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379 Septiembre | 2021

Nº 379 | Año 39 | Septiembre 2021 | Edición Latinoamericana | www.petroquimica.com.ar Trabajo C+T Convenio

ALEJANDRO SEGURA, GERENTE GENERAL DE NBS PARA SHELL

Revista Petroquímica, Petróleo, Gas, Química & Energía

“VAMOS A PRIORIZAR LA PRODUCCIÓN DE GAS Y LAS ENERGÍAS VERDES”

ANUNCIO ANTE EL GOBERNADOR RODOLFO SUÁREZ

YPF INVERTIRÁ MÁS DE U$S 500 MILLONES EN MENDOZA RICARDO BERNAL CASTRO, DIRECTIVO DE ADIMRA

Mendoza también es

Vaca Muerta Las riquezas hidrocarburíferas de la principal formación no convencional del país no son exclusivas de Neuquén. De la mano de YPF, la provincia gobernada por Rodolfo Suárez quiere poner en valor su porción del reservorio.

“ESTAMOS RETOMANDO EL PROYECTO NUCLEAR ARGENTINO INICIADO EN 1950”


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> editorial

PROYECTO NACIONAL: CRECIMIENTO DE LA ECONOMÍA JUNTO CON INTEGRACIÓN Y CAMBIO ESTRUCTURAL PRODUCTIVO * PROYECTO (LATÍN “PROIECTUM” :“PRO”= FUTURO; “IECTUM”= AVANZAR): ES LA DECISIÓN DE SUPERACIÓN DE LA PARÁLISIS DEL PROGRESO MEDIANTE LA CREACIÓN DE LO NUEVO.

El desarrollo industrial, en tanto constituye una parte muy importante de la cultura al servicio del ser humano, debe ser responsabilidad directa del Estado y objetivo fundamental de la política del país. Más que una actividad económica, la industrialización es parte dinámica de la cultura de una sociedad y pilar estructural de la formación de su identidad. Está consustanciada con un proceso permanente de movilización cultural. En Argentina se adoptó la concepción económica-tecnológica con la que se estableció el “libre mercado” como responsable del desarrollo industrial. Aunque hubo cortos períodos en los que el sector público (YPF, DGFM, GE, CONEA,YCF, SOMISA, INVAP, etc.) fue pionero y gestor de importantes emprendimientos industriales (petróleo, petroquímica, siderurgia, energía, etc.), en la realidad persistió la ideología economicista y nunca se alcanzó la estructura adecuada ni la tendencia sostenida de producción. Esta realidad hace pensar que la verdadera “herencia perniciosa” que viene frenando el progreso socio-económico de Argentina desde hace muchas décadas ha sido la falta de políticas para promocionar la integración de los procesos productivos de bienes y servicios. Mientras las políticas económicas alentaron la primarización productiva junto con la importación de productos de alto contenido tecnológico sin control, no hubo perspectivas de cambiar tal involución. Y desde 2019 la pandemia profundizó las consecuencias regresivas de dicha opción. Es decir que es necesario planificar un nuevo direccionamiento

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del curso productivo de Argentina con el objetivo de provocar una amplia integración intersectorial de procesos y consolidar el gran cambio de la estructura productiva. Aquí y ahora, aunque la economía está dando indicios de recuperación del crecimiento a tasas importantes (s/estadísticas oficiales y estimaciones de instituciones privadas), si no se cambia la estructura de producción de bienes y servicios no será posible salir del círculo vicioso de crisis socio-económica, que el Estado alimenta desde su postura asistencialista. En suma, se trata de decisiones políticas para realizar proyectos estratégicos como tarea esencial de un país dinámico, inclusivo y soberano. Para ello tiene factores claves: • enormes recursos naturales • recursos humanos de elevada formación científica • sistema de investigación y desarrollo e innovación tecnológica • experiencia industrial de alta complejidad • ingeniería y montaje de plantas industriales • desarrollo de infraestructuras y logísticas • producción local de equipos para plantas industriales, etc. Son factores de gran potencialidad que urge ponerlos en acción encuadrados en la realización de un Proyecto Nacional.

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>Sumario 379 NOTA DE TAPA

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EL BOOM NO CONVENCIONAL EN MENDOZA

MENDOZA TAMBIÉN ES VACA MUERTA LAS RIQUEZAS HIDROCARBURÍFERAS DE LA PRINCIPAL FORMACIÓN NO CONVENCIONAL DEL PAÍS NO SON EXCLUSIVAS DE NEUQUÉN. DE LA MANO DE YPF, LA PROVINCIA GOBERNADA POR RODOLFO SUÁREZ QUIERE PONER EN VALOR SU PORCIÓN DEL RESERVORIO. SUPLEMENTO MENDOZA

SUPLEMENTO MENDOZA

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ANUNCIO ANTE EL GOB. RODOLFO SUÁREZ

EN EL SUR DE MENDOZA

YPF INVERTIRÁ MÁS DE U$S 500 MILLONES EN MENDOZA

PLUSPETROL SUMA NUEVAS PERFORACIONES EN MALARGÜE

La empresa confirmó la realización de millonarias inversiones para estudiar el potencial no convencional de Vaca Muerta en el territorio mendocino.

La petrolera acaba de lanzar cinco pozos y suma un total de 12 perforaciones que realiza en el marco del plan Mendoza Activa Hidrocarburos.

SUPLEMENTO MENDOZA

SUPLEMENTO MENDOZA

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INFORME DE LA FUNDACIÓN IDEAL

PROPUESTA DEL INTA

MEJORAN LAS PERSPECTIVAS PARA LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EN MENDOZA

MENDOZA PROYECTA ELABORAR BIOCOMBUSTIBLES A PARTIR DE LA COLZA

La provincia cuyana, que padece la mayor crisis petrolera de la última década, llegó a sumar 32 meses consecutivos de declive productivo.

Similar a la soja, pero más fácilmente adaptable al territorio mendocino, el cultivo abre nuevas oportunidades para generar combustibles verdes con su aceite.

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> Anticipan un salto cuantitativo en la producción de Vaca Muerta

PETRÓLEO

GAS

> Wegner: “El mayor desafío pasa por el alto contenido de propano y butano” > El Gobierno lanzó la Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas

RÍO NEGRO SE POSICIONA COMO PROVEEDOR DE ARENA PARA VACA MUERTA El Gobierno rionegrino sabe que la provisión de arena es clave para desarrollar los hidrocarburos no convencionales de la Cuenca Neuquina.

SEGURA: “VAMOS A PRIORIZAR LA PRODUCCIÓN DE GAS Y LAS ENERGÍAS VERDES” PENALIZAN LAS EXPLORACIONES ILEGALES EN LA PLATAFORMA CONTINENTAL

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La petrolera dejará de buscar nuevos yacimientos de crudo en 2025 para poner el foco en la extracción gasífera y en la generación de fuentes limpias.

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> Sardi: “El próximo invierno se alcanzará la máxima capacidad de inyección del sistema”

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PETROQUÍMICA

> Los subsidios al gas superaron los $ 105.000 millones en cuatro años

PAGANI: “EL GOBIERNO DEBE RESOLVER CUATRO ÍTEMS EN TORNO A LAS ENERGÍAS RENOVABLES”

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ENERGÍA

SE ACHICA EL MERCADO PETROQUÍMICO LOCAL, PERO SUBEN LAS EXPORTACIONES

BERNAL CASTRO: “ESTAMOS RETOMANDO EL PROYECTO NUCLEAR ARGENTINO INICIADO EN 1950”

La definición de las nuevas licitaciones eólicas, la situación de los 28 parques paralizados, la ampliación de las líneas de transmisión y el cumplimiento de las metas ambientales asumidas son los cuatro grandes desafíos a sortear.

La oferta del segmento se contrajo un 16% en la comparación intermensual, mientras que las ventas locales lo hicieron un 9% y los envíos al exterior crecieron tanto en términos de volumen como monetarios.

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> Altamirano: “Buscamos el desarrollo de tecnología propia en la producción de energía solar”

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ENERGÍAS RENOVABLES

EMPRESAS Y NEGOCIOS

> Completarán la construcción del reactor CAREM25 > Los subsidios a la energía eléctrica representarán un 1,4% del PBI > Fuerte descapitalización bursátil de las empresas energéticas > Reactivan la primera interconexión eléctrica con Bolivia

MORALES: “ESTAMOS A LA VANGUARDIA EN EL DESARROLLO DE TECNOLOGÍAS DE ENERGÍAS LIMPIAS” 82

NUEVOS COMPUESTOS PARA ROSCAS DE TUBOS EN LA INDUSTRIA DE OIL & GAS 94

mayor a”

>Staff 7.000 Ejemplares auditados Readership: 45.000 lectores

Comité Técnico

Tribunal Arbitral

Ing. José María Fumagalli Ing. Graciela González Rosas Dr. Miguel A. Laborde Dr. Orlando A. Martínez Ing. Rubén Maltoni Ing. Alejandro Destuet

Coord.: Dr. Miguel A. Laborde Ing. Alberto Castro Dr. Alfredo Friedlander Ing. José A. Romagnoli Ing. Juan A. Rosbaco

Suplemento Latinoamericano

Editora: Ing. Graciela González Rosas graciela@petroquimica.com.ar

ISSN: 2469-0139 Director Editorial Lic. Francisco Vadone Director Ing. Qco. Nicolás F. Yanno Gerente Editorial Benjamín Rosales Fotos e Imágenes Photo Inc. Canadá

Publicidad y Publicaciones S.A. Lavalle 715, Piso 2, Depto B (C1047) - Cdad.de Buenos Aires-Argentina petroquimica@petroquimica.com.ar www.petroquimica.com.ar Registro de la Propiedad Intelectual Nº 863026. Revista Petroquímica, Petróleo, Gas, Química & Energía® es marca registrada

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Corresponsal Exclusivo en Chile Alex Steinhaus steinhaus@petroquimica.com.ar

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> nota de tapa

MENDOZA TAMBIÉN ES VACA MUERTA

LAS RIQUEZAS HIDROCARBURÍFERAS DE LA PRINCIPAL FORMACIÓN NO CONVENCIONAL DEL PAÍS NO SON EXCLUSIVAS DE NEUQUÉN. DE LA MANO DE YPF, LA PROVINCIA GOBERNADA POR RODOLFO SUÁREZ QUIERE PONER EN VALOR SU PORCIÓN DEL RESERVORIO.

Cuando se habla de Vaca Muerta suele pensarse inmediata y exclusivamente en Neuquén. La provincia cuenta con la mayor parte del reservorio, tiene probadas muestras de su potencial y suma más de 40 concesiones otorgadas. No obstante, Mendoza también quiere aprovechar su parte de la formación para subirse al boom no convencional. La primera explotación estará a cargo de YPF, que se comprometió a desembolsar u$s 17 millones en la perforación de dos pozos horizontales dentro de los bloques CN-VII y Paso de las Bardas Norte, ubicados en el sur de Malargüe. De tener éxito, la iniciativa seguramente promo-

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verá la llegada de otras operadoras a la provincia de Rodolfo Suárez. A decir del gobernador, la apuesta de YPF generará producción, trabajo genuino y progreso para Mendoza. “Agradezco a todos los que hicieron esto posible, y durante meses trabajaron para que conflictos estériles que teníamos con la petrolera se solucionaran y nos abocáramos de lleno a crear empleo y riquezas, que es en definitiva lo que el país necesita para bajar la línea de pobreza y crecer”, manifestó. Según sus palabras, YPF recibirá el total respaldo de su gestión para llevar a cabo sus proyectos. “Las labores

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de la empresa se desenvolverán a partir del diálogo constructivo y las buenas intenciones”, aseguró. En la misma sintonía, Sergio Affronti,

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» A decir del gobernador Rodolfo Suárez, la apuesta de YPF generará producción, trabajo genuino y progreso para Mendoza.

CEO de la petrolera, indicó que el acuerdo firmado reactivará el desarrollo del sector hidrocarburífero mendocino. “Podremos volver a

transitar la senda de la producción y el crecimiento, apostando por la explotación no convencional de Vaca Muerta, pero sin descuidar las

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cuencas convencionales”, expuso. Para Pablo González, presidente de YPF, el compromiso de la compañía es un punto de partida para otras inversiones en el futuro cercano. “En lo inmediato le brindaremos trabajo a 500 personas más de forma permanente, mientras que las exploraciones van a comenzar el año que viene”, proyectó.

Apuesta millonaria De acuerdo con Estanislao Schilardi, director de Hidrocarburos de Mendoza, lo más atractivo que propone YPF es el proyecto piloto en Vaca Muerta. “La empresa destinará u$s 17 millones a la ejecución de un pozo vertical y dos ramas horizontales en el sur de Malargüe, que es la zona de mayor potencial no convencional que tenemos”, señaló. Adicionalmente, acotó, YPF invertirá u$s 71 millones en tareas de recuperación terciaria mediante un moderno método para inyectar polímeros y aumentar la producción de petróleo en Chachahuén y Cerro Morado Oeste. “Si todo sale bien, la firma estima perforar 300 pozos más, lo que equivale a u$s 400 millones. En ese caso, las perforaciones se iniciarían en el primer semestre de 2023”, adelantó. Finalmente, añadió, YPF destinará u$s 25 millones a la prórroga de la concesión de tres áreas en la zona del Portón (Chihuido de la Salina, Chihuido de la Salina Sur y Paso de las Bardas Norte). “En total, la organización prometió invertir u$s 106 millones en concreto, más otros u$s 400 millones potenciales en el ámbito convencional. En el no convencional, en tanto, la erogación podría superar los u$s 1.000 millones”, cuantificó. ©

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ANUNCIO ANTE EL GOBERNADOR RODOLFO SUÁREZ

YPF INVERTIRÁ MÁS DE U$S 500 MILLONES EN MENDOZA LA EMPRESA CONFIRMÓ LA REALIZACIÓN DE MILLONARIAS INVERSIONES PARA ESTUDIAR EL POTENCIAL NO CONVENCIONAL DE VACA MUERTA EN EL TERRITORIO MENDOCINO, AMPLIAR LA CAPACIDAD DE LUJÁN DE CUYO Y POTENCIAR LA RECUPERACIÓN TERCIARIA, ENTRE OTRAS LABORES.

Decidida a promover el desarrollo hidrocarburífero a lo largo y ancho del país, YPF anunció inversiones por más de u$s 500 millones en Mendoza. El ambicioso plan de acción incluye la realización del

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primer proyecto orientado a conocer el potencial de la formación no convencional Vaca Muerta en dicha provincia. Así se lo comunicaron el presidente de la compañía, Pablo González, y el CEO, Sergio Affronti,

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al gobernador mendocino, Rodolfo Suárez. La petrolera controlada por el Estado nacional tiene previsto invertir unos u$s 17 millones para perforar dos pozos horizontales

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> suplemento Mendoza en el sur de Malargüe, dentro de los bloques CN-VII y Paso de las Bardas Norte. Este programa piloto constituye un paso estratégico para el futuro petrolero tanto a nivel provincial como nacional, ya que abre la posibilidad de ampliar los límites geográficos del desarrollo de Vaca Muerta. González y Affronti también se comprometieron a ejecutar tareas de ampliación y modernización en el Complejo Industrial Luján de Cuyo. En ese sentido, YPF adelantó que desembolsará unos u$s 103 millones para adaptar las instalaciones a las nuevas especificaciones técnicas del mercado de combustibles, aparte de expandir las capacidades de procesamiento y distribución. Adicionalmente, la empresa buscará impulsar proyectos de recuperación terciaria para darle nuevo vigor a la explotación convencional en la provincia cuyana. En función de una inversión cercana a los u$s 71 millones, YPF emprenderá el montaje de cuatro plantas de inyección de polímeros en Chachahuen, y la ejecución de pozos de delineación y pruebas de inyectividad en Cerro Morado. De obtener resultados positivos, el presupuesto productivo en este rubro podría trepar hasta los u$s 400 millones.

Otros planes En el encuentro con los directivos de YPF, Suárez se comprometió a reducir al 50% las actuales regalías provinciales para viabilizar las inversiones anunciadas. Asimismo, dio un primer visto bueno a la solicitud de extensión por 10 años de las concesiones que la petrolera maneja en las áreas Chihuido de la Salina, Chihuido de la Salina Sur y Paso de las Bardas Norte. De no mediar

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YPF invertirá más de u$s 500 millones en Mendoza

» La petrolera controlada por el Estado nacional tiene previsto invertir unos u$s 17 millones para perforar dos pozos horizontales en el sur de Malargüe, dentro de los bloques CN-VII y Paso de las Bardas Norte. inconvenientes, estas serán sede de trabajos por alrededor de u$s 25 millones. Finalmente, el gobernador recibió detalles del avance de los proyectos de reactivación y abandono de pozos que YPF implementa actualmente en el marco del plan Mendoza Activa Hidrocarburos.

Inversión millonaria Durante la rúbrica del acuerdo entre el Gobierno de Mendoza y la petrolera nacional estuvieron presentes Enrique Vaquié, ministro

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provincial de Economía y Energía; Estanislao Schilardi, director de Hidrocarburos; Martín Kerchner y Celso Jaque, integrantes del Directorio de YPF; Mauricio Martín, vicepresidente de Downstream de la firma, y Gustavo Astié, vicepresidente de Upstream. A la hora de dimensionar la magnitud de estos compromisos de inversiones, las autoridades mendocinas expresaron que el monto previsto es similar al de una iniciativa clave para el sector energético provincial: la obra multipropósito Portezuelo del Viento. © 379

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EN EL SUR DE MENDOZA

PLUSPETROL SUMA NUEVAS PERFORACIONES EN MALARGÜE LA PETROLERA ACABA DE LANZAR CINCO POZOS: TRES EN EL BLOQUE JAGÜEL CASA DE PIEDRA Y DOS EN GOBERNADOR AYALA. DE ESE MODO, YA SON 12 LAS PERFORACIONES QUE REALIZA EN EL MARCO DEL PLAN MENDOZA ACTIVA HIDROCARBUROS.

Decidida a incrementar su participación en la oferta hidrocarburífera de Mendoza, Pluspetrol anunció el lanzamiento de cinco nuevos pozos en el departamento de Malargüe, en el sur provincial.

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La empresa, que actualmente está a cargo de un 24% de la producción mendocina de crudo, emprendió tres perforaciones en Jagüel Casa de Piedra y dos en Gobernador Ayala. Así, suma

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12 pozos ejecutados bajo el plan Mendoza Activa Hidrocarburos. En dicho marco, Pluspetrol se comprometió a invertir unos $ 343 millones para concretar esas labores, aparte de realizar 379

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un trabajo de abandono de pozo. Gracias a estas iniciativas, la operadora tiene previsto incrementar su tasa de extracción en unos 55 metros cúbicos (m³) por día. Desde el Gobierno de Rodolfo Suárez se celebró la noticia, calificándola como una clara señal de la reactivación sectorial luego de la crisis desatada por la pandemia y los vaivenes del precio del barril. En ese sentido, las autoridades precisaron que a lo largo de sus tres convocatorias –desde su implementación a fines de 2020– el programa Mendoza Activa Hidrocarburos ya captó inversiones por $ 2.200 millones. Adicionalmente, se estima que en una próxima etapa el plan generará desembolsos por otros $ 7.000 millones, fomentando el ‘compre mendocino’ y la contratación de mano de obra local. A decir de Estanislao Schilardi,

director de Hidrocarburos de la provincia, las tareas de perforación son las que más movilizan el nivel de empleo y los servicios en el sector. “Es muy importante ver esta recuperación. En Mendoza, históricamente, la mayor parte del trabajo y de la actividad de pequeñas y medianas empresas (Pymes) depende de la perforación de pozos”, remarcó.

En su rol de CEO de Pluspetrol, Claudio De Diego ya había anticipado que la empresa retomaría sus inversiones a nivel local y regional apenas se dejaran atrás las consecuencias negativas de la pandemia de coronavirus y se normalizara la actividad. “Esta es una industria capital-intensiva. Sin inversiones, solo se puede subsistir en el corto plazo”, ase-

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» Pluspetrol se

Mirada optimista

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guró el ejecutivo. Independientemente de los problemas experimentados en los últimos tiempos, expuso, la actividad hidrocarburífera tiene un gran futuro por delante. “Con la ‘nueva normalidad’ vamos a retomar los proyectos que teníamos en carpeta, y a volver a crecer y desarrollarnos”, garantizó.

comprometió a invertir $ 343 millones para efectuar 12 perforaciones, aparte de realizar un trabajo de abandono de pozo. Con estas iniciativas, tiene previsto incrementar su tasa de extracción en unos 55 m³ por día.

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Pluspetrol suma nuevas perforaciones en Malargüe

» Según datos del Gobierno provincial, a lo largo de sus tres convocatorias –desde su implementación a fines de 2020– el programa Mendoza Activa Hidrocarburos ya captó inversiones por $ 2.200 millones. Jugador de relevancia Pluspetrol es una compañía privada, de alcance internacional, que cuenta con más de 40 años de experiencia en la exploración y producción de hidrocarburos. Tiene presencia en Angola, la Argentina, Bolivia, Colombia, Ecuador, Estados Unidos, Países Bajos, Perú, Surinam y Uruguay. En el ámbito doméstico, la firma es un referente tanto en la operación de yacimientos de gas de alta presión como en la extracción de crudo en yacimientos ma-

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duros con recuperación secundaria y terciaria. En los últimos años, además, logró convertirse en un jugador de relevancia dentro de la

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Cuenca Neuquina, enfocándose en el desarrollo de recursos no convencionales de la formación Vaca Muerta. ©

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INFORME DE LA FUNDACIÓN IDEAL

MEJORAN LAS PERSPECTIVAS PARA LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EN MENDOZA

LA PROVINCIA CUYANA, QUE PADECE LA MAYOR CRISIS PETROLERA DE LA ÚLTIMA DÉCADA, LLEGÓ A SUMAR 32 MESES CONSECUTIVOS DE DECLIVE PRODUCTIVO. NO OBSTANTE, SE VISLUMBRAN ALGUNAS SEÑALES ALENTADORAS PARA EL ESCENARIO POSPANDEMIA.

La industria petrolera mendocina atraviesa días críticos, pero las perspectivas de cara al futuro lucen

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prometedoras. Así lo asegura un informe elaborado por la Fundación Ideal.

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Denominado ‘Mercado del Petróleo y del Gas’, el trabajo indica que en abril de 2020 se cortaron 379

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» Mendoza experimentó una contracción productiva de un 16% interanual durante febrero de 2021, cuando extrajo 523.909 m³ de crudo. Sin embargo, el aumento del precio del recurso anticipa un favorable cambio de tendencia.

25 meses de crecimiento en la oferta de crudo a nivel nacional. La producción comenzó a declinar en función de la pandemia de coronavirus, lo que derivó en ocho meses

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Mejoran las perspectivas para la producción de petróleo en Mendoza

de descensos sin interrupciones. En este escenario, Mendoza experimentó una contracción productiva de un 16% interanual durante febrero de 2021, cuando extrajo 523.909 metros cúbicos (m³). El sector, resaltó el reporte, padece “la mayor recesión de la última década”, con 32 meses continuos de caídas. De hecho, en el primer bimestre de esta temporada el volumen producido significó apenas un 57% de la oferta de hace 12 años. Sin embargo, los precios y el contexto general de la producción auguran un cambio de tendencia. A decir de Alejandro Bianchi, economista de Fundación Ideal, el panorama actual es mucho mejor que el de abril del año pasado. “Durante 2020 el segmento sufrió mucho por la caída de los precios y bajó la producción al cerrarse todo. En la actualidad, eso ya no se está viendo a nivel mundial”, señaló el experto. Cuando comenzó a proliferar el COVID-19, recordó, el precio del crudo en boca de pozo se situaba en u$s 150 por m³, mientras que en fe-

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brero de este año ese valor alcanzó los u$s 399. “Para que la Argentina y Mendoza puedan aprovechar esta suba, debe trabajarse en una política seria a largo plazo que estimule las inversiones. Lamentablemente la provincia se quedó afuera del boom que se vivió en 2018 y 2019. Hay que buscarle la vuelta para tener una política más previsible y aumentar la extracción”, proyectó.

Panorama gasífero Entre los meses de enero y febrero de 2021, la Argentina produjo 9,65 millones de m³ de gas. Esa cifra representó, según Fundación Ideal, un retroceso de un 14% con respecto al mismo período de 2020. En Mendoza, en tanto, la oferta gasífera viene cayendo de forma ininterrumpida desde principios de 2016. En el primer bimestre de 2021, apuntó el informe, la producción provincial del fluido se contrajo un 27% interanual. Así, el gas obtenido fue solo un 33% del que se extrajo en el mismo lapso de 2015.

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» Aunque la provincia muestra cifras preocupantes en cuanto a la extracción de gas natural, se confía en las opciones que aportará el GNL, que aprovecha reservas chicas que hasta ahora no resultan rentables. Pese a que el desempeño sectorial es cada vez más preocupante, Bianchi resaltó el uso de una tecnología que desde mediados del año pasado permitió reactivar un yacimiento en el sur de Malargüe. “El escenario podría cambiar gracias al gas natural licuado (GNL), dado que aprovecha reservas chicas que

hasta ahora no resultan rentables”, puntualizó.

Labor multilateral Con sede en la ciudad de Mendoza, la Fundación Ideal tiene como meta “contribuir con el desarrollo institucional, económico, político,

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humano, social y ambiental desde un enfoque sistémico y sustentable”. La entidad trabaja de manera articulada con gobiernos, organismos multilaterales, instituciones de fomento, organizaciones de la sociedad civil y empresarias, brindando servicios y asistencia, a través del diálogo y la gestión colaborativa. ©

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PROPUESTA DEL INTA

MENDOZA PROYECTA ELABORAR BIOCOMBUSTIBLES A PARTIR DE LA COLZA

SIMILAR A LA SOJA, PERO MÁS FÁCILMENTE ADAPTABLE AL TERRITORIO MENDOCINO Y MENOS DEMANDANTE EN CUANTO AL CONSUMO DE AGUA, EL CULTIVO ABRE NUEVAS OPORTUNIDADES PARA GENERAR COMBUSTIBLES VERDES CON SU ACEITE. » 22

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Mendoza proyecta elaborar biocombustibles a partir de la colza

» La gran diferencia que muestra la producción de colza con respecto a la sojera es que una hectárea de este cultivo requiere 200 milímetros menos de agua por año (400 contra 600 milímetros). > Jorge Silva Colomer La colza no solo podría diversificar la matriz agrícola mendocina, sino que también estaría en condiciones de ampliar significativamente su matriz energética. Así lo creen expertos en la materia, cuyas investigaciones verificaron una mejor productividad que a escala nacional. A decir de Jorge Silva Colomer, exdirector del Centro Regional Mendoza-San Juan del Instituto Nacional de Tecnología Agropecuaria (INTA), este cultivo guarda bastantes similitudes con la soja, pero es capaz de prosperar con mayor facilidad en la provincia cuyana, cuyo clima seco favorece que no haya malezas. “El aceite de colza, dotado de un alto contenido de Omega 3, puede emplearse como alimento para el ganado, además de servir para la elaboración de biocombustibles. La gran diferencia con la producción sojera es que una hectárea de colza requiere 200 milímetros menos de agua por año (400 contra 600 milímetros)”, comparó. Según sus palabras, todavía debe determinarse si la colza es una alternativa conveniente desde los puntos de vista económico, social y

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ambiental. “De ser así, podría ser un excelente insumo para el desarrollo del biodiesel a nivel provincial”, proyectó. La colza se siembra en el mes de abril, explicó el especialista agrónomo, y se cosecha en noviembre. “No tiene una fuerte competencia por el agua con otras plantaciones, aparte de soportar muy bien las heladas y estar a salvo de las tormentas de granizo”, apuntó. Al florecer en invierno, indicó, les brinda alimento a las abejas mientras faltan otras flores. “Después se cosecha, se prensa y se extraen la harina y el aceite. La harina se utiliza para alimentar al ganado y el aceite, para abastecer de biocombustible a un grupo de productores. El esquema, en definitiva, ofrece una triple rentabilidad”, destacó.

>> Máximos productores de colza Puesto

País

Tn por año

1

Canadá

20.342.600

2

China

13.281.200

3

India

8.430.000

4

Francia

4.945.589

5

Australia

3.893.071

Gestión hídrica Para entender la importancia que podría adquirir el cultivo de colza en Mendoza hay que tomar en cuenta que una de las mayores preocupaciones de la provincia pasa por la gestión de sus recursos hídricos. El extenso territorio mendocino cuenta con un clima árido y semiárido. Pero solo se riega, de manera artificial, un 3% de este. En esta escasa superficie habita el 97% de la población y se lleva adelante la producción económica, complementada por los hidrocar-

Fuente: FAO

buros y la ganadería en las tierras secas no irrigadas.

Ranking global La Argentina no se encuentra entre los principales productores de colza a nivel global. Según datos de la Organización de las Naciones Unidas para la Alimentación y la Agricultura (más conocida como FAO), el ranking lo encabeza Canadá, que obtiene más de 20,3

millones de toneladas (Tn) anuales de esta planta. El podio lo completan la República Popular China, con más de 13,2 millones de Tn; e India, con alrededor de 8,4 millones de Tn por año. Otros mercados importantes son los de Francia (que produce 4,9 millones de Tn anuales), Australia (3,9 millones), Alemania (3,6 millones), Ucrania (2,7 millones), Polonia (2,2 millones), Reino Unido (2 millones) y Rusia (1,9 millones), en ese orden. ©

» Las flores de la colza alimentan a las abejas, la harina se utiliza para el ganado y el aceite, para abastecer de biocombustible a un grupo de productores. El esquema, en definitiva, ofrece una triple rentabilidad. > Jorge Silva Colomer PETROQUÍMICA, PETRÓLEO, GAS, QUÍMICA & ENERGÍA

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ACUERDO CON TRANSPORTISTAS

RÍO NEGRO SE POSICIONA COMO PROVEEDOR DE ARENA PARA VACA MUERTA

EL GOBIERNO RIONEGRINO SABE QUE LA PROVISIÓN DE ESTE INSUMO ES UN ÍTEM CLAVE PARA DESARROLLAR A GRAN ESCALA LOS HIDROCARBUROS NO CONVENCIONALES DE LA CUENCA NEUQUINA. CON ESA CERTEZA, SELLÓ UN IMPORTANTE ACUERDO CON TRANSPORTISTAS Y PROPIETARIOS DE CAMIONES. » 26

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Río Negro se posiciona como proveedor de arena para Vaca Muerta

» Las arenas silíceas son un insumo central de las explotaciones por fracking. Se calcula que cada fracturación implica el uso de casi 2.000 Tn del recurso, lo que equivale a alrededor de un 30% del costo promedio de los pozos. Vaca Muerta recibió una buena noticia por parte del Gobierno de Río Negro, que acaba de rubricar un acuerdo con la Cámara Empresarial Patagónica de Transporte Automotor de Carga, Afines y Logística de Río Negro (CEPaTACAL) y con la Cámara de Propietarios de Camiones de Neuquén para garantizar la provisión de arena extraída del sur rionegrino a la principal formación no convencional del país. Como paso previo a la firma del convenio –que contó con la aprobación del ministro de Obras y Servicios Públicos, Carlos Valeri; la secretaria de Energía, Andrea Confini, y el senador Alberto Weretilneck–, la gobernadora Arabela Carreras incorporó a la CEPaTACAL al Consejo Económico Provincial. Una vez sellado el compromiso, a modo de prueba piloto una flota de 30 camiones con las bateas cargadas de arena partió rumbo a Entre Ríos desde la cantera El Mangrullo que YPF posee en Chichinales. Vale aclarar que en la ciudad entrerriana de Ibicuy se

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ubica la única planta de tratamiento de la petrolera para tratar las arenas silíceas. Este recurso constituye un insumo central para el sistema de explotación por fracking que se implementa en Vaca Muerta. Se calcula que cada fracturación implica el uso de casi 2.000 toneladas (Tn) de esta arena, lo que equivale a alrededor de un 30% del costo promedio de los pozos. Al ser inyectadas con agua y aditivos, las arenas silíceas facilitan la fluidez y evitan que se forme sarro en las cañerías de las perforaciones horizontales. Se introducen, asimismo, en las grietas naturales de los reservorios, por lo que contribuyen a ampliarlos y mantenerlos abiertos. Es justamente por estas funciones que constituyen un insumo vital en la

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explotación de hidrocarburos no convencionales. En Río Negro, este tipo de arena puede localizarse en dos grandes zonas: cerca de Los Menucos, y entre el Alto Valle y Ramos Mexía. La provincia cuenta, además, con la ventaja competitiva de su proximidad geográfica a la Cuenca Neuquina.

Enorme oportunidad A decir de Joaquín Aberastain, secretario de Minería de Río Negro, desde hace tiempo se viene trabajando codo a codo con la CEPaTACAL a fin de posicionar la provincia como una plaza proveedora de arenas para Vaca Muerta. “Este tipo de proyectos representa para nosotros un gran desafío, pero también una enorme oportunidad de generar mano de obra

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» En Río Negro, estas arenas pueden localizarse en dos grandes zonas: cerca de Los Menucos, y entre el Alto Valle y Ramos Mexía. La provincia cuenta, además, con la ventaja competitiva de su proximidad geográfica a la Cuenca Neuquina.

local y desarrollo de actividades”, resaltó. La iniciativa, recordó el funcionario, arrancó a fines del año pasado, cuando se celebraron las primeras reuniones con la cámara transportista. “Hay que aprovechar la calidad del transporte

que tenemos a nivel provincial”, reivindicó.

Trabajo rionegrino De acuerdo con Fabián Román, presidente de la CEPaTACAL, es muy importante para su

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sector recibir el acompañamiento de las autoridades. “Siempre vimos pasar por nuestras rutas el trabajo de otras provincias. De la mano de YPF, ahora somos nosotros los que estamos trabajando”, señaló. Desde su óptica, la CEPaTACAL dispone de las herramientas adecuadas para estar a la altura del compromiso asumido. “Estamos preparados para cubrir las necesidades de transporte de la industria extractiva”, aseguró. ©

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PREDICCIÓN DE RYSTAD ENERGY

ANTICIPAN UN SALTO CUANTITATIVO EN LA PRODUCCIÓN DE VACA MUERTA

DE NO MEDIAR INCONVENIENTES, EN LOS PRÓXIMOS MESES LA OFERTA DE SHALE GAS EN LA FORMACIÓN DE LA CUENCA NEUQUINA SE ELEVARÁ A UNOS 48 MILLONES DE METROS CÚBICOS DIARIOS, MIENTRAS QUE LA DE SHALE OIL TREPARÁ A UNOS 180.000 BARRILES POR DÍA. » 30

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Anticipan un salto cuantitativo en la producción de Vaca Muerta

» Aunque todavía tiene que mejorar en materia de costos, Vaca Muerta viene presentando una productividad por pozo parecida o incluso superior a la que se observa en los yacimientos no convencionales de Estados Unidos. Debe esperarse un fuerte incremento productivo en Vaca Muerta durante los próximos meses. Según un informe confeccionado por Rystad Energy, se aguardan subas cercanas a un 20% en la oferta de petróleo y gas natural de la formación no convencional. Gracias a los incentivos oficiales en el ámbito doméstico y a los favorables precios internacionales, la firma noruega precisó que la producción local de shale gas asciende actualmente a los 38,5 millones de metros cúbicos (m³) por día, en tanto que la de shale oil llega a unos 152.100 barriles diarios. No obstante, subrayó, ambas cifras seguirán creciendo en el corto plazo, hasta representar unos 48 millones de m³ diarios y unos 180.000 barriles por día, respectivamente. A decir de Ernesto Díaz, vicepresidente de la consultora para Latinoamérica, también hay buenas noticias para las empresas de servicios en materia de diseño de pozos. “Se observan cada vez más operadores con ramas laterales de 3.200 metros y un creciente número de etapas de fractura, con

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aumentos de entre un 7% y un 13% en relación con los picos de 2018 y 2019”, puntualizó. Según el experto, la continua expansión en los volúmenes de petróleo que ofrece Vaca Muerta ha ayudado a compensar de manera significativa la debilidad de la producción en los campos convencionales de la Argentina, los cuales vienen experimentando un acelerado declive. “Por estos días, la formación de la Cuenca Neuquina aporta un 30% del total extraído a escala nacional”, cuantificó.

Rendimientos destacados El reporte de Rystad Energy destacó especialmente la actividad de YPF y Vista Oil & Gas, además de exponer el crecimiento de la participación de Shell y Pluspetrol en el segmento petrolero. En el plano gasífero, por su parte, sobresalen los desempeños de YPF en sus campos Rincón del Mangrullo y El Orejano, y de Tecpetrol en Fortín de Piedra. “Estos se sostienen esencialmente en función de la terminación de pozos anteriormente perforados, pero no terminados”, indicó el trabajo. De acuerdo con Rystad Energy, aunque todavía tiene que mejorar en materia de costos, Vaca Muerta viene presentando una productividad por pozo

parecida o incluso superior a la que se observa en los yacimientos no convencionales de Estados Unidos. “El rango de recuperación final es comparable al que se obtiene en las operaciones de Eagle Ford y Midland”, aseguró.

Alcance global Fundada en 2004 por Jarand Rystad, un físico noruego y exsocio consultor de McKinsey, Rystad Energy es una empresa independiente de investigación energética e inteligencia empresarial con sede en Oslo, Noruega,

que ofrece soluciones de consultoría sectorial a agentes públicos y privados. Cuenta con 300 empleados y posee oficinas en Stavanger (Noruega), Houston (Estados Unidos), Nueva York (Estados Unidos), Londres (Reino Unido), Aberdeen (Escocia), Moscú (Rusia), Estambul (Turquía), Río de Janeiro (Brasil), Tokio (Japón), Pekín (China), Singapur (República de Singapur), Kuala Lumpur (Malasia), Bangalore (India), Dubai (Emiratos Árabes Unidos), Sidney (Australia) y Perth (Australia). ©

» La continua expansión en los volúmenes de petróleo de Vaca Muerta ha ayudado a compensar la debilidad de la producción en los campos convencionales de la Argentina, los cuales vienen experimentando un acelerado declive. > Ernesto Díaz PETROQUÍMICA, PETRÓLEO, GAS, QUÍMICA & ENERGÍA

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MIGUEL WEGNER, PRESIDENTE DE HYTECH INGENIERÍA

“EL MAYOR DESAFÍO PASA POR EL ALTO CONTENIDO DE PROPANO Y BUTANO” LA EXPLOTACIÓN DE LOS RECURSOS DE VACA MUERTA PRESENTA EXIGENCIAS ESPECÍFICAS EN MATERIA DE LOGÍSTICA E INVERSIONES, SEGÚN LA MIRADA ESPECIALIZADA DE MIGUEL WEGNER, QUIEN DISERTÓ SOBRE DUCTOS MULTIFÁSICOS Y PLANTAS DE SEPARACIÓN DE LÍQUIDOS CENTRALIZADAS.

El Midstream definirá la viabilidad de los yacimientos no convencionales en la Argentina. Así lo cree Miguel Wegner, presidente de Hytech Ingeniería y de la Co-

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misión de Empresas Proveedoras de Servicios de Ingeniería (CEPSI), quien se presentó de manera virtual en ‘Imaginando el futuro en Vaca Muerta’, ciclo organizado por el Cen-

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tro Argentino de Ingenieros (CAI) y el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG). Según sus palabras, mientras que las técnicas de fracking y las

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“El mayor desafío pasa por el alto contenido de propano y butano”

» A partir de las complejidades que siempre nos ofrece el país, advertimos la necesidad de juntarnos y compartir el know-how. Con información certera, todo es más simple de lo que parece. > Miguel Wegner instalaciones de campo ya se encuentran en pleno desarrollo en la formación, aún queda por delante el doble desafío de ampliar el transporte, y de construir nuevas plantas separadoras y de gas natural licuado (GNL). “A partir de las complejidades que siempre nos ofrece el país, advertimos la necesidad de juntarnos y compartir el know-how. Con información certera, todo es más simple de lo que parece”, expuso. Viabilizar los negocios, indicó, siempre implica reducir los riesgos y escalonar las inversiones. “Frente a la evolución poco previsible de las áreas, es fundamental minimizar las

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instalaciones de campo”, aseguró. Por cuestiones económicas, reconoció, hoy la tendencia preponderante es extraer más petróleo que gas natural. El mayor reto a sortear en el rubro, apuntó, tiene que ver con el alto contenido de propano y butano en el gas flexibilizado de Vaca Muerta (alrededor de un 10%), característica que abre la posibilidad de producir gas licuado de petróleo (GLP). “Hemos elaborado un mapa

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del propano y butano presente a lo largo de la cuenca, incluyendo pozos y ductos, lo que nos permite partir de datos reales para facilitar la toma de decisiones”, resaltó.

En cifras Una producción de 30 millones de metros cúbicos (m³) por día de gas en Vaca Muerta, precisó Wegner, equivale a 6.400 tone-

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» Hemos elaborado un mapa del contenido de propano y butano a lo largo de la cuenca, incluyendo pozos y ductos, lo que nos permite partir de datos reales para facilitar la toma de decisionese. > Miguel Wegner ladas (Tn) diarias de propano y butano. “Para separar la mitad de ese volumen (3.200 Tn diarias), se necesitaría una planta superior a la de Compañía Mega (que tiene una capacidad de algo más de 2.100 Tn). Estamos hablando de una inversión de alrededor de u$s 1.000 millones”, cuantificó. En ese esquema, añadió, las exportaciones de GLP podrían significar unos u$s 500 millones

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“El mayor desafío pasa por el alto contenido de propano y butano”

anuales, por lo que el valor de la planta se recuperaría en apenas dos años. “Aparte de colocar GLP en Brasil y Chile, este proyecto le posibilitaría al país contar con su propia planta de licuefacción de metano”, completó.

Impronta pionera Ingeniero químico egresado de la Universidad de Buenos Aires (UBA), Wegner se especializa en la provisión de soluciones integrales de ingeniería, diseño y construcción de plantas de proceso. Es un pionero en la aplicación del software de simulación Hysim (hoy Aspen Hysis) a nivel regional. Como fundador y conductor de Hytech Ingeniería, se convirtió en un referente sectorial para empresas petroleras internacionales líderes tanto en la explotación y el tratamiento de gas y petróleo como en las actividades de refinación y petroquímica. ©

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EN EL MUSEO DEL BICENTENARIO

EL GOBIERNO LANZÓ LA LEY DE PROMOCIÓN DE INVERSIONES HIDROCARBURÍFERAS

EL PROYECTO LEGISLATIVO IMPULSA EL ESTABLECIMIENTO DE UN RÉGIMEN PARA PROYECTOS ESPECIALES, LA FIJACIÓN DE BENEFICIOS IMPOSITIVOS, LA PROMOCIÓN DE LA PERSPECTIVA DE GÉNERO Y LA DEFENSA DEL VALOR AGREGADO NACIONAL, ENTRE OTROS ÍTEMS. » 40

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» Con esta ley buscamos incrementar la producción e industrialización de hidrocarburos en la Argentina, aumentar el ingreso de divisas, promover el desarrollo regional y garantizar el autoabastecimiento.

El Gobierno lanzó la Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas

desarrollo regional y garantizar el autoabastecimiento”, especificó. La propuesta, expuso, se sostiene en la ambición de que la Argentina produzca en exceso para que se exporten los excedentes e ingresen los dólares que tanta falta le hacen a las arcas nacionales. “Apuntamos a dar certezas para que nadie ande a ciegas, pensando cómo puede cambiar el marco vigente en el corto o mediano plazo. Es un plan que prevé 20 años de estabilidad en materia fiscal”, destacó.

En la misma frecuencia, el ministro Guzmán se refirió a la voluntad de hacer sostenible la producción de hidrocarburos desde lo macroeconómico, lo social y lo ambiental. “Queremos seguir construyendo una Argentina con más oportunidades, trabajo y previsibilidad para todos los actores”, señaló. El secretario Martínez, por su parte, hizo foco en la necesidad de garantizar la soberanía energética, resolver el consumo interno y ge-

> Alberto Fernández En medio de los cimbronazos políticos que provocó la derrota en las elecciones Primarias Abiertas Simultáneas Obligatorias (PASO), el Gobierno nacional presentó el proyecto de Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas con el objetivo de reactivar el desarrollo sectorial en cada una de las regiones productoras del país. El acto, celebrado en el Museo del Bicentenario, fue encabezado por el presidente Alberto Fernández, quien se mostró acompañado por el ministro de Economía, Martín Guzmán, y por el secretario de Energía, Darío Martínez, entre otros funcionarios. A decir del mandatario, la intención es volver a impulsar a la actividad petrolera y gasífera, dándole previsibilidad al negocio, y preservando los acuerdos sociales y la sustentabilidad ambiental. “Es una ley construida entre todos: el Estado, los privados y los sectores del trabajo. Con ella buscamos incrementar la producción e industrialización de hidrocarburos, aumentar el ingreso de divisas, promover el

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nerar saldos exportables. “Vamos a conseguir divisas que fortalezcan el Banco Central, apuntalando el valor agregado nacional en esta industria”, aseguró.

Beneficios tributarios La Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas promocionará la exploración y producción de petróleo y gas mediante técnicas de extracción convencional y no convencional,

aparte de favorecer el transporte, la compresión, la separación, el tratamiento, el almacenaje y la industrialización de estos recursos y sus derivados a través de procesos que los utilicen como materia prima, incluyendo la petroquímica, la obtención de fertilizantes, la licuefacción gasífera y la refinación de combustibles. La iniciativa contempla un Régimen para Proyectos Especiales que fijará diversos beneficios tributarios. Se prevé, de hecho, la

» La iniciativa contempla un Régimen para Proyectos Especiales que fijará diversos beneficios tributarios a nivel sectorial, como por ejemplo la reducción de hasta un 40% de los aranceles de importación. reducción de hasta un 40% de los aranceles de importación y el ofrecimiento de garantías de acceso al Mercado Único y Libre de Cambio por hasta un 25% del total de divisas durante cuatro años.

Apoyos provinciales Aunque algunas provincias productoras manifestaron sus dudas sobre “la letra chica” del proyecto, otras manifestaron explícitamente su apoyo. En ese sentido, la gobernadora de Río Negro, Arabela Carreras, consideró que la legislación brinda la posibilidad de incentivar la inversión en petróleo convencional. “Hay grandes expectativas en cuanto a la concesión para el almacenamiento subterráneo”, afirmó. Otra expresión favorable fue la del gobernador de Tierra del Fuego, Gustavo Melella, quien subrayó que la actividad venía en franca decadencia. “Esta iniciativa representa una gran noticia para la provincias productoras, sobre todo en un contexto tan difícil como el actual”, acotó. © PETROQUÍMICA, PETRÓLEO, GAS, QUÍMICA & ENERGÍA

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EN LA CUENCA DE MALVINAS NORTE

PENALIZAN LAS EXPLORACIONES ILEGALES EN LA PLATAFORMA CONTINENTAL

DOS PETROLERAS BRITÁNICAS Y UNA TERCERA DE ORIGEN ISRAELÍ SERÁN PROCESADAS POR EL GOBIERNO NACIONAL EN FUNCIÓN DE LA LEY 26.659, MARCO NORMATIVO QUE FIJA LAS CONDICIONES PARA LA EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS EN LA PLATAFORMA CONTINENTAL ARGENTINA.

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La Secretaría de Energía de la Nación, conducida por Darío Martínez, y la Secretaría de Malvinas, Antártida y Atlántico Sur, a cargo de Daniel Filmus, dieron inicio al proceso sancionatorio contra las empresas petroleras Chrysaor Holdings Limited y Harbour Energy Plc., con sede en Reino Unido, y Navitas Petroleum LP, asentada en Israel, por sus actividades ilegales de exploración hidrocarburífera en la Plataforma Continental Argentina (PCA). Las sanciones se encuadran en lo dictaminado por la Ley 26.659, que establece las condiciones permitidas para la búsqueda y explotación de hidrocarburos en la PCA. Una de esas condiciones pasa por la obligatoriedad de obtener permisos previos a la realización de dichas labores, cuyo incumplimiento admi-

te la inhabilitación operativa por un lapso de entre cinco y 20 años. Adicionalmente, la Ley 26.659 prohíbe “tener participación directa o indirecta en personas jurídicas, nacionales o extranjeras que desarrollen actividades hidrocarburíferas en la PCA sin haber obtenido la habilitación pertinente emitida por autoridad competente argentina, o que presten servicios para dichos desarrollos”. En ese sentido, la intención del Gobierno es castigar a las compañías en cuestión por su participación en el proyecto Sea Lion, llevado adelante en la Cuenca de Malvinas Norte. Lanzadas las pertinentes actuaciones administrativas, seguirá la notificación a las firmas involucradas por intermedio de la Cancillería, dándoles plazo para que presenten eventuales descargos en ejerci-

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» La ley es muy clara: las empresas no están habilitadas para operar, ni han pedido ningún tipo de autorización. Es por eso que iniciamos este proceso que tiene que ver con la notificación y luego con las sanciones. > Darío Martínez

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» La acción que está tomando la Argentina está apoyada por un conjunto de declaraciones de diversos organismos multilaterales: OLADE, el G77 + China, CELAC, el Mercosur y la Cumbre Iberoamericana, entre otros. > Daniel Filmus cio de su derecho de defensa. En caso de no comparecer, el proceso continuará su curso, contemplando las sanciones que la Secretaría de Energía considere procedentes.

Trabajo mancomunado A decir de Martínez, el trabajo mancomunado con la Secretaría de Malvinas de la Cancillería per-

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Penalizan las exploraciones ilegales en la Plataforma Continental

mitirá castigar las irregularidades detectadas. “La ley es muy clara al respecto. Las empresas no están habilitadas para operar, ni han pedido ningún tipo de autorización. Es por eso que iniciamos este proceso que tiene que ver con la notificación y luego con las sanciones, como habilita la normativa”, explicó el funcionario. Según sus palabras, resulta vital defender la soberanía energética nacional. “La Secretaría de Energía aporta el conocimiento técnico y los registros en función de la necesidad de un proceso que luego continuará la Cancillería con nuestro acompañamiento. En esta materia no hay discusión: los argentinos y las argentinas merecen que cuidemos nuestra soberanía”, recalcó.

Apoyo internacional De acuerdo con Filmus, las leyes 26.659 de Hidrocarburos de 2011, y su modificación, la 26.915 del año 2013, son taxativas con respecto a la prohibición de explorar o explotar hidrocarburos en la PCA sin autorización del Gobierno nacional. “La acción que está tomando la Argentina es apoyada por un conjunto de declaraciones de diversos organismos multilaterales: la Organización Latinoame-

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ricana de Energía (OLADE), el G77 + China, la Comunidad de Estados Latinoamericanos y Caribeños (CELAC), el Mercosur y la Cumbre Iberoamericana, entre otros”, enumeró. Todos estos espacios, afirmó, han defendido la Resolución 2065 de las Naciones Unidas para que haya una negociación directa bilateral como forma de resolución definitiva y pacífica del diferendo con el Reino Unido por la soberanía de Malvinas. “También han apoyado el derecho de la Argentina de iniciar las acciones anunciadas”, completó. ©

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> gas

ALEJANDRO SEGURA, GERENTE GENERAL DE NBS PARA SHELL

“VAMOS A PRIORIZAR LA PRODUCCIÓN DE GAS Y LAS ENERGÍAS VERDES”

LA PETROLERA DEJARÁ DE BUSCAR NUEVOS YACIMIENTOS DE CRUDO EN 2025 PARA PONER EL FOCO EN LA EXTRACCIÓN GASÍFERA Y EN LA GENERACIÓN DE FUENTES LIMPIAS, TAL COMO ANTICIPÓ ALEJANDRO SEGURA, TITULAR DE LA DIVISIÓN DE SOLUCIONES BASADAS EN LA NATURALEZA A NIVEL REGIONAL.

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Decidida a reducir su huella de carbono y a transitar la senda de la transición energética, Shell tiene previsto darle prioridad al gas natural y a las energías limpias por sobre el petróleo. Así lo adelantó Alejandro Segura, quien se desempeña en la firma como gerente general de Soluciones Basadas en la Naturaleza (NBS, por sus siglas en inglés) en Latinoamérica. “En los próximos años el mundo necesitará mucha más energía. Al mismo tiempo, el sector energético se transformará completamente”, proyectó el directivo durante su presentación en ‘Jueves de Transición Energética’, un ciclo de conferencias organizado por la Asociación Nacional de Abogados de Empresa (ANADE) de México. Según sus palabras, esta transformación tendrá sus costos y sus beneficios. “En el nuevo escenario, vamos a necesitar aceleradores

para cumplir con metas climáticas cada vez más exigentes”, aseguró. Todos los escenarios que toma en cuenta Shell, indicó, conciben la transición energética como una realidad inexorable. “No dudamos de que terminará imponiéndose. La gran pregunta es qué tan rápido lo hará y cuál será su verdadero impacto”, apuntó. El escenario más optimista, explicó, valora acelerar el proceso de descarbonización ahora, poniendo el foco en atender la salud de todos y cuidar el medio ambiente. “Para lograrlo y cumplir con los compromisos del Acuerdo de París, deberán impulsarse profundos cambios estructurales que lleven a reducir significativamente las emisiones y a reformar el sistema energético”, remarcó. En esa dirección, expuso, Shell implementará una estrategia diversificada que incluya un

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mix de electricidad, movilidad y mitigación de emisiones. “Buscamos reducir nuestra producción de petróleo entre un 1% y un 2% anual con relación a la marca tope de 2019. Asimismo, vamos a parar completamente la exploración de nuevas áreas a partir de 2025 y ampliaremos nuestra composición de gas a más de un 50% del volumen total de hidrocarburos producidos”, anunció.

Potencia renovable La intención de Shell, acotó Segura, es vender 200 terawatts/ hora (Twh) al año de potencia renovable. “Queremos instalar 2,5 millones de estaciones para cargar autos eléctricos y seguiremos invirtiendo fuertemente en investigación y desarrollo a nivel sectorial. Nos interesan sobremanera las tecnologías de captura de

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“Vamos a priorizar la producción de gas y las energías verdes”

» Buscamos reducir nuestra producción de petróleo entre un 1% y un 2% anual con relación a la marca tope de 2019, y vamos a parar completamente la exploración de nuevas áreas a partir de 2025. > Alejandro Segura

carbono con el objetivo de evitar la emisión de 25 millones de toneladas (Tn) de dióxido de carbono (CO₂) al año, además de emplear soluciones basadas en la naturaleza para capturar otros 120 millones de Tn anuales”, cuantificó.

Cero emisiones A la par de procurar la sostenibilidad económica y de mantener la licencia social para operar, Shell tiene pensado alcanzar las emisiones netas cero en el mediano plazo. “Buscamos hacerlo para el año 2050 o incluso antes”, reveló Segurá.

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» Queremos vender 200 Twh al año de potencia renovable, instalar 2,5 millones de estaciones para cargar autos eléctricos y seguir invirtiendo fuertemente en investigación y desarrollo a nivel sectorial. > Alejandro Segura Desde su óptica, ese compromiso no se limita a la contención de las emisiones propias, sino que también abarca las operaciones de los clientes. “El 90% de nuestra huella de carbono neta proviene de nuestros clientes

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cuando usan nuestros productos. Por ende, la transición energética no pasa tanto por la propiedad de muchos activos eólicos o solares, sino que se ubica al final de la cadena de valor”, concluyó. ©

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> gas OSCAR SARDI, CEO DE TGS

“EL PRÓXIMO INVIERNO SE ALCANZARÁ LA MÁXIMA CAPACIDAD DE INYECCIÓN DEL SISTEMA”

ES MOMENTO DE AMPLIAR LA INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE GASÍFERO A ESCALA NACIONAL, SEGÚN EL CEO DE TGS, OSCAR SARDI, QUIEN PIDE CONTEMPLAR LA CAPACIDAD OCIOSA DEL SUR DEL PAÍS A LA HORA DE DISEÑAR LA TRAZA DE CUALQUIER NUEVO GASODUCTO.

Responsable del 60% del gas natural que se consume en el país, Transportadora de Gas del Sur (TGS) mostró un fuerte compromiso con el desarrollo de Vaca Muerta al invertir en la construcción de dos ductos que atraviesan a la formación. “No hay duda de que se trata del gran proyecto de la Argentina, pensando en el gas como una energía de transición hacia las renovables”, aseguró el CEO

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de la empresa, Oscar Sardi, quien disertó en ‘Imaginando el futuro en Vaca Muerta’, ciclo organizado por el Centro Argentino de Ingenieros (CAI) y el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG). En los últimos años, reseñó, las cuencas del norte y del sur redujeron su aporte, mientras que la Cuenca Neuquina viene inyectando cada vez más gas al sistema. “Después

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de la caída de 2020, producto de la pandemia, su nivel de inyección se está recuperando gradualmente”, comentó. La importación desde Bolivia, indicó, está en baja en función del agotamiento de sus yacimientos. “En cuanto al gas natural licuado (GNL), el aporte desde la terminal Escobar se mantiene constante y este año aparece como novedad el ingreso de

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“El próximo invierno se alcanzará la máxima capacidad de inyección del sistema”

» A tono con la mayor producción de Vaca Muerta, el volumen de inyección de gas al sistema –que esta temporada se situará en 114 millones de m³ por día– llegará a los 128 millones de m³ diarios en el invierno de 2022. > Oscar Sardi la regasificación desde Bahía Blanca. Este rubro, por lo tanto, compensa la menor participación del gas boliviano”, explicó. Según sus palabras, este contexto marca la imperiosa necesidad de crear condiciones de desarrollo de las reservas locales. “Solo así será posible revertir el declino de los yacimientos convencionales, darle más confiabilidad al abastecimiento y ahorrar millonarios costos de importación”, enumeró. El límite de la producción de Vaca Muerta, aseveró, está dado por la falta de infraestructura de transporte. “El volumen de inyección, que esta temporada se situará en 114 millones de metros cúbicos (m³) por día, llegará a los 128 millones de m³ diarios en el invierno de 2022. De esa manera se alcanzará la máxima capacidad de inyección del sistema”, anticipó.

insuficiencia de inyección en las cuencas argentinas, lo cual se ve reflejado en los tramos finales de TGS y Transportadora de Gas del

Norte (TGN). “Asumiendo que el año que viene, gracias al Plan Gas, se completen los gasoductos previstos en Vaca Muerta, la capacidad de

Capacidad ociosa Por estos días, advirtió Sardi, puede verificarse una preocupante

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» El diseño de la traza de todo gasoducto que se proyecte instalar para evacuar la nueva producción debería contemplar esta situación. Hay que aprovechar la capacidad ociosa en la zona de mayor demanda del país. > Oscar Sardi

transporte disponible en tramos finales por falta de gas en el sur del país será de 10 millones de m³ diarios”, especificó.

A su entender, el diseño de la traza de todo gasoducto que se proyecte instalar para evacuar la nueva producción debería contemplar esta

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situación. “Hay que aprovechar la capacidad ociosa en la zona de mayor demanda del país”, sostuvo.

Experto en la materia Ingeniero mecánico graduado en la Universidad Nacional de Rosario (UNR), Sardi posee un Posgrado en Gas emitido por la Universidad de Buenos Aires (UBA). El inicio de su trayectoria profesional se dio en 1983, cuando ingresó a Gas del Estado. En TGS ejerció funciones gerenciales operativas, luego integró el Comité de Dirección como director de Servicios (cargo desde el cual lideró los proyectos de ampliación de gasoductos e instalación del segundo gasoducto submarino en el Estrecho de Magallanes) y posteriormente fue nombrado director de Operaciones (lo que le permitió estar al frente de la construcción del gasoducto de captación y la planta de tratamiento de gas de la firma en Vaca Muerta). Desde el año 2019, en tanto, conduce la compañía en su rol de CEO. ©

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> gas

A TRAVÉS DE LA RESOLUCIÓN 46/2017

LOS SUBSIDIOS AL GAS SUPERARON LOS $ 105.000 MILLONES EN CUATRO AÑOS SIN TOMAR EN CUENTA EL PLAN GAS 4, EL ESTADO NACIONAL EJECUTÓ PAGOS POR $ 105.205 MILLONES ENTRE 2017 Y LA ACTUALIDAD PARA SOSTENER LA PRODUCCIÓN DOMÉSTICA Y CONTINUAR CON EL DESARROLLO NO CONVENCIONAL EN VACA MUERTA.

En los últimos cuatro años, el Estado nacional desembolsó más de $ 105.000 millones para subsidiar la producción de gas natural

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en el país. De ese modo, se evitó un mayor declive de la oferta general y pudo continuarse el desarrollo de los recursos no convencionales de

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Vaca Muerta, en la Cuenca Neuquina. En concreto, los pagos que ejecutó el Tesoro a partir de la Resolución 46/2017 llegaron a $ 105.205

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Los subsidios al gas superaron los $ 105.000 millones en cuatro años

» Las operadoras que mejor aprovecharon los beneficios dispuestos por la Resolución 46/2017 fueron Tecpetrol y CGC; es decir, los brazos petroleros del Grupo Techint y de la Corporación América. millones, tal como precisó el exjefe de Gabinete, Santiago Cafiero, en su último informe presentado ante el Senado. Las mayores beneficiarias de estos fondos fueron Tecpetrol y la Compañía General de Combustibles (CGC). Adicionalmente, hasta marzo de este año se abonaron alrededor de $ 696 millones por el renovado Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino (más conocido como Plan Gas 4). Y desde 2019 se entregaron u$s 1.583 millones en concepto de pagos pendientes de las tres versiones anteriores del Plan Gas. De acuerdo con Cafiero, la Resolución 46/2017 premió la explotación incremental en nuevos campos, al fijar un precio de u$s 7,5 por millón de BTU para 2018, con un sendero descendente cada año de u$s 0,5. En 2021, última temporada de vigencia de la propuesta, el valor se sitúa en u$s 6 por millón de BTU. “El Estado cubre con subsidios la diferencia entre ese precio y el costo medio del mercado, que en los primeros meses de este año

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rondó los u$s 2,3 por millón de BTU”, explicó el jefe de Gabinete. En función de los requerimientos de la resolución, las operadoras que mejor aprovecharon los beneficios dispuestos entre 2017

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y la actualidad fueron los brazos petroleros del Grupo Techint y de la Corporación América. YPF, en cambio, no pudo impedir un descenso en su producción durante el citado lapso. 379

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» Total fue la operadora que más cobró hasta ahora por el Plan Gas 4. Del total de $ 696 millones desembolsado en el arranque del año, la empresa de origen francés recibió unos $ 166,9 millones. aclarar que el Estado cubre la diferencia entre ese costo, por un lado, y el abonado por los hogares y las usinas térmicas, por otro. Estas brechas promedian unos u$s 2,2 y unos u$s 2,7, respectivamente. Total fue la operadora que más cobró por esta iniciativa. Del total de $ 696 millones desembolsado en el arranque del año, la empresa de origen francés recibió unos $ 166,9 millones.

Deuda cancelada

Demanda prioritaria El Plan Gas 4 remunera la producción gasífera destinada a satisfacer la demanda de usuarios residenciales abaste-

cidos por distribuidoras y de la generación termoeléctrica. Se trata de unos 67,42 millones de metros cúbicos (m³) que cotizan a un promedio anual de u$s 3,5 por millón de BTU. Vale

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Al incentivar la extracción de gas para revertir la caída crónica, el Estado nacional acumuló deudas con las petroleras por u$s 1.583 millones entre 2013 y 2017. Estas comenzaron a cancelarse en 30 cuotas a partir de enero de 2019. La última cuota fue abonada a fines de junio de este año. No obstante, las productoras reclaman otra deuda de $ 40.000 millones por la devaluación de 2018, cuando tuvieron que entregar el gas a un menor valor en dólares que el pactado con las distribuidoras. ©

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> energía

RICARDO BERNAL CASTRO, DIRECTIVO DE ADIMRA

“ESTAMOS RETOMANDO EL PROYECTO NUCLEAR ARGENTINO INICIADO EN 1950”

LA NUCLEOELECTRICIDAD ES EL PRINCIPAL PROYECTO CIENTÍFICO, TECNOLÓGICO E INDUSTRIAL QUE SOSTUVO LA ARGENTINA A LO LARGO DE LOS AÑOS, SEGÚN LA MIRADA ESPECIALIZADA DE RICARDO BERNAL CASTRO, QUIEN VE CON OPTIMISMO EL FUTURO INMEDIATO DEL SECTOR.

En el año 2003, cuando Néstor Kirchner se convirtió en presidente de la Nación, el segmento nucleoeléctrico local se encontraba prácticamente en fase de extinción. Así lo aseguró el especialista

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Ricardo Bernal Castro, en su informe ‘Encuentros y desencuentros nucleares argentinos’. Según el presidente de la Comisión Nuclear Metalúrgica de la Asociación de Industriales Metalúrgicos de la

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República Argentina (ADIMRA), las dos centrales nucleares existentes en ese momento, Atucha I y Embalse, estaban cerca de cumplir su ciclo productivo, mientras que una tercera planta a medio construir, 379

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Atucha II, corría el riesgo de ser un espacio de investigación para los arqueólogos del tercer milenio. “La Ley 26.566, sancionada en diciembre de 2009, sintetizó la decisión política del Gobierno nacional en pos de recuperar e impulsar el Plan Nuclear Argentino, además de permitir la concreción de grandes obras”, reivindicó el experto, quien también conduce la Cámara de Fabricantes de Tubos y Caños de Acero. Por esa época, evocó, se anunció el proyecto de una nueva central de uno o dos módulos. “Asimismo, se encomendó a la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) el diseño, la ejecución y la puesta en marcha del reactor CAREM. Y las centrales Atucha I y Embalse, en servicio en 2003, pasaron a duplicar su vida útil”, resaltó. Otro hito, indicó, fue el reinicio de la construcción de Atucha II, tras 12 años de parálisis. “También se reactivó la planta de Agua Pesada de Arroyito (PIAP), comenzó la instalación de la nueva planta productora de polvo de uranio administrada por Dioxitec y la CNEA, se decidió la construcción del reactor multipropósito RA-10 y se concretaron otros proyectos no menores tanto en el área de investigación como en medicina nuclear”, enumeró.

Avance y retroceso Entre 2003 y 2015, resumió Bernal Castro, la industria nuclear nacional alcanzó un desarrollo tecnológico y productivo sin antecedentes, sobre todo en el rubro metalmecánico. “El Estado brindó todos los recursos a la industria local desde una visión estratégica, al tiempo que la CNEA, Nucleoeléctrica Argentina y los proveedores nacionales conformaron una alianza técnico-productiva nunca antes vista”, ponderó. A su entender, la Presidencia de Mauricio Macri interrumpió la expansión sectorial. “Con nuevas autoridades desde abril de 2021 en NA-SA, y a partir de junio en CNEA, hoy comienza a gestarse nuevamente la unión necesaria e

imprescindible de los componentes nacionales para retomar el proyecto nuclear argentino iniciado en 1950”, expuso.

Compromiso común A decir de Bernal Castro, por estos días la investigación científica, la tecnología y la industria nacional se vinculan nuevamente con un compromiso común. “La demanda mundial de reactores compactos como el CAREM ante la amenaza del cambio climático, la ingeniería de INVAP materializada en el mundo y la experiencia exportadora de nuestra industria en la provisión de componentes nucleares a países de fuerte actividad nos están devolviendo al camino que nunca debimos abandonar”, completó. ©

» El Estado brindó todos los recursos a la industria local desde una visión estratégica, al tiempo que la CNEA, Nucleoeléctrica Argentina y los proveedores nacionales conformaron una alianza técnicoproductiva nunca antes vista. > Ricardo Bernal Castro PETROQUÍMICA, PETRÓLEO, GAS, QUÍMICA & ENERGÍA

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ACUERDO ENTRE CNEA Y NA-SA

COMPLETARÁN LA CONSTRUCCIÓN DEL REACTOR CAREM25

TAL CUAL LO HABÍA HECHO ENTRE 2014 Y 2017, NUCLEOELÉCTRICA ARGENTINA RETOMARÁ LA OBRA COMO CONTRATISTA DE LA COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA ATÓMICA. LA INICIATIVA TIENE UNA IMPORTANCIA CLAVE PARA LA REACTIVACIÓN DEL SECTOR NUCLEAR ARGENTINO.

Al rubricar el contrato para la terminación del edificio del reactor CAREM25, la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) y la firma Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA) lanzaron la etapa definitoria del desarrollo del proyecto. Firmado por la presidenta de la CNEA, Adriana

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Serquis, y por el titular de NA-SA, José Luis Antúnez, el acuerdo estableció que la operadora de las centrales nucleares argentinas volverá a ser contratista del organismo gubernamental en la obra, un rol que ya había desempeñado entre 2014 y 2017.

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Debe recordarse que a mediados del año pasado se había sellado un contrato “de transición”, según el cual los equipos de trabajo de la Gerencia Dirección de Obras CAREM (a cargo de la realización integral de la construcción) y de la Unidad de Gestión de Proyectos Nucleares de

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» Además de aprovechar el mayor grado de avance de la ingeniería y toda la experiencia obtenida en los últimos años, el acuerdo apunta a consolidar la buena relación forjada entre los grupos de trabajo involucrados. 64 64

Completarán la construcción del reactor CAREM25

NA-SA emprendieron un proceso de ordenamiento de la documentación técnica referida al edificio, y de análisis del grado de avance alcanzado con la anterior contratista. “Esto incluyó un relevamiento de materiales y del estado de las instalaciones, como también de los subcontratos pendientes y de la situación laboral de los trabajadores que habían sido cesanteados, y con los que se acordó la paulatina reincorporación”, explicaron ambas entidades mediante un comunicado. El objetivo global de aquel precontrato, apuntaron, fue establecer las bases del acuerdo definitivo mediante el cual NA-SA retomará la ejecución de la construcción, siempre bajo la dirección de CNEA. “Este nuevo contrato establece una

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duración de 36 meses para completar el edificio del reactor, reeditando la sinergia entre la CNEA y NA-SA que en el pasado permitió iniciar su construcción y lograr importantes avances”, ponderaron.

Nueva etapa La nueva etapa transitada por la CNEA y NA-SA busca aprovechar el mayor grado de avance de la ingeniería y toda la experiencia obtenida por ambos actores durante los últimos años. El acuerdo apunta, asimismo, a sostener y consolidar la buena relación forjada entre los grupos de trabajo involucrados. “Estos factores indudablemente favorecerán la terminación de la obra y

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» El nuevo contrato, que establece una duración de 36 meses para completar el edificio del reactor, reedita la sinergia entre la CNEA y NA-SA que en el pasado permitió iniciar su construcción y lograr importantes avances.

la puesta en marcha del prototipo del CAREM”, aseguraron desde la CNEA y NA-SA. En palabras de Sol Pedre, gerenta del Área CAREM en la CNEA, se ve una excelente predisposición colaborativa para completar el proyecto, e incluso ir más allá de lo alusivo a la obra. “Es una muy buena señal para la iniciativa y para el sector nuclear en su conjunto”, opinó.

nuclear. “Es un excelente auspicio para transitar un camino conjunto en el que podamos fortalecer los vínculos y llevar a cabo otros

proyectos. Nos apasiona la posibilidad de volver a tener un rol de articulación de las capacidades existentes”, expresó. En la misma sintonía, Antúnez afirmó que la colaboración con la CNEA forma parte del plan de acción de NA-SA que recientemente fue aprobado por el Poder Ejecutivo Nacional. “Así como lo hicimos anteriormente, volvemos a acompañar a la CNEA en el Proyecto CAREM”, celebró. ©

Reactivación sectorial A decir de Serquis, la firma del contrato encomendando a NA-SA para la finalización de la construcción de la obra civil del CAREM25 representa un hito en el comienzo de la reactivación del segmento PETROQUÍMICA, PETRÓLEO, GAS, QUÍMICA & ENERGÍA

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ESTIMACIÓN DE FITCH RATINGS

LOS SUBSIDIOS A LA ENERGÍA ELÉCTRICA REPRESENTARÁN UN 1,4% DEL PBI LOS FONDOS DESEMBOLSADOS POR EL ESTADO NACIONAL PARA SUBSIDIAR EL SERVICIO DE ELECTRICIDAD LLEGARÁN DURANTE ESTE AÑO A LOS U$S 5.500 MILLONES, POR LO QUE EXPLICARÁN CERCA DE UN TERCIO DEL DÉFICIT PRIMARIO TOTAL DEL PAÍS.

Las arcas del Tesoro Nacional deberán soportar una pesada carga derivada de los subsidios a la energía eléctrica. Así lo advierte un informe de Fitch Ratings, que estimó en u$s 5.500 millones la cifra que en 2021 deberá desembolsar el Estado

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argentino para sostener la provisión de este servicio básico. Según la calificadora de riesgo, mientras que el citado monto representará un 1,4% del Producto Bruto Interno (PBI), el esquema de tarifas establecido por el Gobierno

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de Alberto Fernández puede comprometer seriamente a la cadena de pagos del sector. Denominado ‘Los subsidios insostenibles a la electricidad en Argentina aumentan el riesgo de flujo de caja’, el reporte advierte 379

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Los subsidios a la energía eléctrica representarán un 1,4% del PBI

» El congelamiento del precio mayorista de la electricidad, señaló Fitch Ratings, desembocará forzosamente en una mayor necesidad de subsidios, los cuales explicarán casi un tercio del déficit primario total (4,5%).

sobre la delicada situación fiscal del país, además de poner el foco en la relación directa que tienen los subsidios y las tarifas en los desequilibrios macroeconómicos. El panorama resulta insostenible, de acuerdo con el trabajo, lo que prepara a los actores del segmento (las generadoras y distribuidoras eléctricas) para experimentar una mayor intervención estatal que intente reducir los costos. El congelamiento del precio mayorista de la electricidad, señaló Fitch, desembocará forzosamente en una mayor necesidad de subsidios, los cuales explicarán casi un tercio del déficit primario total (4,5%). Asimismo, serán un cuarto del 5,9% al que llegará el rojo financiero fiscal de la Argentina, tomando en cuenta el pago de intereses de la deuda externa. “El déficit proyectado necesitará una vez más de un financiamiento a gran escala del Banco Central al Tesoro”, proyectó. Para la calificadora, el costo de la electricidad oscilará en torno a los u$s 8.000 millones esta temporada. Dicha cifra, puntualizó, será cubierta en

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un 68% por los subsidios estatales y en un 32% por los usuarios.

Sin flujo de caja El crítico diagnóstico de Fitch no omite la posibilidad de atrasos en los pagos a las distribuidoras por parte de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa). Esto pondría en peligro el flujo de caja de las empresas eléctricas. “El deterioro de las métricas crediticias traería aparejada una reducción en su calificación”, pronosticó la agencia. Por estos días, vale acotar,

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Cammesa debe al sistema unos $ 100.000 millones en concepto de transacciones económicas con generadores, transportistas, petroleras y la firma estatal Integración Energética Argentina (IEASA), proveedora del gas subsidiado.

Doble sede Fitch Ratings es una agencia internacional de calificación crediticia de doble sede: está asentada tanto en Nueva York (Estados Unidos) como en Londres (Reino Unido). Fue –junto con Moody’s y con Standard & Poor’s– una de

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» El costo de la electricidad oscilará en torno a los u$s 8.000 millones esta temporada. Dicha cifra, puntualizó Fitch, será cubierta en un 68% por los subsidios estatales y en un 32% por los usuarios. las tres organizaciones de calificación estadística reconocidas a nivel nacional por la Comisión de Bolsa y Valores de Estados Unidos (más conocida como SEC). Fundada por John Knowles Fitch el 24 de diciembre de 1913 en Nueva York, la entidad se encuentra actualmente presidida por Paul Taylor. Cuenta con alrededor de 2.000 empleados y sus ingresos superan los u$s 700 millones anuales. ©

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INFORME DE COCOS CAPITAL

FUERTE DESCAPITALIZACIÓN BURSÁTIL DE LAS EMPRESAS ENERGÉTICAS

EN PROMEDIO, LAS FIRMAS DEL SECTOR VALEN UN 10% MENOS QUE HACE TRES AÑOS. CAMUZZI, METROGAS, EDENOR, YPF Y PAMPA ENERGÍA FIGURAN ENTRE LAS COMPAÑÍAS QUE MÁS SE DESCAPITALIZARON DESDE 2018 HASTA LA ACTUALIDAD.

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Las empresas del sector energético atraviesan un claro proceso de descapitalización en la Argentina, sobre todo en el caso de las distribuidoras de gas natural. Así queda reflejado en un informe de Cocos Capital que relevó el deterioro de la capitalización bursátil sufrido por 13 compañías en el Mercado de Valores de Buenos Aires (Merval). En comparación con la tasación de los inicios de 2018, antes de la corrida cambiaria del mes de abril, estas organizaciones perdieron – en promedio– un 10% de su valor. No obstante, se observa una gran disparidad en el desempeño sectorial, con algunas caídas llama-

tivamente más pronunciadas que otras. YPF, por ejemplo, actualmente hoy vale unos u$s 1.338 millones; es decir, apenas un 14% de lo que cotizaba hace tres años (unos u$s 9.825 millones). Asimismo, Pampa Energía actualmente tiene un valor de u$s 991 millones, apenas un 18% de los u$s 5.538 millones de 2018. Todavía peor fue el rendimiento de Edenor, que en poco más de tres años pasó de u$s 2.974 millones a u$s 182 millones (un 7% de aquella capitalización bursátil). Aún más abrupto fue el descenso de Camuzzi, que por estos días cuesta u$s 41 millones, un 3% de la cotización de hace tres tempo-

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radas (u$s 1.751 millones). En la misma proporción, Metrogas está tasada en u$s 66 millones, un 3% de los u$s 2.649 millones de 2018. El reporte de Cocos Capital señaló la crisis cambiaria y el desmoronamiento de la actividad productiva y comercial entre las causas de la debacle. Adicionalmente, el trabajo dio cuenta del crecimiento imparable de la inflación y de las inconsistencias en auxilio financiero con el Fondo Monetario Internacional (FMI). A todo eso debe sumarse lo acontecido el “lunes negro” del 12 de agosto de 2019, cuando la Bolsa cayó casi un 50% en dólares y el tipo de cambio se disparó un 19% luego de conoci-

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» En comparación con la tasación de los inicios de 2018, las empresas energéticas perdieron –en promedio– un 10% de su valor. No obstante, se observa una gran disparidad, con algunas caídas llamativamente más pronunciadas que otras. dos los resultados en las elecciones presidenciales primarias.

Fuerte descapitalización bursátil de las empresas energéticas

>> Caídas bursátiles en el sector energético

Empresa

Valor 2018 (u$s)

Valor 2021 (u$s)

YPF

9.825.000.000

1.338.000.000

Pampa Energía

5.538.000.000

991.000.000

Edenor

2.974.000.000

182.000.000

Metrogas

2.649.000.000

66.000.000

Camuzzi

1.751.000.000

41.000.000

Bajas expectativas A decir de Ariel Sbdar, CEO de Cocos Capital, en tres años el panorama cambió muchísimo. “Mientras que en 2018 los bonos rendían un 3% y se pensaba que los ingresos eran certeros a largo plazo, hoy las expectativas están por el piso. Los flujos se volvieron más inciertos por el comportamiento de la economía y lo sucedido con las tarifas”, explicó el especialista. El congelamiento tarifario, prosiguió, resta previsibilidad a las ganancias de las empresas energéticas. “A principios de 2019, para complicar más la situación, el mercado inició un lento desgaste vinculado con el resultado electoral del por entonces oficialismo”, recordó.

Agente bursátil

Fuente: Cocos Capital

nales de interesante experiencia en diferentes ramas de las finanzas y los mercados de capitales, que van desde las adquisiciones y fusiones hasta la optimización de porfolios de inversión. Con Nicolás Mindlin

como inversor principal, la firma se desenvuelve como agente bursátil en Bolsas y Mercados Argentinos (ByMA), Matba-Rofex (MR) y la Bolsa de Nueva York (NYSE, por sus siglas en inglés). ©

» Mientras que en 2018 los bonos rendían un 3% y se pensaba que los ingresos eran certeros a largo plazo, hoy las expectativas están por el piso. Los flujos se volvieron más inciertos por el comportamiento de la economía y lo sucedido con las tarifas.

Cocos Capital está compuesta por un grupo de jóvenes profesio-

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UN HITO EN LA INTEGRACIÓN ENERGÉTICA BINACIONAL

REACTIVAN LA PRIMERA INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA CON BOLIVIA CON EL AVAL DEL GOBIERNO SALTEÑO SE RETOMÓ LA CONSTRUCCIÓN DE LA LÍNEA DE ALTA TENSIÓN YAGUACUA-TARTAGAL. LA OBRA PERMITIRÁ LA VINCULACIÓN DEL SISTEMA ARGENTINO DE INTERCONEXIÓN CON LA RED ELÉCTRICA DEL PAÍS DEL ALTIPLANO.

Está todo dado para que se concrete la primera interconexión eléctrica del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) con Bolivia. Así lo aseguró la secretaria de

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Minería y Energía de Salta, Flavia Royón, quien lideró una reunión virtual con el gerente general de la Empresa Nacional de Electricidad Bolivia (ENDE), Jorge Durandal,

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y el gerente de proyecto ENDE Transmisión Argentina, René Córdova. El encuentro sirvió para que se definieran los lineamientos técni379

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» El plan de trabajo acordado por Salta y la ENDE contempla la ejecución de obras civiles de las estructuras de soporte, aparte del tendido de conductores, y las adecuaciones y la conexión en la ET Tartagal. ejecución unos 70 km en territorio argentino”, indicó la funcionaria. Las tareas iniciales de este emprendimiento, detalló, le brindaron empleo a unas 50 personas de Tartagal. “Se prevé la contratación de empresas locales para la realización de los trabajos bajo la supervisión del personal técnico de la ENDE”, añadió.

Diálogo binacional

cos previos a avanzar en la finalización de la línea de alta tensión de 132 kilovoltios (Kv) Yaguacua Tartagal. Según lo acordado, la obra estará finalizada en el próximo mes de noviembre. A decir de Royón, se tratará de la primera interconexión eléctrica del SADI con Bolivia, por lo que marcará un hito fundamental en la integración energética de ambos países. “El plan de trabajo contempla ejecutar las obras civiles de las estructuras de soporte, el tendido de conductores, y las adecuaciones y la conexión en la Estación Transformadora (ET) Tartagal”, puntualizó. La línea de alta tensión de 132 Kv que unirá la central térmica Yaguacua con la ET Tartagal, acotó, ya tiene construido alrededor de 46 kilómetros (km) en territorio boliviano. “En estos momentos se encuentran en

Más allá de consensuar los pasos a seguir en la concreción de la primera interconexión eléctrica

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entre el SADI y la red de Bolivia, la cumbre virtual también funcionó como un espacio de diálogo en relación con otros proyectos de integración eléctrica binacional. Algunas de estas iniciativas, afirmó Royón, tendrán una vital importancia para el Gobierno salteño. “Entre ellas figuran la interconexión de distintas localidades de Salta y Tarija”, reveló la secretaria provincial de Minería y Energía. Vale resaltar que del encuentro también participaron el director de Energía e Hidrocarburos de Salta,

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Reactivan la primera interconexión eléctrica con Bolivia

Pablo Guantay, y el director de Energía Eléctrica de dicha provincia, Jorge Giubergia.

ejecutiva de Financiamiento y Promoción de las Inversiones en la provincia de Salta. Y antes de asumir la conducción de la Secretaría de Minería y Energía salteña, fue nombrada presidenta del Consejo Económico y Social de Salta. ©

Funcionaria todoterreno Ingeniera industrial por la Universidad Nacional de Salta (UNSa), Royón cuenta con una Diplomatura en Formulación y Evaluación de Proyectos de Inversión por la Universidad Nacional de Lomas de Zamora; una Diplomatura en Gestión Minera por la Universidad Católica de Salta; y una Diplomatura en Metodologías Ágiles de Gestión de Proyectos y Productos por el Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA). Entre 2010 y 2014 presidió la Cámara de Comercio Exterior de Salta, mientras que durante 2019 ejerció la conducción de la fundación ProSalta. A fines de 2019 se convirtió en directora

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» Los funcionarios del Gobierno salteño y de la ENDE también dialogaron sobre otros proyectos de integración eléctrica binacional. Algunas de estas iniciativas incluyen la interconexión de distintas localidades de Salta y Tarija.

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RELEVAMIENTO DE LA CIQYP

SE ACHICA EL MERCADO PETROQUÍMICO LOCAL, PERO SUBEN LAS EXPORTACIONES LA OFERTA DEL SEGMENTO SE CONTRAJO UN 16% EN LA COMPARACIÓN INTERMENSUAL, MIENTRAS QUE LAS VENTAS LOCALES LO HICIERON UN 9%. LOS ENVÍOS AL EXTERIOR, EN CAMBIO, CRECIERON TANTO EN TÉRMINOS DE VOLUMEN COMO MONETARIOS.

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La producción del sector petroquímico cayó un 16% intermensual en julio, debido fundamentalmente a paradas de planta programadas y a la cobertura satisfecha de la oferta local. Así lo indica el último informe mensual elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP), entidad que recordó que durante junio se había producido por encima de lo normal para cubrir demandas excepcionales. Según el trabajo, la variación interanual para la producción se contrajo con el mismo valor, aunque debe considerarse que en julio de 2020 se vieron incrementos productivos para normalizar los stocks que habían caído con las restricciones derivadas de la pandemia. La variación acu-

mulada, por su parte, mermó un 2%, con una gran influencia del comportamiento de los productos finales agroquímicos. El reporte destacó que las ventas locales disminuyeron un 9% con respecto a junio de 2021 en función de la menor producción y de la menor demanda de algunos productos. “A su vez, estas se elevaron un 3% interanual, acumulando un aumento del 25%, debido al encarecimiento de los productos y al aumento del dólar, con los productos finales termoplásticos y los productos intermedios como los subsectores que más favorecieron estos incrementos”, explicó. En cuanto a las exportaciones, la CIQyP informó crecimientos en las tres variables mencionadas

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» La balanza comercial de los productos del sector alcanzó un déficit de u$s 666 millones, un 43% por debajo de junio de 2020, con variaciones positivas de un 34% en las importaciones y de un 28% en las exportaciones.

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Se achica el mercado petroquímico local, pero suben las exportaciones

como consecuencia de los mayores volúmenes vendidos y el aumento de precios informados por las empresas. “Los productos finales termoplásticos fueron los que más contribuyeron con el mayor ingreso de divisas. La variación intermensual creció un 10%, la interanual un 81% y el acumulado un 22%”, especificó.

Déficit comercial Durante el pasado mes de julio la balanza comercial de los productos del sector alcanzó un déficit de u$s 666 millones, un 43% por debajo de junio de 2020, con variaciones positivas de un 34% en las importaciones y de un 28% en las exportaciones. La capacidad instalada sectorial, en tanto, registró un uso promedio de un 66% para los productos básicos e intermedios y de un 65% para los productos petroquímicos. De acuerdo con el relevamiento, las firmas de la Pequeña y Mediana Industria Química (PyMIQ) expresaron una recuperación en todos los ítems, con un crecimiento de un 3% intermensual en producción, de un 9% en las ventas locales y de un 18% en el mercado externo.

Sube y baja Las ventas totales (es decir, el mercado local más las exportaciones) de los productos comunicados por las empresas participantes del informe de la CIQyP llegaron a los u$s 323 millones en julio. Así, acumularon un total de u$s 2.135 millones en los primeros siete meses de 2021. A decir de Jorge De Zavaleta, director ejecutivo de la CIQyP, el

sector petroquímico se encuentra en línea con la situación general de la actividad industrial, con un uso medio de la capacidad instalada, y una producción y ventas que no logran salir de la zona negativa, a excepción de algunos subsectores particulares. “La industria en general se encuentra en un sube y baja, tanto por la situación económica como por la continuidad de la pandemia”, opinó el especialista. ©

» El sector se encuentra en línea con la situación general de la industria, con un uso medio de la capacidad instalada, y una producción y ventas que no logran salir de la zona negativa, a excepción de algunos subsectores particulares. > Jorge De Zavaleta 80 80

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GERARDO MORALES, GOBERNADOR DE JUJUY

“ESTAMOS A LA VANGUARDIA EN EL DESARROLLO DE TECNOLOGÍAS DE ENERGÍAS LIMPIAS” LA INAUGURACIÓN DE PIEDRA NEGRA, LA PRIMERA PLANTA TÉRMICA-FOTOVOLTAICA CON BATERÍAS DE ION-LITIO DEL MUNDO, CONSTITUYE UN VERDADERO HITO, SEGÚN EL GOBERNADOR JUJEÑO, GERARDO MORALES, QUIEN RESALTÓ EL POSICIONAMIENTO DE SU PROVINCIA EN MATERIA DE ENERGÍAS VERDES.

El acto de lanzamiento de la planta térmica-fotovoltaica de Piedra Negra fue el espacio elegido por el gobernador jujeño, Gerardo

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Morales, para reivindicar el rol de su provincia en el segmento de las energías verdes. “Único en el mundo, este complejo híbrido suma

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a la producción a gas, la generación energética con paneles fotovoltaicos y la acumulación en baterías de ionlitio”, se jactó el mandatario. 379

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> energías renovables

“Estamos a la vanguardia en el desarrollo de tecnologías de energías limpias”

» La radiación en Jujuy es de las mejores del mundo. Por eso mismo esta iniciativa no resulta casual, como tampoco lo son los cinco pueblos solares inaugurados hasta el momento. > Gerardo Morales La obra, expresó, ratifica el rol protagónico de Jujuy en el selecto y exigente mercado de la generación energética por vías renovables. “Estamos a la vanguardia en el desarrollo de nuevas tecnologías aplicadas a las energías limpias. Este es el resultado de una provincia en paz que no ofrece lugar a la violencia”, reivindicó durante la ceremonia de lanzamiento, de la cual participaron el ministro de

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Infraestructura jujeño, Carlos Stanic; el secretario de Energía, Mario Pizarro; el gerente general de la Empresa Jujeña de Energía (EJESA) y la Empresa Jujeña de Sistemas

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Energéticos Dispersos (EJSEDSA), Ernesto Vaccaro; el intendente de La Quiaca, Blas Gallardo; el presidente de la comunidad aborigen Piedra Negra, Walter Farfán; ejecu-

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» Para respaldar estas acciones, será necesario el acompañamiento de los legisladores. Hay diputados que todavía no comprenden estos temas, que no los estudian y que no se dan cuenta de que la provincia los necesita. > Gerardo Morales

tivos del grupo empresario Secco; funcionarios, legisladores y miembros de la citada comunidad. Según Morales, hay que seguir trabajando en el segmento con respeto, compartiendo una visión de futuro, y promoviendo más educación y más cultura del trabajo. “La radiación en Jujuy es de las mejores del mundo. Por eso mismo esta iniciativa no resulta casual, como tampoco lo son los cinco pueblos solares inaugurados hasta el momento”, aseguró. Los 300 megawatts (Mw) instalados en la planta de energía fotovoltaica Cauchari, remarcó, configuran un claro ejemplo de la decisión política de hacer de Jujuy una provincia verde, amigable con el medio ambiente, que lucha contra el cambio climático y materializa hechos concretos. “Esos principios nos permiten estar en la agenda del mundo e impulsar

más y mejores avances”, proyectó. La idea, indicó, es generar 200 Mw más a través de Cauchari. “Apostando por nuevas tecnologías vamos a inyectar 170 Mw a la red y acumular 30 Mw en baterías de litio”, prometió.

Más proyectos Otra propuesta que despierta expectativas, a decir de Morales, se vincula con el complejo termosolar-fotovoltaico desarrollado por INVAP, que será fabricado en su totalidad con componentes de fabricación nacional. “Esa planta alcanzará una capacidad de producción de 10 Mw”, precisó. No menos relevante, acotó, será un emprendimiento de generación distribuida de 12 Mw que se traducirá en “más trabajo y energía renovable para cuidar la vida”. “Adicionalmente, tenemos

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la intención de fabricar baterías de litio en la provincia en consonancia con el nuevo paradigma de la electromovilidad”, señaló.

Desarrollo comunitario De acuerdo con Morales, Piedra Negra ratifica el camino de las energías renovables en Jujuy. “Para respaldar estas acciones, será necesario el acompañamiento de los legisladores. Hay diputados que todavía no comprenden estos temas, que no los estudian y que no se dan cuenta de que la provincia los necesita”, se lamentó. Transitar la senda de las energías limpias, reflexionó, significa crear ganancias en beneficio de la comunidad. “Este tipo de proyectos deriva en más recursos para volcar en la educación como herramienta indispensable para el desarrollo de los pueblos”, concluyó. ©

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> energías renovables

HÉCTOR PAGANI, PRESIDENTE DE LA AAEE

“EL GOBIERNO DEBE RESOLVER CUATRO ÍTEMS EN TORNO A LAS ENERGÍAS RENOVABLES” LA DEFINICIÓN DE LAS NUEVAS LICITACIONES EÓLICAS, LA SITUACIÓN DE LOS 28 PARQUES PARALIZADOS, LA AMPLIACIÓN DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y EL CUMPLIMIENTO DE LAS METAS AMBIENTALES ASUMIDAS SON, SEGÚN LA VISIÓN DE HÉCTOR PAGANI, LOS CUATRO GRANDES DESAFÍOS A SORTEAR.

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» La generación eólica deberá tener 10.000 Mw de potencia instalada para 2035, lo que obligará al país a sumar entre 550 y 620 Mw por año a partir de 2025, en cumplimiento de la ley. > Héctor Pagani

Como cada año, el pasado 15 de junio se celebró el Global Wind Day en todo el planeta. Según la Asociación Argentina de Energía Eólica (AAEE) ‘Dr. Erico Spinadel’, la jornada apunta a descubrir la aerogeneración, su poder y las posibilidades que tiene para moldear los sistemas energéticos e impulsar el empleo y el crecimiento. En ese marco, el presidente de la entidad, Héctor Pagani, advirtió que las fuentes renovables se encuentran actualmente amesetadas a nivel local. “Esto se verifica con claridad desde el punto de vista de nuevos contratos, sobre todo en el ámbito eólico, donde el Gobierno nacional debe resolver básicamente cuatro grandes temas”, expuso. En primer término, indicó, hace falta establecer cómo serán las

nuevas licitaciones de parques eólicos de alta potencia en el país. “¿Acaso se impulsará el mercado entre privados similar al Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (MATER)?”, se preguntó el directivo. En segundo lugar, añadió, debe dilucidarse el estado de los 28 parques eólicos que hasta el momento no se han desarrollado como tales, afectados por el contexto macroeconómico. “Hay que impulsar la materialización de estos complejos, que suman una potencia de 1.426 megawtts (Mw) y que hoy se encuentran ocupando puntos de interconexión en líneas eléctricas saturadas”, remarcó. No menos relevante, sostuvo, es la ampliación de la capacidad en las líneas de transmisión

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eléctrica disponibles. “Solo así será posible seguir aumentando el transporte de energía para garantizar el crecimiento de las fuentes renovables”, afirmó. Finalmente, enfatizó, debe continuarse con las licitaciones de energías limpias para alcanzar un 30% de participación de estas fuentes en la matriz energética del año 2035. “Para conseguir dicho objetivo, la generación eólica deberá tener 10.000 Mw de potencia instalada, lo que obligará a sumar entre 550 y 620 Mw por año a partir de 2025, en cumplimiento de la ley”, anticipó.

Múltiples beneficios De acuerdo con Pagani, la proyectada expansión de la energía eólica derivará en la creación de entre 15.000 y 20.000 puestos de trabajo en la próxima década. “De ese modo se movilizará el aparato productivo nacional, que en los últimos años se desarrolló tanto para los fabricantes de torres (quienes en la actualidad están

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“El Gobierno debe resolver cuatro ítems en torno a las energías renovables”

» Además de crear entre 15.000 y 20.000 empleos, la expansión sectorial dinamizará el aparato productivo desarrollado y beneficiará tanto a los tecnólogos locales como a los internacionales. > Héctor Pagani exportando por falta de contratos locales) como para toda la cadena de proveedores”, subrayó. Los tecnólogos nacionales como IMPA y NRG Patagonia, puntualizó, podrían verse especialmente beneficiados por este crecimiento previsto. “También se favorecerán los tecnólogos internacionales, que en conjunto deberán cumplir con la potencia necesaria anualmente”, concluyó.

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Especialista técnico Pagani se formó como ingeniero mecánico en la Universidad Tecnológica Nacional (UTN), se especializó en Ciencia y Tecnología de la Soldadura en la Universidad de Buenos Aires (UBA) y obtuvo una diplomatura en Generación Eolo-Eléctrica en la Universidad de Flores. Desde mediados de los 90 forjó su carrera profesional en Asti-

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llero Río Santiago, donde ocupó los cargos de jefe de Producción, jefe de Obra, jefe de Soldadura, subgerente de Producción, subgerente general, asesor de la Presidencia, gerente de la Unidad Directiva Proyecto Energías Renovables y gerente de Energías Renovables. Tomó la conducción de la AAEE en marzo del año pasado, tras el fallecimiento del histórico referente de la entidad, Erico Spinadel. ©

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> energías renovables

MARTÍN ALTAMIRANO, COORDINADOR DE CAUCHARI SOLAR

“BUSCAMOS EL DESARROLLO DE TECNOLOGÍA PROPIA EN LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA SOLAR”

CAUCHARI, EN JUJUY, ES LA MAYOR PLANTA FOTOVOLTAICA EN FUNCIONAMIENTO DE SUDAMÉRICA. SEGÚN EL COORDINADOR DE INGENIERÍA DEL PROYECTO, MARTÍN ALTAMIRANO, ES HORA DE PROMOVER LA COLABORACIÓN PARA GESTAR EN EL PAÍS NUEVOS AVANCES TECNOLÓGICOS A NIVEL SECTORIAL. » 90

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> energías renovables Las provincias de Jujuy y Río Negro acaban de suscribir un acuerdo marco de colaboración para desarrollar nuevas tecnologías destinadas a la planta híbrida de producción termosolar y fotovoltaica que se instalará en la Puna. Según la mirada especializada de Martín Altamirano, la puesta en marcha de ese complejo creará importantes oportunidades para la comercialización del novedoso diseño, tanto a escala local como internacional. La alianza estratégica firmada entre Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado (JEMSE) y el Invap rionegrino, indicó el experto, derivará próximamente en el desarrollo tecnológico de una torre central de energía solar térmica de concentración. “La innovación permitirá la acumulación para la producción energética durante las 24 horas. La idea es aprovechar esta ventaja competitiva en conjunto con una planta fotovoltaica para la generación diurna”, explicó Altamirano. En ese sentido, resaltó, el Invap dispone de probada experiencia en la provisión de soluciones de ingeniería de equipamiento nu-

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“Buscamos el desarrollo de tecnología propia en la producción de energía solar”

clear, satélites y radares, además de contar con mucho valor agregado tecnológico. “JEMSE, por su parte, posee todo el expertise solar y de generación eléctrica que se

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fue desarrollando a lo largo de la experiencia de Cauchari. Creemos, en definitiva, que se rubricó una muy buena alianza para promover la energía solar térmica”, aseguró.

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Interconectado Nacional (SIN)”, señaló. Por estos días, apuntó, Cauchari se encuentra operando de manera plena. “Estamos generando energía por encima de los valores que habíamos proyectado, por lo que venimos discutiendo una ampliación de contrato. Nuestra intención es sumar otros 200 Mw de potencia para llegar al límite de la capacidad física de transporte de la línea. Tenemos los recursos y las posibilidades de concretar esta meta”, se ilusionó.

Punto de partida

Planes ambiciosos Licenciado en Física por la Universidad Nacional de Salta (UNSa), Altamirano posee un Doctorado en Energías Renovables y desde 2017 se desempeña como coordinador de Ingeniería del proyecto Cauchari Solar, en Jujuy.

Esa planta fotovoltaica es, según el especialista, la principal de su clase que está en funcionamiento en toda Sudamérica. “La iniciativa se halla compuesta por tres parques, de 105 megawatts (Mw) cada uno, que están conectados con una línea de alta tensión de 345 kilovoltios (Kv), la cual posibilita su vinculación con el Sistema

Al encauzar la construcción de una central solar capaz de entregar energía limpia las 24 horas del día, el desarrollo conjunto de tecnología a cargo de JEMSE y el Invap podría convertirse en un punto de partida para la posterior construcción y comercialización de ese tipo de usinas en el mercado nacional e incluso competir en el mundo. Las bases de diseño apuntan a minimizar el costo de la energía, mientras que el desarrollo de tecnología propietaria permitirá alcanzar mayores niveles de confiabilidad. Asimismo, esta solución podría abastecer a sistemas interconectados, sistemas aislados, micro-redes residenciales e incluso establecimientos mineros. ©

» La innovación permitirá la acumulación para la producción energética durante las 24 horas. La idea es aprovechar esta ventaja competitiva en conjunto con una planta fotovoltaica para la generación diurna. > Martín Altamirano PETROQUÍMICA, PETRÓLEO, GAS, QUÍMICA & ENERGÍA

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DESARROLLADOS POR RAÍZEN

NUEVOS COMPUESTOS PARA ROSCAS DE TUBOS EN LA INDUSTRIA DE OIL & GAS LOS AVANCES DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS EN LAS DISTINTAS CUENCAS DEL PAÍS TORNAN DECISIVO INCORPORAR LAS ÚLTIMAS INNOVACIONES TECNOLÓGICAS DEL MERCADO. EL CRECIMIENTO DE VACA MUERTA, EN PARTICULAR, IMPULSA EL DESARROLLO DE PRODUCTOS ESPECÍFICOS PARA SATISFACER LAS EXIGENCIAS DE LA OPERACIÓN EN LOS YACIMIENTOS.

En línea con el desafiante contexto sectorial, Raízen incorporó a su porfolio compuestos para roscas de tubos petroleros que cumplen con todos los requerimientos de la actividad hidrocarburífera. Estos productos tienen por finalidad la protección de los filetes de las roscas, así como también el refuerzo del sellado en estas para que no se registren fugas de fluidos de perforación ni de hidrocarburos una vez que los pozos se encuentran en 94

producción. En cuanto a la actividad de Vaca Muerta, la estimulación hidráulica implica la inyección en los yacimientos a elevada presión (valores de miles de libras son habituales); de agua, arenas especiales y ciertos productos químicos que permiten realizar fisuras en las rocas que contienen el petróleo y el gas. En ese sentido, la extensión de las tuberías (a la perforación vertical, se suma la perforación en sentido horizontal) resulta signi-

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ficativamente superior a las de la explotación convencional. Por las características de la explotación no convencional, es imprescindible disponer de los productos adecuados para la lubricación y protección de las roscas, ya sea que se consideren barras de perforación o tubos de terminación de pozo (Tubing & Casing). La línea de compuestos Raízen incluye un producto para la actividad de perforación, el Compuesto Raízen O&G P, destinado a

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> empresas y negocios emplearse en las barras de perforar, barras de sondeo y portamechas. El mismo también puede usarse en la actividad de perforación antes de la colocación de cargas de la industria minera. Dadas las complejas condiciones de aplicación, el producto es formulado con grafito sintético, que en su condición de lubricante sólido posibilita el deslizamiento entre filetes de roscas en buenas condiciones de lubricidad. Esa acción se ve reforzada, además, por el agregado de una significativa cantidad de cobre en escamas, lo cual favorece las propiedades anti-engrane del compuesto. El uso de un espesante como el litio complejo le confiere una muy buena propiedad de estabilidad mecánica facilitadora de la permanencia sobre las roscas, aun en las severas operaciones de torque que la aplicación impone. Su formulación se encuadra dentro de las directrices de la norma API 7 API A1, con un rango de factor de torque de 1.1.

Productos específicos Para las perforaciones que se llevan a cabo en presencia de sustancias ácidas, el paquete de aditivos incor-

Nuevos compuestos para roscas de tubos en la industria de Oil & Gas

porados al aceite de base contempla uno especial de aditivos antiherrumbre, los cuales son capaces de proteger del ataque corrosivo incluso durante la etapa de almacenamiento de los tubos. En función de cualquiera de las operaciones de revestimiento de pozos que sea necesario efectuar durante la etapa de producción, Raízen dispone de dos productos específicos: el Compuesto Raízen O&G TC Cu y el Compuesto Raízen O&G TC LM. El primero de ellos incluye entre sus componentes el cobre en escamas para mejorar sus propiedades de protección y deslizamiento cuidado entre flancos de filetes de las uniones roscadas. Asimismo, y dada la criticidad de las operaciones de fractura hidráulica, la hermeticidad en las uniones es crucial para preservar el medio ambiente y lograr el máximo rendimiento económico de los pozos. El producto fue desarrollado según los requerimientos de la norma API 5 A3, con un factor de fricción de 0,9.

se dispone del compuesto Raízen O&G TC LM. El mismo contiene en su fórmula aditivos como el grafito, que –combinado con el PTFE– logra un muy bajo coeficiente de fricción y a la vez una elevada protección contra la corrosión. Así, resulta sumamente eficaz para preservar el material de las roscas de ataques químicos que desarrollan el pitting o picado, fenómeno que compromete la resistencia de los materiales cuando avanza sin contención. El compuesto responde a los lineamientos de la norma API 5A3 y cuenta con un factor de fricción de 0,9. De esta esta manera, Raízen fortalece y expande su porfolio de soluciones ofrecidas al segmento del Upstream y la minería, llevando una familia de compuestos elaborados con la mejor tecnología para el sector. ©

Alta protección Para aquellas operaciones donde se opte por la lubricación de los extremos roscados con compuestos libres de aditivos metálicos,

>> Acerca de Raízen Raízen Argentina se creó en octubre de 2018 a partir de la compra, por parte de Raízen, del negocio de Downstream de Shell Argentina. Sus accionistas son Shell y el Grupo Cosan de Brasil. Entre sus activos figuran la Refinería de Buenos Aires, ubicada en Dock Sud; la planta de lubricantes del barrio de Barracas; la red de 796 estaciones de servicio; los negocios de combustibles marítimos, combustibles de aviación, asfaltos, químicos y especialidades, así como las actividades de suministro y distribución en el país. Mediante un acuerdo de licencia, Raízen utiliza la marca Shell, lo que permite a los clientes continuar teniendo acceso a productos y servicios de altísima calidad, como los que han caracterizado a Shell en sus más de 100 años de historia en el país. 96 96

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