materia de producción.

El anuncio también tuvo lugar en un contexto complicado para la industria, en medio de los tironeos por el precio del crudo entre las refinadoras y las productoras de crudo (ver páginas 8-9) y la modificación de la resolución 46, que establece un sendero de precios para el shale gas.

En la previa de Navidad, el 21 de diciembre, el gobierno neuquino también había confirmado que Chevron e YPF, socias en el área Loma Campana, invertirán 800 millones de dólares en 2019, en la zona de influencia de Rincón de los Sauces.

De este modo, apunta a sostener el nivel

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Cruz de Lorena

Shell obtuvo la concesión no convencional en 2015.

Es socia con GyP.

Sierras Blancas

Es parte de las tres áreas donde ahora acelerará la producción de crudo.

Coirón Amargo Sur-Oeste Recibirá parte de los 308 pozos que se proyectan hasta el 2025.

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de actividad en un área donde se busca reactivar la actividad hidrocarburífera en esa zona de la provincia.

YPF había anticipado en octubre que tiene un plan para campos maduros. De hecho, la petrolera nacionalizada viene obteniendo buenos resultados con la inyección de polímeros para la recuperación secundaria y terciaria, en áreas en declino. De este modo busca optimizar el rendimiento de sus campos en diferentes puntos del país, donde tiene un promedio de declino del rendimiento anual en torno al 14 por ciento.

No obstante, la apuesta en el futuro de mediano plazo es obtener el 70 por ciento de su producción de crudo en todo el país del segmento de no convencionales

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Arena para el fracking. Dicen que no se cayó el proyecto

Las PPP y los interrogantes.

Nación le da OK al tren de Vaca Muerta adriano calalesina adrianoc@lmneuquen.com.ar

El Gobierno sostiene que en abril de 2019 se licitará el proyecto para llevar arena por vías desde Bahía Blanca hasta Añelo. Hay interés de los privados a pesar del contexto.

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n un contexto complejo, el Tren Norpatagónico sigue con chances de ser licitado. El gobierno nacional confirmó que el proyecto vial seguirá en pie, a pesar del freno a las PPP (participación público privado) en algunas obras clave para 2019.

De acuerdo con fuentes del Ministerio de Transporte consultadas por +e, la licitación de la obra de las vías en más de 700 kilómetros se realizará en abril. Mientras tanto, en enero seguirán las reuniones con los grupos empresarios para analizar los cupos de carga

que se licitaron hace unas semanas.

La obra del tren es clave para bajar los costos de transporte en la industria. Se estima que la logística bajará un 50% y que unos 64.000 camiones dejarán de circular por las rutas cuando el tren esté en marcha.

Desde esa cartera advirtieron que a pesar de algunas obras que ya no se harán más bajo la modalidad de las PPP (por la suba del riesgo país en su momento a 837 puntos que impacta en el financiamiento), como la hidroeléctrica Portezuelo del Viento en Mendoza, Vaca Muerta tiene una mirada distinta. Es por eso que dan por descontado

que hay interés en el tren y que los privados harán la inversión, que tendrá un horizonte en la industria hasta el 2030.

Mantienen el formato

“Por ahora se mantiene el formato PPP. Mientras tanto seguimos avanzando en la licitación para las petroleras que quieran obtener cupos de carga”, dijeron fuentes de la cartera que maneja Guillermo Dietrich.

Si bien el ministro habló de una “postergación de plazos”, desde su cartera se encargaron de transmitir que en abril se presentará oficialmente el proyecto para licitar la obra que comprende la construcción de nuevas vías y la reparación de otros tramos, en las rutas 22, 151 y 7.

El tren está pensado para llevar la arena desde el puerto de Bahía Blanca hasta Añelo. No sólo se transportara ese mineral, sino que también está contemplada la carga de tubos sin costura, herramientas y, fuera de la industria hidrocarburífera, insumos para el sector exportador de peras y manzanas.

Guillermo Fiad, presidente de Trenes Argentinos Infraestructura, tampoco dio por finalizado el proyecto del tren. Todo lo contrario, enfatizó el hecho de que Vaca Muerta esté en el eje de la economía nacional, tiene un plus en el interés de los privados.

“Uno de los grandes motores del desarrollo del proyecto del Tren Norpatagónico es Vaca Muerta y ese es un diferencial con respecto a otros sectores. Si bien no somos ajenos a la coyuntura, nosotros hoy no creemos que la situación macroeconómica vaya a afectarnos para lanzar la licitación, en la cual muchas compañías ya han mostrado interés previo”, dijo el funcionario nacional.

El gobierno nacional se reunió con las empresas hace unos 15 días para licitar los cupos de carga de arena que es utilizada en la hidrofractura de los pozos de Vaca Muerta. Allí se acordó que las empresas tendrán

el tren en cifras datos Costo del proyecto Distancia Carga Puestos de trabajo Plazo de ejecución Velocidad del tren Canon de carga Uso del proyecto

u$s 780 millones 700 kilómetros 4 millones de t por año 3000 en el Alto Valle 4 años 70 km/h u$s 0,0225 por t 10 años

un precio de referencia de 0,0225 dólares por tonelada por kilómetro. Es decir que por cada tonelada en 700 kilómetros, el canon se va a más de 15 dólares.

El valor es por utilizar la capacidad de la vía pero no contempla el servicio de transporte que luego los cargadores pagarán a los operadores tras implementarse el “acceso abierto”, recientemente anunciado por el Ministerio de Transporte de la Nación.

La obra civil se prolongará por unos cuatro años y aun un grupo de intendentes del Alto Valle pusieron sus reparos a que el tren ingrese en las localidades, como Cipolleti y General Roca. Propusieron que en esas localidades se haga una nueva traza por el sector norte, pero la iniciativa fue rechazada.

Hasta ahora, el tren se hace, dije Nación.

Pero en un momento más que complejo

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Política y economía

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Breve paso.

En parte, la situación económica le jugó en contra.

Nueva renuncia en el área clave para Vaca Muerta

Después de seis meses, Iguacel se va de Energía Lopetegui queda en su lugar. El ex secretario de Energía venía negociando con las operadoras el subsidio al gas, en un contexto de ajuste fiscal.

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avier Iguacel renunció ayer a su cargo como secretario de Energía de la Nación. El ahora ex titular de la cartera energética venía de una serie de desencuentros con el ministro de Hacienda, Nicolás Dujovne, el canal del severo ajuste fiscal que impone el Fondo Monetario Internacional, que tiene su contrapartida también en los fondos que las petroleras podrían dejar de percibir por el subsdidio al gas de Vaca Muerta. En rigor, la salida de Iguacel era fogoneada hace meses.

El presidente Mauricio Macri lo había designado para reemplazar al ex ministro Juan José Aranguren. Iguacel deja el cargo en medio de un incipiente mal humor social por

los nuevos incrementos tarifarios que vienen y que ya provocaron la reacción de diversos sectores políticos. De todos modos, no es lo que deja al ministro fuera del cargo, en el que lo reemplazará el ex secretario de Coordinación de Políticas Públicas de la Jefatura de Gabinete, Gustavo Lopetegui.

En su paso por la secretaría, Iguacel también había anunciado un aumento de la

En su visita a Neuquén, el secretario había dicho que la resolución 46 había llegado a su fin. Luego tuvo que volver sobre sus palabras.

tarifa del gas en el que buscaba trasladar a los consumidores el costo adicional para las distribuidoras producto de la devaluación y la variación del precio entre el momento en que habían comprado el gas y el que lo iban a pagar.

Sectores de la industria le cuestionaban cierta propensión a dar cifras sobre el crecimiento de Vaca Muerta, generando una expectativa con visos de realidad, pero sin un plan estratégico que lo fundamentara.

Algunos veían en eso una estrategia de instalación política de cara a una posible candidatura en el 2019.

Sobrellevó, también, en medio de los cambios en el gobierno nacional, que su área bajara de rango: en la última reforma

el ministerio pasó a ser una secretaría.

El ex secretario, que había tenido un paso anterior al frente de Vialidad Nacional en la actual administración, venía negociando con las operadoras con presencia en Vaca Muerta alternativas para el subsidio que fijó la resolución 46 del ex Ministerio de Energía.

Se trata del sendero de precios mediante el cual el Estado hace un aporte sustancial, en la forma de un subsidio, para que las operadoras tengan un incentivo para invertir en este tipo de desarrollos. Es en este contexto en el que su relación con Dujovne se habría deteriorado sobremanera. Nación trata de pagar menos, en un escenario de crecimiento de la producción y escasez de recursos para el 2019

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En detalle

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Generación eléctrica. Cómo funciona un reactor nuclear

Las centrales nucleares Argentina tiene un largo historial. El país cuenta con tres centrales que abastecen de electricidad.

Neuquén produce agua pesada en Arroyito, en la planta que ahora busca un nuevo futuro.

LMNEUQUéN - sábado 29 de diciembre de 2018

Lorenzo Pepe Ex diputado nacional por Buenos Aires y presidente del Instituto Juan Domingo Perón

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uestro país está en la encrucijada de crecer y desarrollarse para dar el salto cualitativo y lograr el bienestar de su pueblo. Hoy nuestras producciones agropecuarias tienen como destino los países de Oriente, que son los mayores compradores de granos y carnes.

Pero estas producciones deben ser trasladadas en forma eficiente, económica y sustentable.

El ferrocarril es el medio de transporte más adecuado para llegar a puerto, el más económico y el de menor impacto ambiental. Se estima que el ahorro puede ser de hasta un 80% en comparación con los medios hoy usados para exportar desde puertos de Chile hacia China o India. Argentina debe ponerse a trabajar en estos proyectos para ser protagonista en el comercio mundial.

Axion apuesta a los autos eléctricos La petrolera inauguró una estación de carga de electricidad en Buenos Aires.

Es la primera en el país y es una foto de lo que se viene.

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xion Energy se convirtió en la primera petrolera en Argentina en ofrecer energía para los autos eléctricos, tras sellar una alianza con Enel X para la provisión de cargadores eléctricos en sus estaciones de servicio. Es una innovación que muestra a las claras lo que se puede venir en un futuro cercano respecto del uso de energías por fuera de la industria petrolera.

La estación ubicada en la esquina de Avenida del Libertador y Jerónimo Salguero de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires tiene el primero de una serie de cargadores que Axion Energy, junto con la empresa de origen italiano Enel –que opera en 35 países–, comenzará a instalar en su red de estaciones de servicio, donde por supuesto seguirá despachando combustibles.

En el tótem de energía eléctrica, que provee 22 kw de carga y mide aproximadamente 1,20 metros de alto y 30 centímetros de lado, la Renault Kangoo ZE pudo abastecerse hoy para circular por Buenos Aires. Ese vehículo eléctrico es actualmente el único que se comercializa en el país con estas características.

El puesto de carga eléctrica está disponible desde la semana pasada para todos los vehículos que deseen abastecerse de energía y lo pueden hacer de manera gratuita

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Opinión

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tren trasandino. una obra necesaria para exportar Añelo, en la provincia de Neuquén, está poniendo en funcionamiento Vaca Muerta para la explotación de gas y shale oil. El proyecto del Ferrocarril Trasandino Sur también dará un gran aporte en la logística, mejorando la interconexión y abaratando los costos de transporte. Sería una gran noticia para la provincia de Buenos Aires, como así para Río Negro, La Pampa y Neuquén. Especialmente en esta última, donde Zapala sería un centro logístico. Traerá un beneficio directo en lo referente a generación de trabajo genuino, con utilización de mano de obra calificada para reacondicionar vías férreas, con la consecuente inversión de capital, mejorando la economía del lugar y colaborando al arraigo en sus pueblos, desde su salida en la estación de Constitución de Buenos Aires hasta su llegada a Zapala en Neuquén.

El proyecto merece ser tenido en cuenta al momento de definir una estrategia de crecimiento sustentable. Por falta de presupuesto, siempre hubo que postergar la construcción del Ferrocarril Trasandino del Sur -ley 23.253-, cuya autoría se le debe a quien escribe estas

El proyecto ferroviario uniría Zapala con Lonquimay. Son 220 kilómetros de extensión y permitiría exportar a menor costo por el Pacífico. líneas. En ese sentido, hago referencia a parte de una nota que se publicó en 1999 por Juan M. Mana, presidente de la consultora Mirando al Sur. El gobierno de Chile, 19 de agosto de 1999, dio

su conformidad y así se lo hizo conocer a través de nuestra Cancillería al gobierno argentino, para que el paso fronterizo Mallín se use para llegar hasta Lonquimay, distante de Zapala 230 kiómetros.

Con la traza hasta Lonquimay se ahorraría hasta un 50% en el costo de los fletes desde el puerto de Santos (Brasil) hasta los puertos chilenos. Evitaríamos fletes vía Canal de Panamá o Estrecho de Magallanes. Están dadas las condiciones para no demorar más la construcción del Ferrocarril Trasandino del Sur. El proyecto ferroviario uniría la localidad de Zapala con Lonquimay, de Chile, para luego llegar hasta el puerto de Talcahuano; sólo se necesitaría concretar la unión ferroviaria de 220 kilómetros de extensión (140 kilómetros en territorio argentino y 80 en tierras chilenas) para unir con el océano Pacífico

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Cuenca n El barril criollo Fue una política que mantuvo el precio del crudo interno. Ocurrió en el anterior ciclo de precios bajos, en 2016. Luego, El ex ministro de Energía Juan José Aranguren la dejó sin efecto.

A 52,20 dólares El Brent cerró a ese valor ayer. En la cuenca neuquina, el petróleo Medanito se termina pagando en torno a los 43/45 dólares por barril tras una serie de descuentos. Un valor que complica a las productoras.

Las naftas Para las refinadoras, la puja por el precio interno del crudo también implica una forma de obtener lo que no lograron ganar por no poder aumentar las naftas todo lo que quisieran.

La pelea por el preci

El tironeo entre las refinadoras y las productoras sigue sin resolverse. Es otro factor que plantea interrogantes acerca del nivel de actividad para el 2019. La baja del Brent y las retenciones, sumadas a la quita de subsidios, podrían complicar el nivel de actividad.

Hay negociaciones.

Fernando Castro fcastro@lmneuquen.com.ar

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i ya era una discusión tensa, la caída del precio del Brent sumó presión a la discusión entre las productoras de petróleo, las refinadoras y el gobierno nacional. Cuando el barril comenzó a llegar a los 55 dólares, las principales productoras le llevaron el planteo al gobierno nacional.

Como ya lo viene informando +e, es un escenario de riesgo para las inversiones en shale oil en el 2019.

Las empresas productoras no integradas (es decir, que producen pero no refinan el crudo) ponen el grito en el cielo ya que a la hora de comercializar en el sector del refino su crudo reciben como pago el equivalente al precio al que exportan.

Se trata de la cotización del Brent, de referencia para el mercado argentino, con la aplicación de retenciones. Eso implica algo así como un descuento adicional del 10%. Así, el barril, de acuerdo a la cotización de ayer, suponía un precio de comercialización en el mercado interno, con descuentos impositivos y de flete, que lo colocan en torno a los 45 dólares.

Esto podría tener un efecto crucial en

la cuenca neuquina, con Vaca Muerta a la cabeza. El piso de los 50 dólares pone en escena otra vez el tema de la rentabilidad y los costos de producción. YPF, en el segmento shale, sería la única excepción.

La compañía nacionalizada, también parte sustancial del mercado de la refinación que busca determinar el precio interno, puede mantener su plan para Loma Campana, donde se trazó el objetivo de los 120 mil barriles diarios de petróleo. Para el resto, la situación es minuto a minuto y calculadora en mano.

En este contexto, Neuquén fijó su postura.

El gobernador Omar Gutiérrez exigió la quita de las retenciones al crudo (eje crucial en la discusión), en un planteo en el que también le reclamó a la Secretaría de Energía de la Nación que apruebe once proyectos de productoras que buscan acceder al subsidio al shale gas. Tienen la autorización provincial, pero el saliente secretario de Energía, Javier Iguacel, los mantuvo cajoneados por imposición del ministro de Hacienda, Nicolás Dujovne.

Precisamente, es el otro factor que le agrega presión a la discusión, ya que también podría afectar el ritmo de inversiones, el nivel de actividad económica de toda la cadena de valor y las regalías provinciales.

Según pudo reconstruir este suplemento con las operadoras, las productoras plantean posibles soluciones para este contexto del crudo, teniendo en cuenta que para muchas el actual cuadro de situación podría

Más petróleo

El contexto internacional La tromba shale de Estados Unidos

La baja del crudo es una de las variables en torno a la discusión entre operadoras y refinadoras. Sin eso, este debate no sería tan duro como viene siendo. El factor determinante para la baja del precio es el crecimiento de la producción shale de EE.UU.

Otro factor para un precio a la baja

Al mismo tiempo, hay un contexto en el que se prevé un menor consumo de petróleo para el 2019. En buena medida, por una caída en la actividad económica a nivel mundial.

125.000 barriles diarios de producción Son los que se extraen en toda la cuenca. La producción fue en aumento en 2018. El precio alto y el dólar hicieron que las empresas apretaran el acelerador en sus áreas.

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neuquina Competitividad Un precio por debajo de los u$s 50 implica el desafío de competir con áreas como Permian (EE.UU.). Ya era complejo con un precio anterior a la baja del 40 por ciento como la de ahora.

YPF En Loma Campana, pudo hacer rentable su operación a valores como los de la cotización actual. Al mismo tiempo, maneja en buena medida el mercado de la refinación del crudo.

Añelo y la economía Para Neuquén, el tironeo en torno al precio interno del petróleo se mide en una mayor o menor actividad.

Ciudades como Añelo sintieron la llegada de nuevos habitantes todos los días.

io suma tensiones

implicar la necesidad de sacar el pie del acelerador en las inversiones y ver qué sucede con el precio del crudo en los próximos meses.

Entre esas discusiones está: a) la quita de retenciones. Esto es algo que para Nación es parte de lo más complejo. En Neuquén, las explicaciones de funcionarios nacionales de por qué no se hace incluían el argumento del costo político y la avalancha de pedidos que otros sectores productivos podrían exigir si al petróleo se le quita el impuesto. La Provincia también había propuesto un esquema de devolución de las retenciones como una posible salida.

La alternativa b) podría ser la de un esquema móvil de retenciones, en función de la variación del precio del crudo. Y al mismo tiempo, la posibilidad c) es la de un precio del mercado interno acordado para el crudo, algo así como una reedición del barril criollo. Esta última opción también impone ciertas restricciones. Por un lado, implicaría un aporte estatal, cuyo tenor variaría según el precio acordado por sobre el valor internacional. Pese a su efecto positivo en todo este complejo escenario, no dejaría de tener un halo de incongruencia justo cuando Nación busca atenuar el impacto de lo que se lleva el subsidio al gas (ver aparte).

Y al mismo tiempo, no iría en línea con lo que le está exigiendo el Fondo Monetario Internacional (FMI): no gastar recursos en el subsidio a la energía.

Son parte de las posibles soluciones para uno de los temas cruciales en la industria

por estos días. En buena medida, fue una discusión latente durante los últimos meses, que quedó en un segundo lugar por el precio del crudo que caracterizó al último año. De hecho, el primero de octubre el barril llegó a los 85 dólares, para precipitarse esta semana hasta los 53. No obstante, el crudo con todos los descuentos mencionados se llega a comercializar en torno a los 45. Este es el escenario que podría complejizar los próximos meses en Vaca Muerta

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Los campos maduros Son rentables a un valor cercano a los 60 dólares por barril. Requieren de una mayor inversión de petroleras.

Algunas claves en torno al precio del barril

La baja del Brent, el crudo de referencia, es una variable que pone en riesgo las operaciones en la cuenca neuquina.

Las retenciones En el mercado interno, actúan como una baja adicional sobre la caída del precio.

Las integradas Petroleras como YPF son integradas.

Están de los dos lados del mostrador.

Producir y refinar es una ventaja.

Competitivas La baja implica interrogantes sobre a qué precio se puede producir.

El subsidio al gas El gobernador Omar Gutiérrez planteó ayer otra alternativa para el conflicto en torno a la resolución 46 del ex Ministerio de Energía. La normativa, que establece el subsidio a la producción de gas de Vaca Muerta, es el otro gran dilema por estos días en la cuenca neuquina. La secretaría que conducía Javier Iguacel buscaba establecer nuevos parámetros para el pago, lo que provocó un cimbronazo. Con todo, algunas empresas ya obtuvieron alguna propuesta en el marco de las negociaciones que se están dando.

Por caso, para el área Fortín de Piedra (Tecpetrol), la principal productora del país, la oferta sería que la mitad de la

Neuquén quiere la prórroga de la 46

producción reciba el subsidio (algo así como 8,5 millones de metros cúbicos) y a partir de esto, aplicar, para el resto, un subsidio a la producción durante los cinco meses más fríos (de mayor consumo de gas) de unos dos dólares por sobre el precio de mercado por cada millón de BTU. No obstante, Gutiérrez planteó el jueves la posibilidad de que, en este contexto de estrechez financiera, Nación prorrogue un año más el pago del subsidio, “adecuando la curva financiera” y “prorrogando los pagos”. De este modo, el plan, cuya finalización está prevista para el 2021, podría finalizar en el 2022. Pero lo cierto es que por ahora las negociaciones continúan-

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Medicina laboral. La importancia de los detalles

Cómo es la salud de los petroleros en los pozos de perforación Las lesiones en huesos y músculos, así como el sobrepeso o las picaduras, son los riesgos más comunes para el personal que trabaja en las locaciones. sofía sandoval ssandoval@lmneuquen.com.ar

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demás de los exigentes diagramas de tareas, los trabajadores del rubro de los hidrocarburos que hacen labores de campo deben afrontar otro tipo de demandas físicas que, en muchos casos, impactan de manera negativa en su salud. Aunque las afecciones varían según el puesto, la mayoría sufre lesiones osteoartromusculares y riesgos de intoxicación por la exposición a hidrocarburos aromáticos.

Susana Coria, médica especialista en medicina del trabajo de la Universidad Nacional del Comahue (UNCo), explicó que la principal enfermedad profesional en el sector de hidrocarburos surge por la manipulación excesiva o incorrecta de herramientas pesadas, o incluso de los esfuerzos repetitivos, que derivan en dolores de espalda, lesiones de muñeca o codos y hasta hernias inguinales o lumbares. Las mismas afecciones se producen, en algunos casos, para los operarios que sufren vibraciones de cuerpo entero al subir a encender las torres.

Para los recorredores, que analizan las sustancias o limpian los tanques de depósito, el principal riesgo se da por intoxicación al estar expuestos a sulfhídricos que pueden llegar a provocar la muerte en los casos más extremos.

Otro de los riesgos para la salud está basado en la sobrecarga de trabajo, ya que muchos operarios realizan turnos de 12 horas y en diagramas de 14 días por 7 de descanso.

Al agotamiento psicofísico que los hace más propensos a sufrir accidentes, se suma también el trastorno de sueño que se produce para los que hacen horario nocturno. “Por una cuestión hormonal, es necesario dormir de noche para tener un ritmo circadiano óptimo”, detalló la profesional.

En menor medida, también se suma un riesgo biológico, que se genera cuando los trabajadores descansan en los campamentos sin los uniformes de protección y pueden sufrir picaduras de animales ponzoñosos como serpientes y arañas.

Si bien los trabajadores de boca de pozo están expuestos a temperaturas bajo cero durante el invierno, Coria aclaró que la aplicación de vacunas antigripales y la protección de los uniformes reduce notablemente la frecuencia de las enfermedades respiratorias.

“Tienen más riesgo de sufrir un golpe de calor o de deshidratarse en verano”, aclaró.

Aunque no se relacionan de forma tan directa con las tareas, las enfermedades cardiovasculares son otra problemática que afecta a los petroleros. Según detalló Coria, la mayoría incrementa su peso un 20% o 30% en los primeros cinco años de actividad. “Muchos tienen sobrepeso, que es un factor de riesgo para trabajar en altura y puede provocar hipertensión o diabetes”, aseguró.

Coria señaló que, con el paso de los años, se ha tomado más conciencia sobre las normas de seguridad en la vida laboral. Sin embargo, insistió en que se reflexione sobre la importancia del autocuidado, para generar hábitos saludables al borde de los pozos que permitan sobrellevar el desarraigo y los riesgos que se viven en la actividad

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la exigencia de la actividad petrolera. Los especialistas hacen hincapié en la importancia del descanso adecuado de los operarios.

El desarraigo y la convivencia en el lugar de trabajo Susana Coria, médica especialista en medicina del trabajo de la Universidad Nacional del Comahue (UNCo), explicó que son muchos los que se someten a exigentes diagramas de trabajo con el objetivo de tener mejores condiciones económicas, pero no logran adaptarse al desarraigo que implica estar lejos de su familia y otros seres queridos.

“No poder compartir fiestas, un cumpleaños o enfermedades sí los afecta psicológicamente. Durante la vida laboral suceden hechos cotidianos en los que no están presentes y eso complica su autoestima y sus relaciones con parejas e hijos”, remarcó la médica, y aclaró que es necesario pensar estrategias para mejorar la convivencia durante al menos 15 días con personas de diferentes edades, hábitos y culturas para evitar malas relaciones interpersonales en el ámbito laboral

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Las licencias por lesiones y el problema de las drogas Si bien son muchos los riesgos a los que están expuestos los trabajadores, la experiencia de la médica Susana Coria en distintas empresas petroleras demuestra que el nivel de ausentismo por motivos de salud es bajo. “Son pocas personas las que piden licencia, pero cuando la piden, suele ser por lesiones osteoartromusculares, que demandan entre 60 y 90 días de recuperación”, detalló la especialista.

Por otro lado, mencionó que las empresas suelen hacer controles periódicos de sus trabajadores y aplicar vacunas antigripales para evitar problemas respiratorios.

A su vez, se efectúan controles sorpresivos para detectar algún posible consumo de drogas, tanto legales como ilegales. “Se hacen controles

de alcohol y, si bien el tabaco no se controla, se solicita no fumar en el ambiente de trabajo”, señaló Coria.

Aunque aclaró que no hay estadísticas fehacientes del consumo de sustancias ilegales, aclaró que no son demasiados los casos que dan positivo. En su opinión, el consumo de este tipo de drogas refleja el nivel de ingesta que se da en el resto de la sociedad, pero no se agrava en el rubro petrolero.

Por su parte, el director del hospital de Añelo, Nicolás Ochoa, aclaró que las principales atenciones que prestan a los trabajadores del sector se dan por los accidentes viales que se producen de manera frecuente en las rutas transitadas de la localidad, así como por problemáticas referidas al consumo de drogas, que pueden ser intoxicaciones o problemas sociales derivados de la adicción

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Renovables

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Programa RenovAr. Más energía al sistema interconectado.

Más luz.

PAE tiene su parque eólico Está ubicado en Garayalde, a unos 40 kilómetros de Comodoro Rivadavia. Aportará energía para unos 20.000 hogares.

P

an American Energy (PAE) puso en marcha el Parque Eólico Garayalde, su primer desarrollo de energías renovables en el país, con una inversión cercana a los 40 millones de dólares. El emprendimiento está ubicado en la provincia de Chubut, a unos 200 km de Comodoro Rivadavia. Comenzó a brindar energía con una potencia instalada de 24.15 megavatios y capacidad para satisfacer el consumo eléctrico

A TODA RÁFAGA. El parque cuenta con siete aerogeneradores con torres de 85 metros.

anual de más de 20.000 hogares. El Parque Eólico Garayalde fue el primer proyecto en firmar, en enero de 2017, un contrato de abastecimiento de energía eléctrica renovable con Cammesa en el marco de la Ronda 1 del programa RenovAr, iniciativa lanzada por el gobierno en mayo de 2016 con el objetivo de incorporar fuentes renovables a la matriz energética local. PAE posee una participación en el parque del 55% y el 45% restante está en poder de la firma 3Gal. El parque, situado en el cruce con la Ruta 30, de acceso a la localidad chubutense de Camarones, produce energía eólica a través de siete aerogeneradores e incluyó la construcción de una subestación transformadora que permite aportar al MEM (Mercado Eléctrico Mayorista) la energía generada. El aporte al Sistema Interconectado Nacional será de más de 114.000 MWh/año.

Los aerogeneradores son Vestas V1363.6 MV, con una potencia de 3,45 MW, un diámetro rotor de 126 metros y un largo de pala de 63 metros, pudiendo alcanzar una velocidad máxima de 22,5 m/s, aunque la media prevista es de 85 metros.

La obra se inició con el trabajo de suelo en las 700 hectáreas que conforman el predio.

Se construyeron las bases portantes para las torres de 85 metros de altura donde fueron montados los aerogeneradores de la marca danesa Vestas que poseen una hélice tres palas con un diámetro de 126 metros

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Energía Neuquina

sábado 29 de diciembre de 2018 - LMNEUQUéN

LMNEUQUéN - sábado 29 de diciembre de 2018

Energía Neuquina

Empresas y negocios

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Una solución para una tarea muy peligrosa

Limpieza de tanques: la automatización de un trabajo riesgoso Camilo Ciruzzi cmailo@yahoo.com.ar

AESA pica en punta.

La empresa nacional le encontró una vuelta a una tarea clave para la vida útil de los tanques.

AESA desarrolló un sistema móvil de limpieza automática de tanques único en Latinoamérica.

A

medida que los planes de inversión de las compañías operadoras migran hacia la producción de shale oil, la empresas comienzan a ajustar costos y eficientizar sus operaciones mediante la incorporación de nuevas tecnologías. Uno de los gaps más importantes para el desarrollo de empresas es el campo tecnológico, y la compañía nacional AESA dio un paso adelante y trabajó junto a una empresa europea en un sistema para limpieza de tanques de acumulación de petróleo.

Todo comenzó hace dos años por una necesidad de mejorar el proceso y eficiencia en la limpieza de los tanques de YPF en sus refinerías. El procedimiento tradicional implicaba parar una refinería o una operación, algo de alto costo para la industria, además de los inconvenientes logísticos que derivados del almacenamiento, el transporte y la refinación.

AESA trabajó junto a la compañía danesa ORECO, líder tecnológico en el segmento y a los desarrollos de ellos le hicieron modificaciones para poder adaptar el sistema a los tanques de almacenamiento de la región.

El resultado: un sistema a medida único en Latinoamérica.

El mecanismo

El sistema de limpieza funciona con unas boquillas inyectoras instaladas en el techo del tanque sucio por sedimentos. Esas terminales derraman solvente en el interior de la cisterna con el fin de “fluidificar los sedimentos solidificados. Tanto los desechos como los solventes son extraídos mediante un sistema de bombeo ubicado en el exterior del tanque para su tratamiento. Todos los lodos son tratados y separados en unidades especiales y parte de los hidrocarburos recuperados son reinyectados al tanque para volver a utilizarse mientras que el material desechable es enviado a disposición final.

contexto

Los métodos tradicionales Actualmente, la limpieza de tanques de almacenamiento de hidrocarburos se realiza a través de métodos tradicionales (limpieza manual o química).

.Dificultades para recuperar hidrocarburos. .Excesivos tiempos de trabajo e incertidumbre respecto de la fecha de finalización. .Grandes volúmenes de residuos a tratar. .Lalimpieza tendencia a nivel mundial es hacia la automatizada de tanques.

Inconvenientes:

.Reducción de los tiempos del tanque fuera de servicio. ..Mayor recuperación de hidrocarburos.

Reducción del volumen de barros a tratar. ..Menor impacto ambiental.

Mejoramiento de las condiciones de trabajo para los operadores.

Beneficios de la automatización:

Esta tecnología de limpieza automática combina la limpieza de tanques y separación de lodos en un mismo proceso.

Las principales ventajas respecto de los mecanismos tradicionales en nuestro país incluyen: reducción de la indisponibilidad del tanque, mayor recuperación de hidrocarburo, reducción de residuos y bajo consumo de agua, entre otros ítems, según destacaron desde la empresa.

Antecedentes

El sistema desarrollado para YPF por AESA comenzó a utilizarse en 2017 tras dos años adaptación a los requerimientos locales.

Hubo un testeo en Dinamarca antes de ser puesto en marcha en Planta Canning, que pertenece a la compañía argentina.

El equipo fue utilizado para la limpieza de 3 tanques en la refinería La Plata CILP (Complejo Industrial La Plata), se está montando en CILC (Complejo Industrial Luján de Cuyo) y actualmente se encuentra contratado para limpieza en diferentes punto del país hasta mediados de 2020, entre ellos la refinería de YPF en Plaza Huincul.

Los resultados

El mecanismo desarrollado para la región es utilizable en tanques de hasta 50.000 m3 y diámetros entre 8 y 60 metros. Si bien los tiempos de limpieza de cada tanque dependen del tipo de estructura, el sistema es adaptable a todo tipo de techos y puede trabajar en estructuras de almacenamiento de productos pesados (Crudo, Fuel Oil, Slop Oil) o livianos (Diésel, Kerosene, Jet Fuel, químicos y pinturas).

El sistema logró una alta tasa de recuperación de hidrocarburos para reproceso.

Según voceros de la empresa consultados por +e, en uno de los tanques de CILP se alcanzó una recuperación de más del 90%.

También se logró la indisposición del tanque hasta una tercera parte del tiempo insumido por métodos convencionales. Se logró además minimizar la cantidad de residuos para disposición final (12% en el tanque de CILP), no se necesitó mano de obra humana en el interior del tanque y no hubo que hacer poslimpieza, detallaron desde AESA

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El hilo

de los pozos

en oriente Los países de Medio Oriente tomaron peso mundial tras descubrir petróleo.

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En foco

1914

1934

GUERRA MUNDIAL Fue el primer conflicto bélico donde el suministro de petróleo importaba, para construir armamento, aviones y barcos. Las fuerzas británicas capturaron Bagdad en 1917.

1938

PIONERA DEL MAR Se reportó la primera plataforma de perforación flotante en el mar Caspio. Fue en el pueblo industrial de Neft Daşları, Azerbaiyán. Hoy hay numerosas plataformas marinas.

NUEVA ETAPA Descubrieron petróleo en Kuwait y Arabia Saudita. El primero comenzó a ser uno de los grandes productores de crudo en el golfo Pérsico. Ambos países fueron los fundadores de la OPEP.

vaca muerta

Crónica del subsuelo

Historia del petróleo en la Argentina

por Alejando Bercovich y Alejandro Rebossio

por Gerardo Burton

por Nicolás Gadano

Estados Unidos informó en 2011 que Argentina era el tercer país con más recursos de petróleo y gas no convencional del mundo. Desde entonces, se desató una carrera que se inició con comprar YPF.

Un poco de historia archivada, entrevistas propias y un enfoque sobre la tensiones sociales y políticas que se generaron en Neuquén desde el descubrimiento del petróleo hasta la actualidad.

RENDIMIENTO DE POZOS EN LOMA CAMPANA

Un enfoque histórico desde el primer pozo en Comodoro Rivadavia en la “Argentina petrolera”. YPF fue el modelo estatal para América Latina y la frustrada meta del autoabastecimiento.

concesiones, desarrollos y superficie de Vaca muerta

Desde el comienzo de la producción de shale oil, YPF y Chevron lograron mejorar el rendimiento proyectado durante la vida útil de un pozo. Se debe en buena medida a la mayor cantidad de etapas de fractura y al conocimiento de la formación geológica Vaca Muerta.

Así fue la mejora del rendimiento de los pozos . Desde 2016 hubo una mejora del 35% del EUR (Estimated Ultimate Recovery), que es la cantidad total producida por un campo de petróleo con proyección final a unos 30 años.

7

desarrollos masivos en shale

30 mil

kilómetros cuadrados donde ir a buscar hidrocarburos

34

concesiones de no convencional otorgadas a operadoras.

La exploración petrolera da sus frutos en el NOA

Salta. Nuevo hallazgo en Las Breñas Una UTE descubrió el recurso en Orán. Realizarán los estudios.

S

alta podría afianzar su carrera petrolera tras el reciente descubrimiento de un importante yacimiento. Se trata de la formación Las Breñas, en el departamento de Orán, del norte salteño, donde la unión transitoria de empresas (UTE) conformada por las compañías High Luck Group y Pampa Energía informó el miércoles, desde la Secretaría de Energía provincial, que

hallaron el hidrocarburo. El descubrimiento generó satisfacción y euforia en todo el arco político y empresarial de esa provincia, a pesar de que aún se requiere realizar pruebas.

El pozo, perforado en la formación Las Breñas, en el área conocida como Chirete,

El descubrimiento estuvo a cargo de las empresas High Luck Group y Pampa Energía. En estos meses van a medir los volúmenes de producción en el yacimiento.

será sometido a pruebas extendidas para medir posibles volúmenes de producción.

Todavía no hay precisiones de cómo se desarrollará el yacimiento en un futuro. Lo claro es que el recurso existe y que la provincia podría profundiza su carrera petrolera.

La Secretaría de Energía del Ministerio de Producción, Trabajo y Desarrollo Sustentable de Salta anunció que el descubrimiento estuvo a cargo de la UTE conformada por las compañías High Luck Group y Pampa Energía, que hace un tiempo hacían tareas exploratorias en esa zona.

Se trata de un pozo petrolífero a una profundidad de 2705 metros, del que se recuperaron 48,8 metros cuadrados de petróleo de 36,6 grados API en 15,5 horas.

De confirmarse los resultados y ensayos en el pozo, se puede establecer la presencia de un nuevo sistema petrolero en la subcuenca de Lomas de Olmedo, denominado Yacoraite-Las Breñas, de acuerdo con lo indicado por voceros del gobierno salteño. Será un nueva etapa para la producción hidrocarburífera de esa provincia

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Oportunidades laborales

Energía Neuquina

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Energía Neuquina

Fernando Castro Editor de +e

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a cuenca neuquina quedó atravesada esta semana por las dos caras que ofrece por estas horas Vaca Muerta. Es un mes que tranquilamente podría pasar a la historia.

De un plumazo, la formación en boca de todo el mundo sumó otros cuatro desarrollos masivos.

Hay necesidades políticas para tanta celeridad de fin de año. Pero también hay realidades en las que esa necesidad encuentra fundamento. En la primera semana del último mes del año fueron YPF y Petronas las encargadas de anunciar que acelerarían en su área La Amarga Chica.

Es una inversión de unos 2300 millones de dólares. Reportará, hacia el 2023, la friolera de unos 60 mil barriles diarios de petróleo, unos 50 mil más de los que se producen hoy. A ese plan se suma otra gran noticia para Vaca Muerta: Shell también subirá de marcha en sus tres áreas Cruz de Lorena, Sierras Blancas y Coirón Amargo Sur-Oeste. En el 2021 espera producir unos 40 mil barriles diarios. Esto implica multiplicar por diez su

sábado 29 de diciembre de 2018 - LMNEUQUéN

Opinión

Las dos caras de Vaca Muerta producción en tres años. Con apenas estos dos anuncios, si finalmente todo esto se termina concretando, es fácil ver que Neuquén podría duplicar su producción de crudo en cuatro años. Hoy se obtienen en las áreas neuquinas unos 125 mil barriles diarios. Tan solo en los proyectos mencionados más arriba hay unos 90 mil barriles adicionales. Un dato que no tiene en cuenta el crecimiento del resto de los planes piloto, las proyecciones de entrada en modo factoría de otras áreas sobre Vaca Muerta, ni la fase dos del desarrollo masivo de Loma Campana, a manos de YPF, la segunda área productora del país donde la compañía tiene el objetivo de los 120 mil barriles diarios, algo que triplicaría su desempeño actual.

Está claro: para algunas empresas, las de largo aliento, las que lograron una curva de aprendizaje sobre el terreno, el largo plazo le gana a la coyuntura del Brent desplomándose. Aunque, claro, no es lo mismo un barril a 85 dólares que uno a 53 menos retenciones. El corto plazo de la cuenca neuquina tiene una importante velocidad crucero y se mide en una

cuota creciente de barriles de crudo. El descomunal potencial del gas depende de otras complejidades. La otra cara de Vaca Muerta se vincula a parte de las tensiones en la industria, que también precipitaron ayer la renuncia del secretario de Energía Javier Iguacel, cuya salida también será un fusil ante el cuadro tarifario nacional que ya le reporta un dolor de cabeza grande a Nación. Esa otra cara es la de la puja entre las refinadoras integradas y las productoras. Las primeras quieren pagar el Brent más retenciones (hoy unos 45 dólares por barril), lo que plantea interrogantes en la cuenca neuquina. ¿Se puede producir no convencionales con ese barril? La respuesta es que sólo YPF, arte y parte en el debate, podría, y no es que le sobre nada. El subsidio a la producción de gas que Iguacel había dado por finalizado en Neuquén meses atrás es también parte de esa otra cara. El secretario pasó de decir que esa normativa ya había cumplido su objetivo a la necesidad de rever su postura ante la presión de las operadoras y los reclamos que como nunca esta semana el gobier-

no neuquino, en un contexto complejo y con las elecciones de marzo a la vuelta de la esquina, le demandó públicamente. En las últimas semanas negoció con las petroleras una disminución de la cobertura para el shale de Vaca Muerta con el precio estímulo, presionado por el Ministerio de Hacienda de Nicolás Dujovne, y con el “consejo” del FMI de no subsidiar la energía como trasfondo.

Es un frente aún por saldarse. Como sea, será una variable central para medir el nivel de actividad económica en la provincia y qué tan dispuestas están las empresas a invertir en 2019. Como antecedente: el gobierno neuquino planteó meses atrás que el próximo año espera unos 7000 millones de dólares. Antes del derrumbe del crudo, esperaba que el 55 por ciento de esos fondos se destinaran a la producción de crudo.

Así cierra el año en Vaca Muerta. Por un lado, con la foto de todo lo que puede seguir creciendo y las oportunidades que eso implican para el país. Y por otro, con ese panorama de interrogantes todavía sin respuestas.