Su retiro obedece a razones personales y se da después de más de 25 años vinculado con la compañía de energía.
Enel Colombia anunció que Lucio Rubio Díaz, director general de la Compañía desde 2008, estará en el cargo hasta el próximo 31 de mayo.
Rubio, de nacionalidad española, llegó a Colombia en 1997 y desde ese momento ha estado vinculado al Grupo Enel en el ejercicio de cargos como: gerencia de planificación y control de Emgesa y Codensa, gerente general de Emgesa y, finalmente, director general de Enel en Colombia, cargo que ejerció por cerca de 15 años.
Durante su gestión en el cargo y en el grupo, se destacan logros obtenidos en términos de eficiencias operativas como la recuperación del indicador de pérdidas de energía, mejora de los indicadores de calidad del servicio, sinergias como la fusión con la Empresa de Energía de Cundinamarca y la Central Hidroeléctrica de Betania, importantes inversiones en materia de infraestructura como la construcción de la Central Hidroeléctrica El Quimbo, la construcción de proyectos de energías renovables no convencionales como el parque Solar El Paso, la implementación de políticas de equidad de género, respeto por la diversidad y calidad de vida para los colaboradores de Enel, entre otros.
En materia de gestión corporativa, en 2022, bajo el liderazgo de Lucio Rubio, se consolidó la fusión de Enel Colombia que dio paso a una nueva reorganización regional con operación en cuatro países: Colombia, Panamá, Guatemala y Costa Rica, lo cual favoreció los resultados permitiendo que Enel Colombia alcanzara un EBITDA consolidado de 6,3 billones de pesos y una utilidad neta consolidada de 3 billones de pesos.
Como nuevo director general, Enel Colombia nombró a Luciano Tommasi, quien ya se encuentra en proceso de empalme para asumir el cargo a partir del 1 de junio de 2023.
Tommasi es Ingeniero, con máster en ciencias y administración de empresas, quien desde 2011 está vinculado con el Grupo Enel, ocupando diversas posiciones centradas en el desarrollo de negocios, la estrategia e innovación, lo que le ha permitido buscar oportunidades, estructurar y ejecutar operaciones de fusión, adquisición y alianzas estratégicas en sectores como la movilidad eléctrica, el almacenamiento de energía, la eficiencia energética, la domótica, las ciudades inteligentes, la banda ultra ancha y los servicios financieros.
Klik Energy, primer market place en respuesta a la demanda de energía del país, informó que el uso de inteligencia artificial podría significar importantes beneficios en el proceso de la nueva subasta convocada por la CREG para agosto y que asignará Obligaciones de Energía Firme.
El próximo 16 de agosto se realizará la nueva subasta convocada por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) para la asignación de Obligaciones de Energía Firme (OEF) entre diciembre de 2027 y noviembre de 2028.
La “energía firme” es aquella que los generadores que ganen la puja deben garantizar al sistema en los momentos en que el país se encuentre en escasez, y que es financiada a través del cargo por confiabilidad que pagan todos los colombianos en su factura.
Con la nueva subasta, el ente regulador busca incentivar la entrada de nuevas plantas o proyectos de generación para evitar un posible déficit de energía en Colombia durante ese periodo de tiempo, el cual se proyecta, en un escenario base, en 3.038 GWh/año.
En ese contexto, Klik Energy, compañía catalogada como el primer market place en respuesta a la demanda de energía del país, informó que el uso de inteligencia artificial para poner a disposición del mercado energético datos anónimos de generación y consumo en tiempo real podría optimizar hasta un 20% el uso de energía en firme, lo que redundaría en importantes beneficios para el país.
Según Esteban Quintana, CEO de Klik Energy, “el uso de algoritmos permite a todos los jugadores contar con información en tiempo real de la energía en firme, incluyendo variables como disponibilidad de respaldos o eventuales demoras en la entrada de proyectos”.
El experto también señaló que la tecnología otorga la posibilidad a generadores y consumidores de saber el valor exacto al cual se vende su disponibilidad de energía, lo cual es relevante a la hora de hacer uso del modelo de Demanda Desconectable Voluntaria (DDV), el cual permite a los grandes consumidores generar ingresos y ahorros con tan solo desconectar sus electrodomésticos para suplir la energía que una generadora necesite en los momentos en que entre en mantenimiento o fallas.
Para ello ya se ha desarrollado un software predictivo del precio de bolsa y el precio de escasez, con lo cual los jugadores tienen la certeza de forma anticipada sobre cuál será su nivel de riesgo y las probabilidades de verse comprometidos a disminuir su consumo de energía. De hecho, este modelo ha permitido a los grandes consumidores de energía de Colombia generar ingresos por más de 2,5 millones de dólares.
Finalmente, Klik Energy anunció que pondrá a disposición de los participantes de la subasta este tipo de tecnologías, con el fin de generar beneficios tanto al sector como a los colombianos en general, teniendo en cuenta que los recursos para mantener este sistema provienen del bolsillo de todos los colombianos.
Agilizar la entrada de proyectos de generación, asegurar el suministro de combustibles y mover en el tiempo el mantenimiento de plantas, son algunas de las medidas que estudia el Gobierno para mitigar el impacto de un posible Niño.
Durante el Sexto Encuentro y Feria Renovables Latam, que se realiza en Barranquilla, el director de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) y ministro encargado dijo que el gobierno se alista para enfrentar la eventual llegada en el segundo semestre del año de un fenómeno de El Niño.
En primer lugar, Adrián Correa señaló que este eventual Fenómeno de El Niño tiene características diferentes a las que tuvo el del 2015-2016.
“En esa época no existía una planta de regasificación en el Caribe, y hoy se tiene para dar confiabilidad; por otro lado, en esa época no había un ritmo de entrada de energía renovable tan importante como existe hoy en día, con los retos y las limitaciones, pero es algo que hace 5 ó 6 años no se tenía. Además, estamos entrando a un posible período seco con una senda de generación con un embalse agregado que está muy por encima del promedio histórico meses antes de la entrada del fenómeno, eso también nos pone en una circunstancia un poco diferentes”, señaló el funcionario.
No obstante, reconoció que el tema genera estrés al sistema eléctrico, pero que las realidades son diferentes a las de otros fenómenos de El Niño.
Agregó que además existe toda la experiencia pasada, con iniciativas que desde la demanda también ayuden a mitigar, junto con la gerencia o el desarrollo de una fuerza de tarea especial que está liderando la UPME por orientación del Ministerio de Minas y Energía.
“El objetivo es lograr la rápida entrada de los proyectos de renovables este año y encontrar cuáles son las barreras y mirar cómo se solucionan rápidamente. Eso forma parte de las estrategias, y también la entrada temporal de algunos proyectos o que puedan entrar parcialmente, entregando energía, flexibilizando todo lo que se pueda para la entrada de los proyectos. También, verificar la disponibilidad de carbón y gas natural para el parque de generación térmica, es algo que también se está haciendo con el liderazgo del Ministerio.”
Otra de las estrategias que analiza el Gobierno es la de mover el mantenimiento de plantas, bien sea adelantándolos o atrasándolos. “Estamos hablando de algunas plantas de Ecopetrol que puedan conllevar algunas indisponibilidades de gas natural o combustibles líquidos, mirar cómo se pueden gestionar esos mantenimientos para que se muevan en el tiempo y no coincidan con los períodos secos; y también mantenimientos en las plantas de generación.
“Estas son, entre otras, algunas medidas que ya tenemos mapeadas desde el Ministerio, las entidades adscritas y quien opera el sistema eléctrico interconectado. Entonces hay un gran paquete de acciones para prepararnos desde este momento, inclusive con una época todavía húmeda, pero estamos preparándonos para afrontar de la mejor manera un período seco”, concluyó Correa.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) informó que mediante los Decretos 476 y 477 del 31 de marzo de 2023, junto con los Decretos 0491 y 0492 del 4 de abril de 2023, el presidente de la República efectuó el nombramiento en la modalidad encargados a cuatro expertos comisionados.
Los nuevos expertos comisionados nombrados por el Presidente son: Manuel Peña Suárez, Ángela María Sarmiento, Juan Carlos Bedoya y Adriana María Jiménez.
Los nombramientos se dan luego de que el presidente Gustavo Petro, el 23 de marzo de 2023, suspendiera provisionalmente el nombramiento de la experta comisionada Sara Vélez Cuartas, declarara la vacancia definitiva del comisionado Jorge Valencia, y se aceptara la renuncia del experto comisionado Andrés Barreto.
En consecuencia, cinco de los seis comisionados que conforman la Comisión han sido nombrados por el presidente Petro, pues José Fernando Prada fue nombrado en noviembre de 2022, y solo Natasha Avendaño viene de la administración anterior.
Los nuevos comisionados
Manuel Peña Suárez es Ingeniero Electricista de la Universidad Industrial de Santander, especializado en Sistemas de Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica de la Universidad de los Andes y máster en Economía de la Universidad Javeriana.
Se desempeñó como ingeniero de Proyectos Eléctricos de Centrales Eléctricas del Norte de Santander; jefe de la Oficina de Planeación del Instituto Colombiano de Energía Eléctrica (ICEL); subdirector de Planificación Corporativa del Instituto de Planificación de Soluciones Energéticas (IPSE); director de Energía de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y gerente general de la empresa privada DIMCO.
Ángela María Sarmiento es máster en Ingeniería Eléctrica de la Universidad Nacional de Colombia, con estudios de maestría en Ciencias Económicas de la Universidad Santo Tomás. Ha trabajado como directora técnica en la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, y asesora de la CREG, así como del Departamento Nacional de Planeación.
Tiene experiencia como docente de Regulación e Ingeniería en la Universidad Industrial de Santander, Universidad Distrital Francisco José de Caldas e investigadora en grupos acreditados por Colciencias de la Universidad Nacional de Colombia.
Juan Carlos Bedoya es PhD y magíster en Ingeniería Eléctrica, con estudios de maestría en Ciencias Económicas, y becario Fulbright. Lleva más de 17 años desarrollando proyectos, investigaciones y liderando equipos en el sector energético de Colombia, Centro América y EE.UU, logrando durante su experiencia el desarrollo de modelos para incentivar el uso de fuentes de generación limpia, planeamiento de la T&D, integración regional, mercados nodales, modelos de resiliencia, energía transactiva, inteligencia artificial, implementación de las subastas del cargo por confiabilidad y sistemas de liquidación de mercado, entre otros.
Por su parte, Adriana María Jiménez se desempeñaba como asesora del Ministerio de Minas y Energía. Es economista de la Pontificia Universidad Javeriana, con especialización en Derecho de la Competencia y Libre Comercio de la misma universidad, cuenta también con una especialización en Gestión de Proyectos de Universidad CEMA y una maestría en Economía y Políticas Públicas de la Universidad Torcuato Di Tella.
Tiene 26 años de experiencia en políticas públicas y regulación. Ha sido asesora de la CREG, el DNP y consultora de proyectos en PSI Consultores. Igualmente trabajó en la Unidad de Restitución de Tierras y en Fedepalma.
Ecopetrol informó que su Junta Directiva, en sesión del 11 de abril de 2023, designó como presidente de Ecopetrol S.A. a Ricardo Roa Barragán, quien asumirá el cargo a más tardar el 30 de abril de 2023.
De acuerdo con el comunicado, el proceso de evaluación y selección de los candidatos se adelantó con el apoyo del Comité de Compensación, Nominación y Cultura de la Junta Directiva de Ecopetrol S.A. y contó con el acompañamiento de una firma internacional experta en selección de ejecutivos de alto nivel.
El proceso de selección y nombramiento del nuevo presidente se dio en varias etapas. En primera instancia la firma internacional experta identificó un número plural de candidatos que reunían las condiciones definidas en el perfil del cargo; posteriormente, la firma presentó un número reducido de candidatos que fueron entrevistados por la Junta Directiva. Finalmente, la Junta designó al ingeniero Roa por consenso.
Ricardo Roa Barragán es Ingeniero Mecánico y técnico Electromecánico de la Universidad Nacional, especialista en Sistemas Gerenciales de Ingeniería de la Universidad Javeriana, y maestría en Estudios de Política en la misma universidad.
Tiene amplia experiencia en planeación, dirección, administración, estudio y desarrollo de actividades y proyectos en el sector energético, especialmente en las áreas de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía y gas. Además, fue catedrático de las universidades Nacional de Colombia, Externado de Colombia, Autónoma de Bucaramanga y Antonio Nariño.
En el sector energético, se ha desempeñado como gerente de la desaparecida Empresa Electrificadora de Santander (ESSA), presidente de la Transportadora de Gas Internacional (TGI) (donde el Grupo Energía de Bogotá es unos de sus mayores accionistas), gerente de la Empresa de Energía de Bogotá (estos dos últimos cargos durante el período en que Gustavo Petro fue alcalde de Bogotá), y la Empresa de Energía de Honduras.
También ha formado parte en las juntas directivas de Codensa, Emgesa, Gas Natural, REP Perú, Calidda, Contugas y Trecsa.
Desde 2019, Roa Barragán se desempeñó como gerente de la Empresa de Energía de Honduras (EEH), de donde salió en una fuerte confrontación con ese gobierno, incluso anunció públicamente que interpondría una demanda internacional en contra de Honduras por 805 millones de dólares. Regresó a Colombia y fue nombrado como gerente nacional de la campaña de Gustavo Petro.
Chevron culminará en 2023 inversiones por 2.5 millones de dólares en el terminal de combustibles de San Andrés. Además, invertirá cerca de 3 millones de dólares en los próximos 7 años.
Chevron Colombia anunció la finalización de las adecuaciones de su infraestructura en la terminal de combustibles de San Andrés para responder al requerimiento del Gobierno nacional de proveer un combustible mezclado con etanol en la isla, el cual es más amigable con el medio ambiente. Lo anterior generó inversiones de Chevron en la isla de $1,3 millones de dólares en obras de adecuacionesde tanques y sistemas de bombeo, entre otras.
Adicionalmente, para garantizar la confiabilidad del suministro de combustible de aeronaves y seguir ofreciendo un servicio de óptima calidad, Chevron renovó su flota de refuellers (camiones cisterna para aeronaves), adquiriendo nuevos equipos por valor aproximado de $1,2 millones de dólares.
“Además de las inversiones en obras que se están concluyendo, contamos con un plan de inversiones adicionales de cerca de 3 millones de dólares en los próximos 7 años. Esto garantizará que la isla siga contando con el combustible requerido para suplir las necesidades en los sectores de comercio, aviación y naviero”, afirmó el gerente de operaciones de Chevron Colombia, Juan Afiuni.
Sumado a esto se realizaron inversiones en adquisición de predios para mantener la confiabilidad de operaciones aeroportuarias.
Nuevas inversiones sociales
Con una apuesta de más de 18 años de historia, Chevron, en alianza con la Corporación Juego y Niñez y la Gobernación de San Andrés, ha trabajado por la educación en la Isla, beneficiando anualmente a 2.000 niños del programa de ludoteca.
“En las próximas semanas lanzaremos un nuevo programa educativo con el apoyo de la Corporación Juego y Niñez para implementar una metodología en la que los niños, niñas y adolescentes al jugar, leer, cantar, pintar y explorar, desarrollen habilidades socioemocionales, competencias ciudadanas y creatividad. Además, estrenaremos un proyecto de prevención de violencia para la niñez en la isla”, explicó Alejandro Riveros, encargado de Asuntos Corporativos de Chevron para San Andrés, Providencia y Santa Catalina.
Adicionalmente, la primera semana de mayo se presentará un nuevo proyecto para el fortalecimiento del monitoreo participativo de los arrecifes coralinos en Colombia, mediante el programa de ciencia ciudadana Reef Check. Este se realizará por medio del apadrinamiento de expediciones en Providencia y Santa Catalina.
Este año se fortalecerá también el laboratorio de propagación asexual y sexual de corales con fines de restauración. Además, se trabaja en el aumento de la capacidad técnica para el laboratorio y banco genético, así como en la educación de 1.000 niños de la isla para el cuidado de arrecifes.
En diálogo con la guiadelgas.com, el director de la UPME habla sobre los proyectos de expansión prioritarios en gas natural y electricidad, para darles seguridad a estos sistemas energéticos.
Carlos Adrián Correa, director de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), cree que la segunda convocatoria para la planta de regasificación del Pacífico y el gasoducto Buenaventura-Yumbo, no saldrá desierta y que, en consecuencia, se estaría adjudicando a mediados de julio próximo.
La afirmación la hace soportado en que la ampliación de tres meses para presentar propuestas fue solicitada por los mismos interesados, y además la UPME redujo la capacidad de almacenamiento de 200.000 a 170.000 metros cúbicos, lo que ha despertado interés en los inversionistas.
Por otro lado, además de la interconexión de los dos sistemas de transporte de gas natural, el de la Costa y el Interior, Correa considera que otros proyectos prioritarios para el sistema es la bidireccionalidad Barranquilla-Ballena y el cierre del anillo Jobo-Medellín, identificados en el Plan de Abastecimiento de Gas.
En el tema de líquidos, la UPME identificó otro proyecto importante: el poliducto Yumbo-Pasto, que solucionaría en un futuro próximo temas de confiabilidad y abastecimiento para el sur del país.
“Estamos a la espera de que la CREG defina las reglas para ese proyecto, pero creo que va a solucionar el suministro de combustibles líquidos: jet fuel, GLP, gasolina y diésel para esa zona del país, que como ya vimos con el tema del cierre de vías, tiene dificultades de transporte y sufre bastante”, dijo Correa.
Cambiar el chip en la planeación en electricidad
De acuerdo con el funcionario, hay aprobados 23.900 Mw para conexión, pero el cuello de botella del sector eléctrico está en la falta de redes de transmisión.
“Efectivamente, el refuerzo en las redes de transmisión se ha hecho históricamente tratando de seguir la demanda y tratando de ir, si se quiere, en un segundo plano hacia la expansión del parque de generación.
“Lo que nosotros estamos viendo es que, primero, hay que cambiar el chip en la manera en que se planea la transmisión, nos toca ser más anticipativos, porque ya vimos que por falta de transmisión muchos proyectos no pueden tener acceso a puntos de conexión.
“Entonces, por un lado, un cambio de chip en la planeación y, en segundo lugar, desde la UPME tenemos mapeado los proyectos más urgentes, el Ministerio también, hay inclusive una gerencia interministerial que se llama Gerencia Guajira, y nosotros dese la Unidad por supuesto nuestra labor esa sí diaria es hacer seguimiento a los proyectos de transmisión y tratar de determinar qué se puede hacer para impulsarlos y que lleguen a feliz término”, señala el funcionario.
Dentro de esos proyectos prioritarios en transmisión, Correa señala a Colectora-Cuestecitas y las líneas que se desprenden hasta La Loma y El Copey, pues esos proyectos permitirían evacuar una capacidad importante de generación en La Guajira, más o menos unos 1.050 Mw.
Otros proyectos están asociados a la zona Centro Oriente: Chivor Norte-Bacatá y Sogamoso Norte-Nueva Esperanza, que para la UPME son prioritarios porque permitirían aumentar la confiabilidad en la zona donde Bogotá representa una carga importante.
Si bien el 2022 cerró con buenos resultados para el sector petrolero colombiano, el 2023 comenzó con indicadores a la baja.
Efectivamente, el año pasado se perforaron 68 pozos exploratorios, el mayor número de los últimos cuatro años, con un crecimiento del 113% frente a 2021, cuando se perforaron 25; la producción tuvo un promedio anual de 754 mil barriles diarios; mientras el precio promedio del crudo fue de 101 dólares por barril, lo que le permitió a Colombia tener exportaciones de petróleo y derivados por 19.000 millones de dólares, el equivalente a cuatro reformas tributarias.
En consecuencia, la contribución a las regiones a través de regalías también aumentó a 10,7 billones de pesos, las más altas de los últimos veinte años, y Ecopetrol, la mayor empresa del sector, registró resultados históricos.
Pero desde finales del año pasado se ven nubarrones en el horizonte del sector de oil & gas colombiano. La actividad de taladros ha venido cayendo desde noviembre de 2022, cuando estaban activos 155 a 142 en febrero de 2023, una disminución de 13 equipos. La producción de crudo también pasó de 785 mil barriles diarios en diciembre de 2022, la más alta del año pasado, a un estimado de 760 mil barriles en febrero pasado, según datos preliminares.
De acuerdo con el recién publicado Balance Petrolero, elaborado por la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol), el entorno negativo nacional se debe a los riesgos de viabilidad y seguridad en las operaciones (caso Emerald – 2 de marzo de 2023- más dos campos parados en Arauca), por incidentes de orden público, que reducen los incentivos de los inversionistas del sector. En consecuencia, las empresas han solicitado la terminación de cerca de 60 contratos ya firmados con la Agencia Nacional de Hidrocarburos.
Además, por la incertidumbre generado por el Gobierno ante la negativa a firmar nuevos contratos de exploración de hidrocarburos, se ha generado desconfianza en el futuro de la industria O&G del país.
En efecto, “en el cuarto trimestre de 2022 la Inversión Extranjera Directa (IED) del sector petrolero en Colombia fue de 416 millones de dólares. Lo anterior evidencia una contracción del 46%, con respecto al trimestre anterior ($768 millones de dólares) y una disminución del 5% frente al mismo trimestre de 2021”, señala el informe.
De acuerdo con Campetrol, esos “menores niveles de inversión podrían significar disminución en los taladros activos (mantenimiento y perforación) y, por tanto, menores niveles de exploración y producción de petróleo”, como efectivamente ya se está viendo al comienzo del año.
NELSON CASTAÑEDA, presidente Ejecutivo de Campetrol
Nelson Castañeda, presidente Ejecutivo de Campetrol, señaló que la inversión petrolera internacional en la región la están capturando países como Ecuador, Guyana y hasta Venezuela, por lo que señaló que, “en paralelo con la transición energética, la economía colombiana requiere mantener activos sus sectores más relevantes, los que aportan al crecimiento del PIB, de las exportaciones, empleos, impuestos, regalías, encadenamientos productivos en el territorio e inversión extranjera directa.”
El dirigente gremial resaltó la importancia económica del sector O&G, el cual en el periodo 2011-2021 representó en promedio el 6% del PIB nacional anual, el 43% del total de las exportaciones, el 26% de la Inversión Extranjera Directa y el 9% de los ingresos totales del Gobierno Nacional.
Según el informe del gremio, el entorno internacional tampoco ayuda. Los precios del crudo Brent han caído este año hasta los 79 dólares por barril a finales de marzo, mientras persiste la guerra entre Rusia y Ucrania y las restricciones productivas contribuyen al declive en los precios.
Pese a esos nubarrones que se ciernen sobre el horizonte de la industria de los hidrocarburos en Colombia, “desde Campetrol seguiremos siendo el puente técnico hacia el Gobierno y demás instituciones en pro del desarrollo del sector en el país, así como de una transición energética ordenada, que genere crecimiento y desarrollo económico sostenible”, concluyó Castañeda.
En la sesión del 24 de marzo pasado, la Junta Directiva de Ecopetrol designó a Alberto Consuegra Granger como Presidente encargado de la empresa a partir del 1 de abril de 2023 y hasta la fecha en que se nombre al sucesor en propiedad de Felipe Bayón Pardo, quien estará al frente de la Compañía hasta el próximo 31 de marzo.
Alberto Consuegra Granger, cuenta con más de 30 años de experiencia en el sector minero energético e ingresó al Grupo Ecopetrol en 2016 como vicepresidente de Abastecimiento y Servicios. Se ha desempeñado como Presidente encargado de Cenit Transporte y Logística de Hidrocarburos S.A.S. y actualmente es el vicepresidente Ejecutivo Operativo y representante legal suplente de Ecopetrol S.A.
De acuerdo con un comunicado, la Junta Directiva, con apoyo del Comité de Compensación Nominación y Cultura, y la asesoría de una firma caza talentos de talla internacional, continúa adelantando el proceso de selección del nuevo presidente de conformidad con la Política de Sucesión del Presidente de Ecopetrol S.A.
La formación Palermo Aike, en el sur de Santa Cruz, Argentina, podría contar con reservas por 130 terapiés cúbicos de gas natural y 6,6 billones de barriles de crudo, esto es más de un tercio de lo estimado en Vaca Muerta.
Por: IGNACIO ORTIZ
La formación geológica con potencial de gas y petróleo no convencional de Palermo Aike, ubicado en el extremo sur de la provincia de Santa Cruz, es la roca madre de la Cuenca Austral y puede representar en volúmenes hasta un tercio de lo que se le reconoce a Vaca Muerta, en Neuquén.
La proyección podrá comenzar a comprobarse con la nueva etapa de exploración que encarará YPF a partir de 2023, algo que ya viene realizando la Compañía General de Combustibles (CGC).
Desde comienzos de la década pasada, cuando la industria comenzaba a hablar del potencial de Vaca Muerta, también se destacaba que la Argentina contaba con otras formaciones geológicas no convencionales que podían ser muy importantes en materia de recursos de gas y petróleo.
Desde entonces se indaga en el potencial geológico y eventualmente comercial de rocas madre conocidas como D-129 en la que avanzó YPF en el Golfo San Jorge; Los Molles, en Neuquén; o Los Monos, en el noroeste del país.
De todas ellas se estima que la formación del sur de Santa Cruz es la que mayor potencial tiene para transformar sus recursos en reservas comercialmente explotables, con proyecciones que la ubican como el cuarto reservorio más importante del mundo, de acuerdo con la International Energy Agency.
Esas estimaciones indican que la formación podría contar con reservas por 130 terapiés cúbicos (TCF) de gas natural y 6,6 billones de barriles de crudo, lo que permite apreciar su magnitud frente a Vaca Muerta que dispone de 308 TCF y 16 billones de barriles.
Días atrás, el ministro de Economía, Sergio Massa, y el presidente de YPF, Pablo González, anunciaron la decisión de encarar junto con CGC y otras compañías eventuales joint ventures en la exploración de Palermo Aike.
Al respecto, el presidente del Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG), Ernesto López Anadón, explicó que la roca generadora de la cuenca austral “es muy extensa y si bien ha tenido muchas campañas de exploración quedan cosas por relevar. No es como Vaca Muerta donde ya está probada su alta productividad sino que hay que arrancar casi de cero y empezar a probarla”.
“Hay que conocer cuánto es el contenido de materia orgánica, las profundidades, la estructura de la roca, la forma de encararla, toda información que pueden surgir de los estudios ylas pruebas que decida encarar YPF”, agregó el especialista.
Para López Anadón, la transmisión de todo el conocimiento realizado por las operadoras en Vaca Muerta “no tendrá un aporte desde el punto de vista geológico porque son rocas diferentes y de distinto espesor, pero sí lo hará en la evaluación global de un proyecto no convencional, la logística que se requiere y quizás permita acortar los pasos de buen conocimiento de otras rocas.”
El eventual descubrimiento de recursos comercialmente aprovechables en Palermo Aike dará lugar al desarrollo de proyectos de largo plazo, lo que permitirá ir supliendo el declino de los hidrocaburos convencionales que se viene registrando en la cuenca Austral.
“Si Palermo Aike muestra que es una roca con alta productividad va a encontrar inversores interesados como hoy los tiene Vaca Muerta, pero no necesariamente será una competencia para la cuenca neuquina”, señaló López Anadón.
Días atrás, Massa se refirió a la decisión de YPF de encarar la exploración no convencional de la Cuenca Austral, generadora de buena parte de los hidrocarburos que se producen en Santa Cruz y en Tierra del Fuego, para la cual el programa es perforar este año los primeros pozos y, de alguna manera, confirmar el potencial para un eventual desarrollo.
“Estamos hablando que representa un tercio de lo que es Vaca Muerta, en barriles de petróleo y TCF de gas”, dijo el ministro, tras lo cual remarcó que “es la oportunidad de la Argentina de multiplicar aún más su capacidad y sueño exportador de energía.”
En ese sentido, el presidente del Instituto de Energía de Santa Cruz, Matías Kalmus, consideró que el anuncio “reaviva todo lo que se vino desarrollando desde 2015 en la provincia con las primeras licitaciones de áreas a cargo de CGC, y en sociedad con YPF en el área Paso Fuhr.”
Desde 2018 hay un trabajo muy fuerte en la exploración de Palermo Aike a cargo de la petrolera que tiene como principal accionista a la Corporación América, que desde entonces realizó decenas de pozos exploratorios y avanzó con la fractura en dos de ellos en 2021 y 2022 con resultados positivos.
Kalmus afirmó que“Santa Cruz tiene el recurso y la infraestructura listas para poder desarrollar el potencial no convencional. Lo que necesitamos es que se sumen las grandes empresas que quieran invertir en la provincia y ayudarnos a explorar y explotar el Shale”, subrayó Kalmus.
El funcionario patagónico resaltó que “la provincia cuenta con una infraestructrura de ductos, plantas compresoras de gas y de tratamiento de petróleo, que hoy está sobredimensionada por la curva del convencional que viene decayendo, por lo que un descubrimiento permitiría volver a trabajar a pleno”, al hacer referencia a la disponibilidad del puerto Punta Loyola, que puede para a ser la vía de exportación de la producción de hidrocarburos.
