Especial Enernews

Renovables en América Latina: Un largo camino

Rusos y Chinos.

Nuestros nuevos Socios

Chile y su laberinto energético

OCTUBRE 2014

ÍA ÓN 4 01 ICI ENERG 2 D E AS A G L & TAGONI OI PA

Ley de Hidrocarburos

¿TODOS CONTENTOS? Los Gasoductos de Humala

¿Un Big Ban en México?

Kurdistán.

Negocios en la Guerra

VACA MUERTA ¿Argentina Potencia?

¿Aumentar la eficiencia energética un 25%?

Absolutamente.

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Editorial

OTRO ESCENARIO, ANTES O DESPUÉS Para quien se desconectó de los negocios petroleros de la Argentina hace un par de años y hoy vuelve a enchufarse, resultará inverosímil semejante auge de proyectos, la mayor parte enfocados a la mayor ilusión nacional, Vaca Muerta. El círculo no es perfecto, porque el potencial geológico viene bordado por los clásicos inconvenientes nacionales para organizar políticas, diseñar instrumentos y garantizar que contextos que acompañen a la inversión.

Los inversores vienen tomando posiciones en el promisorio segmento no convencional, aunque están lejos de desplegar como se debe sus billeteras para desarrollar el enorme potencial argentino en shale & tight.

El gobierno nacional y algunos provinciales han hecho gala, en la última década, de una capacidad de improvisación que no deja de sorprender.

Ese es el rictus fundamental debería cambiar para atraer de pleno a capitales de riesgo. El pulso de la deuda externa y las dificultades para construir consensos parten de una concepción política que ha tenido todo tipo de consecuencias, como cepos, alta intervención del Estado en las empresas, condicionamientos económicos y fiscales. Lo que se ha traducido en una altísima inflación e incertidumbre en los negocios.

Argentina está a las puertas de una oportunidad única en su horizonte de hidrocarburos. Para aprovecharla deberá revisar algunos de sus escenarios fundamentales, antes o después de diciembre de 2015. F

Sumario 08 10 14 18 20 22 24

Ley de Hidrocarburos. ¿Todos Contentos?

Vaca Muerta ¿Argentina Potencia? ¿Un Big Bang en México? Claves de la Reforma Grupo Indalo y Spartan. Soluciones Modulares para el Gas Noticias Empresarias de EnerClub Rusos y Chinos. Nuestros nuevos socios Escribe Julio Ríos Gómez: La minería necesitará más energía?

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Los Gasoductos de Humala Modular Homes. Liderazgo a Vaca Muerta Noticias Empresarias de EnerClub Evo, el Petrolero Chile y su Laberinto Energético Renovables en América Latina: un Largo Camino Kurdistán Oil. Negocios en la Guerra

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Política y Energía

Ley de Hidrocarburos

¿Todos Contentos?

A

l cierre de esta edición el Congreso de la Nación se aprestaba a tratar el proyecto de reforma a la Ley de Hidrocarburos después del “amplio consenso” entre logrado entre las los estados provinciales miembros de la OFEPHI y la Nación. El acuerdo, logrado tras una larga polémica que se transformó en escalada dialéctica entre el poder central y las provincias resistentes (Neuquén, Chubut, Mendoza y Río Negro), lo que incluyó desaires públicos y castigos materiales, como la exclusión de las rebeldes del último update de refinanciamiento de los estados provinciales.

Con la ansiada, por Cristina, foto en Olivos, los gobernadores petroleros pusieron la rúbrica a un compromiso doble. Resignar posiciones soberanas obtenidas por la anterior legislación y respaldadas por la Ley Corta del primer kirchnerismo, y prestar sus espaldas para soportar las críticas en los debates posteriores en Buenos Aires y en sus comarcas.

Uno de los rebeldes, el chubutense Martín

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Buzzi, se apuró a subrayar que “la nueva ley petrolera preservará un 20% de libre disponibilidad para la exportación de la producción a las empresas extranjeras que decidan invertir en el sector. Esperamos que el conjunto de las cámaras puedan acompañar el proyecto”, expresó el mandatario patagónico. La Casa Rosada prefirió poner énfasis en un argumento de consumo masivo. La Ley de Hidrocarburos generará “un importante ahorro de divisas y atraer mayores inversiones para aumentar la producción y generar más fuentes de trabajo” y se adecuará al nuevo y prometedor escenario de recursos no convencionales, off-shore y la recuperación terciaria que promete el país.

En un barajar y dar de nuevo, habrá nuevos plazos para las concesiones, al ampliar y diferenciarlos: 35 años para los yacimientos no-convencionales y 30 años para los desarrollos off-shore en la plataforma marítima argentina. A la vez que acortará los plazos de los permisos con la finalidad de incentivar las inversiones en la etapa de exploración. El

acuerdo de suprimir las reservas de áreas y la decisión de que las empresas provinciales participen en la etapa de desarrollo de los proyectos de acuerdo a su inversión es uno de los duros huesos que deberán roer Petrominera, G&P, Edemsa y Edersa, que aspiraban a convertirse en factótum de la inversión en sus respectivas provincias, mediante el derecho de acarreo, ahora descartado.

Para tranquilizar y no desandar lo ya andado, la ley no afectará “los derechos adquiridos de los actores concesionarios y/o los contratos vigentes en cada una las provincias como así también en las empresas públicas provinciales”. En los seis meses posteriores a la sanción de la ley, deberá haber un “pliego modelo” que será utilizado en las futuras licitaciones en todas las jurisdicciones petroleras del país, cuya confección compartirán las provincias y la Comisión de Regulación de Inversiones que maneja el ministro de Economía, Axel Kicillof.

Las provincias podrán otorgar prórrogas de diez años en las concesiones a empresas privadas que cumplan con las inversiones comprometidas. Y en cada extensión otorgada las provincias podrán incrementar en un 3% las regalías con un tope del 18%”.

“No es verdad que bajamos las banderas”, resumió uno de los operadores provinciales más activos de la jornada definitoria en la que sesionaron en paralelo gobernadores y funcionarios de OFEPHI en la Casa de Mendoza, mientras que Jorge Sapag y Martín Buzzi negociaban bis a bis los últimos e incómodos detalles con el mentor de la nueva arquitectura, Miguel Galuccio, en YPF.

LA PELÍCULA DEL AÑO La reforma a la Ley 17.319 de Hidrocarburos o Ley Galuccio no ha resultado un paseo legislativo más del kirchnerismo. Concebida para impedir que provincias como Neuquén reviertan para sus empresas estatales las áreas vencidas, se transformó en un conflicto de alto voltaje político.

Están enterrando la política de Nestor Kirchner, dijeron en las provincias disonantes, recordando que la Ley Corta, de 2006, afinó el reconocimiento de las soberanías provinciales sobre el oil&gas argentino. En Buenos Aires se entusiasmaron y vinieron por todo dijeron las rebeldes de OFEPHI, dando como ejemplo la regulación del agua para el fracking, que según el art.

32 del primer proyecto quedaría en manos de la Secretaría de Energía de la Nación.

En el medio apareció Sergio Massa en Vaca Muerta, con un discurso pro Constitución del ’94 . Jorge Sapag se despachó contra la Ley de Hidrokarburos, como la rebautizó el MPN, y sintonizó, en su alejamiento del gobierno, con Daniel Montamat y José Luis Aranguren, que con Shell tiene inversiones en tres áreas con la neuquina GyP, carrying incluido desde 2011.

Cristina respondió dejando a las cuatro provincias que no quieren su ley las dejó afuera del salvavidas financiero trimestral con el que terminó de alinear a Daniel Peralta (Santa Cruz) y Juan Manuel Urtubey (Salta). Axel Kicillof y Julio De Vido presionaron a las petroleras para que se plantaran a favor de su reforma a la ley y denunció que “los neoliberales” quieren quedarse de nuevo con YPF después de 2015.

En la última parte de la confrontación, la AFIP investigó a Martín Buzzi por una cuenta no declarada en N.Y., y Chubut le quitó una concesión petrolera a Lázaro Báez. “El petróleo es de todos los argentinos”, retó a los gobernadores públicamente CFK. Y los gobernadores replicaron que nadie les arrebataría una renta que es de las provincias.

El Mono Avila, líder de los Petroleros en Chubut, ya le puso el nombre: “Patagonia Rebelde” y Guillermo Pereyra, amenazó con bloqueos y huelgas, mientras Galuccio, pasó a ser persona non grata en Neuquén. Si quieren nuestro petróleo y gas, primero hablen con nosotros, dijeron las provincias díscolas en La Patagonia Rebelde, la película petrolera del año.

El borrador Zannini terminó finalmente con las hostilidades.

QUIÉN GANÓ QUÉ

sumará a los fondos del Estado Nacional para financiar obras de infraestructura.

La regalía petrolera del 12%, que YPF pretendía como techo, incluirá un incremental de 3% en la primera prórroga de concesiones y otro 3% para extensiones subsiguientes, hasta un máximo del 18%. Los concesionarios suscribirán con las provincias un bono por el 1,5% de las reservas probadas remanentes.

En tanto tendrán rango de ley, dentro de esta norma, los beneficios del Decreto 929/13, que dio beneficios excepcionales a Chevron para su asociación con YPF en Loma Campana, aunque para acceder a ellos rebaja la exigencia de inversiones a US$ 250 millones. También le da rango de ley al Plan Gas, que lleva el valor del millón de BTU a US$ 7,5. Y Otorga libre disponibilidad a las divisas (en un 20% para proyectos convencionales y no convencionales, y en un 60% en proyectos offshore).

La Nación, en cambio, no cedió a la pretensión de incorporar el pago de un canon inicial por parte de los futuros inversores, como tampoco el esquema de carrying que hubiera permitido a las provincias, a través de sus empresas de energía, acceder a un porcentaje adicional de renta del oil&gas sin aportar capitales al inicio de la inversión. Las petroleras estatales de las provincias no podrán retener áreas sin licitar, tampoco la Nación, como hizo con su Enarsa. “No establecerán en el futuro nuevas áreas reservadas a favor de entidades o empresas públicas con participación estatal, cualquiera sea su forma jurídica”, sostiene claramente, aunque no compromete proyectos mixtos que ya están en marcha. En cambio, las provincias deberán adjudicar concesiones “mediante procesos competitivos” a quienes ofrezcan la mejor inversión.

La prolongación de las concesiones a 35 y 30

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Las provincias consiguieron algunos de sus reclamos, en tanto la Nación no accedió a otras.

La crónica del empate, si fue ese el resultado, dirá que exceptuando modificaciones técnicas y de redacción, las provincias terminaron aceptando el cuarto borrador en circulación sin mayores objeciones a los 30 artículos (vs.

40 del primer texto) y que lograron poner a salvo reivindicaciones caras como Ingresos Brutos o Impuesto a los Sellos. Pero también es cierto que no pudieron lograr más puntos por las regalías que cobran por las áreas a explotar, que según la nueva ley será la única fuente de renta provincial, al eliminar (de la explotación, no de la exploración) el acarreo o carrying que favorecía a las empresas provinciales. En compensación, habrá de 0,5% a 2,5% de aporte de las concesionarias en concepto de Responsabilidad Social, que se

años para áreas de petróleo no convencional y convencional, respectivamente, es otro logro de las demandas originales de Galuccio.

Como ya diferencias había, las partes dejaron afuera de la reforma la delicada cuestión ambiental en la que el primer ensayo, resistido y bautizado como Ley Galuccio, avanzaba sobre resortes y soberanías provinciales.

La Nación y las provincias trabajarán en una legislación ad hoc dirigida a reglar prácticas uniformes para esta industria.

3% Podrán incrementarse las regalías, por prórroga de concesiones, hasta un tope del 18%.

Guillermo Coco, ministro de Energía de Neuquén, una de las voces más frontales durante el litigio, subrayó que “finalmente, los gobernadores consiguieron incluir en la ley el modelo de extra canon que impuso Neuquén en su Ley

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2.615. Como abriendo el paraguas a críticas opositoras en la provincia, como las tempraneras del intendente neuquino Horacio Quiroga, quien dijo que la ley era lo que desde el vamos buscó Galuccio. En rigor, el texto que el Ejecutivo giró al Senado respeta bastante a lo que pretendía el presidente de la petrolera líder En las empresas petroleras y cámaras que las agrupan, la noticia del acuerdo fue tomada con alivio. Aunque los equipos legales deberán ver la ley, tal como salga aprobada, y su reglamentación para ver

cómo las afecta la letra chica.

Al final, que no es más que el principio, gobernadores, presidenta y empresarios petroleros parecían todos contentos y coincidentes en sus mensajes. “Estamos satisfechos. La Argentina necesita inversiones bajo un sistema de reglas claras”, decían quienes hasta ayer se saltaban al cuello por la disputa de la renta petrolera del porvenir. Como tantas otras veces en la historia del país se dijo que no hubo ni vencedores ni vencidos. Solo un gran futuro, para todos y todas, por delante. F

Hidrocarburos

Vaca Muerta ¿Argentina Potencia?

Por Daniel Bosque*

A

ñelo se parece hoy al ombligo del mundo, un territorio de promesas donde todo parece posible. Por estos tiempos, el pueblo parece estar hecho de bambú, y sólo basta mirarlo fijamente para percibir su crecimiento. La capital del shale argentino, sobre la Ruta 8, a 20 km de las mayores operaciones de Vaca Muerta, como Loma Campana, está ingresando en el territorio de lo increíble y como en toda fiebre ya comienza a acuñar leyendas. Harían falta US$ 200.000 M en una década para desarrollar a full los recursos convencionales argentinos, pero con mucho menos que eso los proveedores de servicios y los gerentes de las petroleras acariciarán el cielo con las manos.

La ilusión vende: la Oil & Gas Energía Patagonia 2014, del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG) previó vender 800 m2 de espacio ferial y terminó en 2.400 m2, desbordada, dejando expositores en lista de espera. Burbuja inmensa o epicentro de un tsunami interminable, la epopeya de los no convencionales ya arrancó y terminará, como todas, dejando ganadores y perdedores. Por

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su culpa, Neuquén está caro y escaso, no se consiguen hoteles ni autos de alquiler y la multitud de contratistas y brokers varios que llegan buscando el tesoro de Vaca Muerta ya saben de sobrecostos y peajes. El parque industrial de Añelo se quedó sin espacio para más empresas petroleras y de servicios. A fin de septiembre ya sumaba 117 contratos de radicación. Los predios, nada baratos, están desprovistos de servicios y la infraestructura corre por cuenta de las empresas interesadas.

En sus 250 has se van a amontonar desde esforzadas empresas familiares argentinas hasta delegaciones de compañías multinacionales. YPF, Tenaris, Baker Hughes, Halliburton y Oil figuran entre las grandes que contrataron superficie, acompañadas de constructoras de viviendas, locadoras de tráileres, metalúrgicas, laboratorios y otras. No caben más de 130, advierte el intendente Darío Díaz, nuevo hombre fuerte con el que todos los recién llegados quieren hablar. El funcionario remarca que en horario laboral, la población de su municipio se duplica con unos 5.000 “petroleros golondrina” provenientes de Vis-

ta Alegre, El Chañar, Centenario o la capital neuquina. Vacamuertápolis quiere atrapar ese movimiento con más infraestructura de salud, educación, tratamiento de residuos, todo pagado por los hidrocarburos.

BUENAS RAZONES Hay buenas razones para tanto entusiasmo.

Como el mentado informe de la Administración de Información Energética de los Estados Unidos ha dado la vuelta al mundo y figura en todos los .ppt y .pdf de los road shows de GyP, YPF y otras empresas que buscan partners. Los generosos recursos de gas (802 TCF) y de crudo (27.000 M de barriles de petróleo), representan diez veces las actuales reservas probadas de la Argentina sumadas todas sus cuencas productoras. Con un deprimido horizonte de reservas hidrocarburíferas y una factura energética externa que se devora el superávit comercial, la apuesta a los no convencionales no puede esperar.

No es soplar y hacer botellas, subraya Ernesto López Anadón, presidente del IAPG, quien advierte que la inversión requerida, a

15 años llegará a la friolera de US$ 300.000 M, una meta inalcanzable para un país cuyas reservas hoy no llegan a US$ 30.000 M y han venido en picada. Y cuyo gobierno eroga unos US$ 10.000 M/año en solventar el déficit de una matriz energética soportada por hidrocarburos.

El académico estadounidense Tomas Murphy advertía hace poco en Buenos Aires sobre la importancia de no defraudar las expectativas, poniendo como ejemplo reciente a Polonia (ver recuadro) que no acierta a arrancar, pese al declarado de petroleras internacionales.

Murphy, que investiga y divulga el shale desde la universidad desde el prestigioso Marcellus Center de la Universidad de Pensylvania, estado que suma 8.000 de los 35.000 pozos no convencionales que tiene EE.UU., pone paños fríos a cualquier expectativa. En el país líder la novedosa técnica hidrocarburífera recién podrá pensar en una perspectiva netamente exportara de gas natural en 2019, aunque los anuncios de Obama en Europa hayan sido mucho más ruidosos en ocasión de la crisis del gas ruso vía Ucrania.

Zanjado, o por zanjarse, el litigio por la renta petrolera entre la Nación y las provincias, el desafío de la industria de hidrocarburos es transformar recursos en reservas y desarrollar un expertise que no se hace en un día, aunque la transferencia de tecnología norteamericana abreviará unos cuantos pasos. No es promesa, dice Juan Garoby, gerente de Recursos No Convencionales de YPF, para quien la explotación no convencional en la Cuenca Neuquina no es promesa sino realidad: ya representa el 8% de la producción de la petrolera líder, que en el último semestre se ha recuperado del bajón bursátil del verano y hoy, con su chart de acciones rondando los US$ 36 muestra ha sumado nuevos partners a su apuesta no convencional, como la malaya Petronas, que armó un joint por US$ 1.000 M de compromiso inversor en cinco años. Los analistas petroleros coinciden en que abundan en el mercado oportunidades de financiamiento para el oil&gas argentino. Y que muchos actores están aguardando a ver qué pasa en las elecciones de diciembre 2015.

POLE POSITION

El principal desarrollador en los 30.000 km² que tiene Vaca Muerta es YPF, con 12.000 km² y hoy concentra casi la totalidad de la producción. YPF aumentó un 20% su producción de shale y Loma Campana ya es el segundo mayor yacimiento del país, detrás de Cerro Dragón (convencional, de PAE, en Chubut. En esa área ya tiene 280 pozos, con una producción media de 63.000 bdp. El joint con Chevron prevé perforar 1400 pozos.

La petrolera ya muestra el desarrollo comercial de shale y tight más destacado fuera de EE.UU porque además produjo 1.000.000 m3/día de tight en El Rincón del Mangrullo (Loma La Lata, que comparte con Petrolera Pampa) y avanza en nuevos proyectos cercanos. La oferta de Loma Campana es de 31.000 barriles equivalentes de petróleo diarios (boed), incluyendo gas y condensados.

YPF suma 245 pozos activos en Vaca Muerta, que producen 25.000 barriles equivalentes de petróleo (bep). Son, 18.000 barriles diarios de crudo y 1.300.000 m3/día de gas, en su gran mayoría del play que conforman Loma Campana y Loma La Lata Norte, donde YPF lleva adelante el primer desarrollo masivo de shale oil y shale gas con Chevron.

La petrolera líder tiene activos 27 unidades de drilling en sus proyectos no convencionales, el 75% de los equipos operativos en toda la industria en la Argentina. Cuatro de estos equipos están en la ventana oeste de Vaca Muerta.

En pozos verticales, sigue realizando análisis petrofísicos y geológicos en procura de áreas de mejor permeabilidad para el fracking. Diversas mejoras en los procesos incrementaron en 16.000 barriles de petróleo la producción en estos pozos. En el Oeste de Loma Campana está el mejor rendimiento productivo.

Al mismo tiempo, destinó cuatro equipos de perforación a explotar el potencial de la ventana de gas del Oeste de Vaca Muerta. Este año, la compañía que conduce Miguel Galuccio invertirá US$ 1.800 millones en Vaca Muerta, más de cuatro veces más que en 2012.

Este año adicionará 200 nuevos pozos al proyecto. En la zona cuenta con 700 empleados directos, en la localidad de cabecera (número que crece a 14.000, entre trabajadores directos e indirectos, en toda la provincia).

de shale y 248 pozos tight, de los que 198 están conectados y produciendo.

Vaca Muerta no será un proceso protagonizado por las junior petroleras, como en USA sino por grandes jugadores. No sólo Chevron, el actor foráneo más conocido de Vaca Muerta (US$ 1.500 millones) Como Shell y Wintershall, que ya tienen alianzas firmes con la neuquina GyP. Total avanza en el shale gas de Aguada Pichana y participa de otros bloques.

Pluspetrol está asociada a YPF en la cotizada área La Calera. En tanto EOG, Madalena y Petrobras tienen en la formación proyectos en desarrollo incipiente.

Exxon Mobil, la petrolera integrada más grande del mundo, también salió a la búsqueda de un socio para dos bloques neuquinos, La Invernada y Bajo del Choique, en un data room. Tiene el 85% del bloque y el resto es de GyP, a través de carrying.

PAE, la petrolera privada más grande del país, socia de BP y CNOOC después de que se cayó el acuerdo de hace dos años, por US$ 1.500 M

con YPF, para hacer 130 pozos en dos áreas de ésta última, y de la sonada compra de bonos Baade para invertir en Vaca Muerta, han optado por poner sus fichas en el tight gas de Lindero Atravesado. En un año más que duplicaron la producción mensual de fluido, que pasó de 17.200.000 a 39.200.000 m3.

Como parte de los acuerdos comerciales con Rusia, la ministra de Industria Débora Giorgi ha tentado a las estatales Gazprom (gas) y Rosneft (petróleo) y a la privada Lukoil para asociarse con YPF, en Vaca Muerta.

Y a empresas de servicios, como Uralmash (maquinaria pesada) a proveer equipos al target no convencional.

Neuquén, que viene del duro pulso por la Ley de Hidrocarburos de la provincia, reconoce inversiones de US$ 1.750 M en el último año en campamentos shale. Vaca Muerta aporta 65.000.000 de pesos/mes de regalías a la provincia. Por compensación de recursos no renovables extraídos, la administración tiene un reembolso de 780 millones de pesos.

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Mientras tanto, los actores, por ahora pocos, van tomando posiciones. El 70% de los US$ 5.000 millones de inversiones ya proyectadas en la Cuenca Neuquina irá a los no convencionales. Según la Dirección de Hidrocarburos de Neuquén ya había, al 30 de junio 652 pozos no convencionales, el doble de los perforados en 2013. Y 404 eran

YPF: EL BOOM YA COMENZÓ

La recaudación de Ingresos Brutos trepó un 50%. El ex secretario de Energía, Daniel Montamat, conocido crítico del gobierno, cifra en 170.000 M el potencial de barriles potenciales de petróleo, de lo cuales casi la mitad estaría en Vaca Muerta. “Con convertir 30% de eso en producción, el país ingresaría en otro escenario.

Necesitamos capitales externos y acceso al financiamiento internacional. Argentina necesita una política de largo plazo y resolver el régimen legal de explotación”, dice.

Hoy la formación shale produce apenas US$

1.750 M se invirtieron en el último año en los campamentos de no convencionales de Neuquén 2.000.000/día, cifra baja que crece. YPF remarca que la inversión que demandó en EE.UU. la mítica explotación de Eagle Ford tiene parámetros similares de productividad que la que se está dan-

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SUEÑOS POLACOS Polonia tiene hoy Hay 65 pozos de gas de esquisto y simulacros en Polonia, más que cualquier otro país europeo. El Reino Unido, el otro país de la UE con los planes para desarrollar el recurso, tiene sólo un par de pozos. Polonia planea construir 50 nuevos pozos shale y tight cada 12 meses durante los próximos años y ha otorgado 82 concesiones para la prospección de hidrocarburos no convencionales, 72 para el esquisto.

Las compañías que ganaron las concesiones son Chevron, PGNiG, Polski Koncern Naftowy Orlen, Grupa Lotos, Petrolinvest, Winsent Petróleo y Gas, San Leon Energy, LNG Energy , ConocoPhilps, Moorfoot Trading, Cuadrilla Resources, BNK Petroleum, BNK Polonia Holdings, Kaynes Capital, Mac Oil Spa y Basgas Pty. Varsovia dice que está comprometida con el cumplimiento de soportes legales y medioambientales de la UE en el desarrollo no convencional. Polonia ha enmendado sus leyes geológicas y mineras para reflejar estas recomendaciones de la UE, bloque económico, que va a la la zaga en la investigación de gas de esquisto. Las encuestas de opinión en 2013 muestran que el 73% de los ciudadanos polacos están a favor de gas de esquisto, una cifra muy alta para los estándares mundiales.

“El shale gas puede desempeñar un papel clave en la combinación energética de Polonia, que hoy es de 16.000 Mm3/año (bcm).La matriz energética se mejoraría aún más cuando se complete la terminal de gas gas natural polaca licuado (GNL) en Świnoujście, que tendrá una capacidad de 5 bcm / año”, precisó el gobierno.

do en Neuquén. Pero la conocida área produce 640.000 bpd, más que toda la oferta de crudo de la Argentina, 540.000 barriles, tras una inversión de US$ 48.000 M. “Estamos en marcha”, dice

Galuccio, alentando los sueños de una Argentina Potencia, con capital en Vaca Muerta. F *Director de EnerNews

NUEVOS MERCADOS PARA EL CARBÓN DE COLOMBIA El sector carbonífero de Colombia, el cuarto exportador del planeta, está dominado por Glencore Xstrata, Drummond y Cerrejón, propiedad de BHP Billiton y Anglo American PLC. La producción de carbón de Colombia

en el 2013 alcanzó 85.500.000 ton y para 2014 el gobierno estableció una meta de 89.100.000 ton. El 97% de la producción de carbón se exporta a mercados internacionales. En los últimos tres años han surgido

nuevos países compradores del producto como Holanda, cuya compra ha crecido un 22% durante el 1T 2014. También, se han fortalecido las exportaciones a Turquía, Israel, Reino Unido y Canadá.

Actualidad

¿Un Big Bang

en México?

T

odo, algún día, tiene un final. México mandó al desván de la historia, con su ambiciosa Reforma Energética, el modelo estatista de hidrocarburos adoptado de 1938 de Lázaro Cárdenas. Enrique Peña Nieto y el Congreso le pusieron el moño a las reformas profundas acordadas con el arco político en el Pacto por México que persigue encender turbinas de las inversiones extranjeras.

Se viene el big bang de inversiones sostiene eufórico el staff de Pemex, reconvertida en empresa productiva del Estado Petróleos Mexicanos. Gustavo Hernández García, director de Exploración y Producción, dice haber recibido ofertas de unas 80 petroleras para asociarse a la estatal, entre ellas Chevron, Shell, Exxon, BP, Petrobras, Ecopetrol, Petronas, PetroChina, y PDVSA. El primer target codiciado es la exploración en aguas profundas del Golfo de México. Precisamente, Peña Nieto ha vestido la

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reforma con galas nacionalistas, partiendo de la premisa de que México se está quedando sin petróleo de fácil acceso en aguas poco profundas del Golfo y que Pemex por sí sola no podría aprovecharlos El cambio en la Constitución habilita contratos privados en el desarrollo de petróleo y gas y pone punto final al monopolio de Pemex en refinación, transporte y petroquímica. En electricidad, la reforma abre la generación al capital privado, aunque la red se mantendrá bajo el control de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), el gigante estatal.

El gobierno ha dado cifras; Pemex, con 150.000 empleados, ha perdido US$ 9.300 millones en 2013 y tiene una limitada capacidad para competir en un mercado cada vez más tecnificado.

En los últimos 13 años su inversión se triplicó (de US$ 9.000 millones a US$28.000 millones), pero su producción se redujo un tercio. México,

el séptimo país energético del planeta, importa el 30% del gas y el 49% de la gasolina que consume.

La reforma transforma a Pemex y la Comisión Federal de Electricidad (CFE- su homólogo eléctrico) en “empresas productivas” sujetas a resultados y con mayor autonomía del Estado. Y aligera la carga fiscal de Pemex, del 79% a menos del 65%. Un cambio de magnitud, ya que este flujo consumía un tercio del presupuesto nacional. La operación se ha completado con la salida del Consejo de Administración del poderoso Sindicato de Trabajadores Petroleros.

La duda es si la reforma podrá desmantelar el viejo, pesado y oneroso aparato de Pemex.

El gobierno azteca prevé regalías, sin contar impuestos y cuotas, del 10% del barril, que irán, exceptuando la contribución fiscal, al Fondo Mexicano del Petróleo, que tendrá como institución fiduciaria al Banco Central. La reforma se

US$ 76.000 M es la inversión prevista por Pemex para el período 2015-2025. En la última década su producción bajó de 3,4 a 2,5 millones bpd. completa con una apertura gradual de la venta de gasolinas, siguiendo a Noruega y Brasil, donde Statoil y Petrobras están abiertas al capital privado para exploración y explotación.

Los impulsores del proyecto estiman que hacia 2018 los cambios habrán generado 500.000 empleos, un aumento del 20% la producción petrolera, otro 40% en el gas y, en general, un crecimiento adicional del 1% del PBI. El crecimiento medio en los últimos 30 años ha sido del 2,4%, cuando el listón puesto por el Pacto por México gira en torno al 5%.

Como suele suceder, los políticos han dicho que superarán así la secular pobreza y la desigualdad, algo que difícilmente ocurrirá, a la luz de la experiencia latinoamericana. El paquete energético, lo mismo que otros en educación, salud, telecomunicaciones y otros, han sido recibidos con frialdad por la sociedad. Sobre todo porque la polémica reforma fiscal supone un golpe a la clase media. A ello se añade el escepticismo económico, donde el índice de confianza del consumidor cayó en los últimos años. Peña Nieto necesita prontos resultados económicos

THE BIG BROTHER Mex Gas Supply (MGS), filial de Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB) establecerá una alianza estratégica con Mercuria y J.P. Morgan que permitirá importar gas natural de EE.UU., “para garantizar a largo plazo un suministro confiable de gas natural para México a precios competitivos, además de fortalecer la posición de Pemex y del país en los mercados de gas natural en Norteamérica”, dijo la estatal azteca.

El joint debutará en el 3T 2014, con la puesta en marcha de Los Ramones, un gasoducto de 1.200 km desde Texas a Guanajuato, en la zona industrial del centro mejicano.

y demostrar en el corto plazo los beneficios de la reforma energética. Por ejemplo, bajar significativamente el alto costo que el gas natural para la industria – que explica la prisa de la CFE para licitar dos gasoductos, dentro de un paquete de reactivación de US$ 2.800 millones, lo cual permitirá a México importar energía barata de EE.UU. (ver recuadro)

DOS VENTANILLAS, MUCHOS PROBLEMAS

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Peña Nieto sueña con US$ 50.000 millones de inversión petrolera hasta 2018, cuando termina su mandato. “El camino no será fácil ni los resultados llegarán de inmediato”, pero apuesta todo a que la reforma energética impulse el crecimiento económico del País a tasas superiores al 4 %. En 2013, el PIB mexicano apenas aumentó el 1,1 %. Y Pemex estima que llegarán US$ 76.000 millones al sector en 10 años, que permitirán revertir la tendencia a la baja de la producción de crudo, que en la última década bajó de 3,4 a 2,5 millones bpd.

El camino comenzó con la Ronda Cero, a comienzos de agosto, cuando la Secretaría de Energía (Sener) otorgó a Pemex el 83 % de las reservas probadas y probables (2P) de petróleo del país, y el 21% de los recursos prospectivos, en 90.000 km2, unos 20.600.000.000 barriles de petróleo equivalente, lo que le garantiza 20 años y medio de operación a su actual ritmo de producción, 2.500.000 bpd. Pemex recibió el 100% de lo que pidió, en reservas 2P y el 67 % de lo que solicitó en recursos prospectivos, es decir, el 31% del país.

Y seguirá con la Ronda Uno cuando se liciten 169 bloques que formarán parte de la “Ronda Uno”, por otros 28.500 km2.

El experto David Shields señaló que las áreas dadas a Pemex eran previsibles, porque está trabajando en esos campos desde hace tiempo.

Pero Carlos Elizondo, del Centro de Investigación y Docencia Económicas (CIDE), dijo “le están dando demasiadas responsabilidades con muchos problemas y no es bueno que quede en manos de Pemex la elección de sus asociaciones con terceros, si bien bajo reglas de la Sener. Las empresas que quieran entrar van a tener dos ventanillas, la de Pemex y la de las licitaciones, lo que puede generar. Lo realizado hasta ahora es lo fácil, las licitaciones petroleras son sumamente complejas y la Secretaría de Energía y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) van a requerir capacidades muy grandes”.

El proceso comenzará en febrero 2015 con la venta de bases y la apertura de los cuartos de datos, y concluirá ocho meses después con la adjudicación escalonada, a partir de mayo, de los bloques. La remake energética de la Revolución Mexicana ha comenzado. F

México

CLAVES DE LA REFORMA HIDROCARBUROS * Las empresas privadas podrán participar de la exploración y extracción de hidrocarburos a través de contratos de servicios, de utilidad o producción compartida o licencias. * Las áreas que recibirá Pemex para exploración y extracción serán bajo el esquema de asignaciones, pero podrá migrar a contratos de asociación con compañías privadas. * Los contratos serán licitados por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), que aprobará los planes de exploración y extracción de hidrocarburos, y también autorizará la perforación de pozos exploratorios -en aguas profundas y ultraprofundas. * La Secretaría de Energía (Sener) regulará y otorgará permisos de tratamiento y refinación del petróleo, procesamiento de gas natural y exportación e importación de hidrocarburos y petrolíferos. * La Comisión Reguladora de Energía (CRE) supervisará y otorgará permisos de transporte, almacenamiento, distribución, compresión, licuefacción, descompresión, regasificación, comercialización y expendio de hidrocarburos, petrolíferos o petroquímicos, además de la gestión de sistemas integrados. * El conjunto de insumos y materiales para exploración y extracción de hidrocarburos deberá ser en promedio al menos un 25% mexicano a 2015, hasta alcanzar el 35% en 2025. * La Sener establecerá participación obligatoria de Pemex u otra empresa productiva del Estado de al menos un 20% en los contratos en las áreas donde exista la posibilidad de encontrar yacimientos transfronterizos. Cuando se confirme la existencia de hidrocarburos, se aplicarán los tra-

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tados internacionales que México haya suscrito. * Los inversores tendrán que ceder entre un 0.5 y 2% de sus ingresos a los propietarios de los terrenos y un 0.5 a 3% de donde se pueda comercializar gas natural no asociado. En áreas naturales protegidas no se podrán otorgar asignaciones ni contratos para exploración de hidrocarburos. * El gobierno podrá revocar contratos y asignaciones cuando la empresa emita más de una vez reportes falsos o incompletos, no cumpla con el plan de trabajo, suspenda actividades por más de 182 días sin causa justificada o en caso de accidente grave. * La legislación establece multas por no cumplir con las condiciones de los permisos, contratos o asignaciones, por iniciar proyectos sin autorización de las autoridades o proporcionar información falsa. * El gobierno podría asumir una parte del pasivo laboral de Pemex y de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), bajo condición de que ambas modifiquen sus contratos colectivos de trabajo durante el año siguiente a la entrada en vigor del acuerdo.

CONTRAPRESTACIONES Y RÉGIMEN FISCAL DE PEMEX * Todos los tipos de contratos pagarán un monto mensual por km2 del área en exploración. Una vez en producción, se pagará una regalía sobre el valor bruto de los hidrocarburos. * Los contratos de licencia pagarán un bono a la firma del contrato; una vez en producción se aplicará una tasa, a la utilidad operativa o al valor contractual de los hidrocarburos. * En los contratos de utilidad y de producción compartida se pagará al Estado una contrapres-

tación por la aplicación de un porcentaje a la utilidad operativa. * Los contratistas podrán deducir parte de las inversiones realizadas para la exploración, aplicación de recuperación secundaria y mejorada, mantenimiento no capitalizable, inversiones para extracción de crudo o gas natural, así como inversiones en infraestructura de almacenamiento y transporte. * El régimen fiscal de Pemex se modifica. De seis derechos que pagaba se reducen a tres: Derecho por la Utilidad Compartida (65% sobre valor de hidrocarburos menos las deducciones permitidas); Derecho de Extracción (tasa fija sobre los ingresos totales obtenidos de la producción, equivalente a una regalía); Derecho de Exploración (US$ 86/ km2 en los primeros cinco años, y US$ 208/km2 posteriormente, cuotas ajustables por inflación). * Pemex pagará un dividendo anual al Estado, determinado por la Secretaría de Hacienda en base a la situación financiera de la empresa, planes de inversión y financiamiento. * El dividendo empezará a aplicarse en el ejercicio fiscal 2016 y será equivalente al 30% de los ingresos después de impuestos de Pemex en 2015. El nivel mínimo del dividendo estatal se irá reduciendo hasta alcanzar el 15% 2012 y 0% en 2027.

FONDO MEXICANO DEL PETRÓLEO * El Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo recibirá y administrará los ingresos petroleros, con excepción de los impuestos. Deberá transferir a la Secretaría de Hacienda los recursos para que los ingresos petroleros que se destinen al presupuesto anual se mantengan en el 4.7% del PIB.F

Empresas

Grupo Indalo y Spartan

Soluciones Modulares en Tratamientos de Gas

MERCADO INCIPIENTE

E

l Grupo Indalo y la estadounidense Spartan Energy Partners comenzaron a ofrecer en la Argentina plantas modulares de gas, una novedad en el mercado local, capaz de tratar gas con alto contenido de CO2 y sulfhídrico.

“En el país, tenemos yacimientos de estas características, cuya producción está por encima de lo permitido por la norma 622/98 del ENARGAS, que prescribe no más de un 2 a 2.5% de dióxido de carbono, dependiendo las condiciones inertes. El productor precisa remover el gas no deseado, con un proceso de tratamiento. En porcentajes de CO2 de hasta un 30%, la solución tecnológica son las plantas de aminas. En esos casos el cliente se ve en la necesidad de hacer un proyecto de ingeniería, y construir una planta, que puede demandar dos años o más” explica Raúl Spinassi, gerente de Gas y Energía del Grupo Indalo.

“Nuestra oferta se ve fortalecida por que la entrega de la planta es inmediata en Estados Unidos. Desde el momento que la planta sale de Estados Unidos, hasta que esté funcionando, no deberían pasar más de cinco meses”, subraya el directivo.

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Grupo Indalo y Spartan importan las plantas modulares, construidas en Estados Unidos, con garantía de entrega inmediata, lo que le evita al productor colectar mucho gas para viabilizar una construcción de gran tamaño.

“Normalmente las plantas de aminas se miden por el circulante de solución amina y agua. El caudal de circulación de amina está en función de la cantidad de CO2 y no por caudal de gas. Una planta de 100 galones/ min puede dar 200.000 m3/día de gas, con un 10% de CO2, más o menos. Pero si tenemos un 20% de CO2, con esa misma planta se puede tratar 100.000 m3/día de gas, caudal de gas que aumenta o baja en función del CO2”, explica Rob Price, Chieff Operating Officer de Spartan.

En Estados Unidos, Spartan opera 15 plantas de aminas, localizadas principalmente en campos de shale y tight en Texas y Luisiana.

El trabajo previo con Oil M&S, la petrolera de Indalo, abrió las puertas para aplicar esta misma tecnología en Argentina. “Desde febrero pasado, ofrecemos las plantas a diferentes productores, como YPF, Tecpetrol, Sinopec, PAE y Roch. Con todas hemos tenido una muy buena recepción, por el bajo costo y efi-

Grupo Indalo está integrado por 36 empresas diversificadas en distintas áreas, como medios, alimentación y petróleo y gas. En petróleo y el gas, Oil M&S ha evolucionado como empresa de servicios.

Una de las unidades de negocio más promisorias de Oil M&S está vinculada a la compresión y el tratamiento del gas en Argentina, bajo la marca Oil C&T, que ofrece un portfolio de soluciones, como adecuación de puntos de rocío, deshidratación de gas y separación de líquidos. En remoción de CO2, cuenta con tecnología de aminas para bajos contenidos de CO2, o tecnología de membranas, para cuando existe una mayor presencia de CO2. “Oil C&T se adapta a las exigencias del mercado con compresores pequeños para boca de pozo, estaciones de compresión y compresores de gran porte, totalmente transportables”, subraya Muhlich.

ciencia que significa tratar gas que tiene CO2, para poder incorporarlo después a la red de distribución. Hoy es un gas que no está siendo comercializado. Es muy importante para un país gasífero, que necesita gas, poder sumar ese combustible a la matriz energética. Hay productores que tienen 50.000, 100.000 ó 1.000.000 m3/día de gas, que no pueden ingresar al sistema, porque necesitan tratamiento y nuestras plantas son la solución ideal”, dice Andrés Muhlich, gerente Comercial de Gas y Energía de Indalo.

INVERSIONES, EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN La División Petróleo del Grupo Indalo está conformada por Petrolera Cerro Negro y Oil M&S E&P. Entre ambas suma 14 activos, 12 son exploratorios y 2 comerciales, con dos en producción, Cerro Negro y Pampa María Santísima (Chubut). Los otros bloques son Río Diamante (Mendoza), Puesto Zúñiga (Río Negro), Gran Bajo Oriental, Lago Cardiel, Guanaco Muerto y Laguna Grande, Mata Amarilla, Piedra Buena (Santa Cruz), y Jáchal y Niquivil (San Juan).

La estrategia de la empresa invertir más en la faz comercial, fortaleciendo Cerro Negro, 186 km2 con registración sísmica en un 70%, y volúmenes de producción de 10.000 m3 y 9.000 km3 de gas por pozo. Enfocarse en los campos convencionales, que no son de gran productividad y situarnos como un operador con buena rentabilidad en campos marginales, de menos de 5.000 m3. El 99% de nuestro plan tiene foco en esa estrategia.

En la Argentina prácticamente no hay empresas integradas en Operación y Servicios. Según Indalo, hoy es vital contar con esta oferta de servicios. El plan estratégico contempla un pico de producción de 150 km3/día de gas y 800 m3/día de petróleo. Esto supone una facturación de petróleo de 128 M US$/anuales. Con los valores de hoy de petróleo y de gas, como Gas II o Petróleo Plus anteriormente, la compañía cree que es posible desarrollar un modelo distinto para campos marginales, enfocándose en el costo. “En la Cuenca del Golfo, en Chubut no vamos a encontramos productividades muy grandes, pero optimizamos el costo con nuestro modelo”, dicen sus directivos.

Se trata de áreas 100% propias, con un potencial de US$ 128.000.000/año de ventas y un crudo de 26° - 27° API, una cromatografía de gas de 9.300 kilocalorías, sin líquido asociado a gas. La situación ha mejorado con los incentivos del Estado Nacional, a través de Gas II, para las pymes petroleras, reconoce la empresa.

Con su planta de gas, la división petrolera de Indalo puede vender gas a la red y buscar productores. Homologando en el mercado 60.000 m3/día para llegar a los 150.000 Km3/día, volúmenes importantes para la Cuenca. Para el trienio, el volumen de inversiones previsto es de US$ 120.000.000 de ventas y de US$ 100.000.000 de inversiones. Para ello, buscó partners en varios data room. Hay inversores de China, americanos, fondos de inversión interesados en Cerro Negro y Pampa, en los que proyecta invertir US$ 60.000.000 en tres años, con flujos de caja libre positivos.

La compañía tiene un portfolio de pozos de costo de desarrollo de US$ 13/ barril. Activos sumamente atractivos, pozos de 1.200 m que generan 120.000 barriles. Todos en la Cuenca del Golfo, que dan 30 y 35 % en el primer año y después declinan muy lentamente.

“Hoy solamente se comercializa gas que está en condiciones. El gas con CO2, para comercializarse, hay que tratarlo. Las plantas convencionales para procesar este gas toman mucho tiempo para ser instaladas. Nosotros estamos presentando una solución más en esa ecuación”, añade.

Las plantas modulares pueden instalarse tanto en pozos o en baterías de pozos. Si bien Spartan ha desarrollado el negocio principalmente en formaciones de shale, las plantas funcionan también con otras formaciones, como tight y campos de gas convencional.

Hoy, el incipiente mercado argentino ofrece un marco propicio para tratar el gas con CO2.

“Antes, era más barato dejar el pozo cerrado que procesar el gas. Lo más importante a considerar en esta nueva arista del negocio es el volumen de gas del que se dispone. La regulación argentina permite hoy pagarle al productor por el nuevo gas un valor de US$7.50 el millón de BTU, facilita la viabilidad económica de estos proyectos, es decir, los convierte en proyectos rentables”, acota Spinassi.

“Tenemos plantas de 20, 30,60, 100, 200 y 300 galones/minuto. Si la simulación del campo dice que la planta que necesita el cliente es de 150 galones, instalamos una de 200. Al ser modular, se puede reubicar fácilmente en cualquier pozo que el cliente necesite. Estas plantas son de fácil operación, bajo mantenimiento y no requieren una gran cantidad de personal. Spartan brinda un servicio de montaje, condicionamiento, puesta en marcha, operación y mantenimiento de la planta por tres a cinco años. La planta es operada por personal de Spartan. El cliente tiene la opción de compra al término del contrato”, precisa Price. F

Noticias IMPORTANTE INVERSIÓN EN EL GOLFO DE SAN JORGE Pan American Energy (PAE) trajo dos nuevos equipos de perforación para sus operaciones en el Golfo San Jorge, donde se encuentra el yacimiento Cerro Dragón. Se sumarán a otros dos equipos de características similares. La inversión estimada en la perforación del Golfo para este año es de US$1.500 millones, teniendo en operación 16 equipos. Los equipos poseen tienen una potencia de 1.000 HP en el cuadro de maniobras, pueden perforar a 3.500 m, permiten optimizar la manipulación hidráulica de tuberías y poseen un sistema de rotación e inyección eléctrica de última generación. Además, son monitoreados y accionados por medio de un sistema central computarizado. Para operar esta tecnología, PAE seleccionó e incorporó personal argentino capacitado en centros especializados en Houston. Estas nuevas adquisiciones se realizaron en el marco del Decreto N° 927/2013, que estableció un régimen para las nuevas tecnologías que mejoren la exploración y explotación de hidrocarburos.

INTERÉS POR EL SISTEMA DE SALUD NEUQUINO Dante Ramos, gerente de Asuntos Públicos de Chevron Argentina, y el director del Texas Children’s Hospital, Martín Schreiber manifestaron su interés por el sistema público de Salud de Neuquén, en un encuentro que mantuvieron con el ministro de Salud, Ruben Butigué, donde también estuvo presente la Fundación YPF. El funcionario neuquino explicó a los empresarios que la provincia tiene sistema público de salud provincial gratuito que tiene 50 años de trayectoria” y expuso los proyectos que se harán en Añelo relativos a vacunación, control del embarazo, control del niño sano, nutrición, métodos anticonceptivos y adicciones. Chevron encaró una inversión conjunta con YPF de más de US$ 1.600 millones en Loma Campana, que implica una perforación de 170 pozos y la construcción de facilidades de producción. Además, iniciará 9 pozos de exploración en Narambuena, un bloque de 200 km2 dentro Chihuido, Sierra Negra.

CONTRATO CON PEMEX PARA LEVANTAMIENTO GEOFÍSICO OFF SHORE PEMEX adjudicó a la holandesa Fugro y su asociado Constructora Subacuática Diavaz un contrato de US$ 31.5 millones para efectuar análisis geofísicos y geotécnicos de alta resolución en el lecho marino. Las operaciones en el mar, pruebas de laboratorio y actividades de consultoría geológica servirán para diseñar e instalar plataformas marinas y ductos en aguas profundas. El trabajo está programado para septiembre de 2014 y mayo de 2015.

Fugro es el mayor proveedor mundial de servicios en Geotécnica y Exploración Submarina y Terrestre. Asiste a sus clientes con el diseño, construcción, instalación, reparación y mantenimiento de infraestructura para proyectos energéticos, tanto en alta mar como en tierra. Emplea aproximadamente 12.500 personas en más de sesenta países.

PRESENTÓ SU ESTRATEGIA MUNDIAL 2015-2020 ABB presentó su estrategia Next Level y sus objetivos para el periodo 2015-2020. La estrategia se basa en el enfoque triple de ABB en las áreas de crecimiento rentable, ejecución incansable, y colaboración orientada a las ventas. La compañía espera aumentar sus beneficios por acción entre el 10% y el 15% y generar una rentabilidad de inversiones del 15% en el periodo 2015-2020. A partir de enero próximo, su estructura se reagrupará en tres nuevas regiones dirigidas por miembros experimentados del Comité Ejecutivo: Frank Duggan (Asia, Oriente Medio y África), Greg Scheu (Américas) y Veli-Matti Reinikkala (Europa). A finales de este año, la compañía lanzará un programa de recompra de acciones de hasta US$ 4.000 millones. Tres cuartas partes del programa se usará para reducir el capital en acciones y el resto se dedicará al programa global de compra de acciones por parte de los empleados, que tiene más de 22.000 participantes.

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América Latina

LOS NUEVOS SOCIOS N o importa que los líderes de China y Rusia hayan firmado el mayor acuerdo energético de la Historia, por US$400.000 millones entre Gazprom y la Corporación Nacional de Petróleo de China (CNPC) 38 Mm3/año, entre 2018 y 2048. En América Latina, no hay pacto que valga y los negocios e inversiones en energía, infraestructura y recursos naturales serán para el mejor postor.

Con diferencia de pocos días, Cristina Kirchner, al igual que otros colegas latinoamericanos, sonrieron para la foto con Vladimir Putin y Xi Jimping, quienes en respectivas giras han prometido negocios, rublos y yuanes en cantidad. Las necesidades son diferentes y las estrategias difieren entre sí. La demanda china de commodities ha afianzado a América Latina como proveedor de sus materias primas. El Gran Dragón engulle petróleo de Venezuela y Ecuador, cobre de Chile, soja de Argentina, hierro de Brasil. Pero sin tanta prensa, China viene absorbiendo activos y empresas con gigantescas inversiones de sus consorcios estatales.

La Base de Datos de Finanzas China-América Latina, colaboración entre el think- thank Inter-American Dialogue y la Universidad de Boston, muestra que China ya comprometió unos US$ 100.000 millones en la región entre 2005 y 2013. El 85% de lo prestado por China desde 2005 fue a infraestructura, energía y la minería.

“Con el ingreso de China en la OMC en 2001 creció mucho su comercio y hubo un boom de inversión. Hoy no quiere comprarle cobre a una minera latinoamericana, prefiere adquirirla o controlarla, en una compleja integración financiera y productiva, los banco chinos son capaces de desembolsar enormes sumas en plazos relativamente cortos”, dice Amos Irwin, de la Universidad de Boston. Versus el BM y el FMI, el dinero chino está sujeto a menos condicionamientos políticos

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y ofrece tasas de interés competitivas con planes de amortización flexibles.

Dinero por petróleo es un buen business para Beijing, con suministro energético a largo plazo y bajo riesgo de países poco solventes como Venezuela y Argentina. Las ventas de petróleo se depositan en la cuenta china de la empresa petrolera, desde donde los pagos pueden ser desviado. Ecuador, que dejó de pagar deudas en 2008, ha utilizado los créditos chinos para sanear su presupuesto y volver a establecer un registro de devolución antes de intentar acceder de nuevo a los mercados de bonos.

ARGENCHINA Xi y Cristina Kirchner firmaron 20 acuerdos marco por US$ 7.500 millones chinos, para represas e infraestructura ferroviaria. Y un swap entre el Banco Popular Chino y el Banco Central argentino, por US$ 11.000 millones. Fortalecer las pobres reservas del BCRA, y en la práctica, pre financiar las importaciones asiáticas.

China quiere construir, financiar y equipar el proyecto de la cuarta central nuclear eléctrica en el país, Atucha III, de 700 MW, de agua pesada y uranio natural. Propone también US$ 2.099 millones para renovar el FF.CC. Belgrano Cargas, con una contraparte de US$ 370 millones del Tesoro Nacional. Pero la obsesión del gobierno, son los US$ 4.714 millones del banco ICBC para las represas Jorge Cepernic y Néstor Kirchner, en Santa Cruz.

El 76% del monto vendría por certificados de obras, y el resto quedaría en cuentas chinas, como agentes de pago a proveedores de maquinarias y bienes de capital. El “único gasto” del Estado argentino es un seguro de caución por el financiamiento del 7% de las obras, exigido por China.

Las represas K generarán una potencia 1.750 KW, y sumarán 10% a la matriz hidroeléctrica, y un

+4.7% al Sistema Interconectado Nacional. Los críticos ex secretarios de Energía dicen que esta generación excede holgadamente la demanda patagónica. El tendido al Centro y Litoral, en 500 KV y 2.500 km es la inversión que falta.

Electroingeniería y su socia china Gezhouba Group Corporation (CGGC) - ya ganaron la licitación. El Grupo Gezhouba – una transnacional afiliada a la Comisión de Supervisión y Administración de Activos Estatales – ya aplicó en África una receta similar: plantas hidroeléctricas más financiamiento anticipado de China. En Uganda, construye Karuma, de 600 MW, que operará en 2018. El holdig chino también fue el principal contratista de la mega represas Tres Gargantas, y de Neelum-Jhelum, en Pakistán.

Los megaproyectos hidroeléctricos tienen en común dinero y el know- how chino. Compañías como Gezhuoba son socios claves en la construcción, financiadas por bancos chinos con línea directa su gobierno. Así, empresas y bancos chinos son hoy los mayores financiadores y constructores de represas en el mundo, con 304 proyectos en 74 países, la mayoría de ellos en África y el Sureste Asiático.

RUSIA, TRAS GAS Y NUCLEAR Rusia también busca afianzar su cuota de recursos argentinos. El gigante Gazprom está negociando su entrada en proyectos gasíferos de Wintershall, filial de la química alemana BASF en Argentina.

Las conversaciones se centran en dos yacimientos offshore ya operativos en Neuquén y Tierra del Fuego, donde Carina&Aires produce 12.000.000 m3/día de gas. Wintershall, en Argentina desde 1978, participa en total en 15 proyectos petroleros y gasíferos y es el cuarto productor de gas natural del país, con una producción media de 26.000.000 de barriles equivalentes de petróleo por año.

Según el acuerdo, BASF cederá a Gazprom el conjunto de sus actividades de comercialización y de almacenamiento de gas natural que los dos grupos operaban conjuntamente, US$13.600 millones en volumen de negocio. A cambio, recibirá de Wintershall el 25% más una parte del yacimiento de gas natural y de gas condensado Urengoi de Gazprom, en Siberia, que empezará a operar en 2016.

La inversión rusa sería para el gobierno un ansiado broche de oro después de las conversaciones Putin - Cristina en 2012, en Moscú, junto al CEO de YPF, Miguel Galuccio, y su par de Gazprom, Alexey Millar. En 2013, la petrolera Slavneft ya contactó con el gobierno neuquino para dar curso a posibles inversiones en el yacimiento.

Otra carta de Putin es la firma de un ambicioso acuerdo de energía nuclear con la Argentina.

Rosatom fue preseleccionada por el gobierno argentino como una de las empresas calificadas para la construcción de centrales nucleares. Según Kiril Komarov, vicedirector para el desarrollo de mercado internacional, “Rosatom forma parte de la lista de empresas homologadas para la construcción de centrales atómicas, así que estamos esperando que el gobierno argentino decida cuál es el futuro modelo de desarrollo del programa atómico del país”. Argentina quiere construir su cuarta planta nuclear de 1.800 MW de potencia, proyecto al que, además de Rusia, aspiran EEUU, Francia, China y Corea del Sur. F

THE TOP FIVE OF CHINA VENEZUELA. Desde 2005, cuando se iniciaron los envíos de petróleo a China, el volumen de suministro ha pasado de 49.000 a 524.000 bpd, con un incremento de la factura petrolera anual de $580 millones, en 2005, a $19.376 millones en 2013. Como meta futura, PDVSA tiene previsto enviar al país asiático 1.000.000 bpd, desde 2016.

BRASIL. En 2010 Sinopec adquirió el 40% de Repsol en Brasil por US$7.100 millones. En 2011, continuó su expansión brasilera con la adquisición del 30% de las operaciones de la portuguesa GALP por más de US$5.000 millones. Además compite duramente con los gigantes de la construcción, OAS, Odebrecht, Andrade Gutierrez y Camargo Correa, cuyas obras internacionales son financiadas por el estatal Banco Nacional de Desarrollo Económico de Brasil (BNDES), que le presta el dinero a los gobiernos extranjeros. El BNDES da cinco a diez años de financiación, los chinos ofrecen hasta 30 años, o incluso aceptan petróleo como pago de las obras. Petrobras se endeudó por US$ 10.000 millones con el Banco de Desarrollo de China (CDB).

ARGENTINA. La China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) se ha convertido en la segunda petrolera en Argentina detrás de la nacionalizada YPF con una serie de multimillonarias adquisiciones parciales de distintas compañías. La inversión madre tuvo lugar en marzo de 2010 cuando (CNOOC) compró el 50% de la petrolera argentina Bridas por US$3.100 millones. Ese año, Bridas, ya con mayoría china, adquirió el 60% de Pan American Energy (PAE) por US$7.000 millones. En 2011 PAE adquirió el 100% de los activos de Esso Argentina por más de US$800 millones. En enero de 2013, China se asoció a YPF para la explotación de petróleo en Vaca Muerta.

PERÚ. El consorcio chino MMG LTD, liderado por la estatal Minmetals Corp, adquirió en junio pasado l la mina de cobre Las Bambas a la compañía suiza Glencore Xstrata PLC por US$5.800 millones. Según cálculos de la Cámara de Comercio Peruano China (Capechi), China controla hoy un 33% del sector minero peruano, con una inversión de US$19.000 millones. China National Petroleum Corporation (CNPC) afianzó su presencia en el gas natural peruano, al adquirir los activos de Petrobras Energía Perú (que incluye 100% del lote X en Talara, y 100% del lote 58 y el 46% de participación en el lote 57 de Camisea).

Debate

La Minería necesitará Más Energía Por Julio Ríos Gómez*

A

rgentina precisa sumar 1.500 Mw en potencia instalada. Si subimos nuestro nivel de actividad en los próximos 10 años, necesitaremos adicionar 2.350 Mw/h por año. El rango de consumo relativo de la industria minera argentina es menor que el de otros países donde el sector es ya maduro. En Chile, significa el 32%, en nuestro país sólo llegamos al 2,8%.

Alumbrera, en Catamarca, productor de oro y cobre desde 1997, utiliza la Línea de 120 Mw desde El Bracho, en Tucumán, 202 km, que de paso da suministro a Santa María.

Veladero, en San Juan, produce oro y plata desde 2005 con cuatro generadores diesel (de una fórmula especial denominada gasoil minero que en el mercao nacional controla YPF) y una potencia instalada de 20 Mw. En 2006 construyó un generador eólico que si bien tiene una potencia instalada de 2Mw, genera en promedio 0,25 Mw/h por año.

Gualcamayo, también en San Juan, se alimenta de la línea desde Jáchal de 132 Kw, que también abastece a Huaco. La mina subterránea más grande del país produce oro y plata, y consume 8 Mw. Casposo, oro y plata en San Juan, se alimenta de la línea Jáchal-Rodeo, de 132 kv. Una Estación Transformadora baja a 33 Kw suministro para Calingasta y Villa Corral. Esta mina mixta subterránea y cielo abierto consume 6 Mw/hora y costó US$ 14,5 millones.

Cerro Negro, mina de oro y plata recientemente inaugurada en Santa Cruz, está conectada al Sistema Internacional con una Línea de 132 Kw y va a consumir hasta 12 Mw/h. Tiene en carpeta

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generar energía eólica, aprovechando los vientos de la zona del Sur. Otros yacimientos metalíferos de Argentina generan energía a partir del gas, por ciclo combinado, con generadores en plantas y campamentos. Como Pirquitas, en Jujuy, con 15 Mw a través de tres generadores, dos trabajan y otro en stand by y la energía consumida está en 10 Mw/h y demandó una construcción de 70 Km de gasoducto desde el Gasoducto Minero, anteriormente ramal de Gas Atacama.

O Cerro Vanguardia, la mayor mina de oro de Santa Cruz, que dispone de 8 Mw, con cuatro generadores, uno para emergencia, 6 Mw/h y 40 km de gasoducto. Y Lomada de Leiva, un pequeño yacimiento de oro de Santa Cruz, tiene 4 generadores diesel con una potencia de 2 Mw y hoy está utilizando 0,35/ 0,4 mw/h.

En la otra punta del mapa Salar de Olaroz, la flamante mina de litio de Jujuy tiene una usina para generar 7-10 Mw, y usará en su máxima producción, dentro de dos años, 6 Mw/h. Para lo cual ha demandado la construcción de 40 Km de gasoducto.

Proyectos. La Argentina podría poner en marcha cinco proyectos de cobre. En Catamarca (Agua Rica), en Salta (Taca Taca), en San Juan (El Pachón, Los Azules y Altar). Todos deberían estar interconectados al Sistema Nacional Eléctrico.

En tanto que en la Puna, en cuanto aseguren su financiamiento deberían producir Lindero (oro), Salar de Cauchari y Salar de Vida (los dos de litio), lo cuales prevén generar con gas, a través de tramos de gasoductos. Pero el Gasoducto de la Puna hoy está saturado. Lindero hoy

Argentina precisa sumar 1.500 Mw en potencia instalada. Si crece su nivel de actividad en los próximos 10 años, necesitará adicionar 2.350 Mw/h por año.

está pagando ya una conexión que en algún momento le aportará 40.000 m3. Una idea de aprovechar la ínea que construyó en 2005 AES Gener - chilena que en la Argentina se llamó Termoandes – para llevar electricidad desde Salta hasta Escondida y el Norte de Chile.

Esa Línea de 345 Kw (no usual en Argentina donde se usan 550, 220, 132, pero serviría para tender 500 Kw y alimentar a Minera Exar (litio), Taca Taca (cobre) y hacia el Sur, en el Salar del Hombre Muerto, donde hay un proyecto de litio de Minera Galaxy.

Hoy por hoy, la minería argentina utiliza las energías renovables en bajos porcentajes,. En perspectiva, todas ellas, como la fotovoltaica, eólica, mareomotriz, o geotermia, deberán estar asociadas a energías base. Por sí solas no pueden sostener ninguna explotación minera.

El común denominador de estas inversiones y de otras más no mencionadas aquí es haber dado al país infraestructura energética a pueblos y geografías que permanecían postergadas. La Minería, tras dos décadas de expansión metalífera en Argentina, espera hoy la reactivación de sus nuevos proyectos, para lo cual necesitará garantizar sus equilibrios energéticos. F *Presidente del Grupo de Empresas Mineras Exploradoras de la República Argentina.

Trabajando juntos obtenemos los mejores resultados. En todos los lugares donde Chevron opera, se asocia con empresas y organizaciones locales para ayudar a crear empleos y fortalecer la economía local. Juntos ayudamos a satisfacer las demandas energéticas y a impulsar el progreso de nuestra comunidad a largo plazo.

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América Latina

Los Gasoductos de Humala

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lllanta Humala quiere pasar a la historia como el gran gasificador del Perú y para eso ya adjudicó un gran gasoducto y el año que viene proyecta hacer lo mismo con otro.

El territorio peruano, con sus 28.000.000 de habitantes, hasta hoy sólo suma 200.000 conexiones de gas residencial. El generoso fluido de Camisea va en su casi totalidad a la generación eléctrica, la industria y la exportación.

El Gasoducto del Sur Peruano (GSP), uno de los proyectos estrella del gobierno, llevará el gas natural del centro del país a Cusco, Apurímac, Puno, Arequipa, Moquegua y Tacna. Luego de un largo y polémico concurso, fue adjudicado a la brasilera Odebrecht (75%) y la española Enagás (25%). El tubo de 1.200 km demandará US$ 4.000 millones, financiados por el consorcio privado. El consorcio GDF Suez, Sempra, Techint y TGP, impugnó la licitación en la que fue descalificado, pero el gobierno rechazó de plano los planteos. El proyecto del ducto no considera la venta de energía a Chile, al que sólo se le venderán excedentes.

El Gasoducto Sur tendrá dos secciones y un ducto de líquidos. El Tramo B, formado por el gasoducto y poliducto desde la planta de separación Malvinas al Punto de Conexión (PC). Y el Tramo

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A, subdividido en Tramo A1 y A2. El A1 irá desde el Punto de Conexión hasta Urcos (Cuzco) e incluye las conexiones a la futura central térmica Quillabamba y a la provincia de Anta. El tramo A2 irá desde Urcos hasta las centrales térmicas de

Ilo y de Mollendo. El consorcio liderado por Odebrecht tendrá la opción de construir el ducto de líquidos desde el punto de conexión (PC) hasta el Sur, para dar vida a un proyecto petroquímico.

La puesta en marcha del gasoducto ha reavivado

los planes de Braskem para construir un polo petroquímico de US$ 3.500 millones en el Perú. La brasilera asegura que el proyecto es factible, pese a la competencia del barato ‘shale gas’ estadounidense y las trabas burocráticas. Sergio Thiesen, director de Braskem para Sudamérica dice que “Perú tiene una oportunidad única: está situado en un centro consumidor y tiene materia prima”.

El Gasoducto Sur es sólo el comienzo, dice Humala. El Ministerio de Energía y Minas (MEM) se lanzó al proyecto de otro tendido de gas hacia el Norte peruano, al que buscará licitar en 2015.

“Estamos estudiando el Gasoducto Norte, que saldría del Cusco al Valle del Mantaro y comenzará a subir hacia Trujillo y Chiclayo para apuntalar el desarrollo de esas regiones”, dijo el ministro Eleodoro Mayorga. El gasoducto norteño deberá estar acompañado por el tendido de un ducto hacia Ventanilla, con lo que completará un anillo de seguridad energética. Otro anillo será el del Gasoducto del Sur, que se cerrará con el futuro ducto Mollendo (Arequipa)-Marcona (Ica), donde termina el gasoducto operado por Contugas.

15 TFC

Son las reservas probadas de Perú. El yacimiento de Camisea equivale a 30 años del consumo peruano al ritmo actual.

CAMISEA, EL GRAN PROVEEDOR Hace 30 años, Shell descubrió valiosos yacimientos de gas natural en plena selva peruana. Tras dos décadas, varios gobiernos y distintas empresas, el maná de hidrocarburos de Camisea cambió radicalmente la matriz energética del Perú. Cifras impactantes: las selvas de Cuzco alojan reservas por 15.6 billones de pies cúbicos (TCF), más que todas las reservas de gas de la Argentina. En dos yacimientos (San Martín y Cashiriari), en el Lote 88, y otros dos (Pagoreni y Mipaya) en el Lote 56.

Su épica construcción demandó una logística compleja que incluyó hasta el traslado de caños y máquinas por helicóptero y la apertura de cientos de kilómetros de caminos. Los dos ductos actuales de Camisea, de 730 y 560 km, suben a 4.800 msnm hasta llegar a la Costa. La argentina Pluspetrol es la operadora del consorcio, junto a varios socios internacionales de peso.

Gracias a Camisea, en la última década Perú logró achicar su déficit energético en US$ 2.000 millones. Más del 40% de su electricidad proviene hoy de la generación térmica, más barata y buena parte de su industria se reconvirtió al gas y ganó competitividad.

Las reservas de Camisea disponibles para el con-

sumo interno serán por ahora las del Lote 88.

En un difundido acto, en la planta separadora Malvinas, en Cusco, Perupetro y Pluspetrol acor-

GAS NATURAL FENOSA El Gasoducto del Sur Peruano optimizará los planes de gasificación de la española Gas Natural Fenosa que acordó con el Estado sumar en Perú, a 64.000 clientes residenciales por cañerías, dentro de un área de 300.000 viviendas, a 3.000 industrias y comercios, y a una red de estaciones de GNV. En el primer planteo, el fluido llegará a través del “transporte virtual” de GNL, en camiones desde la planta de licuefacción de Perú LNG a seis plantas en Arequipa, Tacna, Moquegua e Ilo. La inversión tendrá un piso de US$ 60 millones como mínimo. Y el plazo es de 21 años, prorrogables hasta 60. Las plantas se construirán en el 1S 2015, tras lo cual vendrá la construcción de redes. El ahorro para los usuarios será del 30%.

“Hoy nuestro foco es distribuir al sur en lo que ya estamos comprometidos”, explica José María Margalef, Country Manager de Gas Natural Fenosa (GNF). El grupo inició su expansión internacional en Argentina, en 1992, con Gas Natural BAN, tras lo cual ha sumado concesiones en Colombia, México y Brasil. En España, es líder en distribución de gas y generación de electricidad.

daron que el Lote 88, unos 37 TCF de recursos probables, será destinado al mercado doméstico a través de los gasoductos Norte y Sur. Hoy, este lote tiene 10.32 TCF, de los cuales 2.5 TCF estaban como aval para la exportación del gas del Lote 56. Pero ahora todas sus reservas quedaron liberadas para el mercado interno, subrayó Humala.

El Lote 58 está en proceso de ser transferido de Petrobras a la colombiana CPNC. Repsol, operador de parte del Lote 57, acordó con Perú LNG destinar su producció a la exportación de gas natural licuado. El Ministerio de Energía y Minas (MEM) aprobó el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) presentado por Pluspetrol E&P para explorar el Lote 108, en Junín, lo que demandará una inversión de US$ 50 millones.

La exportación de hidrocarburos, se realiza desde hace cinco años, en algunos casos con contratos prepautados en los que las regalías para el Estado son casi inexistentes, como las que se cobran por las ventas a México.

Perú, como ocurrió en Argentina a mediados del siglo XX quiere disfrutar de sus riquezas gasíferas. En el camino, debe despejar la cuestión social-ambiental reglada por su polémica Ley de Consulta Previa con las comunidades. Un primer test es la Reserva Nahua-Nanti, donde aborígenes cuestionan los proyectos de gas con el aval de ONGs y organismos internacionales. La otra “pregunta del millón” de los expertos es si habrá suficiente gas para los nuevos ductos. El MEM tranquiliza: Perú tiene hoy reservas probadas de gas natural para más de 30 años, 15 TFC , además de capitales y confianza de los inversores para extender ese horizonte. F

Empresas

Modular Homes Liderazgo a Vaca Muerta

VIVIENDAS PERMANENTES

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espués de haber construido los más importantes campamentos en la industria minera de la Argentina en las últimas dos décadas, Modular Homes apunta su actividad al boom de inversiones en el sector del oil&gas.

“En Vaca Muerta ya tenemos contratos importantes, vamos a hacer el campamento para la primera planta de tratamiento de crudo, que se va a construir a unos 10 km de Añelo.

La construye AESA, del Grupo YPF. Albergará 250 personas inicialmente, 500 luego. También haremos las instalaciones de la planta y su sala de control, como Edificio Definitivo. Es la primera vez que se hará en Argentina un edificio para este fin en construcción modular.

Tenemos un sistema que hemos lanzado al mercado, con muy buen resultado y aceptación. Pero ésta es una buena oportunidad por lo que representa”, destaca Antonio Monteiro, socio gerente de Modular Homes.

Los edificios definitivos de la PTC saldrán de la fábrica de Modular Homes en San Juan, abierta con motivo del notable crecimiento de la minería en los últimos años.

Modular Homes está trabajando también en la expansión de los yacimientos de gas natural de Total, en Tierra del Fuego. “Estamos ampliando oficinas que construimos, cuando

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hicimos el campamento de Cañadón Alfa en 2001-2002, y haciendo una nueva Sala de Control, todo en modelo de construcción definitiva”, explica.

La actividad de los hidrocarburos se presenta muy buena para Modular Homes pero también tiene expectativas por las represas del Río Santa Cruz, obra que podría albergar a 6.000/7.000 personas. “Son unos 70.000 m2 para construir en un año y medio. Y en Argentina somos la única empresa que está en condiciones de hacerlo”, remarca Monteiro.

En la última década, Modular Homes ha estado a cargo de la construcción de los campamentos más importantesmde la industria minera. En la actualidad prevé completar nuevas construcciones en Cerro Negro, la nueva mina de oro de Goldcorp, en Santa Cruz, donde ya instaló 23 edificios de dos pisos, en el campamento mayor y está negociando un contrato para remodelar los edificios de operarios y la Oficina de Seguridad.

Además, construyó, entre otros, los campamentos de Cerro Vanguardia, Pascua Lama (80.000 m2 para 8.400 personas) y Potasio Rio Colorado (donde hizo 45.000 m2 en 100 edificios).

La mayoría de los insumos de los campamentos son argentinos. Pero otros, que por diseño

Modular Homes realizó una novedosa obra pública en San Juan: 340 casas, para afectados por las inundaciones del verano pasado. “Son permanentes, sólidas, confortables y antisísmicas, condición indispensable en San Juan. En la construcción argentina se compra poco este tipo de producto de calidad por un tema cultural también. El extranjero, petrolero, minero, tiene hacia el personal otro criterio”, explica Monteiro.

“Nuestras construcciones tienen una vida útil considerable y soportan condiciones extremas. Tenemos campamentos y módulos entregados en los ‘70 que todavía están activos y otros que han sido reutilizados, como escuelas o para otros usos”, subraya el directivo.

o tecnología, provienen de otros mercados, especialmente China. Un ejemplo: “Ahora sólo colocamos cerraduras electrónicas con tarjeta codificada, como en los hoteles. Importamos la puerta completa, con la cerradura. Es un upgrade que le damos a la construcción”.

Una parte de los insumos de Modular Homes proviene del Exterior. “Por suerte mejoró la situación de las importaciones de insumos.

Hace unos meses, presentamos las primeras autorizaciones DJAI explicando que trabajamos para Vaca Muerta, y que íbamos a trabajar seguramente en las represas y nos habilitaron todas las importaciones. Esperamos que los acuerdos con China para prefinanciación de importaciones de ese país mejoren todavía más el circuito de ingreso de materiales al país”, dice Monteiro. F

Noticias REORGANIZA SU NEGOCIO DE ENERGÍA EN SUDAMÉRICA Finning Sudamérica reestructuró su área de Power Systems, que cambió su nombre a Energía y Motores. Y designó a Fabio Peláez como nuevo director de Energía y Motores para Argentina, Bolivia, Chile, y Uruguay.

La nueva área está integrada por cuatro divisiones - EPG, Industriales, Marino y Oil & Gas. EPG (Electric Power Generation), ofrece motores a diesel o gas de 7.5 KW a 14 MW por unidad, así como soluciones y asesorías pensadas para una amplia gama de clientes como hospitales, centros comerciales, concesionarias viales o plantas industriales.

Industriales está orientada en ofrecer todo tipo de motores CAT para equipos multimarca, como perforadoras, seleccionadoras y equipos motobomba. Marino pone a disposición de sus clientes motores y grupos generadores CAT y MaK, así como también sistemas de iluminación para embarcaciones. Por último, Oil & Gas atiende todo el proceso de extracción y procesamiento de hidrocarburos.

CONSTRUCCIÓN DE OLEODUCTO PARA YPF YPF contrató a EDVSA para la construcción del oleoducto Cañadón Amarillo-El Portón, en Malargüe, Mendoza.

La obra, de 25,8 km y 6” de diámetro, demandó una inversión de US$ 8.000.000.

Junto con el tendido de la cañería, EDVSA realizó el tendido de una fibra óptica Monomodo de 12 hilos. Además, montó un sistema de bombeo en Batería Cañadón Amarillo compuesto por dos bombas STORK SP50100, accionadas por variador de velocidad, entre otras obras complementarias. El ducto mejorará los estándares de seguridad, disminuyendo la cantidad de camiones en las rutas y evitando inconvenientes por contingencias meteorológicas que impiden el tránsito en distintas épocas del año.

PRIMER CENTRO DE SOLUCIONES INTELIGENTES PARA CIUDADES Schneider Electric anunció la creación, en Barcelona, del Primer Centro de Excelencia en Soluciones Inteligentes para Ciudades. El Centro permitirá orientar y apoyar a las ciudades en su camino hacia un nuevo paradigma en la gestión de la eficiencia, la habitabilidad y la sostenibilidad. “En los próximos 40 años viviremos una revolución tecnológica en las ciudades. La progresiva concentración de la población en núcleos urbanos y la escasez de recursos tendrán grandes implicaciones en la movilidad, la calidad del aire, los servicios asistenciales, entre otros. Las ciudades estarán obligadas a implementar mayor eficiencia y calidad de vida a sus ciudadanos.”- explicó Julio Rodríguez, vicepresidente Ejecutivo Global de Operaciones. Schneider Electric trabaja con más de 200 ciudades en proyectos de gestión inteligente. Con este centro de excelencia damos un nuevo impulso a nuestra capacidad de proveer soluciones avanzadas a las ciudades, bajo las premisas de la innovación, la colaboración público-privada y el trabajo con los mejores partners”, añadió.

BASE EN AÑELO PARA SERVICIO Y ALQUILER EN VACA MUERTA Grúas San Blas, desde hace 35 años en la venta y alquiler de máquinas para la industria petrolera incorporó una línea de grúas para montar sobre camiones de fabricación argentina. Grúas San Blas ofrece marcas reconocidas en el mundo. Como grúas, boom trucks y reachstacker Terex; minicargadoras y miniexcavadoras Bobcat; manipuladores telescópicos, autoelevadores todo terreno y plataformas de elevación Manitou; autoelevadores, apiladores, order pickers y zorras eléctricas Doosan y Mitsubishi; compresores y torres de iluminación Ingersoll Rand; y línea vial y de movimiento de suelo con palas retro, cargadoras y motoniveladoras Hidromek. Representa también a fabricantes nacionales como Cometto (carretones), Fertec (fertilizadoras) y Refire (hidroelevadores). Desde su base de Añelo proyecta prestar servicio técnico y equipos al desarrollo de hidrocarburos no convencionales y reinvertir el 100% de su utilidad. Grúas San Blas cuenta con casa central en Buenos Aires y sucursales en Neuquén, Comodoro Rivadavia, Corrientes, Entre Ríos, Mendoza, Misiones, Córdoba, Rosario y Mar del Plata.

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América Latina

Evo, el Petrolero

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cipal commodity- se han mantenido relativamente altos durante la presidencia de Morales.

El año pasado, la renta petrolera ya alcanzaba los US$ 5.585,60 millones, un incremento del 30% con respecto a lo obtenido en 2012 (US$ 4.291,80 millones).

El manejo del gas por parte del gobierno boliviano ha tenido un giro importante. Morales ha recordado hace poco que “hasta septiembre de 2013, Bolivia importaba Gas Licuado de Petróleo (GLP) de Argentina. Con la nueva planta separadora de líquidos de Río Grande, en Santa Cruz, el 80% de la producción de GLP irá al mercado interno y 20% se exportará, por primera vez en la historia a Perú, Uruguay y Paraguay”.

Según YPFB, entre enero y marzo de este año se exportaron 10.303 ton de GLP a esos tres países.

En el primer semestre de este año se enviaron a Brasil unos 33.300.000 m3/día de gas natural y otros 17.000.000 m3/día hacia la Argentina, con lo que Bolivia captó más de US$3.000 millones en sus ventas a estos dos vecinos, dijo el viceministro de Industrialización, Comercialización, Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos, Álvaro Arnez.

Arnez prevé que Bolivia cerrará este año con más de US$ 6.000 millones por la exportación de gas natural, lo que no incluye los ingresos por la venta externa de GLP. Este espectacular crecimiento

se explica, en parte, por la audaz nacionalización del sector petrolero y gasífero de Morales. YPFB impulsa ahora un ambicioso proyecto de industrialización del gas natural, en varias fases. Ya gastó US$ 1.800 millones, cifra récord en la inversión petrolera del país para la construcción de dos plantas de separación de líquidos, Río Grande y Gran Chaco. Además, hará una mega planta de fertilizantes (urea y amoniaco) en Bolo Bolo y una planta de GLP en Santa Cruz.

Río Grande (US$ 162 millones) entró en operación en agosto 2013. Con su aporte, Bolivia se volvió autosuficiente en GLP y exporta el excedente.

Gran Chaco (US$ 620 millones), programada para estrenarse en septiembre será seis veces más grande que la anterior y procesará GLP, gasolina, isopentano y etano. Bolo Bolo (US$ 862 millones) abriría el 1S 2016 y será el primer complejo petroquímico del país, con una producción estimada en 756.000 ton de fertilizantes. La Planta de Gas Natural Licuado (GNL) estaría lista el primer trimestre de 2015. En su primera fase, este sistema alimentará con gas a 27 ciudades intermedias del país, donde actualmente se instalan Estaciones Satélites de Regasificación. YPFB invierte US$ 144 millones en esta primera planta que transformará GLP para ser transportado en cisternas hasta Estaciones Satélites de Regasificación.

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la sombra de sus vecinos más populosos y prósperos, la marcha de la economía de Bolivia ya es mirada con atención. Creció un envidiable 6.5% el año pasado, una de las tasas más sólidas de la región, mientras que la inflación ha sido mantenida a raya. El presupuesto nacional está balanceado y el gobierno de Evo Morales ha recortado notablemente la deuda externa.

Cuando Evo llegó al poder en 2005, la renta petrolera para el Estado era de US$ 600 millones, y este año espera percibir US$ 6.000 millones.

La producción de gas natural boliviano creció en estos nueve años de 33.310.000 m3/día a 64.750.000 m3/día, con un creciente rol de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), tras la nacionalización de los hidrocarburos, en mayo de 2006. En 2013, Bolivia ingresó a sus arcas US$ 3.865.000.000, frente a los US$ 800 millones que percibió en 2005, cuando captaba casi cuatro veces menos del negocio de oil&gas.

Bolivia cuenta con reservas de divisas de unos US$ 14.000 millones, equivalente a más de la mitad de su PBI, o 17 meses de importaciones.

Según el Fondo Monetario Internacional (FMI), tiene la proporción más alta del mundo de reservas internacionales con relación al tamaño de su economía. Los precios del gas –su prin-

BRASIL Y PETROBRAS, POR MÁS OFF SHORE Brasil produce actualmente 2.000.000 bpd y una cuarta parte de esa cifra procede de los campos pré-sal descubiertos en 2006 en su litoral. Petrobras anunció unas inversiones por US$102.000 millones hasta 2018 para

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veces se multiplicó en 9 años la renta petrolera del Estado, con YPFB como gran actor.

Confiado en su cuasi segura reelección (más del 60% en los sondeos), Morales dio la directiva de renegociar el contrato de compraventa de gas natural a Brasil entre YPFB y Petrobras, el vigente GSA fenece en 2019. Fue firmado en 1996, con un volumen mínimo de compra de

ENARSA COMPRARÁ MÁS Walter Fagyas, presidente de ENARSA, confía en que las obras de infraestructura en Argentina GNEA permitirán comprar a Bolivia 27 MMmcd mde gas natural, por el contrato con YPFB de 2006 y hasta 5 MMmcd adicionales, por el contrato interrumpible suscrito en 2012.

Con una inversión de alrededor de US$ 1.200 millones, ENARSA adjudicó la primera etapa de la construcción del GNEA, el tendido de 800 km, en 20 meses, de un gasoducto de 24”, a través de dos tramos: desde el Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA) en la frontera con Bolivia, con empalme desde Salta hasta Ibarreta, Formosa. Y desde la mitad de la provincia argentina Santa Fe. La segunda etapa del GNEA, 700 km de gasoducto unen Formosa, Chaco y el norte de Santa Fe. Gasoductos de 6” y 12”, darán suministro a localidades de Santa Fe, Chaco y Formosa.

ENARSA también encaró la licitación de la ingeniería básica para el diseño de la tercera etapa del GNEA, que incluye el cruce del Paraná y llega a Corrientes y Misiones. Por otra parte, el gasoducto Campo Durán-Buenos Aires, de Transportadora Gas del Norte (TGN), está siendo ampliado y atravesará toda la zona postergada del Noreste argentino.

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explotar esos pozos petrolíferos ultraprofundos, un desembolso comprometido que limitará, a juicio de loas analistas otras inversiones en el Exterior de la empresa.

Las previsiones de la petrolera estatal es

24.000.000 m3/día y un máximo de 30.080.000 m3/día. Morales saludó “el liderazgo económico de Brasil en Sudamérica y dijo que Bolivia está dispuesto a “compartir lo poco que tiene para apoyar su desarrollo”.

El candidato presidencial por Unidad Demócrata (UD), Samuel Doria Medina, propuso privatizar los hidrocarburos entregando

que Brasil produzca 4.200.000 bpd en 2020, el doble de lo que obtiene hoy. Petrobras posee 133 plataformas de producción, 100 sondas de perforación y cerca de 15.000 pozos productores.

a petroleras privadas el 50% del negocio.

Rápido de reflejos, Evo llamó al pueblo a defender la economía y la nacionalización de los hidrocarburos de su gestión. Explicó que el gobierno nacional hoy se queda con el 82% de la renta petrolera. Con la propuesta de la UD , las alcaldías perderían US$ 576 millones y las gobernaciones US$ 642 millones. F

América Latina

Chile Y su Laberinto

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na matriz energética diversificada, equilibrada y sustentable es lo que propone la Agenda de Energía prometida, impuesta como ley y ya en ejecución por Michelle Bachelet.

El desarrollo de nuevos proyectos energéticos ha sido menor a lo que requeriría el crecimiento de la economía chilena, lo que impacta directamente en los precios y en la capacidad de suministro. Según la influyente Sociedad Nacional de Minería de Chile (SONAMI), el MW cuesta en Chile el doble que en la región, y el costo se ha más que duplicado en 20062013 en los dos principales sistemas: +102% en el Sistema Integrado del Norte Grande (SING) y +151% en el Sistema Integrado Central -SIC. La AgendA propone unificar el SIC (que sirve a Santiago y al Centro) y el SING (en el Norte, donde están las grandes minas). Entre ambos hay 600 km de desierto.

El plan contempla también abrir la red a una mayor competencia. Hoy, tres empresas (Endesa, Colbún y AES Gener) controlan el 76% de la capacidad instalada en el SIC y el 98% en el SING. Las medidas reducirán, según el ministro de Energía, Máximo Pacheco, los costos marginales del SIC, un 30% en los próximos cuatro años.

Y promete “proveer abastecimiento de gas a centrales de ciclo combinado, incluyendo la promoción de un sistema de compras coordinadas de volúmenes atractivos para encontrar mejores ofertas de precios de gas natural

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licuado (GNL)”. Jorge Rosenblut, presidente de Endesa, le ha reclamado al equipo de Bachelet mirar a sus vecinos. “Brasil, Colombia, Perú y Argentina tienen autoabastecimiento eléctrico del 90%, 95%, 95% y 80%, respectivamente. Y Chile, 30% - 35% a partir de recursos propios, lo que incluye el 28% de generación hidroeléctrica”, dice.

La importación de GNL ha sido clave en la estrategia de diversificación energética en los últimos años. Y el modelo se profundizará con una nueva terminal de GNL en el Sur para complementar las dos actuales, Quintero, en el Centro, y Mejillones, en el Norte.

La otra pata será darle un mayor papel a las energías solar, eólica y geotérmica. De aquí a 2025, el 45% de la nueva capacidad de generación instalada provendrá de fuentes renovables no convencionales.

El Ministerio de Energía y la Comisión Nacional de Energía (CNE), han impulsado también una ley para reformar las licitaciones eléctricas y asegurar el suministro bajo contrato para clientes regulados, mejorar los precios finales, aumentar la competencia y garantizar el cumplimiento de los objetivos de eficiencia y diversificación de la actual Agenda de Energía. Pacheco dice que hay muchos inversores

de Asia, Europa y Estados Unidos, interesados en el mercado energético chileno New Deal. Para las empresas destrabar la cartera de proyectos trabados, especialmente durante el gobierno de Sebastián Piñera, por reparos ambientales y sociales. Pacheco ha prometido mayor coordinación inter ministerios para agilizar los proyectos eléctricos del plan de obras de la Comisión Nacional de Energía (CNE), en generación y transmisión, con Resolución de Calificación Ambiental (RCA) aprobada.

LOS MODELOS Nueva Zelanda y Canadá son los modelos en los que el Ministerio de Energía ha inspirado su estrategia. Dos espejos para triplicar el consumo eléctrico y a precios competitivos.

“Nuestro PBI es de US$ 15.000 per cápita y consumimos 3,6 MWh (megawatts por hora) anual. Nueva Zelanda suma US$ 37.000 per cápita y consume 9,4 MWh”, compara María Isabel González, gerente general de Energética. En Canadá, cada habitante consume más de 16 MWh. Chile gasta menos electricidad que el promedio de los países de la OCDE (Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico), de 8,3 MWh al año.

TRAS EL GNL La estatal Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) firmó un contrato de largo plazo con British Gas para la provisión de GNL. A finales del 2015 llegará el primer embarque de gas no convencional o shale gas estadounidense desde Cheniere, en Texas y se regasificará en Quintero y Mejillones.

Con la apertura de más terminales de GNL el gobierno chileno quiere abrir más este mercado para desplazar con el aporte me-

tanero al diesel de la matriz energética, que hoy encarece el precio final de la energía. La ampliación de Quintero, elevará su capacidad de 10.000.000 a 15.000.000 m3/día. La proyección de mediano a largo plazo es que el GNL llegará a Quintero a un precio de entre US$ 10 y US$ 12 por millón de BTU. El Gasoducto del Sur peruano, hasta Ilo, “dejará el gas a una cuadra de Arica”, dice el gobierno chileno que también quisiera acceder al gas natural de Bolivia. Las seculares disputas territoriales que han llegado a La Haya con los dos vecinos son un obstáculo, pero más lo ha sido la resistencia de sus ciudadanos a exportar al vecino antipático sin un contrapeso de planes de gasificación en sus respectivos países.

RENOVABLES Según el Centro de Energías Renovables (CER) - que depende del Ministerio de Energía-, el ritmo de incorporación de proyectos renovables permitirá duplicar el aporte eólico y solar a fines de 2014 en la capacidad instalada del SIC y el SING.

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Pese a estas políticas, HidroAysén, el gran proyecto del Sur, fue impugnado por el Comité de Ministros en junio. Hidroaysén iba a aportar un 15% la oferta eléctrica de Chile con cinco centrales hidroeléctricas en la región de Aysén.

El complejo preveía 2.750 MW de potencia instalada y 18.430 GWh de energía media anual, y US$ 3.200 millones de inversión el más importante de la historia de Chile, incluyendo una línea de transmisión hasta Santiago, con un tramo submario Chaitén y Puerto Montt.

La sociedad ENDESA (51%)- Colbún (49%) pararía a controlar el 80% de la generación chilena. Durante una década, Hydroasén suscitó toda clase de polémicas, por su viabilidad ambiental. Tras una serie de reveses en los tribunales chilenos, y a pesar del fantasma del desabastecimiento eléctrico, el gobierno de Bachelet rechazó el proyecto: “Se ha decidido acoger los recursos de la comunidad y dejar sin efecto la RCA que aprobó HidroAysén, por lo que el proyecto se declara rechazado en este acto administrativo”, dijo el ministro del Medio Ambiente, Pablo Badenier. El holding ha apelado en el Tercer Tribunal Ambiental

de Valdivia el dictamen político que revocó la RCA del proyecto, pero el gobierno chileno asegura que ya no revisará su posición.

Los últimos tres gobiernos (incluyendo Bachelet 2006-2010) no hicieron mucho por paliar el déficit, incluyendo a Bachelet 2006-2010, que desalentaba al carbón, descartaba la fuente nuclear y pregonaba la ecuación de medio ambiente primero y energía después.

En su vuelta al poder, Nueva Mayoría dice no haber arriado esas banderas. Pero la Agenda Energética es la expresión de todas las urgencias juntas.

“En lo que va de 2014 se han incorporado a la red 474 MW, cercanos al doble de lo interconectado en 2013. Sobre la base de las centrales actualmente en construcción, se espera finalizar el año con 2.000 MW instalados”, señaló el CER.

SIC y SING El Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y el Sistema Interconectado Central (SIC) son los principales sistemas de electricidad en Chile.

El SIC cuenta con tres cuartos de la potencia instalada nacional y abastece a más del 90% del mercado residencial. Una oferta concentrada, con Endesa como el actor más relevante, seguido por Colbún y AES Gener. Las centrales a carbón aportan la mayor parte de la potencia instalada y el sistema también se alimenta de gas y plantas hidroeléctricas.

El SING cuenta con un cuarto de la potencia instalada a nivel nacional, constituido casi exclusivamente por centrales termoeléctricas. Suez Energy Andino es el proveedor más importante, le siguen AES Gener y Gas Atacama. Abarca tres regiones (además de la provincia de Salta, Argentina).

A mayo, la capacidad instalada en ambos sistemas era de 1.589 MW. A comienzos de junio se puso en marcha el parque Amanecer Solar

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– del grupo minero CAP y Sun Edison - que sumó otros 100 MW al SIC. De concretarse las proyecciones, a fin de este año las renovables superarán el 10% de la capacidad instalada de SIC más SING, unos 19.000 MW. En cuanto a la participación de las ENRC, según el CER, el 36% de la potencia actualmente instalada, unos 572 MW, es aportada por la energía eólica.

Le siguen las unidades que utilizan la biomasa como combustible -principalmente ligadas a forestales como Celulosa Arauco y CMPC- con el 29% (461 MW); mini hidráulicas (21% y 337 MW), solares (11% y 176,4 MW) y biogás (2,7% y 43 MW).

En el futuro, con la incorporación de proyectos en diversas tecnologías, la ecuación podría cambiar. Hay cerca de 9.900 MW en proyectos

solares -fotovoltaicos y de concentración- con aprobación ambiental o en evaluación. Los proyectos eólicos suman otros 6.000 MW. Mientras tanto, la urgencia por encontrar soluciones en generación ha despriorizado a la Geotermia. Según el Banco Mundial, un proyecto geotérmico exige de 5 a 10 años de ejecución y requieren de una compleja investigación geológica y de una inversión promedio de US$ 4 M por MW. El potencial geotérmico de Chile es notable.

Equivale al actual parque de generación, de más del 15.000 MW pero en Chile los proyectos geotérmicos no disponen de financiamiento de los bancos. Otra gran barrera que desalienta su desarrollo es que los yacimientos están alejados de los centros de mayor consumo eléctrico y por lo general sobre 2.000 msnm, lo que encarece el costo de distribución. F

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LOS DESAFÍOS DE CHINA Un 70% de la matriz eléctrica de China proviene el carbón. Por eso el gran dragón asiático es el mayor emisor de CO2, con 7.954 M de ton año. En 1998, superó las 350 partes

de CO2 por millón que se considera tolerable, y en abril de 2014, se superó la barrera de las 400 ppm (durante millones de años se mantuvo en 280). China padece así una costosa

contaminación en sus grandes centros urbanos. Por eso abarató costos y hoy es el mayor generador de energía eólica del mundo y va camino a serlo en energía solar.

mercados

Renovables EN América Latina

Un largo camino

E

n las próximas dos décadas, América Latina y el Caribe crecerán a un ritmo superior al 3% anual. La región necesitará duplicar la capacidad instalada de generación eléctrica, lo que supondrá una inversión de cerca de US$ 430.000 millones.

Con las energías renovables, el continente podría repensar su modelo energético. Según “Repensemos nuestro futuro energético” del Banco Interamericano de Desarrollo (BID)”, la región podría producir unos 78 PWh a partir de energía solar, eólica, marina, geotérmica y de biomasa. La dotación de recursos de energía renovable de América Latina y el Caribe es suficiente para cubrir más de 22 veces la demanda

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eléctrica proyectada para 2050. Hoy sólo utiliza hoy el 1,6% (1,3 petavatios/hora) de su potencial de energía proveniente de ese segmento.

El BID destacó que la hidroeléctrica, con el 54%, es la fuente renovable más desarrollada en la región. Sin embargo, esta dependencia excesiva también causa problemas cuando las sequías prolongadas agotan el flujo de agua de las represas.

La generación hidroeléctrica de pequeña escala tiene un impacto social, económico y cultural mucho menor que las grandes represas. Pero según Recursos Naturales: situación y tendencias para una agenda de desarrollo regional en América Latina y el Caribe, de la CEPAL,

la característica destacada del desarrollo hidroeléctrico latinoamericano es la preponderancia de represas de menor almacenamiento y predominio de generación eléctrica. En comparación con 1976-2000, entre 2001- 2011 se construyeron más represas (un 50% más al año), aunque la capacidad de almacenaje fue de un tercio.

Mientras tanto, Argentina saca de sus represas 11.000 MW y podría llegar a 27.600 MW, con proyectos en carpeta. Comenzando por los embalses “Néstor Kirchner” y “Jorge Cepernic” en el río Santa Cruz (1.740 MW), que Electroingeniería y sus socios chinos valuaron en más de US$5.000 M.

54 % es la fuente renovable más desarrollada en la región.

EÓLICA Y SOLAR Apenas un 0.3% de los 325 GW de capacidad instalada de América Latina son generados a partir de energía solar y eólica.

Uno de los países con más potencial solar es Chile. En junio pasado, la presidente Bachelet inauguró en el Norte la planta Amanecer Solar Cap, la mayor central solar fotovoltaica de Latinoamérica y una de las más grandes del mundo. El proyecto fue desarrollado por un acuerdo de compra de energía (PPA) con la minera Grupo CAP. Más de 310.000 módulos solares fotovoltaicos y capacidad instalada de 100MW, equivalente al consumo de 125.000 hogares. Representa el 10% de la meta de 1.000 MW de capacidad instalada adicional de generación de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) del gobierno de Chile para 2014.

El BID destaca que la energía eólica ha disminuido sus costos de manera acelerada y por eso es la que más rápido crece en la región. Como en Uruguay, que acaba de sumar tres parques eólicos. Uno de ellos, en Maldonado, es el primer parque eólico privado de gran porte, con 25 aerogeneradores de 2 MW cada uno.

Con respecto a Geotermia, México y América Central lideran en la región este energético. Colombia y Ecuador llevan adelante el proyecto geotérmico binacional Tufiño-Chiles-Cerro Negro, que entraría en operaciones en 2018.

ARGENTINA PROMETE Hubo 22 ofertas, por 49 proyectos y1461 MW, superando las estimaciones oficiales en un 46%, que terminaron en la adjudicación de 895 MW. La mayoría por energía eólica, una de las que requiere menor inversión y riesgos financieros.

No obstante, desde la adjudicación, en 2010, el avance de los proyectos es lento a pesar de que las adjudicaciones cuentan con contratos de provisión y de abastecimiento MEM firmados y vigentes. Los proyectos efectivamente ejecutados hoy generan apenas el 15% de la potencia licitada.

SOL CUYANO San Juan y San Luis están apostando fuerte a la energía solar. La Corporación Andina de Fomento (CAF) prestó a la argentina Inesa Solar US$ 11 millones para la construcción, operación, ampliación y mantenimiento del parque solar fotovoltaico Cañada Honda III (San Juan), que aportará 20 MW de potencia al sistema interconectado nacional (SIN). El parque es el mayor complejo de generación solar del país desde diciembre próximo, a través de 22.000 paneles solares de silicio cristalino sobre superficies fijas emplazados en 84 has, en Sarmiento, que arrancará generando 5 MW. En San Luis, LV- Energy LUMINUS instaló una planta productora de paneles solares. Según, Gastón Tzarovsky, gerente comercial, podrá producir 50.000 paneles/año de 12 MW.

VIA CRUCIS DEL BIODIESEL Una de las primeras medidas de la flamante secretaria de Energía argentina, Mariana Matranga, fue volver a aumentar las retenciones (impuestos a la exportación) al biodiesel. La ingeniera química y pieza del superministro de Economía Axel Kicillof que reemplazó a Daniel Cameron firmó la subida de la alícuota efectiva sobre la exportación del biocombustible de un 9,36% a un 11,16% . Si bien por debajo de la tasa de comienzos de año –que hizo económica mente inviable la exportación – el incremento, en pleno derrumbe del precio del aceite de soja,

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KPMG, en su Encuesta Energías Renovables 2014, trazó un panorama del consumo energético de Argentina en el largo plazo. Según los empresarios entrevistados por la consultora, el sector con mayor potencial es el de la energía eólica (41%), seguido por los biocombustibles y la hidráulica (ambas con 18%) y solar (12%).

Un 56% de los consultados pronosticó que la producción de biodiésel aumentará en los próximos años, así como su corte en combustibles. En tanto, más de la mitad colocó a la energía solar como un participante importante en el futuro, siendo el Noroeste la región con mayor potencial, seguida por Cuyo. El 59% de los consultados cree que la biomasa ganará espacio, y que el Nordeste tiene las mejores condiciones para este tipo de fuente .

Argentina tiene un gran menú posible en energías renovables. El potencial eólico argentino supera los 2.000 GW, unas 67 veces la actual capacidad instalada sumando todas sus fuentes (térmica, hidráulica, nuclear, etc.).

Es el mayor potencial onshore del planeta: el Centro Regional de Energía Eólica de Chubut estima en 20.000-500.000 MW el piso y techo potencial de generación eólica en el área patagónica. “Allí hay un rango de vientos de 9 m/s a 12 m/s y el Factor de Capacidad en muchos sitios supera el 45%. Pero existen importantes áreas de Buenos Aires, Córdoba, San Luis, San Juan y La Rioja donde se obtiene un factor de capacidad entre 35% y 40%”, afirma.

Desde 2006, la Ley 26.190 otorga a las energías renovables el carácter de interés nacional.

Con vistas a que en 2016 la Argentina cuente con 8% de generación eléctrica de fuentes renovables. El Programa Generación Eléctrica Nacional con fuentes Renovables (GENREN) licitó proyectos de generación eléctrica con recursos renovables para tal fin. Controlado por Energía Argentina Sociedad Anónima (ENARSA) licitaría la compra de 1.000 (MW) en módulos de potencia de hasta 50 MW, en diversas provincias. Con contratos de provisión a 15 años para que ENARSA venda esa energía al mercado eléctrico.

URUGUAY WINDS

CHILE CRECE

A mediados de este año, la política de energías renovables del gobierno uruguayo se hizo tangible para los uruguayos: bajó la factura eléctrica. El cambio tiene su origen en las fuertes lluvias que llenaron los embalses este año y en una nueva realidad: el 84% de la electricidad de Uruguay viene de recursos propios como el viento, el sol, la lluvia o la quema de desechos de los cultivos agrícolas. Las energías verdes alcanzarán pronto el 40% de la matriz energética nacional, cuando el promedio mundial no supera el 17%.

A partir de julio, los hogares pagarán un 5,5% menos de tarifa eléctrica, las empresas pequeñas y medianas un 6% menos.

Un alivio en un país donde la energía es cara.

“Las renovables aumentan nuestra soberanía energética. Es un tema de supervivencia de la economía. Y permitió garantizar el suministro, lo que históricamente en Uruguay no era trivial. El verano pasado exportamos a Argentina el equivalente al 50% de nuestro consumo”, explica e Ramón Méndez, director nacional de Energía.

Desde 2008, Uruguay invierte el 3% de su PBI en cambiar su estructura energética. El modelo tiene características particulares: “a diferencia de la vecina Argentina, de España o de la Unión Europea, no subsidiamos la energía”, afirma el funcionario uruguayo. Mediante la asociación del sector público y privadas, la Dirección Nacional de Energía abre subastas y concursos, elige la tecnología más madura y rentable para el país. Uno de los mayores éxitos se ha registrado en la instalación de eólicas: “el viento es más estable que la lluvia, se repite siempre, es un negocio financiero”, afirma Méndez.

Para el Centro de Energías Renovables (CER), los proyectos en construcción agregarán 926 MW en base a Energías Renovables No Convencionales (ERNC) al SING y al SIC, los dos principales sistemas eléctricos del país.

Considerando las centrales que debieran estar listas durante este año, el CER prevé que las ERNC sumarán 1.500 MW/1.800 MW a fin de año, un alza de entre el 35% y el 62% con respecto a 2013. Dentro de la matriz renovable, la energía eólica alcanza los 571 MW en operación y representa el 36% de las ERNC. El potencial teórico bruto de energía eólica en Chile, alcanza los 40 GW. Tomando en cuenta los proyectos que están en construcción a la fecha (520 MW), se podría doblar la actual capacidad eólica este 2014, alcanzando al menos los 1.000 MW y manteniendo como líder de las ERNC al viento.

El especialista del CER, Ricardo León, dice que “históricamente la Región de Coquimbo ha sido el polo de la energía eólica y eso se ha mantenido en el tiempo. Pero hoy surgen otros, como el Norte Grande y la Región del Bio Bio, con Arauco, Negrete y Chiloé. Chile cuenta con proyectos por 4.337 MW eólicos con sus estudios ambientales aprobados y el gran desafío es cómo los integramos al sistema”, asegura.

indica que el biocombustible no es prioritario para la política económica argentina.

Entre diciembre de 2013 y el 14 de marzo de este año la retención efectiva vigente sobre el biodiesel fue de 20,91%. El 17 de marzo se aplicó una rebaja para llevarla al 18,53%. Pero duró poco: a partir del 26 de marzo pasado el derecho efectivo volvió a aumentar para ubicarse en 21,75%. El 21 de mayo el gobierno aplicó una brusca caída, hasta el 11,07%. Y el 19 de junio la volvió a bajar. Lo que revivió las ventas

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externas de biodiesel.

La secretaría de Energía también ajustó el precio del etanol para el mercado interno, ajustando el precio oficial al ritmo de la fuerte inflación argentina: en julio determinó un valor de 8,97 $/litro vs 8,61 $/litro del mes anterior.

Este año, se estima que las exportaciones argentinas de biodiesel caerán hasta un 39%, hasta 700.000 ton, luego de que la Unión Europea (UE) aplicó, a fines de 2013, un arancel de entre 19% y 24,6% a las compras del combustible a la Argentina, argumentando supuestas prácticas de dumping argentino, acusación que las em-

presas y el gobierno rechazan.

España es uno de los principales destinos del biodiesel argentino, y el conflicto con Repsol por YPF disparó controversias: una semana después de la expropiación del 51% de las acciones de Repsol, España prohibió el biodiesel extracomunitario, dejando afuera a la Argentina de un negocio de US$ 1.000 millones para 2011.

Pero los productores de biodiesel argentinos han reclamado al Tribunal de Justicia de la UE. “Lo que estamos pidiendo es la anulación de las retenciones con carácter retroactivo”, señaló el asesor legal de la Cámara Argentina de Biocombustibles (Carbio), Gustavo Idígoras. El veredicto final se conocerá en 2015.La Cancillería presentó una denuncia ante la Organización Mundial de Comercio (OMC), la cual hace poco estableció formalmente un panel para resolver el reclamo de la Argentina contra la Unión Europea. F

PETRÓLEO EN MALVINAS, YA TIENE FECHA Premier Oil y su socia Rockhopper dijeron a los mercados que podrían producir crudo en el la cuenca de Malvinas Norte, conocida como Sea Lion, desde fines de 2018. Las empresas contrataron una plataforma para

perforar un mínimo de cuatro pozos en 2015. Premier Oil compartirá la instalación con Noble Energy, que aportará los equipos para perforar otros dos pozos en otras áreas del mar circundante a Malvinas. La petro-

lera espera que el yacimiento produzca 30.000 bpd en 2019. El gobierno argentino ha advertido que cualquier compañía que explore en las Malvinas quedará impedida para invertir en Vaca Muerta.

Mundo

Kurdistán Oil Negocios en la Guerra

H

ay conflictos que resultan inevitables.

No sólo por los dramas humanitarios sino también por sus implicancias económicas y geopolíticas. Al cierre de esta edición Barack Obama anunció que EE.UU. se involucraba a fondo, con sus mortíferos ataques aéreos, contra el ejército del Islamic State Irak Syria (ISIS) que aterroriza al mundo con sus decapitaciones y masacres on line.

En Irak, los yihadistas ya habían tomando el control de grandes extensiones, incluyendo territorios cercanos Erbil, la capital del Kurdistán, región donde Chevron y Exxon Mobil Genel y otras compañías tienen inversiones Como séptimo productor petrolero del mundo, Irak

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exportó 3.300.000 barriles de petróleo por día (bpd) en abril pasado y el territorio semiautónomo kurdo aporta el 10% de ese volumen.

En medio del escalofriante río de sangre de los ultra - musulmanes, la administración kurda aspira a vender su petróleo en los mercados mundiales, sin pasar por el fisco de Bagdad.

El hogar de 5.000.000 de kurdos ha sido semi-autónomo desde la Guerra del Golfo de 1991 y tiene gobierno y cuerpo militar propio. Después de la invasión de EE.UU a Irak en 2003, las notables reservas kurdas atraen a los negocios petroleros. En junio pasado, el Kurdistán iraquí estaba produciendo 360.000 bpd - aproximadamente el 10% de la produc-

ción de Irak, según la Agencia Internacional de Energía.

“La infraestructura energética sigue estando muy amenazada. Los combates con el ISIS cerca de la refinería Kalak y el oleoducto Kurmala-Fishkhabour suponen un gran riesgo para la para la infraestructura energética kurda y los planes de expansión potencial” advirtió Ayham Kamel, director para el Medio Oriente de la consultora Eurasia Group. El oleoducto transporta el crudo de Taq Taq hasta sistema más amplio de gasoductos que opera Genel.

Tawke, el otro gran campo explotado por la empresa, linda con Turquía, mucho más al Norte de los enfrentamientos.

A principios de septiembre, ISIS decía controlar siete campos petroleros y dos refinerías del Norte de Irak, y una parte del oleoducto que une Kirkuk con la ciudad puerto turca Ceyhan.

La venta de unos 10.000 bpd es fundamental en el financiamiento del grupo. La mayor parte de producción de crudo de Irak no había sido afectada. Los enfrentamientos se dan lejos de los grandes campos del Sur de Irak, que producen el 75% del crudo del país.

10 %

de la producción de Irak, proviene de Kurdistán, según la Agencia Internacional de Energía.

Las ventas de petróleo en Irak son manejadas por el gobierno central de Bagdad, que luego divide los ingresos entre las distintas regiones, según la Constitución. Pero funcionarios del Kurdistán denunciaron que el gobierno central no le ha girado el 17% que le corresponde en los últimos seis meses y han subido la apuesta reclamando un 25%.

Turquía es hoy el principal comprador del petróleo kurdo. Alrededor de 120.000 bpd fluyen por oleoducto Ceyhan. Kurdistán exporta un tercio de su petróleo a Turquía, pero quiere subir la cota. Necesitamos exportar al menos 400.000 bpd” dijo Safeen Dizayee, vocero del gobierno autónomo. Irak reclamó a Turquía que re-exportar petróleo kurdo (incluso utilizando camiones desde la frontera hasta el puerto) viola acuerdos entre las dos naciones.

“NO ME GUSTA” Los EE.UU se oponen a la venta directa de crudo del Kurdistán, lo que les aseguraría su independencia. Está en juego la meta de Washington de un Irak unificado. La administración norteamericana ha desalentado a empresas y países de comprar petróleo kurdo.

El tironeo es cada vez más complejo. Por eso la Corte Federal del Sur de Texas impidió el descargue del United Kalavrvta, barco petrolero con US$ 100.000.000 de crudo kurdo, ante un recurso del gobierno de Irak que alega que la carga de crudo pertenece al Ministerio de Petróleo iraquí.

Michael Howard, asesor del ministro kurdo de Recursos Naturales, dijo que “es un tema constitucional que debe determinarse en Irak y no debe ser exportado a los tribunales estadounidenses.”

El United Kalavrvta es uno de los cinco buques

USA VS. IRAK “Si el conflicto se extiende hacia el sur iraquí, la ansiedad se reflejará en el mercado del petróleo” ha dicho Daniel Yergin, vice presidente de la consultora estadounidense IHS. Para el experto, Irak es clave para el crecimiento futuro del mercado mundial de crudo.

La producción petrolera de Estados Unidos dobla a la de Irak, pero se espera que se amesete a principios de 2020. Irak, en cambio, tiene el potencial para seguir creciendo hasta el 2040 antes de declinar en su producción.

Aunque la OPEP está produciendo 30.000.000 bpd, las interrupciones de suministro en otras partes del mundo hacen la creciente producción iraquí aún más importante. El aumento de la producción de EE.UU. se compensa parcialmente la pérdida de petróleo de Irán y Libia, pero no sería suficiente para balancear el posible corte iraquí.

EE.UU. importa alrededor de 300.000 bpd, un 4% por ciento de sus importaciones globales de crudo. “La pérdida no tendría mucho impacto en EE.UU, más si en Europa y Asia donde compran 2.000.000 bpd, lo cual apretaría el mercado” dice Andrew Lipow, presidente de Lipow Oil Associates.”

que cargaron crudo kurdo en Ceyhan desde finales de mayo. Uno de ellos entregó su carga en Israel, con rumores de grandes descuentos en el mercado. Otro barco, United Emblem, igual que el primero de la griega Marine Management Services, descargó en Singapur. Otro petrolero, el Kamari, puso proa a Port Said, Egipto.

KIRKUK CONTROL El petróleo es también un factor importante en el debate latente sobre quién controla Kirkuk, ciudad 400.000 habitantes en la frontera kurdaresto de Irak, lindera a los campos que producen 400.000/ 500.000 bpd. Los principales campos en la región de Basora producen entre 2,6 y 2,7 millones bpd, destacó IHS. Los debates sobre la identidad de Kirkuk tienen larga historia. Fue habitada por kurdos, turcomanos, asirios y árabes. Los kurdos sostienen que Kirkuk ha sido su capital desde el Siglo XVIII. Durante los 70, los kurdos hicieron reclamos formales sobre los ricos yacimientos de Kirkuk.

Sadam respondió expulsando a cientos de miles de kurdos y asirios y asentando a habitantes árabes allí. Desde la invasión estadounidense de Irak en 2003, miles de kurdos desplazados han regresado, recalentando la disputa sobre su gobierno, litigio que crece a medida que ISIS carcome el poder territorial de Bagdad. La milicia kurda, los peshmerga, tomaron Kirkuk a mediados de junio, alegando un “vacío de seguridad” y en julio, empezaron a bombear petróleo de yacimientos de Kirkuk - en desafío al gobierno central de Irak - dando a los kurdos el control de facto sobre el petróleo. F

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