REVISTA PRENSA ENERGETICA ABRIL / MAYO 2016 by gsalip gaston

prensa Año 12 • Número 1 • Abril/Mayo de 2016 • Ciudad de Buenos Aires, Argentina.

LOS PRIMEROS 120 DIAS DEL MACRISMO

LA DISTRIBUCION ELECTRICA Y EL PARADIGMA DE LA OBSOLESCENCIA

GUERRA DE PRECIOS POR LA CONQUISTA DE LOS MERCADOS

INFORME DE KPMG: PANORAMA OIL & GAS 2016

LOS PRIMEROS 4 MESES DE GOBIERNO

¿Cuándo llegan las inversiones? Un shock de inversiones productivas para revertir el cuadro de estancamiento del sector es el consenso que hay entre los actores de la industria. Las medidas que se tomen desde el gobierno, en especial aquellas orientadas a alcanzar un acuerdo de precios, seran cruciales para recuperar la previsibilidad.

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EDITORIAL

Tensa calma

STAFF EDITOR RESPONSABLE Y DIRECCIÓN PERIODÍSTICA: Daniel Barneda

danielbarneda@prensa-energetica.com.ar GERENCIA COMERCIAL: Gastón Salip (gastonsalip@prensa-energetica.com.ar) Diseño y Diagramación: ShutUp! (shut.up.design@gmail.com) Editado en Buenos Aires, República Argentina. Miralla 626- PB 4, (CP 1440), telefax: 4644- 4311, 15-5463-8782. Registro de la propiedad intelectual en trámite. Las notas firmadas no necesariamente reflejan la opinión del editor. Prohibida su reproducción parcial o total (Ley 11.723) –Copyright PE. Prensa Energética es una publicación de Prensa Energética en Internet / Rta. digital: http://issuu.com/gsalip/docs/prensa_50

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nvalentonado, el presidente Mauricio Macri publicó en las redes sociales su propio balance por los 100 días de gobierno. Dijo que se fomentó el diálogo y se normalizó la economía. También destacó la visita de presidentes extranjeros, y confirmó los tres ejes de gobierno que trazó en la campaña: pobreza cero, terminar con el narcotráfico y unir a los argentinos. Los primeros días muestran muchas luces, pero también sombras. En materia económica, el gobierno salió del cepo con bastante éxito, y encaró el trámite legislativo necesario para terminar con el problema de los buitres, una cuestión que Argentina debía solucionar, aunque todavía es incierto qué beneficios generará para el país. Sin embargo, la inflación sigue allí y cada vez más incontrolable. Habrá que esperar al segundo semestre para que mejore, se dice desde la Casa Rosada. Mientras tanto, en la sociedad hay cautela y mucha preocupación. En muchos sectores hay despidos, la obra pública está paralizada y ya se está pagando el tarifazo en la luz con “sueldos viejos”, ya que las paritarias aún no cerraron. Este combo está haciendo que los líderes sindicales, que durante el kirchnerismo estuvieron alejados entre sí, prometan unidad y movilización. Argentina, también hay que recordarlo, va a solucionar la cuestión de los buitres endeudándose a futuro en 12.000 millones de dólares. El gobierno de Macri habla de la pesada herencia recibida y en muchos aspectos esto parece cierto, aunque ha llegado el momento de empezar a gobernar y hacerse cargo. En el plano interno, las deudas son muchas. El gobierno arrancó con una devaluación fuerte. Y la inflación será la batalla que consumirá al Ejecutivo de aquí a fin de año. El gobierno se está dando cuenta de que muchos de los empresarios que apoyaban a Macri como candidato no tienen gestos patrióticos ni mucho menos. Todo lo contrario. Los precios se ajustaron ya al dólar a 16 pesos, y aunque dolar” baje, la inflación no cede. El Indec todavía está recalculando y aún no podemos saber cuáles son las estadísticas oficiales. La desvinculación de trabajadores estatales -si bien había en muchos casos una nómina hinchada artificialmente por nombramientos políticos- provoca aumento del desempleo, sumado a situaciones muy críticas desde lo económico en muchas provincias, que tuvieron que ser auxiliadas financieramente por la Nación. Macri cuenta todavía con crédito social. Pero pasado un tiempo, este crédito social se tiene que transformar en hechos concretos y beneficios para la clase media y trabajadora y también para los empresarios. En definitiva, el llamado “humor social” (indicador que se construye en base a las percepciones tanto de la economía como de la gestión de gobierno y la imagen de los gobernantes), es “positivo, aunque está cayendo” demasiado rápido. Hay preocupación en la sociedad por la economía, pero al mismo tiempo esperanza de que el Gobierno va a resolver los problemas pendientes. Para eso fue elegido. Los tiempos se acortan y el desafío de disipar esta “tensa calma” cada día es mayor.

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Sumario 8-21 Nota de Tapa

¿Fin de luna de miel? TRAS LOS PRIMEROS MESES DE GOBIERNO, EL SECTOR COMIENZA A PEDIR RESPUESTAS QUE INCENTIVEN EL CLIMA DE INVERSIÓN.

ADEMÁS: Latinoamérica, la región minera más optimista Sobran expectativas, faltan inversiones

22 Caso de éxito Productividad en perforación horizontal dirigida 24-25 Coyuntura Crisis eléctrica: ¿quién se hace cargo? Por Marcos Rebasa

26-34 Internacionales Guerra de precios por la conquista de los mercados Por Nicolás Verini

35 Libro de pases

35 Proveedores

Carlos Colo de YPF dirigirá ARPEL

38 Eventos

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NOTA DE TAPA

¿FIN DE LUNA DE MIEL?

contramano del aumento de la capacidad instalada en el sector energético desde el año 2003 y de la apuesta por la diversificación de la matriz de generación energética, las políticas del gobierno de Mauricio Macri están relacionadas con el aumento de las tarifas, el acompañamiento del precio interno del petróleo con el internacional, la desregulación energética, y la subordinación del interés público al negocio

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privado. Estas han sido las principales medidas implementadas a lo largo de los primeros 100 días de gestión en materia de política energética: Decreto de Emergencia: El 16 de diciembre de 2015 se firmó el decreto de Emergencia del Sistema Eléctrico Nacional vigencia hasta el 31 de diciembre de 2017, en cuyo transcurso se dispondrán las medidas correctivas, para el uso racional de la energía, mientras no se descartan cortes preventivos, para cada caso en particular. Disolución de la Comisión de Pla-

nificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas: El 4 de enero 2016 se publicó el Decreto de Necesidad y Urgencia que disolvió la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas y derogó gran parte del articulado del Reglamento del Régimen de Soberanía Hidrocarburíferas, cuyas funciones fueron transferidas del Ministerio de Economía al de Energía y Minería. Dicha comisión fue creada en 2012

TRAS LOS PRIMEROS MESES DE GOBIERNO, EL SECTOR COMIENZA A PEDIR RESPUESTAS QUE INCENTIVEN EL CLIMA DE INVERSIÓN.

POR AHORA,

LAS POLÍTICAS ADOPTADAS NO LOGRAN DESPEJAR LA SITUACIÓN DE INCERTIDUMBRE. REINA CIERTO OPTIMISMO PARA LA SEGUNDA MITAD DEL AÑO.

LATINOAMÉRICA, LA REGIÓN MINERA MÁS OPTIMISTA

atinoamérica es la región minera que aguarda con mayor optimismo la próxima temporada. Así lo indica

una encuesta elaborada por Timetric’s Mining Intelligence Center (TMIC), consultora internacional que tiene oficinas en 15 grandes ciudades de todo el planeta (incluyendo Buenos Aires). Según el relevamiento, que contó con la participación de 630 gerentes mineros de distintos países, un 15% de las mineras activas en el mercado latinoamericano se halla actualmente en pleno proceso de expansión. En África, esa proporción asciende a un 13%, mientras que en Asia y Norteamérica se limita a un 7% y un 2%, respectivamente. Por otro lado, un 16% de los ejecutivos encuestados planea “aumentos significativos” de sus inversiones en Latinoamérica para 2016, frente al 10% registrado en África, el 9% en Asia, el 4% en Europa y el 3% en Oceanía. “En otras palabras, hoy la región exhibe el mayor porcentaje de mineras que proyectan una suba en sus presupuestos exploratorios y productivos, y en sus decisiones de compras finales de equipos para los próximos 12 meses”, resumió Núñez Guevara, analista de TMIC. De acuerdo con la edición 2015 del ranking “Where Not To Invest”, elaborado por la consultora norteamericana Behre Dolbear, las plazas mineras más atractivas para la inversión en el ámbito regional son Chile, que figura en el cuarto

con el objetivo de: fiscalizar en forma permanente el cumplimiento de las especificaciones que deben cumplir los combustibles que se comercialicen para consumo en el territorio nacional, cumplir con la evaluación del plan de inversiones de las empresas prestadoras, impulsar auditorías en forma trimestral con la facultad para aplicar sanciones, y asegurar precios comerciales razonables con la publicación de precios de referencia de costos y precios de referencia para la venta de hidrocarburos y combusti-

bles, entre otras funciones. Eliminación de subsidios y suba de tarifas: El 15 de diciembre de 2015, el Gobierno puso en marcha un “sinceramiento de tarifas”, a través de “un proceso de modificación gradual de los subsidios a las tarifas de los servicios eléctricos y de gas natural”. La Resolución 1/2016, publicada en Boletín Oficial instruyó a las distribuidoras eléctricas a implementar en la facturación que se emita desde el 1 de marzo, un nuevo esquema de liquidación mensual de los ciclos de

puesto del listado; México, que ocupa el quinto lugar; Perú, que se sitúa en la sexta colocación; y Colombia, que se encuentra en la octava ubicación. Entre los mercados que más retrocedieron, en tanto, se destacan los casos de Brasil, que –golpeado por los hechos de corrupción que sacudieron la actividad petrolera– cayó desde la 6º hasta la 11º posición, y la Argentina, cuyo deterioro alcanzó un nivel inédito, al perder dos lugares en relación con los datos del año anterior y quedar 22º entre las 25 naciones evaluadas. prensa

NOTA DE TAPA lectura bimestral y todo el sistema de bonificación por ahorro en el consumo, se proyecta que los aumentos alcancen entre un 250% y un 600%, dependiendo de la reducción del consumo. En el caso de los beneficiarios de la Tarifa Social, cuando registren un consumo inferior a 150 kilovatios por mes no pagarán el servicio. Incentivo a la exploración: El Poder Ejecutivo enviará al Congreso un proyecto de Ley “de incentivo para la exploración de área de riesgo off shore y no convencionales”, al tiempo que adelantó que se buscará un nuevo acuerdo con el sector del petróleo “para mantener garantizado el precio del crudo” a nivel local “hasta que los valores internacionales se recuperen”. Las provincias y los hidrocarburos: El objetivo del Gobierno es modificar el decreto 1277 del 2012, de manera de reafirmar el reconocimiento a las provincias “como única autoridad de aplicación y concesión de explotación” de sus hidrocarburos, dejando en claro que la actual administración “ no propone la coparticipación de las regalías hidrocarburíferas”. El futuro de YPF: El Gobierno le pidió al presidente de YPF, Miguel Galuccio, que renuncie a su cargo en la petrolera a partir de abril, “debido a cambios en la estructura” de la compañía que el oficialismo tiene previsto llevar a cabo. Sería reemplazado por Miguel Gutiérrez. La primera consigna para comandar YPF junto es “despolitizar” la gestión, lo que implica transformar a la principal petrolera del país en una firma que se maneje casi estrictamente según pautas de mercado y no sobre la base de los intereses de la coyuntura económica y política. Esta idea tendrá fuertes implicancias no sólo en la compañía sino en toda la estrategia oficial hacia el sector energético nacional. Recorte de inversiones: YPF informó que reducirá en 25% las inversiones planeadas para el 2016, presionada por la caída internacional de los precios del petróleo y después de haber reportado una pérdida de 49.1% 10

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en sus ganancias netas del 2015. Importación de gas y electricidad: Con relación a la importación de gas natural, Chile suministrará 5,5 millones de metros cúbicos diarios de gas a Argentina entre los meses de mayo y septiembre, y representarán cerca del 20% del total de las importaciones argentinas de esta energía que cubren un total de 25 millones de metros cúbicos al día. La importación de gas será para consumo industrial y residencial en Buenos Aires y se realizará a través de los gasoductos NorAndino, en el norte de ambos países, y el GasAndes, ubicado a la altura de la región Metropolitana chilena. Otro de los acuerdos alcanzados prevé la exportación de electricidad desde el norte chileno hacia Argenti-

na, a través de la línea eléctrica que existe entre Mejillones y Salta, interconexión que permitirá suministrar unos 200 megavatios al Sistema Interconectado Nacional. Ambos países también acordaron la inversión en el Proyecto Incremental del Área Magallanes, que será operado por Enap Sipetrol Argentina e YPF, con lo cual se busca incrementar la producción de gas natural a 4 millones de metros cúbicos diarios. Precio del Gas: En el segmento residencial Aranguren anticipó que los aumentos en las facturas del gas quedarán definidos antes del 21 de junio. Por ahora, de las declaraciones oficiales surge que el impacto en los hogares será menor que el generado por los aumentos en la electricidad, porque las ta-

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NOTA DE TAPA

rifas gasíferas para el sector residencial de la mayor parte del país ya tuvo un fuerte ajuste que llegó hasta el 600% a partir de 2014. La estimación inicial que puede hacerse es que las facturas de gas para los hogares en las zonas del país que ya tuvieron aumentos tendrán un alza de alrededor del 200%. Precio del gas en boca de pozo: Por ahora, el único dato disponible para hacer estimaciones es que el precio del gas en boca de pozo pasaría desde un promedio de u$s 2,50 a u$s 5,80 por millón de btu (unidad de medida) y que se mantendría un valor de u$s 7,50 para la producción que se haya introducido a partir de 2012. Precio del petróleo: Entre los principales puntos acordados entre el Gobierno y las petroleras figuran: 1) Los productores de petróleo recibirán US$ 67,50 por cada barril producido en la cuenca Neuquina y US$ 54,90 por el petróleo del Golfo San Jorge. 2) El precio del petróleo entregado en diciembre tras la devaluación –que aún no fue facturado- deberá ser negociado en cada caso particular entre productores y refinadores. 12

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3) Se eliminarán los derechos a la exportación de petróleo. Aunque su peso en el negocio era más que nada simbólico (tras la última modificación de la alícuota a principios de 2015, las retenciones habían quedado en un 1%), 4) También quedará sin efecto el subsidio de US$ 3 por barril adicional de producción establecido por el kirchnerisimo durante el año pasado. En la práctica, su vigencia caducó el 31 de diciembre de 2015 y no será renovado. 5) La intención del Gobierno es que los precios de los combustibles aumenten entre un 15% y un 20% a lo largo de este año. 6) Acuerdan subsidios para evitar despidos por seis meses en la provincia de Chubut. Con la negociación se logró una solución para los cerca de 10.000 puestos de trabajo que estaban en riesgo a raíz de la inestabilidad del precio internacional del crudo. Energías Renovables: Desde el Ministerio de Energía buscan darle mayor impulso a la diversificación de la matriz energética, incrementando la participación de las energías renovables no convencionales. La prio-

ridad apunta a reglamentar la Ley 27.191, por la cual el 8% de la energía eléctrica producida en el año 2017 será de fuentes renovables y un 20% llegará al año 2025. El abandono del autoabastecimiento energético y la importación de energía: En opinión de Aranguren “no es tan relevante recuperar el autoabastecimiento, sino preocuparnos por tener seguridad energética. Eso significa energía variada, accesible y a precios razonables. Argentina seguirá importando gas de Bolivia y Chile. El fin de la regulación a las empresas: Para el nuevo gabinete de Energía “uno de los problemas es la ausencia de renegociación de los contratos de suministro eléctrico”. Cabe señalar que las renegociaciones han sido históricamente el mecanismo de justificación de no inversión y de aumento de rentabilidad de las empresas. En este marco, queda afuera entonces de todo debate la posibilidad del control de la rentabilidad de las empresas energéticas. Despidos en Atucha III: Unos 600 trabajadores del complejo nuclear Atucha III fueron despedidos en las

por las empresas contratistas. Los despedidos estaban afectados a las obras de construcción de la cuarta central nuclear de la Argentina, Atucha III, un mega proyecto de más de 3 mil millones de dólares realizado con financiamiento de Canadá, Rusia, Francia y principalmente China. Política de cortes programados: En los últimos dos meses y como consecuencia de las altas temperaturas, el Gobierno implementó una política de cortes de luz programados como variante inevitable de la crisis energética. Aranguren reconoció que las interrupciones al suministro eléctrico “no tendrían que ocurrir en un país normal”, pero argumentó que, por el momento, no hay alternativa: “Es lo que hay”, aseguró. Defensa de la gestión de Repsol: Aranguren, cuestionó “los motivos” por los cuales se decidió la renaciona-

lización de YPF y defendió la gestión anterior de Repsol. El ex titular de Shell vinculó la decisión política de recuperar YPF, ratificada por ley del Congreso, “con el cepo cambiario, que tuvo su origen en noviembre de 2011”, es decir, seis meses antes de la repatriación de la petrolera. “El gobierno de entonces consideró que la gestión privada no estaba haciendo muy bien las inversiones, y que YPF tenía una caja suficiente para dar soporte a las finanzas públicas: quedó demostrado que ninguna de las dos cosas era así”, sostuvo el funcionario. Eliminación de retenciones a la minería: Aranguren aseguró que “no hay país en el mundo que explote minería en forma responsable que aplique retenciones”, y remarcó que la decisión de eliminarlas “es para atraer inversión”. Por la quita de retenciones mineras, el Estado resigna

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NOTA DE TAPA

US$ 223 millones anuales. Finalización intervención TGN: El ENARGAS, el ente que regula actividad gasífera en Argentina decidió terminar con la intervención de siete años a la empresa transportista de gas TGN. El gobierno anterior adoptó esta medida en 2008 luego de que la empresa vinculada al grupo Techint incumplió con un pago de deuda en dólares argumentando su estrechez financiera por el congelamiento tarifario. Marcha atrás con el gasoducto a El Calafate: El gobierno le pondrá fin al proyecto para construir un gasoducto de $ 2500 millones para abastecer a las localidades de El Calafate y Río Turbio, en la provincia de Santa Cruz. Beneficio impositivo sobre biodiesel: El Gobierno Nacional oficializó la prórroga hasta el 30 de abril para las exenciones del impuesto a la producción de biodiésel y la eximición de impuestos al biodiésel empleado como combustible líquido en la generación de energía eléctrica. Limitar la importación de combustibles: Con el precio internacional del crudo en torno a los 30 dólares, hoy es más barato importar petróleo y derivados que producirlos localmente. El marco regulatorio establece que la importación de combustibles es libre. No obstante, el Ministerio de Energía y Minería dictará en una resolución para dificultar y limitar la importación especulativa de combustibles por parte de los grandes traders internacionales. Acuerdos con Bolivia: Avanzan los

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acuerdos energéticos entre Argentina y Bolivia para la compra de gas y electricidad. De esta manera se pretende continuar el curso de las negociaciones encaminadas durante el gobierno de Cristina Fernández, las cuales tenían el propósito de concretar la integración energética entre las dos naciones. Creación de un gabinete de Energía integrado por CEOs: La decisión política del Gobierno de Macri implica ubicar a representantes de las mismas empresas energéticas en el gabinete. Además del propio Ministro de Energía, ex CEO de Shell, todos los funcionarios provienen de la actividad privada: Secretario de Recursos Hidrocarburíferos: Juan Sureda, ex miembro de PAN AMERICAN ENERGY (PAE). Titular del ENRE: Juan Garade, ex Edesur y Edenor. Titular de Enargas: David Tezanos, Ex YPF y Metrogas. Cammesa: Julio Bragulat, Coordinador del Consejo Asesor de Política Energética de la Provincia de Córdoba y vocal de la Empresa Provincial de Energía Eléctrica (EPEC) Enarsa: Hugo Balboa, ex Axion (Esso antes de ser comprada por Bridas – también propietario de PAE) Subsecretario de Comercialización y Refinación: Pablo Popik, de Axion Secretario de Energía Eléctrica: Alejandro Sruoga, ya ocupó una posición con el ex presidente Fernando De La Rua en 2001, hombre de Carlos Bastos (menemismo) y ex EDENOR Subsecretario de energía térmica y termoeléctrica: Osvaldo Rolando,

ADEERA (Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica) y ex director de EDESUR, Subsecretario de Energías Renovables: Sebastián Kind (ex Pan American Energy). Subsecretario de Infraestructura Energética: Alberto Brusco, ex Iecsa (constructora de Franco Macri que fue vendida a su sobrino Ángelo Calcaterra). Subsecretario de Escenarios y Evaluación de Proyectos: Mauricio Roitman, ex jefe de consultoría de Negocios en EnergyConsulting. Secretaría de Planeamiento: Ing. Daniel Redondo, ex gerente de Exxon. Nuevos miembros en el Directorio de YPF: Daniel Montamat y Emilio Apud, ex Secretarios de Energía del gobierno de Fernando de la Rúa; Fabían Rodríguez Simón, ex Director de la Unidad del Espacio Público implicado en una causa judicial por delitos de “coacción agravada y abuso de autoridad” contra indigentes y personas en situación de calle; y Carlos Felices, ex Telecom con trayectoria en el sector finanzas de YPF. No sólo se trata de funcionarios del sector privado, sino que fundamentalmente provienen de empresas energéticas que debieran ser sujetas a control público, en este caso, por ellos mismos. Adicionalmente, dichas empresas poseen obras públicas en marcha o concesiones del Estado, con lo cual la toma de decisiones sobre el cumplimiento de los planes de inversión o las auditorías sobre concreción de obras estará superpuesta a su participación en las mismas firmas.

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NOTA DE TAPA

SOBRAN EXPECTATIVAS, FALTAN INVERSIONES

LAS FLUCTUACIONES DE LOS PRECIOS INTERNACIONALES, POR QUÉ ARGENTINA DEJÓ DE SER UN NETO EXPORTADOR PARA CONVERTIRSE EN IMPORTADOR DE P&G, Y CÓMO IMPULSAR UN PROCESO DE INVERSIONES CONSTANTES QUE PERMITA RECUPERAR EL AUTOABASTECIMIENTO, SON ALGUNOS DE LOS TEMAS MÁS DESTACADOS DEL ESTUDIO QUE REPASA LO SUCEDIDO EN EL SECTOR EN LOS ÚLTIMOS 10 AÑOS.

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l informe especial “Petróleo y Gas. Balance de la década 2005-2015, perspectivas y desafíos” realizado por KPMG explica cuál ha sido el comportamiento y desempeño general de la industria del petróleo y gas en los últimos diez años como así también sus perspectivas inmediatas. Entre las principales preocupaciones del sector figuran el necesario aumento de la producción, las fuentes de financiamiento, la inversión, los precios y el desarrollo de los recursos no convencionales. “Un shock de inversiones productivas para revertir el cuadro de estancamiento del sector es el consenso que hay entre los actores de la industria y, por ello, las medidas que se tomen desde el gobierno, en especial aquellas orientadas a alcanzar un acuerdo de precios que permitan mejorar la

rentabilidad del sector, lo cual impactará sobre las inversiones del mismo, serán determinantes para recuperar la confianza perdida y la previsibilidad en un negocio cuyos resultados se ven siempre en el mediano y largo plazo”, afirma el estudio. Luego agrega que “la explotación de recursos no convencionales aparece como una solución a los problemas de abastecimiento energético de un país que pasó, en el lapso de dos décadas, del autoabastecimiento logrado en los ‘90 a la dependencia actual de las importaciones energéticas. No obstante, las inversiones y costos que deben afrontarse para su extracción son significativamente mayores a las necesarias para la producción de convencionales, por lo que resulta prioritario articular políticas que busquen mejorar el clima de negocios, fomentar las inversiones y contrarrestar los

efectos negativos de la reciente caída en los niveles actuales y esperados de los precios internacionales.”

LOS PRECIOS EN LA DÉCADA

Según el informe, el período 20052015 estuvo marcado por un patrón de aceleración y desaceleración de los precios internacionales y sostiene que luego de experimentar importantes incrementos durante 2005-2011 (el precio del petróleo creció un 94% promedio tomando como referencia el precio promedio de Brendt, WTI y Dubai; y del gas el de EE.UU. y UE), la evolución del precio del P&G comenzó a estancarse y a mostrar importantes caídas en 2014 y 2015. Si bien el precio tuvo respecto a 2011 caídas exiguas, en 2015 se registraron desplomes del 51% y 30%, respectivamente. En cifras, el precio promedio del petróleo y el gas natural registra-

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NOTA DE TAPA La petrolera estatal argentina informó que reducirá en 25% las inversiones planeadas para el 2016, presionada por la caída internacional de los precios del petróleo y después de haber reportado una pérdida de 49.1% en sus ganancias netas del 2015

dos en 2011 habían alcanzado los U$S 104 (U$S 95 para el WTI) el barril y los U$S 7,2 por MMbtu, respectivamente. Pero para principios de 2015 esas cifras habían caído a U$S 47,11 el barril (U$S 47,27 para el WTI) y a U$S 6,11 el MMbtu, y hacia fines de octubre a U$S 46,9 (U$S 46.20 para el WTI) el barril y a U$S 4,37 el MMbtu. Se describe que durante diciembre de 2015 el precio del barril de crudo siguió cayendo llegando a una media de U$S 36 (U$S 37,2 para el WTI), en tanto que durante el primer mes de 2016 perforó la barrera de los U$S 30 (el WTI llegó a los U$S 29 el barril). Como puede apreciarse los precios de estas mercancías altamente transables en el mercado internacional muestran una tendencia en declive, 18

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que difícilmente pueda revertirse en el corto plazo, y que se encuentra explicada por múltiples factores geopolíticos y de mercado, entre los cuales se destaca un exceso de oferta global que genera presiones hacia la baja de los precios. No obstante ello, otros especialistas del mercado (como por ejemplo la Agencia Internacional de Energía) estiman que podría existir una recuperación en los valores hacia fin de año.

DE EXPORTADOR A IMPORTADOR

El trabajo señala que desde 2011 Argentina pasó de ser de un país exportador a un importador neto (principalmente de gas). Si bien los primeros signos de disminución productiva en los últimos veinte años pueden ubicarse a fines de los ’90, la baja en el

desempeño del sector quedó recién en evidencia en 2004 cuando el Gobierno se vio obligado a elaborar el denominado Plan Energético Nacional. Para entonces, el desfasaje que generaban las políticas aplicadas a la oferta, con precios no rentables y un ambiente incierto que retraía inversiones, y a la demanda, a partir de tarifas subsidiadas que promovieron el consumo, llevaron al país a aminorar el ritmo de inversiones, la producción de hidrocarburos y sus niveles exportados. Esta situación condujo a que ese mismo año 2011, el país comenzara a importar gas y energía eléctrica de países de la región como Bolivia, Uruguay, Paraguay y Brasil, y extra-regionales como Qatar o Trinidad y Tobago. El resultado directo, como se mencionó anteriormente, fue el deterioro progresivo de la balanza comercial del sector, un fuerte impacto en las cuentas fiscales y la retracción de gran parte del colchón de divisas que se alimentaba de las exportaciones de soja y otros granos, las que luego del 2013 se han visto severamente afectadas por la significativa disminución de los montos en dólares exportados debido a la reciente caída de los precios externos. También se afirma en el texto que la producción local de hidrocarburos ha ido menguando en los últimos diez años siendo la de gas la más afectada. Mientras la producción de petróleo pasó de 800.000 barriles al día en 2005 a un estimado de 700.000 para fines de 2015 (es decir, una caída cercana al 12%), la producción de gas natural se ha desplomado en un 26% pasando de

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NOTA DE TAPA 51.000 millones de M3 producidos en 2005 a un estimado de 38.000 millones de M3 para fines del 2015. Amén de las variaciones experimentadas por los precios a lo largo del mismo período, el valor de la producción medida en dólares ha mostrado un comportamiento similar al de las cantidades. En lo que respecta al consumo doméstico es a partir de 2011, en el caso del gas, y de 2012, en el del petróleo, que Argentina comienza a observar un déficit en la oferta.Y el ejemplo del gas es el más emblemático. En 2011 el consumo doméstico de gas natural superó a su producción en alrededor de 600 millones de M3, cifra que iría incrementándose en 2012, 2013 y 2014 hasta llegar a 2015 a un déficit productivo que rondaría los 8.0001 millones de M3. Llevando estos guarismos a valores monetarios se aprecia que, a diferencia del petróleo donde los valores de producción y consumo han seguido un patrón similar, el consumo de gas expresado en dólares ha venido superando desde 2012 de manera creciente a la producción hasta llegar a 2015 a registrar un déficit que podría encontrarse entre los U$S 2.000 y los U$S 3.000 millones (ello a su vez, fomentado por la imprevisión en materia energética y la importación de energía a un alto costo, por ejemplo de gas licuado) La caída de los precios internacionales en conjunto con las políticas internas conforman dos de los principales factores que ayudarían a explicar el retroceso observado en la oferta local de hidrocarburos como así también la aparición de una luz amarilla para la mayor parte de los proyectos de explotación. Uno de los más importantes en suelo argentino, Vaca Muerta, destinado a la producción de no convencionales (shale), se ha topado con este inconveniente, principalmente porque el acuerdo YPF-Chevron, el convenio más importante dentro de la industria y que implicaría una inversión que alcanzaría los U$S 15.000 millones para producir gas y petróleo no convencional, efectuó sus flujos de caja y proyecciones estimando un 20

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precio promedio de U$S 80 a U$S 100 el barril de petróleo. Teniendo en cuenta que el precio medio del barril ha descendido desde U$S 96 en 2014 a menos de U$S 40 en diciembre del 2015 (promediando los U$S 30 en enero de 2016), si bien el precio en Argentina ronda los U$S 67 y U$S 55 (según éste sea liviano o pesado), resulta lógico que tanto este como otros proyectos (Los Molles, Golfo de San Jorge, entre otros) queden hoy demorados en su desarrollo, lo que complica en el futuro inmediato el crecimiento de la industria e impacta negativamente en las perspectivas de autoabastecimiento y en la esperada morigeración en la compra externa de energía.

DESAFÍOS DEL SECTOR

El Informe Especial de P&G de KPMG describe los principales desafíos de la industria a partir de la información reunida en el sector. Las definiciones

más destacadas son: Aumentar la producción de P&G promoviendo y aumentando las inversiones tanto locales como internacionales en un marco de un mejor clima de negocios y certidumbre con relación a las reglas de juego del mercado. Reformulación de incentivos fiscales y una disminución del tiempo de recupero de la inversión en un clima de seguridad jurídica nacional, provincial y municipal. Avanzar en el proceso de complementación energética regional. Las fuentes de financiamiento deben ser múltiples e incluyen propias empresarias, la posible venta de activos, la llegada de nuevos inversores corporativos, préstamos sindicados de bancos, créditos multilaterales y/o emisión de deuda. Mantener los planes de desarrollo e inversiones tanto en los recursos renovables como en los no renovables. Mejorando el clima de negocios

“YPF recorta en 25% su inversión para el 2016”

en el país, estabilizándose la macroeconomía y cambiando la tendencia bajista de los precios internacionales, se cree que se acelerarán las decisiones de inversiones en el sector. Con relación a los recursos no convencionales el principal competidor internacional de Argentina es Estados Unidos y por ello los costos de producción locales deberían ser competitivos para atraer las inversiones disponibles en el mundo que por ahora se dirigen al país del norte. En cuanto al precio del petróleo, no convergerá con los internacionales en el corto plazo, proceso que no debe ser brusco sino un acople que permita estabilizar las principales variables económicas de la industria, lo que facilitaría las inversiones necesarias en el sector. Por último, en el análisis final se dice que en el actual contexto de necesidades pero al mismo tiempo de oportunidades, es positivo que el país inicie el proceso de reordenamiento de las cuentas macroeconómicas y de la estructura del sector energético con el objetivo de mejorar en el mediano plazo su desempeño y reducir la dependencia de importaciones que siguen erosionando las reservas del BCRA. Argentina mantiene un gran potencial energético aún sin desarrollar y, sin dudas, las empresas nacionales e internacionales que operan aquí estarían dispuestas a asumir los riesgos necesarios para aprovechar todas las oportunidades. También resulta imperativo diversificar aún más la matriz energética dando mayor participación y desarrollo a las energías renovables, generar un ambiente de negocios previsible, corregir las fallas de mercado y, como ya se lo ha propuesto el actual gobierno, reorientar la estructura de subsidios a las tarifas sobre el consumo de energía.

Luego de la nacionalización de YPF en 2012, vale la pena rescatar de políticas que vienen implementándose y que buscan fomentar la inversión y la producción de hidrocarburos en un contexto menos propicio, es importante destacar que la naturaleza de su concepción no es otra más que la promoción de la producción doméstica de hidrocarburos. Las medidas económicas y financieras adoptadas hasta el momento por el nuevo gobier-

no argentino son positivas para el sector y se espera que sean acompañadas por políticas de incentivo a la producción de acuerdo a la realidad planteada en este informe. Estas decisiones serán, sin duda, un importante estímulo para asegurar un proceso de inversiones de mediano y largo plazo tanto locales como internacionales que coadyuvarán a la recuperación y el desarrollo de la industria del P&G de cara al futuro.

CUIDANDO NUESTRO MEDIOAMBIENTE GANAMOS TODOS, SEAMOS RESPONSABLES CON NUESTRO FUTURO. Con una amplia experiencia en estos 25 años, como primera empresa productora de Polipropileno en Argentina y de Poliolefinas Especiales en Latinoamérica, hemos alcanzado altos niveles de calidad en nuestros productos haciendo foco en la evolución y el desarrollo, en el servicio a nuestros clientes, en el fuerte compromiso con el cuidado del medio ambiente, en la salud y el bienestar de nuestra gente.

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CASO DE ÉXITO: FLOWTEX-YPF

PRODUCTIVIDAD EN PERFORACIÓN HORIZONTAL DIRIGIDA

lowtex HDD S.A. es una empresa Argentina, especializada en la aplicación del método de perforación horizontal dirigida a la instalación de grandes conductos y tendido de redes. Se proyecta al mercado como herramienta para la construcción de cruces dirigidos, satisfaciendo las demandas técnicas y económicas más estrictas de aquellos contratistas, constructoras y usuarios de procedimientos de construcción subterránea, decididos a lograr por medios no destructivos, tiempos y costos, que resulten en niveles de productividad que incentiven superar aquellas formas de construcción sucedidas a cielo abierto o por dragado. Con el fin de satisfacer la demanda de clientes con necesidad de planificar obras con plazos acotados y mínimas interrupciones operativas, Flowtex HDD S.A. perfeccionó sus procedimientos dentro de un proceso de certificación de Normas ISO, logrando reducir los tiempos de ejecución de Cruces Dirigidos mayores. Este proceso se exteriorizó en una obra para YPF, dentro del marco del programa de tareas de mantenimiento e integridad sobre el oleoducto La Plata – Dock Sud de Ø 24”. El objetivo planteado era reemplazar a través de un método no destructivo una tramo del oleoducto a la altura del km 24.5 de la Autopista RN 1, una zona compleja por la presencia de caminos, canales colectores, grandes emisarios pre-moldeados de servicios

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sanitarios, ductos conductores de hidrocarburos, más un entramado de tendidos de fibra óptica. La solución acordada fue instalar al nuevo tramo del oleoducto dentro de un túnel que traspusiera por debajo a toda la zona de interferencias asegurando una solución no destructiva, alternativa a la excavación a cielo abierto. La fase operativa de la obra se realizó en 3 etapas:

TÚNEL PILOTO Una Perforación Piloto fue construida a lo largo del trazado preestablecido con la precisión que brinda el sistema de guiado electromagnético de alta resolución Paratrack 2 de Vector Magnetics, y la elección de un trepano tricono con cuchillas de Ø 9 7/8” diseñada en base a la estratigrafía del cruce.

ENSANCHES: Utilizando herramientas escariadoras con puntas de corte de tungsteno la primera fase de ensanche del túnel fue a un diámetro de 24” ampliándose luego a través de una segunda fase a Ø 36”. Durante la realización de esta etapa, se concluyó la construcción de la tubería, realizándose el radiografiado de las soldaduras, colocando mantas de protección y efectuando su ensayo hidráulico y calibrado.

ALISTAMIENTO E INSERCIÓN DE TUBERÍA Asegurado el perfecto estado de la columna previo a su instalación dentro del túnel, su alineación para su

FICHA TÉCNICA CRUCE DIRIGIDO CANAL DERIVADOR GIMÉNEZ Tramo a reemplazar: 400 mts Tapada mínima debajo del Canal: 15 metros

Tipo de suelo: Esquisto de sílice, tosca, arcilla, limo Tubo de acero: API 5L –X46—24 Ø Diámetro externo nominal: 24” Espesor de pared: 7.14 mm Presión de trabajo: 420 psi

Tiempo Operación Perforadora: 50 horas

desfile en una zona extremadamente pantanosa, fue realizada con asistencia de elementos de izaje. La inserción de la tubería por tracción desde la perforadora permitió realizar su instalación soterrada dentro del túnel en solo tres horas. Los fluidos de perforación y los recortes extraídos por la excavación del túnel fueron reciclados a través de una planta que por medio de hidrociclónicos y zarandas permitió la separación de los estériles y la reincorporación de la inyección al sistema. Es destacable que a través de este ejercicio de optimización, se logró reducir las etapas de perforación direccional de esta obra, consiguiendo mejorar la productividad en más de un 20% sobre los tiempos históricos.

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COYUNTURA

CRISIS ELÉCTRICA: ¿QUIÉN SE HACE CARGO?

Por Marcos Rebasa, abogado, experto en Energía, Servicios Públicos y Regulación. ES INDUDABLE QUE UN AJUSTE GRADUAL HUBIERA PERMITIDO EQUILIBRAR ESE DESBALANCE ENTRE TARIFA Y CALIDAD, ESENCIAL EN EL CONCEPTO DEL SERVICIO PÚBLICO, ASUMIENDO EL ESTADO SU PARTE DE RESPONSABILIDAD EN LOS HECHOS.

a crisis de la distribución eléctrica en el área metropolitana, cuyos efectos severos se vio nuevamente en este verano, tiene su origen en diversos factores que es necesario distinguir para una comprensión adecuada. El comportamiento de las concesionarias Edenor y Edesur (Edelap ya fue transferida a la Prov. de Bs.As.) no se puede separar de la política tarifaria seguida en los últimos años para el área de Capital y Conurbano, la zona metropolitana que sirven. Esa pauta oficial de precios para los usuarios, más otros factores que vere-

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mos, implicaron una compleja trama de subsidios y de otras medidas de características especiales. Así, el congelamiento de tarifas a partir de la crisis de 2001 tuvo fundamento en la apropiación de renta de esas concesionarias en el período anterior al 2001 y desde la privatización, alejándose de las previsiones contractuales y de la razonabilidad que debe tener la tarifa de un servicio público. En esa etapa se produjo además un endeudamiento excesivo de las empresas, no justificado. Sin embargo, los argumentos para aquel congelamiento fueron perdiendo asidero con los años, y en un período aproximado entre los años 2006 y

2008 se consideró necesario proceder a cierta actualización de los valores de comercialización (VAD) de esas empresas como componente de la tarifa eléctrica, aunque también del valor de la energía. El gobierno anterior hizo entonces intentos en ese sentido y lo cierto es que varios sectores de la sociedad, especialmente asociaciones de usuarios y partidos políticos opositores, pusieron el grito en el cielo. Con la colaboración de la justicia torpedearon las iniciativas y se retrocedió en el intento. A ello colaboró el pensamiento oficial sobre los efectos de los eventuales ajustes sobre la inflación, un temor siempre presente, y la incipiente

consolidación del criterio económico de fortalecimiento del consumo interno como motor de su evolución. A pesar de esos factores se reintentó luego esa actualización de tarifas otras veces con los mismos resultados, pero cada vez con mayor peso de los argumentos económicos ya mencionados. Entre otras razones de los funcionarios para insistir en la solución de la ausencia de inversiones estuvo la creciente baja de la calidad del servicio como consecuencia de esa política. La protesta social iba en aumento.

EL FOMENTO DEL CONSUMO Aunque no lo expresaran formalmen-

te estaba claro que las concesionarias escudaban su desidia en la ausencia de los fondos que les hubieran correspondido si las tarifas no estuvieran congeladas. Ello llevó a que las autoridades imaginaran un conjunto de medidas que, por omisión de cumplimiento de obligaciones contractuales de las distribuidoras o por remisión de fondos específicos, importó la inversión en algunos puntos álgidos de la distribución. Así, se creó el Focede, fondo administrado por el Estado, para realizar esas inversiones puntuales, entre otros paliativos. En este punto es importante decir que los números correspondientes a esos subsidios, y demás medidas relacionadas, no han sido expuestos con claridad a partir de las disposiciones recientes de fuerte ajuste tarifario, por lo cual no se sabe con claridad el debe y haber de ambas concesionarias y de sus obligaciones contractuales respecto a la atención de un servicio público esencial en el período en que fueron auxiliadas. Por otro lado, el crecimiento exponencial de la economía en esos años y la capacidad de compra de la población y de las empresas privadas importó un incremento fuera de lo normal del consumo eléctrico. Circunstancia que se encontró con la falta de inversión en las instalaciones necesarias para atender esa expansión del consumo, con lo que creció la fragilidad del servicio. Ahora bien, ¿es explicación suficiente por parte de las distribuidoras una tarifa que no remunera razonablemente sus obligaciones en la prestación de un servicio público, para eximirse de su cumplimiento? ¿No debieran haber planteado formalmente la cuestión asumiendo sus consecuencias? O judicialmente la recomposición de la ecuación económica de sus contratos? Si bien está claro que el conjunto de hechos referido no las ubica como únicas responsables de la caída progresiva de la calidad en el servicio, ya que existen responsabilidades estatales y

regulatorias en las políticas seguidas, en la esencia de la concesión de un servicio público está el brindarlo en la calidad requerida en condiciones normales. Y por lo tanto realizar las inversiones necesarias a su costo, aún con tarifas desactualizadas, accionando contra el concedente si fuere necesario para ajustar su derecho a una tarifa justa y razonable. La privatización de estos servicios se fundó, entre otros motivos para otorgar la concesión, en la selección de empresas con las espaldas económicofinancieras necesarias para asumirlos en el largo plazo, que es de 99 años. Y las elegidas han tenido grupos económicos con matrices de suficiente respaldo económico para afrontar aquella política tarifaria.

RESPONSABILIDADES La pregunta actual está referida a las posibilidades de ambas empresas, o de alguna de las dos, para modificar sustancialmente su comportamiento en la medida del incremento en el VAD que se les ha otorgado. ¿Podrán brindar una calidad del servicio que requiere una inversión en instalaciones de gran magnitud? ¿Lo podrán hacer en el plazo razonable que exigen los usuarios, quienes enfrentan un incremento tarifario de shock, sin haber sido responsables de esa situación, y sin tener la calidad que corresponde a la nueva tarifa? Es indudable que un ajuste gradual hubiera permitido equilibrar ese desbalance entre tarifa y calidad, esencial en el concepto del servicio público, asumiendo el Estado su parte de responsabilidad en los hechos. Por ejemplo destinando los incrementos tarifarios en mayor medida al VAD que al costo de la energía. Si el Estado se desvincula de sus responsabilidades en la crisis, como luce en las decisiones adoptadas, queda la incógnita sobre la evolución de una situación que exige varios años de inversión y programación para volver a cierta normalidad. prensa

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GUERRA DE PRECIOS POR LA CONQUISTA DE LOS MERCADOS LA COMBINACIÓN DE LA AGITACIÓN ECONÓMICA CHINA Y LA ALTA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EN ESTADOS UNIDOS Y LOS MIEMBROS DE LA OPEP Y NO OPEP OFRECEN POCAS ESPERANZAS DE ALIVIO A CORTO PLAZO. IRÁN QUE ESTÁ CERCA DE REANUDAR SUS EXPORTACIONES, PUEDE AGRAVAR EL EXCESO.

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la incertidumbre sobre la evolución del precio 35(16$ del petróleo a futuro se le agrega la ruptura diplomática entre Arabia Saudita con Irán, seguidos por Bahrein, Sudan, Emiratos Arabes Unidos y Kuwait por el ajusticiamiento del clérigo shiita Nimr Baqer al Nimr por parte de la monarquía (1(5*(7,&$ saudí junto a otros 46 condenados a muerte. Este grave acontecimiento ale(1(5*(7, $ ja un consenso para reordenar sus cuotas de producción y lleva el conflicto

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entre Arabia Saudita e Irán al seno de la propia organización de la OPEC. Esto le agrega al precio del petróleo un nuevo ingrediente a la volatilidad en los precios con subas y bajas que se verifican en un corto período de tiempo, sembrando más inquietud y desconfianza entre los operadores del mercado. El precio del petróleo Brent, , que se utiliza como referencia en la Unión Europea y el crudo WTI en los EEUU siguen bajando cotizándose a la par fluctuando en los 34-35 dólares el barril en la primera semana de enero

2016 acompañado por efímeras subas y bajas de precios a los múltiples y ya antiguos conflictos del Medio Oriente. A esto se suma las incertidumbres sobre el andamiento de la economía de China cuyos datos macroeconómicos sobre su economía no son los que se esperaban, con un “rallentamiento” en el sector industrial y de los servicios ambos al borde de la contracción y en caída los últimos 17 meses. Enero empezó mal para la bolsa china, el terremoto bursátil de principios del mes obligó a suspender los mecanismos de protección

Por Nicolás Verini, ExDirector del Instituto del Gas y del Petróleo UBA y ex-Director de Comercio Exterior de YPF bursátil para evitar fuertes oscilaciones en la cotización de acciones al verificarse que el China Securities Index (Shangai Composite Index, Shenzhen Componet Index y el CSI 300 Index que agrupa a las 300 Compañías mas grandes de China Continental) perdía el 7 % o mas. Esta turbulencia en la Bolsa china se trasmitió a los mercados globales y reflejó la debilidad del yuan frente al dólar (había caído a 6,56 dólares, la más baja en 5 años) desatando un temor por una fuga masiva de capitales.

El Reino Saudita ha decidido invertir 50,000 millones de dólares de sus reservas de divisas para mantener los precios del crudo barato haciendo colapsar su entrada de divisas por la venta del petróleo. Como parte de su estrategia global disminuye el precio del petróleo que van a los mercados europeos incrementando sus exportaciones, molesta y en desacuerdo del levantamiento de las sanciones a Irán por parte de la comunidad internacional y esperando el reingreso del crudo iraní al mercado. Después de la ruptura con Irán la compañía saudita Aramco ha rebajado el precio del Arabian Light en 0,60 U$S/ bbl para el noroeste de Europa y en 0,20 u$s/bbl para el que compra Europa mediterránea aplicados a las exportaciones previstas para febrero del 2016 momento donde se espera la llegada del crudo iraní a esos mercados. Estos precios son establecidos mensualmente por Arabia Saudita de acuerdo a la oferta y demanda y otros factores económicos y financieros de mercado con un claro intento de eliminar o minimizar esa competencia futura. Francia, Italia y España se contaban como clientes del crudo iraní y lo cambiaron por crudo ruso, africano y saudita entre otros. Para los mercados del Asia la reducción es de 0,50 u$S/bbl sobre el premio de 2,35 u$s/bbl que practica sobre la calidad de Arabian Extra Ligth, permitiendo de esta manera aumentar el margen de refinación en la región de 15,93 a 17,66 u$s/bbl según Blomberg. Esta política de precios se aplica con

compañías petroleras integradas, traders y refinadores, sobre los contratos de larga duración, asegurando a los clientes el aprovisionamiento de crudos, y con estas medidas comerciales Arabia Saudita va blindando el mercado asiático de la competencia de otros crudos provenientes de América Latina, Africa y Rusia para los grandes compradores del área como Japón, Corea, Taiwan, Indonesia, China y la India, cuyo benchmark se establece con el promedio sobre los precios del Oman y Dubai oil grades. Para compensar el déficit del presupuesto saudita de 98.000 millones de dólares en el 2015, por el hundimiento de los precios internacionales del petróleo -,del que es principal responsable-, siendo el primer exportador mundial junto a Rusia, aumentó el 50 % el precio al mercado interno de la gasolina sin plomo 98 octanos pasando de 0,60 riyales a 0,90 riyales (0,24 dólares) el litro, y el de la gasolina 91 se incrementó un 67%, pasando de 0,45 riyales a 0,75 riyales (0,20 dólar) el litro, también el agua y la electricidad sufrieron aumentos del 70% ,según consigna AFP. Hay que recordar que Arabia Saudita y Venezuela son los países que subvencionan el precio de los combustibles que son los más bajos del mundo. El colapso de los precios del petróleo que pasaron de 80 a 37 dólares/bbl a fines del 2015, determinaron que sus ingresos petroleros disminuyeran en 162.000 millones de dólares, la mayor caída desde la crisis

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del 2008-2009 y representa una caída importante respecto al año 2014 que fueron de 260.000 millones de dólares. Todo debido a su unilateral y no consensuada política de precios en el marco de la propia OPEC. Otros ingresos intentaron balancear el déficit del Reino Saudita , con otras medidas de ajuste, en el año 2015 se adicionaron en 36.000 millones de dólares producto del aumento del precio de los cigarrillos, vuelos internos en avión, bebidas y combustibles. Ya el Fondo Monetario Internacional había informado a Arabia Saudita que corría el riesgo de acabar con sus reservas de divisas, en una cantidad de 732.000 millones de dólares en solo 5 años y que debía controlar su erogación en la compra de armamentos y subvenciones (combustibles, agua y electricidad) por 80.000 millones de dólares, según consiga Reuter el 30 de diciembre del 2015.

PRODUCCIÓN EN ALZA, TEORÍAS CONTRAPUESTAS La producción global de crudo aumentó en el 2015 en 2,3 millones

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de bbl, siendo Arabia Saudita y los EEUU los grandes jugadores enfrentados y el resto corresponde a Brasil, Rusia, Noruega, Canadá, China, UEA sin contar con la producción de Irán que se prepara para aumentar su producción a partir del 2016. La expectativa para este año es un aumento entre 250.000 a 270.000 bbl/dia, como ola expansiva y no contractiva, y no se espera que China, Rusia, Brasil, Noruega, Canadá e Irán disminuyan su producción, aún en un ambiente depresivo de precios. Para nombrar algunos: Brasil tiene como meta de producción para el 2016 aumentarla a 2,2 millones de bbl/d, solo el pre-sal en aguas ultra profundas de Campos y Santos ya representa el 25 % de la producción de Petrobrás con 25.000 bbl/d por pozo y seguirán creciendo. La Unión de Emiratos Arabes, ya superó su producción de 3 millones de bbl/d en 189.000 bbl/d en 2015. Hay analistas que pronostican lo contrario: que aquellos países que no están en la OPEC podrán caer en su producción, lo que permitiría un repunte de los precios. Es también es-

perable que muchas compañías que han realizado grandes inversiones en el onshore y el offshore, tanto en los campos de crudos convencionales y no-convencionales en los últimos 5 años querrán poner su nueva producción en el mercado, independientemente de los niveles actuales de precios para comenzar a monetizar sus reservas. Aquellos analistas que pronosticaron que los crudos no convencionales serían heridos de muerte por la caída de los precios del crudo, se han percatado que no ha ocurrido en forma masiva, porque las compañías han asumido el desafío de hacer más eficiente la producción reduciendo costos y no perder mercados. Adicionalmente muchas compañías que se retiraron del mercado podrían reingresar si el precio escala entre 40 y 60 U$S/bbl y otros aventuran pronósticos optimistas como Goldman Sachs sobre países como Argentina, México, Brasil, Canadá, Colombia, Mar del Norte que podrían aumentar su producción de crudo. Rusia, Brasil y Noruega ya superaron los niveles de producción previstas por

la AIE creando más abundancia de petróleo en el mercado borrando el 60 % del precio del crudo desde fines del 2014. Al contrario de lo que venía haciendo, la OPEC no ha intervenido en el mercado estabilizando los precios, deteniendo su caída con recortes coordinados de la producción, siendo esta situación repetida, bastante parecida a la caída de precios y alta volatilidad que se verificó en el año 1986 cuando el petróleo cayó a 10 -12 U$S/bbl (fórmula NetBack), en el 2009 (39 u$s/bbl en febrero del 2009 después de alcanzar los 145 U$S/bbl en julio del 2008) y desde el 2014 hasta el 2016 en un mercado petrolero siempre inestable y volátil “sometido desde su creación a la dominación de monopolios, oligopolios y carteles petroleros”. En octubre de 2014, Arabia Saudita ya había advertido que no iba a reducir su cuota de producción para sostener los precios

altos y que dejaría que los precios se deterioraran, con el objetivo de sacar del mercado a los crudos con costos de producción más altos y sobre todo apuntando la artillería sobre los costos de producción de crudos no convencionales que se producen en los EEUU y Canadá, tomando nota de la culminación de un fenómeno que había empezado en los EEUU diez años antes cuando comenzó la aventura de los esquistos, del shale y del tigth y que fue limitando sus exportaciones . EEUU en un país que terminará el año 2015 con niveles de producción de 9,2 millones de bbl/d. Había logrado producir 9,6 millones de bbl/d. La OPEC estima que su producción y reservas caerán en el 2015 y 2016. Producto del aumento de la producción de los crudos convencionales y no convencionales los EEUU ha logrado una importante reducción de sus importaciones sobre todo de

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los crudos livianos provenientes de America Latina y Africa, obligando a estas regiones dirigir sus crudos al Asia. Complementariamente ha aumentando sus importaciones desde Canadá en mas de 1 millon de bbl/d , país que esta exportando actualmente 3,2 millones de bbl/d . Este país que tiene una importante frontera de intercambio económico y energético con los EEUU (petróleo, gas natural y EE) está firmemente determinada a aumentarla dada la propia naturaleza de los proyectos de medio y largo plazo que conllevan importantes costos fijos en el desarrollo de sus esquistos bituminosos, de los cuales millones de barriles ya son transportados por el oleoducto Embridge (Energy & Bridge Pipe Line) hacia las refinerías del Pacífico, Centro y el Golfo y está luchando desde hace varios años para que el gobierno de los EEUU revea la negativa y le apruebe el cuestionado oleoducto Keystone KL. Algunos síntomas preocupantes se manifiestan en pleno jolgorio de producción y de consumo en los EEUU, que están vinculados a los actuales precios y a la economía: el almacenaje 30

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de crudos en Cushing ostenta un record de almacenamiento superando desde hace muchos años los 63 millones de bbl, según la AIE, y los inventarios de combustibles están también muy altos, han crecido en más de 10,6 millones de bbl, y ya se advierte una inversión

del crecimiento del consumo y la desaceleración de la demanda interna. El mes de enero ha comenzado sombrío, los precios de futuros del Brent siguen perdiendo: 2,1 u$s/bbl, un 6 % sobre la base, con cierre a 34,13 u$s/bbl y los futuros del WTI cayeron 2 u$s/bbl, un

5,56 % a 33,95 u$s/bbl cuyos cierres fueron los mas bajos desde febrero del 2009. Un dato no menos importante en este contexto ha sido que el Congreso de los EEUU ha liberado la exportación de crudos, que había prohibido en la década de los años 70. Según un estudio realizado por IHS, el levantamiento de la prohibición atraería un estimado de 750,000 millones de dólares en nuevas inversiones en el sector petrolero y además se crearían cerca de 400,000 puestos de trabajo adicionales en los Estados Unidos entre los años 2016 y 2030 , lo que permitiría la oxigenación de los proyectos de inversión lesionados por los precios bajos del petróleo.

ARABIA SAUDITA EN LA OPEC La actitud de Arabia Saudita y de sus socios del Golfo es no subsidiar a otros productores de la OPEC y no OPEC que tienen costos de producción más

altos y su firme voluntad de no ceder la posición dominante en el mercado. La caída de precios es mas que evidente: el promedio 2010-2014 fue de 48 dólares, para el WTI, el promedio del 2015 fue de 48,9 dólares/bbl tocando mínimos de 34,13 dólares, el otro crudo “trazador” del mercado, de referencia mundial el Brent del Mar del Norte promedió el 2015 un precio de 53,2 u$s/bbl, contra 107,9 del período 2011-2014, tocando un mínimo de 34,13 dólares en enero del 2016. Rusia como Noruega y otros países no-OPEC participan de las reuniones de la OPEC como invitados, pero no intervienen en sus decisiones sobre la fijación de cuotas y precios. A nadie escapa la intencionalidad de la política petrolera de los sauditas de complicar y lastimar las economías de otros grandes productores de petróleo como Rusia, Noruega, Irán, Venezuela, Brasil, Colombia, México, Ecuador, al-

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gunos de estos países ya compiten con sus crudos en los mercados asiáticos con acuerdos comerciales y financieros. Muchas de sus economías han entrado en recesión y con un desplome en el valor de su moneda y de sus reservas. Es una guerra de colosos, entre Arabia Saudita y Venezuela, Irán y Rusia que detentan las mayores reservas mundiales de crudo convencional y no convencional (Faja Plegada del Orinoco) del mundo y no es extraño señalar como escribe Ambrose Evans Pritchard en The Telegraph según consigna Business Insider que “los sauditas están tratando de forzar a Rusia a entrar en la OPEC” (Rusia produce mas de 10 millones de bbl/d como Arabia Saudita, primer productor y exportador mundial). Lo mismo piensan los rusos, advierten que la política de los sauditas es “empujar a los rusos” a la mesa de las negociaciones, obligándolo a unirse a la OPEC y así conformar un “super cartel” que sea capaz de controlar la mitad de la producción mundial. Arabia

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Saudita tiene más dinero para gastar y crudo más barato que los rusos. De esa manera, “el dolor de los sauditas es agonía para los rusos”. Los dos principales productores mundiales de petróleo, Rusia y Arabia Saudita, aparte de los EEUU , compi-

ten por el mercado del Asia. Rusia ya ha firmado contratos de larga duración con China en el marco de las relaciones bilaterales por valor de 270.000 millones de dólares para los próximos 25 años por la entrega de 365 millones de Ton entre la rusa Rosneft y la CNPT

de China . Este acuerdo energético se suma al mega contrato de suministro de gas por Gazprom por 400.000 millones de dólares y suministrar 38.000 millones de m3/año en un plazo de 30 años renovables . El crudo ruso llega más fluidamente a China que el saudita, empezó con 800.000 bbl/d en el 2013, aumentó a 2.000.000/d en el 2014 y está cerrando con 3.920.000 en el 2015. Las exportaciones sauditas son menores y alcanzan a 3.050.000 bbl. “En ese contexto, la teoría elaborada por el Kremlin es que Riad quiere a Rusia para restringir los suministros únicamente porque eso frenaría el ingreso de los rusos a China, dejando el mercado del gigante asiático para los sauditas”. Rusia está sometida a sanciones por parte de los EEUU y la Unión Europea y necesita los euros y petrodólares de su comercio petrolero y gasífero, pero esta en alerta porque entiende que la UE esta construida en un “edificio económico que tiene grietas, que amenaza en derrumbarse y que al ser

Arabia Saudita son los crudos no convencionales de los EEUU que les ha cerrado parte de las importaciones y disminuido la cuota de mercado para sus crudos y ha sido el principal motivo a dejar fluctuar a la baja el precio del crudo y no acortar su cuota de producción que se negocia en el seno de la OPEC.

RECORTES EN LA INVERSIÓN “The Wall Street Journal considera que los recortes de inversión en el sector podrían provocar una escasez de barriles a corto plazo y llevar su valor al alza, relativizando los efectos negativos y posibilitando el renacer de otro ciclo positivo en el precio de las materias primas, argumentando que “los recortes de la inversión por el derrumbe de los precios terminan ahogando la oferta. Y presionarán los precios a la alza, determinando las bases para futuras ofertas. “Un gran vacío se está formando en la inversión de la industria petrolera”, señala Claudio Descalzi, director ejecutivo de la italiana Eni. “En dos o tres

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constituida por 27 naciones se presenta disfuncional, y advierte ,que si bien Rusia necesita de los petrodólares de estos países, también la UE necesita de los eurodólares de la octava economía del mundo para seguir exportando bienes y servicios a Rusia. Un dato nuevo e interesante para mencionar es que los contratos chinos por compra de petróleo a futuro estarán relacionados a su propia moneda y no en petrodólares. Según Andrew Critchlow del The Telegraph, China estaría huyendo del Brent y del WTI como patrón de referencia para poder tener un mayor control sobre el precio del petróleo que importa cada vez más e impongan su propio contrato que fijará el precio en yuanes chinos. Al ser el principal importador de crudo a escala mundial con 7,5 millones de bbl/d y un cliente importante de materias primas los contratos chinos en su propia moneda reflejará su influencia en el contexto del comercio mundial energético: petróleo, gas natural y GNL. Otro tema importante para

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INTERNACIONALES años esto va a generar un desequilibrio entre la oferta y la demanda que va empujará los precios al alza”. Ejemplifica con los ciclos de otras materias primas como el cobre y el oro en la década de los años 90 haciendo caer el suministro de esos metales, permitiendo a posteriori una escalada de los precios. El mercado petrolero sufre esta situación coyuntural y la caída de inversiones determina que en países como Rusia, Venezuela, Brasil o grandes grupos petroleros como Shell y Exxon han recortado sus presupuestos de inversión. Rystad Energy calcula que las inversiones en exploración y producción caerán en el año 2016 un 20%, hasta los 170.000 millones de dólares, aprox. 156.400 millones de euros, lo que significa en buen romance que los descubrimientos de nuevos pozos listos para poder producir en la próxima década están siendo retrasados o cancelados en algunas regiones del mundo, aún calculados a un precio del crudo a 50 u$s/ bbl. Compañías importantes como British Petroleum, Total, Chevron, Shell, Conoco-Phillips recortaran inversiones de cerca el 25 % de lo proyectado. Los proyectos del offshore en aguas profundas y en lugares complicados, inestables y lejanos como el Delta del río Níger y del Mar del Norte profundo, el Golfo de México, el Golfo de Guinea en Africa y el Artico ruso o norteamericano pueden entrar en estado de hibernación. Tudor Pickering, un banco de inversión, contabiliza 150 proyectos cancelados y advierten que de cumplirse estos pronósticos es la primera vez en 30 años que la industria petrolera registre dos años consecutivos de caídas en la inversión. El Gran Juego de Arabia Saudita de nockear con los bajos precios del petróleo a los productores estadounidenses de crudos no convencionales que siguen operando en diferido, todavía no ha logrado imponer su objetivo, pero sus efectos comienzan a hacerse sentir. El gráfico 1 ilustra la participación de los niveles de producción de crudo shale en función del precio del crudo Brent. Actualmente hay cerca 34

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de 700 plataformas de perforación en EEUU en actividad , de acuerdo con los últimos datos de Baker Hughes, este es el número más bajo de plataformas desde 2010 y menos de 50% del total de plataformas disponibles en el año 2014, con una consecuencia inmediata; miles de trabajadores han perdido su trabajo. La disminución del ritmo de perforación horizontal en Baken, Eagle Ford y Pérmico, para mencionar solo 4 yacimientos de los no convencionales, necesitan como mínimo 500 equipos para mantener la producción. A nivel mundial la industria petrolera ha sufrido pérdidas importantes. Exxon sufrió perdidas por 52.000 millones de dólares en el primer trimestre del 2015. Algunas compañías que operan en el shale están al borde de la quiebra, algunas compañías medianas están incumplidas en el pago de los intereses de la deuda consolidada con los bancos y las otras resisten con fondos de cobertura y de capital privado. La actual situación no se presenta muy optimista en cuanto a la recuperación del nivel de los precios en el corto termino “El mercado del petróleo se encuentra en la zona muerta”, dijo Michael Hulme, director del Carmignac Commodities Fund,. “Esto es para lo que sirven las zonas muertas: para aniquilar la oferta y establecer escenarios para la recuperación de los precios de los sobrevivientes”

PERSPECTIVAS - El mercado no desconoce y preocupan los riesgos políticos que trae aparejado la prueba nuclear de Corea del Norte y que la disputa entre Arabia Saudita e Irán no

genere una amenaza para los embarques de petróleo en la ruta hacia el Asia recordando que deben navegar el estratégico Estrecho de Hormuz y colapse a futuro un acuerdo sobre la producción en la OPEP - “La combinación de la agitación económica china y la alta producción de petróleo en Estados Unidos y los miembros de la OPEP ( y no OPEP ) ofrecen pocas esperanzas de alivio a corto plazo. Irán está cerca de reanudar sus exportaciones, lo puede agravar el exceso. “No se puede decir nada bueno sobre el precio del petróleo”, señaló Paul Mumford, un gerente de fondos de Cavendish Asset Management. - Según estudios de la propia OPEP la demanda por el crudo de la Organización alcanzará 30.7 millones de barriles por día (bpd) en el 2020 por debajo de los 30.9 millones de bpd el año 2016. La demanda prevista de la OPEP en el 2020 es de aproximadamente 1 millón de bpd menos que lo que está produciendo actualmente. - Barclay estima que en el 2020 el petróleo alcanzará un precio de 80 u$s/bbl debido a que caerá la producción de los campos convencionales maduros y los proyectos nuevos demorados por la falta de inversión, los mercados no tendrán el crudo necesario para responder a la demanda y es posible, como afirman otros analistas ver los precios aumentar desde los deprimidos valores actuales hasta tocar los 100 u$s/bb. (Grafico Nº 2 allí se puede ver los costos del petróleo en equilibrio con la oferta por regiones y los precios.

BIBLIOGRAFIA Rystard Oil Information,Global Oil Market Trends Report, 2015 will be extraordinary tough for oil companies, 2015, Gráficos. Andrew Critchlow The Telegraph”Yuanes contra petrodólares: China prepara un contrato mundial de crudo que desafiará al Brent “sep8, 2015. Ambrose Evans –Pritchard “OPEC crisis meeting looms as oil plunges to $35 and nerves begin to fray” ,The Telegrapf,December 15,2015,Financial Post-Energy, Justin Scheck y Alex Mac Donald “El derrumbe de los precios obliga a las petroleras y mineras a nuevos recortes, The Wall Street Journal, 8 enero 2016. “El organismo petrolero elevó sus previsiones mundiales de suministros para el petróleo de esquisto en su panorama mundial 2015 del mercado”.Forbes Staff 5 de enero 2016, Ambrose Evans-Pritchard de The Telegraph s , Business Insider “El objetivo oculto de Arabia Saudita detrás de la caída del precio del petróleo, INFOBAE América. 15 diciembre 2015. Nathan Vardi “Arabia Saudita gasta 50,000 mdd en su guerra del petróleo” Forbes Staff, Economía y Finanzas, mayo 2015. Nicolas Verini “La Ruta de las arenas bituminosas y la situación internacional”, Petrotecnia agosto 2011., ”Trazadores: el WTI pierde terreno como crudo de referencia”, Petrotecnia 5/10, 2010. Eric Sylvers-“El petróleo podría pasar de la sobreoferta a la escasez en pocos años dicen expertos” Diario La Nación -The Wall Stret Journal, declaración de Caludio Descalzi, CEO del ENI. “Precios del petróleo perforan los u$s34 por barril por inventario récord en EE.UU.-Tecnoil y EFE 6 de enero 2016. “El recorte de inversiones expone al petróleo al super ciclo de los metales: de la sobreoferta a la escasez”, El Economista.es, 5 enero 2016. “La caída del crudo deja en el aire proyectos petroleros y de gas por valor de un billón de dólares” ,El Economista marzo 2015. “Caída del petróleo ha costado 200 mmdd en proyectos cancelados” La consultora Ernst & Young advierte en un estudio que ese rezago podría causar escasez a mediano plazo, Reuter junio 2015

LIBRO DE PASES CARLOS COLO DE YPF DIRIGIRÁ ARPEL La Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe (ARPEL) ha elegido nuevas autoridades. Carlos Colo, Gerente Ejecutivo de Exploración y Desarrollo de YPF, será quien desempeñe el máximo cargo dentro del Directorio de la Asociación. Colo es geólogo con más de 30 años de experiencia en exploración y producción. A su cargo ha estado la exploración de Vaca Muerta, y previamente ejerció funciones dentro de YPF como Director de la Dirección Técnica de E&P, Director de la Unidad Económica Las Heras y Gerente General en Colombia. En tanto, los representantes de las empresas socias de ARPEL eligieron a ANCAP –tras ocupar la Presidencia- y reeligieron a Pluspetrol para ocupar las Vicepresidencia primera y segunda respectivamente, que serán ejercidas por Benito Piñeiro y Claudio de Diego.

DANIEL NOVEGIL DE TERNIUM, PRESIDIRÁ LA SEMANA DE LA INGENIERÍA 2016 Bajo el lema “El ingenio de mirar más allá”, a partir del 1° de junio se realizará la Semana de la Ingeniería, uno de los eventos de mayor trascendencia del sector, organizado por el Centro Argentino de Ingenieros (CAI). Este año, las jornadas serán presididas por el Ingeniero Daniel Novegil, CEO de Ternium. Las jornadas técnicas se llevarán a cabo el miércoles 1 y jueves 2 de junio en la sede del CAI, y son de acceso libre y gratuito. Durante las disertaciones se invita a los ingenieros a debatir y analizar el rol de la ingeniería en el desarrollo de la Argentina. Para participar, se requiere previa acreditación desde la página web del CAI (www.cai.org.ar). La Semana de la Ingeniería convoca a profesionales de empresas públicas y privadas, cámaras y asociaciones relacionadas con las temáticas, así como a autoridades del Gobierno Nacional, provinciales y municipales, entidades educativas, estudiantes y graduados.

CAMBIOS EN SAN ANTONIO INTERNACIONAL SA San Antonio Internacional S.A., la compañía de Servicios Petroleros más importante de la región, anunció la reciente incorporación de Gustavo Barba como Vicepresidente de Recursos Humanos con responsabilidad sobre todas las compañías que conforman el Grupo San Antonio. El ejecutivo posee una amplia experiencia en el área desarrollada en empresas multinacionales del sector. Es Abogado, egresado de la UBA, y cuenta entre su formación con un Programa de Desarrollo Directivo de la Universidad Austral y un Posgrado en Derecho Laboral de la Universidad de Salamanca. En su trayectoria laboral se destaca su rol como ejecutivo de Recursos Humanos en empresas de servicios de gran dotación. Su experiencia en el mercado será clave y agregará valor a la gestión organizacional en su conjunto.

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\\\\ GAS NATURAL FENOSA ALCANZÓ EL CLIENTE 1.600.000

EL PARQUE EÓLICO RAWSON SUPERÓ EL MILLÓN DE MWH

Continuando con su plan de expansión y crecimiento del servicio de distribución de gas natural por redes, Gas Natural Fenosa habilitó la conexión en el domicilio de Simona Zalazar, vecina de Haedo, quien, de esa forma, se transformó en la cliente 1.600.000 de la compañía. La política de gasificación de Gas Natural Fenosa en Argentina, ha permitido incorporar un promedio de 35.000 familias al año, totalizando hoy 1.600.000 clientes., lo que ha permitido hoy alcanzar un alto nivel de gasificación en el área de distribución. En esta línea, su Presidente, el Ing. Horacio Cristiani, afirmó: “el plan estratégico corporativo de la compañía apunta a seguir incorporando nuevas familias para continuar expandiendo la red de distribución y lograr llegar a más familia, comercios e industrias, con principal foco en aquellos hogares de menores recursos que tienen mayores dificultades para acceder al gas natural, en ese sentido venimos trabajando en diferentes planes y programas inclusivos en materia de gasificación y hoy ya brindamos gas a cerca de 7.000.000 de habitantes de la provincia de Buenos Aires”.

El Parque Eólico Rawson (PER), de Genneia, el más importante de la Argentina, mantuvo su elevado standard en generación de energía renovable al alcanzar una producción total de 1.150.000 MWh entre 2012 y 2015. Esta generación de energía le posibilitó a la Argentina un ahorro total de 238 millones de dólares en materia de combustible sustituido de importaciones y originó una reducción de emisiones de CO2 de 782.000 toneladas, el equivalente a lo que liberan anualmente 261.000 automóviles. En cuanto a la producción de 2015, el PER entregó 286.100 MWh de energía limpia al Sistema Interconectado Nacional. El 1.150.000 MWh producido por el PER se constituye en un récord de generación eólica para un parque de nuestro país y estimula el liderazgo de Genneia en el desarrollo de la energía eólica. Desde que la compañía puso en marcha el PER, en la Argentina se generó 1.968.000 MWh de energía eólica. Por lo tanto, Genneia produjo en cuatro años el 59 por ciento de esta clase de energía en nuestro país.

SIEMENS ESTABLECE UN NUEVO RÉCORD MUNDIAL DE RENDIMIENTO Y EFICIENCIA

TOTAL INICIA PRODUCCIÓN DEL YACIMIENTO VEGA PLÉYADE EN TIERRA DEL FUEGO

Siemens hizo entrega de la planta de ciclo combinado en las instalaciones de Lausward, en la zona portuaria de Düsseldorf 35 16$ (Alemania), a la empresa de servicios públicos Stadtwerke 35 16$ AG. Düsseldorf Esta16$ planta bate tres nuevos récords mundiales: durante la prue35 ba ( previa 35 16$ a la aceptación, llegó a alcanzar una generación eléctrica neta máxima de 603,8 megavatios (MW), que supone un nuevo récord para una planta de ciclo combinado de este tipo con una configuración monoeje. También tiene una eficiencia de generación del 61.5 %, lo que hizo que Siemens superase su anterior marca récord del 60,75 % establecida en mayo de 2011 en la central eléctrica de Ulrich Hartmann, ubicada en Irsching, en el sur de Alemania. Además, es capaz de generar hasta 300 MW para el sistema de calefacción del distrito de Düsseldorf. Ello representa un récord internacional para una planta equi(1(5*(7,&$ pada únicamente con una turbina de gas y vapor, permitiendo un aprovechamiento en la utilización de combustible del 85 % y reduciendo las emisiones de CO2 a tan solo 230 gramos (1(5*(7, $ por kilovatio-hora.

35(16$

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Total, anuncia la puesta en producción del yacimiento offshore de gas y condensado Vega Pléyade ubicado a 20 km de la costa, al sur de la Bahía de San Sebastián, en la provincia de Tierra del Fuego. El proyecto operado por Total tendrá un potencial de producción de 10 millones de metros cúbicos por día (70.000 barriles de petróleo equivalente). “Vega Pleyade es el segundo desarrollo que Total pone en marcha este año y contribuirá al incremento de nuestra producción en 2016 y en los años siguientes” dijo Arnaud Breuillac, Presidente de Exploración y Producción del Grupo Total. “Este proyecto consiste en el desarrollo de uno de los campos off shore más grandes de Argentina y el más austral del mundo. Este proyecto nos permitirá mantener nuestro nivel de producción operada desde Tierra del Fuego en aproximadamente 18 millones de metros cúbicos por día (130.000 barriles de petróleo equivalente por día) lo que evidencia nuestro compromiso a contribuir al abastecimiento de gas de la Argentina a largo plazo”.

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Eventos 87ª REUNIÓN ARPEL EN BOGOTÁ

El gran incremento de operadores en la exploración y producción de petróleo

En el marco de los cambios permanentes que se dan en el sector eléctrico y las exigencias impuestas por los mercados competitivos, ADEERA (Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina) y CACIER (Comité Argen-

Por Sergio Echebarrena, Presidente CAPIPE CAPIPE Gas & Petróleo reúne por segundo año consecutivo eslabones fundamentales de la industria de los hidrocarburos en un sitio emblemático para la historia y el futuro del sector en la Argentina.

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y gas en los países de América Latina y el Caribe, el desarrollo de operaciones costa afuera, la necesidad de avanzar en el marco normativo y regulatorio y de elevar los estándares operacionales, la necesidad de fomentar el liderazgo y la cultura de seguridad de procesos y la preocupación por parte de la sociedad

tino de la Comisión de Integración Energética Regional) han aunado sus esfuerzos para llevar adelante un nuevo evento académico de altísimo nivel, a realizarse del 26 al 28 de setiembre de 2016 en la ciudad de Córdoba – Argentina.

En esta ocasión, más de 120 empresas expusieron su oferta de bienes y servicios en diferentes stands y en charlas técnicas que se brindarán en los auditorios del Espacio DUAM de Neuquén entre el 20 y el 22 de abril. Estuvieron presentes aquellos que abastecen al

ante la posibilidad de que ocurran eventos catastróficos fueron los principales impulsores que llevan a la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe (ARPEL) a desarrollar la 87a Reunión ARPEL a Nivel de Expertos en “Seguridad de Procesos en Exploración y Pro-

ducción de Petróleo y Gas”. El congreso se llevó a cabo los días 9 y 10 de marzo en Bogotá, Colombia, y congregó a un importante número de ejecutivos, técnicos y especialistas del área con el fin de compartir experiencias de proyectos y estudios de casos, y de generar un espacio de discusión en el que se darán a

Fecha: 7 - 9 Septiembre, 2016 Horario: Miércoles a Viernes de 13 a 20 hs. Lugar: La Rural Predio Ferial - Buenos Aires, Argentina Superficie: 13.000 m2 (estimados) Expositores: 180 (estimados) Visitantes: 12.000 (estimados) Admisión: Evento exclusivo para profesionales y empresarios del sector. Con invitación sin cargo. No se permite el ingreso a menores de 16 años incluso acompañados por un adulto. Las instituciones educativas sólo podrán visitar la exposición previa autorización del organizador. Organizador: Cámara Argentina de Seguridad Electrónica (CASEL). Cámara Argentina de Seguridad (CAS). Messe Frankfurt Argentina

sector desde hace 90 años como los que se han sumado recientemente desarrollando nuevos productos o sustituyendo importaciones. Sin embargo, la muestra pretende ir más allá de los objetivos comerciales de las empresas promoviendo un diálogo entre la industria neuquina,

la industria de otras provincias, las empresas productoras, de servicios y el sector público. Este diálogo es necesario, porque los industriales de CAPIPE opinamos que la renta hidrocarburífera debe ser utilizada y orientada para perfeccionar y completar la industria asociada.

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