Revista Energía Nº 9 by Guía de la Industria

JUN2012

9 - Junio 2012

06 16

Junio 2012

10 20 indice El futuro de la nueva YPF

p06

Análisis de Sebastián Scheimberg

Radiografía del sector

p10

Quién es quién en el mercado petrolero

YPF y Petrobras

p16

El modelo Petrobras y la integración energética con Brasil

Tierra de Fuego

p20

Tierra del Fuego pone en marcha sus reservas de gas

Caso de éxito

p26

Entrevista a Gustavo Rossi, fundador y dueño de Duralitte Group

Minería

p32

Los grandes proyectos que están en marcha

Tienda Virtual

p38

La Guía transforma en estrellas a los productos de las pymes

El mundo minero en San Juan p40

En junio se realiza Expo Minera en San Juan

Sector eléctrico Tarifas vs. inversiones

p42

Un cambio histórico Por Diego Romay La expropiación de YPF cambia el juego del tablero energético nacional. El Estado vuelve a ser el principal protagonista del mercado controlando la empresa número uno del país y del sector, a lo que se deben sumar los instrumentos de gestión de política gubernamental a través Ministerio de Planificación Federal y la secretaria de Energía de la Nación. Las encuestas indican que es mayoritario el apoyo social a la decisión tomada. Hay una aceptación general de que, tarde o temprano, la Argentina debía recuperar el manejo de sus recursos hidrocarburíferos y su comercialización para sostener en el tiempo el proceso de desarrollo económico iniciado en 2003. De todas maneras, los desafíos futuros de YPF y del sector privado, que tiene casi el 70% del mercado, no son menores si se quiere recuperar el stock de reservas y volver a tener un horizonte seguro en materia energética para las próximas décadas. Como siempre, desde las páginas de esta revista intentamos aportar información, análisis y propuestas que permitan ayudar a comprender la complejidad de esta problemática. Contribuir al permanente debate acerca de qué se debe hacer para que el país tenga seguridad y soberanía energética. En las siguientes páginas proponemos una reflexión acerca de la necesidad de que YPF sea manejada con un criterio profesional por sobre cualquier tentación de que se trans-

forme en una estructura burocrática que le impida competir con las compañía multinacionales que operan en el país. Publicamos una nota que nos permite conocer el quien es quien de las empresas petroleras en el mercado nacional; y se describe el nuevo protagonismo de las provincias petroleras perdido desde que se privatizó YPF en la década del 90. También mostramos como Tierra del Fuego va en camino de ser un gran productor de gas con inversiones por miles de millones de dólares y una alianza estratégica con China. Y se cuenta, para sacar enseñanzas, la increíble historia de la brasileña Petrobras nacida en 1953 bajo la inspiración y admiración que en aquellos años se tenía sobre la argentina YPF. Brasil, ahora una de las diez potencia mundiales petrolera, puede ser un aliado estratégico para esta nueva etapa argentina. Vale, también, conocer la exitosa historia de Gustavo Rossi, fundador y dueño de Duralitte Group, una pyme nacional que se ha convertido en una de las principales proveedoras de las grandes empresas petroleras y mineras del país y la región. Por último, completando una mirada abarcativa del sector, publicamos un informe sobre la situación de las empresas distribuidoras de electricidad y otro, sin desperdicio, de los grandes proyectos mineros en marcha que insumen una inversión para este año de más de 4.500 millones de dólares.

YPF SOCIEDAD MIXTA Y LA HORA DE LOS DILEMAS El dEsafío dE la nuEva YPf Estatal sE cEntra En dEfinir si sErá una nuEva burocracia Estatal PrivilEgiada, si sE convErtirá En un instrumEnto dE transfErEncia dE rEnta hacia El gobiErno Y los distintos gruPos quE intErviEnEn En El nEgocio, o si sErá instrumEnto Para mantEnEr artificialmEntE bajos PrEcios Y tarifas. dE Esa ElEcción dEPEndErá El futuro dE la EmPrEsa Y dE los argEntinos.

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Nota de Tapa

Cambio históriCo en el seCtor petrolero Sebastián Scheimberg Como dijo aquél general bárbaro, “la suerte está echada”. Otra decisión audaz del gobierno argentino que no tiene vuelta atrás en el mediano plazo o hasta que un nuevo gobernante decida otro cambio de rumbo de 180 grados. De esto estamos habituados no sólo los argentinos sino la comunidad internacional caracterizándonos como una sociedad bipolar que no puede encontrar una hoja de ruta estable de largo plazo. La pregunta del millón es si esta decisión beneficiará al pueblo argentino o si simplemente se construirá una nueva burocracia privilegiada, al estilo de la petrolera mexicana Pemex, o más bien será como aquella YPF de los años 70 y 80 cuando era utilizada como vehículo de transferencia de renta hacia grupos elegidos (sindicalistas, contratistas, burócratas, etc.), y como instrumento para mantener artificialmente bajos algunos precios y tarifas de la economía argentina. Ciertamente no existe un a priori para

“la pregunta del millón es si esta decisión beneficiará al pueblo argentino o si simplemente se construirá una nueva burocracia privilegiada”.

“otra decisión audaz del gobierno argentino que no tiene vuelta atrás en el mediano plazo”. Sebastián Scheimberg (*)

justificar una u otra forma de organización de la industria petrolera, sea pública o privada. Lo que sí existe es una historia conocida para los argentinos. Una suerte de “dejá vu” que no permitiría abrigar grandes esperanzas, en particular si se tienen en cuenta experiencias en otros sectores como el de la aeronavegación o el del transporte público en general. Entre los considerandos de la intervención transitoria y la nacionalización del 51% del capital se mencionó la evidencia de participación de los estados nacionales en la mayoría de los países productores de petróleo y gas, pero no el hecho que ninguna de las empresas listadas

pasó por un proceso de completa privatización, como en el caso argentino. Más bien la tendencia global de los últimos años ha sido hacia una apertura del capital a inversores privados. El caso de Petrobras es el más evidente. A partir de la reforma constitucional del año 1997 la empresa brasileña ha aumentado la participación privada con acciones

(*) Coordinador Unidad de Desarrollo Sustentable en Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable de la Nación. Especialista en energía en el Ministerio de Economía y Hacienda. Asociado al Estudio Montamat.

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que cotizan en las bolsas internacionales, lo que dota a la firma de un mayor grado de transparencia. Ecopetrol, la petrolera colombiana, ha vendido un 10% de la empresa pública a inversores privados en años recientes. Y la noruega Statoil ha reducido fuertemente la participación estatal en la actividad. El caso antagónico al que debemos escaparle es el de la nacionalización de los hidrocarburos de Bolivia, a comienzos del 2006. Transcurridos 5 año se estima que el país ha perdido más de la mitad de sus reservas de gas (aunque no hay auditorías serias que permitan corroborarlo), con niveles de inversión que han caído en picada. El otro gran interrogante es quién se asociará con la nueva YPF. Será posible que haya una lista de empresas serias

“Lamentablemente ya no hay más tiempo de ensayos. Un programa de gas y petróleo para todos podría transformarse en gas y petróleo para nadie”.

dispuestas a hacerlo. Ojalá que esta maniobra se enmarque en una sólida estrategia de parte del gobierno nacional. Una estrategia desconocida por la mayoría de los argentinos, y no una cortina de humo para distraer la atención de los serios problemas que se han generado en el sector por la aplicación de políticas incorrectas. En todos los casos la diferencia de los países exitosos en el sector petrolero con relación a la Argentina es que se han protagonizado procesos de fortalecimiento institucional que no se ha visto en nuestro país, a pesar de disponer de una empresa pública creada por el expresidente Néstor Kirchner como lo es ENARSA.

Un gran interrogante: quién se asociasará con la nueva YPF.

Por el contrario, en nuestro caso se ha menoscabado la formación de funcionarios de carrera en el ámbito de la energía y en otros ámbitos de la Administración Pública, y los planes de carrera son la excepción más que la norma en el Estado. Para asegurar el éxito en las empresas petroleras de nuestros vecinos se ha procurado seguir criterios empresariales en lugar de fijar precios políticos y designaciones arbitrarias como ocurría en la vieja YPF del Estado. No obstante, ya algunos funcionarios han insinuado que primará la relación de “costos de producción” por sobre la de “costos económicos”, con lo que la renta petrolera pasará a ser nuevamente un instrumento de la política de ingresos, como viene pregonando el gobierno desde hace tiempo. Lamentablemente ya no hay más tiempo de ensayos. Un programa de gas y petróleo para todos podría transformarse en gas y petróleo para nadie, profundizando la dependencia de combustible importado y agudizando la crisis de balanza de pagos. Como ex ypefiano de la época de gloria del presidente de YPF José Estenssoro, que mencionó la presidenta Cristina Fernández de Kirchner en la apertura de sesiones del Congreso, le deseo a la nueva gestión el mayor de los éxitos, pero no puedo sino advertir que se está en el albor de un período de grandes dilemas. Para recrear la renta petrolera argentina se requieren decisiones que pueden no

estar alineadas con el modelo distribucionista que esgrimen sus funcionarios, y sobre todo, una masa de grandes recursos financieros para hundir bajo tierra con resultados que sólo arribarán en el mediano plazo. Tiempos impensables para nuestra Argentina cortoplacista y bipolar.

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Tras la expropiación de YPF

Radiografía del sector petrolero argentino

la venta de combustibles se expande, en promedio, al 7% anual desde 2005

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Vaca Muerta de Neuquén, ingente reservorio de petróleo y gas.

La empresa reestatizada representa el 32% del mercado argentino de hidrocarburos, lejos de la posición dominante que tuvo décadas pasadas con más del 70 por ciento. Además de las clásicas multinacionales como Esso, Shell y Total, que hace muchos años que operan en el país, en la última década se sumaron actores de peso como la brasileña Petrobras y la china Sinopec, que busca expandir su presencia en upstream. También se consolidó Pan American Energy (PAE) la empresa con capitales nacionales y expansión mundial que ocupó el espacio dejado por la desaparecida PeCom.

La morfología de la industria petrolera sufrió retoques en los últimos tiempos. En un escenario signado por el constante incremento de la demanda de hidrocarburos –la venta de combustibles se expande, en promedio, al 7% anual desde 2005-, que contrasta con la tendencia declinante de la producción de crudo y gas, el sector se movilizó desde 2009 por el ingreso de nuevos jugadores y la ampliación de otros ya existentes. Todo parece indicar que este año continuará con la misma tónica: la reestatización de YPF -por medio de la expropiación de las acciones de Repsol en la petrolera- seguramente provocará una nueva reorganización del upstream (exploración y producción) de hidrocarburos. En esa dirección, en los últimos tres meses circularon versiones acerca del desembarco de petroleras multinacionales interesadas en poner en valor los yacimientos no convencionales en la formación Vaca Muerta de Neuquén, señalada por muchos como un ingente reservorio de petróleo y gas. Entre los jugadores que podrían expandir su presencia en la industria figuran ExxonMobil, Shell, Sinopec, EOG Resurces, Conoco Philips y Statoil, entre otros. Sin embargo, a grandes rasgos, la imagen panorámica del upstream sigue siendo similar a la de principios de la década pasada. A pesar de elevar el número de actores que participan en el negocio petrolero, el 80% de la oferta de petróleo y gas continúa concentrada en ocho grandes petroleras. A saber: YPF, Pan American Energy (PAE), Petrobras, Chevron, Total, Sinopec, Pluspetrol y Tecpetrol. El liderazgo del mercado sigue en manos de YPF, que controla un 32% de la extracción de crudo y un 22% de la del fluido. La petrolera opera Loma La Lata, el mayor yacimiento de gas en Neuquén, que explica más del 50% de la oferta del recurso a nivel nacional. No obstante, el campo atraviesa su etapa de madurez, por lo que gradualmente está perdiendo capacidad. Para muestras basta un botón: a principios de 2000, el gas de alta presión representada un 70% de la oferta del reservorio. Hoy, en cambio, la extracción en baja presión –más costosa- explica un 65% de su producción. Como consecuencia, los niveles extractivos se desplomaron: en la actualidad, Loma La Lata in-

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Tras la expropiación de YPF El liderazgo del mercado sigue en manos de YPF, que controla un 32% de la extracción de crudo y un 22% de la del fluido. yecta apenas la mitad del gas que ofrecía en 2004. En febrero, aportó 16,24 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/ día) de gas contra los 34,6 MMm3/día del mismo mes de 2004, según datos del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG). La declinación natural del yacimiento provocó que YPF perdiera a manos de Total el primer lugar entre los mayores productores gasíferos. La francesa cuenta con dos activos estrella: en la cuenca Neuquina opera el yacimiento Aguada Pichana, el segundo mayor campo del país, que también anotó una baja de sus volúmenes, aunque en su caso el descenso no fue tan significativo como en Loma La Lata. El depósito explota hoy alrededor de 10,5 MMm3/día, sólo un 10% menos que en 2004. En tanto que en la cuenca Austral controla el yacimiento offshore Carina-Aries, que en febrero aportó 16,8 MMm3/día del fluido. “La mayoría de los grandes yacimientos de gas, a los que también hay que sumar a Centenario y Ramos de Pluspetrol, están declinando. De ahí la abrupta caída de las reseras del fluido, que cayeron a la mitad desde 2000”, explicó Héctor Mendiberri, subsecretario de Hidrocarburos de Neuquén.

Producción de gas por operador En MMm3/día, febrero de 2012

Petrolera YPF PAN AMERICAN PETROBRAS ARGENTINA S.A. PLUSPETROL S.A. SINOPEC ARGENTINA EXPLORATION INC TECPETROL S.A. TOTAL AUSTRAL S.A. PETROLERA ENTRE LOMAS S.A. ENAP SIPETROL ARGENTINA S.A. APACHE ENERGIA ARGENTINA S.R.L OTRAS TOTAL

de la oferta del gas a nivel nacional sigue en manos de YPF.

28,359 15,402 11,638 3,557

23,05 12,52 9,46 2,89

2,083 3,916 36,815 1,192 1,904 4,675 11,995 123,001

1,69 3,18 29,93 0,97 1,55 3,8 9,82 100

Fuente: IAPG

En petróleo El mapa del petróleo ofrece algunas diferencias, aunque no en cuanto al liderazgo entre los productores, que permanece bajo la órbita de YPF. La petrolera extrae en la actualidad cerca de 31.500 m3/día de crudo, pero su principal yacimiento – Chihuido de la Sierra Negra- registra una baja muy marcada. Del campo emplazado en la Cuenca Neuquina se extrajeron en febrero casi 4.000 m3/día de petróleo Medanito, menos de la mitad de lo que produjo en el mismo mes de 2004 (9.100 m3/día). El impacto de la depletación del yacimiento de crudo más importante de Neuquén fue compensado por la per-

Loma La Lata, el mayor yacimiento de gas en Neuquén.

50%

Producción

formance de Cerro Dragón, el mayor bunker petrolero del país, ubicado en la cuenca del Golfo San Jorge. A pesar de ser un reservorio maduro, que lleva varias décadas en explotación, el campo incrementó su rendimiento desde 200 a través de un ambicioso programa de desarrollo –que incluye el barrido del depósito con perforaciones de recuperación secundaria- implementado por su operador, Pan American Energy (PAE), que responde a la británica BP y a Bridas, la compañía de la familia Bulgheroni y la china Cnooc. Cerro Dragón, que cubre el sur de Chubut y una fracción del norte de Santa Cruz, explica por sí sólo un 17% de la oferta de crudo del país, es decir, más de 15.400 m3/día. Sus números actuales dan cuenta de un alza del 30% con respecto a los de 2004 (11.000 m3/día). “El objetivo de PAE es elevar su producción en el Golfo San Jorge a razón del 2% por año”, explicaron fuentes de la compañía, que perfora 100 pozos anuales en Cerro Dragón e invierte más de u$s 1.000 millones, es decir, un 25% de lo que desembolsa toda la industria a nivel nacional. Abocada históricamente sólo a la exploración y producción, Bridas decidió en 2010 ampliar su espectro operativo y desembarcar en el negocio de refinación y comercialización de combustibles.

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Primero vendió el 50% de su capital accionario a la petrolera estatal china Cnooc a cambio de US$ 3.100 millones. Con esa inyección de fondos asiáticos luego compró la destilería de Esso en Campana y su red de más de 350 estaciones de servicio. La operación, que está a la espera del aval definitivo de la Comisión Nacional de Defensa a la Competencia (CNDC), convertirá a PAE en el tercer jugador del downstream, con un share del 14% en el mercado de naftas y gasoil. Hoy, PAE es la petrolera controlada por empresarios argentinos de más peso en la industria, tanto que su trayectoria ascendente hace rememorar a la performance de la vieja PeCom –la petrolera de la familia Perez Companc-, que ocupó un lugar preferencia en el sector en las décadas del ’80 y ’90. Desde China también arribó Sinopec, que a mediados de 2010 se quedó con los activos de otro jugador de peso de la industria, Occidentel Petroleum (OXI), que se retiró de la Argentina. La empresa asiática ocupa hoy el cuarto lugar entre los mayores productores de crudo, con una oferta superior a los 6.000 m3/ día. Desde la compañía aseguran que su objetivo es expandir su presencia en el ámbito de la exploración y producción y no descartan una asociación con la nueva YPF –bajo control estatal- para elevar sus inversiones en el país. Un escalón más atrás se ubica Pluspetrol, una petrolera local que a fuerza de fusiones y compras estratégicas se subió al top five del upstream local. La compañía, que controla grandes yacimientos en las cuencas Neuquina y del Noroeste, elevó su perfil en 2009 cuando anunció la compra de la canadiense Petro Andina Resources, responsable del mayor desarrollo exploratorio de la última década a

El liderazgo del mercado sigue en manos de YPF, que controla un 32% de la extracción de crudo y un 22% de la del fluido.

partir del descubrimiento de un gran yacimiento de crudo en Mendoza, al límite con La Pampa.

Destilación Así como hay jugadores que optaron por incrementar su participación en el negocio del oro negro, hay otros que prefirieron concentrar su core en determinados proyectos, con lo cual redujeron su presencia en áreas periféricas. Por caso, la norteamericana Chevron, que produce 5.200 m3/día de crudo, se desprendió de sus bloques en la cuenca Austral -fueron adquiridos por la local Roch- para abocarse únicamente a la producción de El Trapial, uno de los principales yacimientos petrolíferos de Neuquén. Petrobras también achicó su negocio en la Argentina, aunque en su caso la retracción fue más profunda.

Cerro Dragón explica por sí sólo un 17% de la oferta de crudo del país, es decir, más de 15.400 m3/día.

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Tras la expropiación de YPF La filial del gigante brasileño no sólo transfirió varios yacimientos en el sur del país, sino que también redujo significativamente su exposición en el área de refinación de hidrocarburos. Vendió la destilería de San Lorenzo (Santa Fe) a la firma Oil, del empresario Cristóbal López, titular de Casino Club y de buena llegada al kirchnerismo. Oil se convirtió así en el quinto jugador del mercado de combustibles, detrás de YPF, Shell, Esso (que está cerrando su venta a Bridas), la propia Petrobras (que se quedó con la refinería Ricardo

Producción de petróleo por empresa En m3/día, febrero de 2012

Petrolera

YPF

31.853

34,91

PAE

17.329

18,99

Petrobras Energía

6.267

6,81

Pluspetrol

5.972

6,54

Sinopec

5.761

6,31

Chevron

5.117

5,61

Tecpetrol

3.762

4,12

Total Austral

2.646

2,9

2.294

2,51

Otras

10.240

1,85

Total

91.241

9,45

Entre Lomas El Trapial, uno de los principales yacimientos petrolíferos de Neuquén.

Producción

Fuente: IAPG

Elizalde, de Bahía Blanca). La compañía de López –que ganó terreno en la industria como uno de principales proveedores de servicios petroleros de Chubut y en 2006 debutó como operador de áreas hidrocarburíferas- controla además más de 200 puntos de expendio, la mayoría ubicados en el interior del país, en la zona cercana al Gran Rosario. Y en los últimos años se sumo la empresa Más Energía, de la familia Schvartzbaum, que el año pasado inauguró una refinería en Cutral-Có-Plaza Huincul, Neuquén, para abastecer de combustibles a la Patagonia. Tiene en marcha el proyecto de la construcción de una segunda con la que aspira a representar el 9% del mercado. Petrobras, por su parte, cierra el podio entre los productores con una oferta que supera los 6.300 m3/día de crudo. Su principal concesión es Puerto Hernández, emplazada en la Cuenca

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Participación en el mercado de refinación En m3/mes, febrero de 2012

Empresa ESSO OIL COMBUSTIBLES S.A. PETROBRAS ARGENTINA S.A. PETROLERA DEL CONO SUR REFINOR SHELL YPF OTRAS Total general

Gasoil Común

Gasoil Ultra

131.158,0 48.945,0 55.345,7 12.525,2 15.923,9 99.487,0 522.856,0 15.874,0 902.115,7

11.367,0 0,0 1.168,0 614,5 699,7 27.325,0 47.300,0 0,0 88.474,2

Nafta Súper 69.069,0 19.225,4 31.987,1 5.835,8 7.313,0 83.967,0 217.643,0 59,0 435.599,3

Nafta Premium

Total Combustibles

14.537,0 3.232,8 7.769,5 812,3 758,6 30.937,0 93.833,0 3,0 151.893,1

226.131,0 71.403,1 96.270,4 19.787,8 24.695,1 241.716,0 881.632,0 15.936,0 1.578.082,4

Fuente: Secretaría de Energía

Neuquina. El campo no escapa a la dinámica que envuelve a los otros yacimientos maduros: su producción actual apenas se acerca a los 2.000 m3/día del hidrocarburo, un tercio de lo que se extraía ocho años atrás (6.000 m3/día). Tecpetrol, otro de los históricos del sector, tampoco logró evitar esa estela decreciente. Su campo insignia, El Tordillo, redujo su oferta de crudo un 50% desde 2004. En febrero, la oferta del reservorio en poder de la petrolera de Techint –que ocupa el séptimo escalón en el ranking- fue de 2.830 m3/día de crudo, contra los más de 4.000 m3/ día que sumaba hace ocho años.

Nuevos actores Aunque la concentración de la producción hidrocarburífera es una constante, en la última se han sumado nuevos jugadores que han sumado distintos elementos a la industria. Una de las nuevas caras es la norteamericana Apache –en 2006 compró los activos de Pioneer-, que cuenta con una importante extracción gasífera, superior a los 4,9 millones de m3/día, con lo cual exhibe el sexto lugar entre los inyectores del fluido. La operadora es, además, una de las pioneras en la exploración de campos no convencionales de hidrocarburos. Puso en producción yacimientos de tight gas, conocidos como arenas compactas en la jerga petrolera, y está avanzando con los estudios para iniciar la explotación de formaciones shale –de roca madre- en Vaca Muerta, Neuquén.

Apache, exhibe el sexto lugar entre los inyectores del fluido.

Esa situación la convirtió en el gran animador del programa Gas Plus, que permite mejores precios de venta para las empresas que incorporen nueva oferta del recurso. Medanito es una de las petroleras ‘independientes’ -no disponen del respaldo de ningún grupo energético multinacional-, que también implementó un activo plan de negocios. A pesar de controlar una exigua oferta de crudo, cercana a los 300 m3/día, la empresa de capitales nacionales diversificó su porfolio: construyó una central térmica que aprovecha el gas que extrae de un área alejada de la red de gasoductos (Aguada del Chivato) y tiene en carpeta una inversión de más de US$ 400 millones para instalar una refinería en Neuquén. Entre Lomas, que explota en área homónima en el límite entre Río Negro y Neuquén, cierra el top ten de los productores de crudo con más 2.300 m3 de oferta diaria. Y Roch, controlada por un

grupo local asociado con la IFC –el brazo financiero del Banco Mundial-, que sumó nuevas concesiones a partir de la adquisición de los bloques de la Cuenca Austral que eran de Chevron; Chañares Herrados, que es fuerte en Mendoza; Capex, con una buena participación en el sector gasífero; y la canadiense Gran Tierra, que está desarrollando campos en Salta y Río Negro, son otras de las compañías que aspiran a ganar terreno en el upstream de hidrocarburos. Por el lado de los representantes estatales, el debe es todavía mucho más significativo que el haber. Enarsa –la empresa nacional de energía- recién en 2010 logró incorporar una pequeña producción de petróleo en La Pampa, y Gas & Petróleo, la compañía provincial de Neuquén, empezó a extraer crudo de un área en el distrito patagónico a fines del año pasado.

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YPF busca a Petrobras como socia

¿EL CAMINO DE LA INTEGRACIÓN PETROLERA CON BRASIL? Al expropiar el 51% de YPF la presidenta argentina puso como ejemplo a seguir el éxito de Petrobras. Una empresa controlada por el Estado pero con importante participación de capital privado ya sea como accionista o socio estratégicos en proyectos de exploración y explotación. Brasil hoy está entre las diez potencias petroleras mundiales gracias a las reservas descubiertas por la compañía en su plataforma marítima. Un plan estratégico energético de más de medio siglo que llevó al vecino país al autoabastecimiento hace solo seis años. En 1953, durante la presidencia de Getulio Vargas, Brasil puso en marcha la empresa estatal Petrobras, nave insignia y estratégica de su sueño petrolero. Entonces, la argentina YPF era la principal empresa petrolera de Latinoamérica, admirada por su liderazgo profesional y técnico desde principios del siglo vein-

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En 1953 Brasil puso en marcha la empresa estatal Petrobras.

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YPF busca a Petrobras como socia Hoy, Brasil es potencia petrolera, entró en el top ten de las naciones que más reservas de petróleo y gas tiene.

del país marcados por dictaduras militares y gobiernos democráticos conservadores, socialdemócratas y socialistas. El plan energético brasileño liderado por Petrobras fue siempre una política de Estado asumida con orgullo por todo el país y que se llevó adelante con convicción aceptándose los matices de cada etapa. En sus primeras décadas a la empresa le cupo el papel de ser una clásica compañía estatal que echó las bases del sistema. Durante las primeras décadas después de su creación puso en marcha los planes de exploración que la llevó a descubrir petróleo en el Amazonas; construyó refinerías y petroquímicas, y armó su sistema de distribución. En te. Desde que Brasil puso en marcha su 1961 realizó la primera perforación en compañía estatal de petróleo y hasta el el mar cerca de Espíritu Santo y ese autoabastecimiento anunciado en 2006, mismo año inauguró la primera estafue un neto importador de hidrocarbución de servicio en Brasilia. A mediados ros. En todo ese tiempo Argentina mosde los 70, luego de la crisis petrolera tró con orgullo ser un país petrolero y gasífico llegando, incluso, a convertirse de 1973, descubrió el primer gran yacien exportador a partir de los años no- miento offshore en la cuenca de Santos, venta. Hoy, Brasil es potencia petrolera, frente al Estado de Río de Janeiro que perforó por primera vez en 1976. entró en el top ten de las naciones que Pero el cambio revolucionario en más reservas de petróleo y gas la compañía se produjo cuantiene. En cambio, Argentina En do en 1997 se aprobó la enes un país dependiente de la mienda constitucional que importación de gas y comterminó con el monopolio bustible para poder seguir estatal de Petrobras. Así, funcionando y dilapidó realizó la primera fue impulsada a competir gran parte de sus reservas. perforación con otras compañías y conLa consigna “el petróleo en el mar. solidar de un management es nuestro” fue una fenoprofesional para seguir ademenal idea fuerza política lante con el plan estratégico del basada en un deseo más que en la realidad de aquellos tiempos, pero autoabastecimiento y de seguridad enerpermitió movilizar a la sociedad y a gética nacional. En aquellos años se prosu clase dirigente hacia el objetivo fi- dujo en Brasil y en Petrobras un debate nal del autoabastecimiento. Un trabajo político y técnico clave para su futuro persistente de más de medio siglo que acerca de la estrategia a seguir tras la destuvo continuidad más allá de los ava- regulación del sector. Y se tomó una decitares de la vida institucional y política sión crucial. Su dirección optó por poner

1961

María das Graças Foster Presidenta de Petrobras

todo el esfuerzo humano, tecnológico y, básicamente, financiero en profundizar su plan de exploración de la plataforma marítima donde se tenían indicios de que había petróleo pero no se sabía a ciencia cierta qué cantidad y calidad. Miles de millones de dólares se invirtieron casi en una apuesta de todo y nada hasta que en 2009 salió la primera gota de petróleo de la cuenta Tupi, frente a las costas de Río de Janeiro. Fueron años desarrollando tecnología propia y única a nivel mundial que le permitió a Petrobras hacer perforaciones a 2 mil metros de profundidad y otros 3 mil metros debajo del lecho marino de los cuales alrede-

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Las reservas offshore descubiertas hace pocos años cambiarán, sin duda, la matriz económica de Brasil ubicando al país como uno de los principales jugadores mundiales. Espíritu Santo

dor de 2 mil metros era una capa de sal. Las reservas offshore descubiertas hace pocos años cambiarán, sin duda, la matriz económica de Brasil ubicando al país como uno de los principales jugadores mundiales. El desarrollo de esta riqueza demandará para los próximos años 225 mil millones de dólares, un fenomenal negocio multiplicador del que participan las principales compañías internacionales como Shell, British Petroleum y Repsol, entre otras. Y, además, tiene una alianza energética estratégica con China. También fue estratégica la compra en 2002 de PeCom, la compañía energética más grande de capitales argentinos tras la venta de YPF. Con fuerte presencia en la región sudamericana, le permitió a Petrobras consolidar y extender sus negocios en Bolivia, Perú, Ecuador y Venezuela siendo la compañía un instrumento clave para la política exterior de Brasil en su objetivo de liderazgo e integración Latinoamericana. Por último, vale reconocer otro elemento trascendente para entender el éxito de Petrobras y de la política energética del país. Brasil supo separar bien sus activos y riquezas petroleras de su instrumento de gestión. Un rol político fundamental que ocupa la Agencia Nacional de Petróleo que es la encargada

de programar las licitaciones de nuevas áreas y supervisar las concesiones. Es, de hecho, el instrumento gubernamental que le dio racionalidad a la adminis-

Una alianza con Petrobras de largo plazo parece ser el mejor camino para revertir la historia de retrocesos.

tración y explotación de los recursos. Desde el primer momento, Brasil tuvo conciencia de que para llevar adelante su proyecto de liderazgo regional y, por lo tanto, de protagonismo mundial, debía asegurarse el abastecimiento energético. Y para su proyecto de independencia energética, Petrobras fue y es la herramienta clave. Ahora la presidenta argentina puso a la empresa como un ejemplo a seguir por la nueva YPF expropiada que no era otra cosa que el proyecto que había puesto en marcha José Estenssoro en 1992, es decir una empresa controlada por el Estado pero abierta al capital privado y con una conducción de alto nivel capaz de competir y sentarse en la mesa de las grandes jugadores. Perdimos graciosamente 20 años. Hace más de medio siglo, con admiración Brasil tomó el modelo de YPF para imitar. Hoy la ecuación se invirtió. Una alianza con Petrobras de largo plazo parece ser el mejor camino para revertir la historia de retrocesos. Las autoridades de la intervención de YPF ya se reunieron en Río de Janeiro con la presidenta de la compañía brasileña para analizar posibles asociaciones estratégicas. Una decisión política que el gobierno argentino postergó más de lo necesario y que ahora se presenta como una oportunidad.

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Cuenca Austral

Tierra del Fuego: lanzan proyecTo oFFshore para aumenTar un 9% las reservas de gas La isla es ya el segundo productor de gas del país, una de las pocas regiones que cuenta con reservas probadas de hidrocarburos sin desarrollar. Varios proyectos de inversión están en marcha. El más importante es la explotación offshore de los campos Vega Pléyade y Leo con una inversión de US$ 1.300 millones. Y la empresa china Tierra del Fuego Energía y Química desembolsará alrededor de US$ 1.000 millones para construir una planta de urea y un puerto en la caleta Las Violetas. Mucho se habla hoy en día del potencial gasífero de los yacimientos no convencionales de la Cuenca Neuquina. Los campos de shale gas -o gas extraído de formaciones de roca madre- son presentados como el futuro de la industria petrolera y la mayor esperanza para revertir la tendencia declinante de las reservas y la producción del fluido. Sin embargo, la curva de aprendizaje para poner en producción esos depósitos y la certificación en reservas de los cuantiosos recursos hidrocarburíferos que existen en Neuquén, demandarán, por lo menos, cinco años. A corto plazo, sólo la Cuenca Austral, en Tierra del Fuego, podría elevar la oferta del fluido. La isla es una de las pocas regiones del país que cuenta con reservas probadas del hidrocarburo que no fueron desarrolladas por razones de infraestructura (falta de capacidad de

transporte) ó de índole comercial, fundamentalmente, ligadas al precio de venta del hidrocarburo. Por eso, en el Gobierno barajan una serie de iniciativas para incrementar el gas proveniente del extremo sur de la Argentina. La más cercana en el tiempo es la construcción de un nuevo loop -un caño paralelo- al gasoducto San Martín que pasa por debajo del Estrecho de Magallanes, así como también el montaje de plantas de compresión para elevar la inyección del complejo offshore Carina-Aries, uno de los mayores pulmones gasífero del mercado interno. Técnicos de Total Austral, la mayor productora de gas del mercado con alrededor de un 30% de la oferta y que lidera el consorcio que explota el yacimiento en las áreas Vega Pléyade y Leo, ya trabajan en esa dirección. El gran objetivo del joint venture -que integran también

Los campos de shale gas son presentados como el futuro de la industria petrolera

la isla es ya el segundo producTor de gas del país

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Pan American Energy (PAE) y la alemana Winthershall- consiste en declarar la comercialidad de un importante reservorio de gas en aguas profundas al sur de Tierra del Fuego. El proyecto emplazado en la Cuenca Austral, contempla la inversión de más de US$ 1.300 millones para construir una plataforma offshore, perforar una serie de pozos horizontales en los campos, y tender una red de gasoductos hasta la planta compresora ubicada en Cullen, el nodo que conecta con el San Martín. Total Austral ya presentó en la Secretaría de Energía un imponente programa de inversiones para poner en producción las dos áreas hidrocarburíferas. Según lo presentado el área que dirige Daniel Cameron, Total desembolsará u$s 840 millones en los próximos tres años para extraer gas de esos campos.

De gran calibre La meta es incorporar entre 18 y 32 billones de metros cúbicos (Gm3) del fluido -es decir, 32.000 millones de metros cúbicos (MMm3)-, de acuerdo con los datos que maneja Energía. La cifra tiene peso específico propio: representa cerca de un 9% de las reservas actuales del país, que en 2011 contabilizaron 350.000 MMm3 de gas, según estadísticas del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG). Vega Pléyade se llevará la mayor parte de la inversión, con 700 millones de dólares para comenzar a explotar el yacimiento en 2014, o a más tardar en 2015. Total estima que el campo tiene reservas que oscilan entre los 16.000 y los 32.000 MMm3. Leo, en tanto, es un desarrollo menor, que podría incorporar depósitos por 2.000 MMm3. Su puesta en producción demandará u$s 140 millones.

“El proyecto en Vega Pléyade incluye la perforación de tres pozos horizontales en aguas profundas, la instalación de una nueva plataforma productivas y el tendido de un gasoducto de alrededor de 80 kilómetros (Km) hasta la planta compresora de Cullen”, precisaron allegados a la Subsecretaria de Hidrocarburos de Tierra del Fuego. A su vez, en Leo –que se ubica en el área contigua a Pléyade- se colocará un pozo horizontal que inyectará el recurso en la misma plataforma productiva. El sistema Vega Pléyade es propiedad del consorcio Cuenca Marina Austral, que es operado por Total, con un 37,5% de las acciones, e integrado también por Wintershall (37,5%) y Pan American Energy (25%). La UTE explota los yacimientos Carina-Aries, emplazados en las costas de Tierra del Fuego, dos de los reservorios más prolíficos de la Argentina.

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Cuenca Austral Incentivo “Ante la declinación de la cuenca Neuquina, el futuro del gas natural en el país está en la Cuenca Austral. Por eso queremos dar las condiciones para fomentar la inversión en el offshore”, exhortó un funcionario fueguino. “El bloque se reparte en partes iguales entre el territorio provincial y el nacional, que está más allá de los 12 millas submarinas. Pero desde la empresa dejaron entrever que la instalación de las jacketas de perforación y el resto de las facilities estarán emplazadas dentro del área fueguina”, detalló. La explotación de Vega Pléyade es viable porque el gas que se extraiga del campo recibirá, en el marco del Gas Plus, un precio diferencial, cercano a los US$ 5 por millón de BTU. La cifra más que duplica lo que reciben actualmente las productoras (alrededor de 2,10 dólares). “El proyecto involucra a 14 áreas marinas. Estuvo postergado durante años por el bajo precio local de gas y porque aún no estaba resuelta la concesión definitiva de los bloques. Pero ambos puntos están siendo subsanados porque lo que confiamos en que el inicio de actividades no se pasará del año que viene”, explicaron desde la Secretaría de Energía de la Nación. Para conocer con exactitud el potencial gasífero de Vega Pléyade habrá que esperar hasta el análisis de los pozos exploratorios, sostuvo un encumbrado funcionario de la Secretaría de Energía. “La oferta de gas del proyecto podría superar los 8 MMm3 / día del fluido”, cuantificó.

total

Wintershall

pan American energy

cuencA MArItIMA AustrAl

In crescendo “Ante lA declInAcIón de lA cuencA neuquInA, el futuro del gAs nAturAl en el pAís está en lA cuencA AustrAl”.

Con Vega Pléyade en producción, Tierra del Fuego pasaría a aportar cerca de 25 MMm3/día a la oferta nacional, casi el doble que en julio de 2011. Ese mes, el consorcio liderado Total Austral –que produce actualmente alrededor de 16 MMm3/día de gas en la Cuenca Australincrementó su oferta a partir de la ampliación de la capacidad de transporte del Gasoducto General San Martín que permitió elevar la producción de los yacimientos Carina y Aries (ambos campos entraron en explotación en 2005).

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A raíz de esa situación, Tierra del Fuego ocupa desde el año pasado el segundo lugar del ranking de mayores productores de gas, desplazando a Salta. La Isla aporta cerca de 20 MMm3/día de gas, de los cuales, alrededor de la mitad provienen de los campos offshore Carina-Aries, que si bien técnicamente le pertenecen al Estado nacional por estar más allá de los 12 kilómetros de la costa, en la práctica son producidos por la provincia. Son, en rigor, 11 MMm3/día producidos en campos en tierra, y alrededor de 9 MMm3/ día desde yacimientos en el mar. La expansión de la oferta gasífera de la provincia gobernada por Fabiana Ríos le valió ser una de las pocas que cuenta con proyectos en carpeta para industrializar el fluido. El más ambicioso es el que comanda la empresa Tierra del Fuego Energía y Química, de capitales estatales de China, que construirá una planta de urea cerca de Río Grande. Se estima que la inversión para instalar la planta de fertilizantes, que consumirá 1,5 MMm3/día

US$ 1.300 millones

es la inversión de más que contempla El proyecto de las áreas Vega Pléyade y Leo, en la Cuenca Austral.

Evolución dE las rEsErvas dE hidrocarburos En MTEP, 2001-2010 1.200 1.000 800 600 400 200 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Fuente: IAE

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Cuenca Austral del hidrocarburo, rondará los US$ 700 millones. Asimismo, se desembolsarán US$ 270 millones para construir un puerto en caleta Las Violetas. “Tendrá al menos 10 metros de calado. Hasta allí el producto se trasladará por una cinta transportadora”, precisó un alto funcionario de Tierra del Fuego. La obra ya recibió la luz verde de la Legislatura, no sin que antes se desatará una polémica alrededor del proyecto petroquímico, el más importante del sector en la última década. Es que la oposición denunció que el precio de venta del gas natural acordado entre la gobernación y la empresa china, fijado en u$s 1,80 por millón de BTU, es muy bajo. Aunque fuentes cercanas a la Gobernación explicaron que el importe se irá modificando a medida que aumente el precio de venta del fluido en el mercado interno.

Vega Pléyade en números una inversión de

se tenderá un gasoducto de

u$s 700 millones

80 Km.

dinamizará Vega Pléyade para entrar en producción. Leo, otros u$s 140 millones.

se perforarán cuatro pozos horizontales y se instalará una nueva plataforma productiva.

hasta los

u$s 5 por cada millón

32.000 MMm3 de gas podrían llegar las reservas de las dos áreas, es decir, un 9% de las reservas actuales del país.

de BTU producido es lo que recibiría el proyecto Vega Pléyade-Leo,encuadrado bajo la órbita del Gas Plus.

Reservas se buscan Los depósitos comprobados de crudo y gas descendieron en 2010 hasta los 663 millones de toneladas equivalentes de petróleo (MTEP), un 38% que las existentes en 2001, cuando ascendían a 1.066 MTEP. La caída se explica, fundamentalmente, por el derrumbe de las reservas de gas, el principal insumo energético del país, dado que cubre un 51% de la matriz nacional. Pasaron de 763.526 millones de metros cúbicos (MMm3) del fluido en 2001 a 358.727 MMm3 en 2010, con un salto al vacío del 53 por ciento. La evolución negativa de los campos de crudo fue, en cambio, más moderada. Las reservas cayeron en la última década un 12%: de 457,673 MMm3 declinaron a 401,308 MMm3. “En materia de hidrocarburos líquidos el país ha mantenido su inventario de reservas, mientras que en gas natural se ha producido una fuerte reducción del inventario en todas las categorías de reservas y en todas las cuencas gasíferas. Esto último es particularmente importante en un país donde su principal producto energético consumido es el gas natural”, sentenció Jorge Lapeña, ex secretario de Energía y titular del IAE. Como consecuencia de la caída, el horizonte de reservas comprobadas de hidrocarburos era en 2010 de 8,1 años,

US$ 1.300 millones

es la inversión de más que contempla El proyecto de las áreas Vega Pléyade y Leo, en la Cuenca Austral.

es decir, 5 años menos que en 2001. “La retracción de las reservas de gas es preocupante: el descenso, de 404.800 MMm3, equivale a 103 meses de producción al ritmo de 2010”, señaló el ex funcionario.Debido a que las reservas de gas cayeron con mayor velocidad que la producción, el horizonte de reservas también se redujo hasta situarse en 7,6 años, menos de la mitad que los datos de 2001.El epicentro del derrumbe se registró en la Cuenca Neuquina, el principal pulmón gasífero del país. “La cuenca, que representaba en 2010 un 45% de las reservas comprobadas de gas en el país, acumuló una caída del 57% con respecto a 2001”, detalló Lapeña. Distinta es la situación del crudo. Su horizonte de reservas se mantiene estable desde 2006, en torno a los 11 años. El Golfo San Jorge, que representa el 63% de los depósitos comprobados del país, mostró entre 2009 y 2010 un incremento del 4% y acumula un aumento del 39% desde 2001. Tiene la particularidad de ser, además, la única cuenca que elevó sus volúmenes en el período. La contracara es la cuenca Neuquina, que explica un 23% de las reservas probadas. Mostró una diminución del 6% entre 2009 y 2010 y suma una caída del 50% desde 2001.

Gustavo Rossi, fundador y dueño de Duralitte Group

“El empresario argentino pierde demasiado tiempo solucionando temas políticos” El empresario especialista en comercio exterior maneja los hilos de una pyme que, con sus productos, aporta soluciones a las grandes empresas petroleras y mineras. Cuenta sus orígenes y como en apenas 8 años logró expandirse a Brasil y a la región sudamericana.

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Duralitte Group Gustavo Rossi apostó a más y ganó. En 2004, con solo 32 años fundó Duralitte S.A., la propia empresa que en su corta trayectoria ya superó la grave crisis internacional de 2008 y recientemente inauguró una planta de 1700 m2 en San Pablo (Brasil), su primera en el exterior.

“Era una típica empresa familiar de los años 60, del padre y sus hijos trabajando en la compañía”

Por Lucas Viafora Según Oscar Jofré, Director Académico y Coordinador del Instituto PyME del Banco Ciudad, “Argentina está entre los 10 países del mundo que más creación de empresas pymes y emprendedores tiene y también entre los 10 países de mayor mortandad de empresas dentro de los primeros dos años”. Las razones son varias: las crisis económicas, la falta de inversión, el tipo de cambio, las trabas de los gobiernos de turno, la dificultad de competir contra grandes monopolios, la falta de visión estratégica o simplemente la falta de decisión a la hora de tomar una medida importante. Pero, si bien muchos fracasan, no todos los proyectos quedan en el camino. Gustavo Rossi apostó a más y ganó. En 2004, con solo 32 años fundó Duralitte S.A., la propia empresa que en su corta trayectoria ya superó la grave crisis internacional de 2008 y recientemente inauguró una planta de 1700 m2 en San Pablo (Brasil), su primera en el exterior.

dustria metalmecánica, donde Gustavo trabajó hasta dar el gran salto. “Era una típica empresa familiar de los años 60, del padre y sus hijos trabajando en la compañía”, cuenta Rossi. La experiencia acumulada en ese tiempo lo llevó a seguir su propio camino, aunque reconoce que “cuando arrancamos con la compañía

que es la división de herramientas de corte y carburos, y Duralitte Do Brasil Ltda que es la tercera empresa y abarca ambos mercados para Brasil. Son todas de mi propiedad y creación”, explica el empresario. Y agrega: “Somos una empresa joven con una mentalidad dinámica, con flexibilidad en los cambios de mercado y con una diversidad de productos muy interesante”.

“Somos una empresa joven con una mentalidad dinámica, con flexibilidad en los cambios de mercado y con una diversidad de productos muy interesante”.

Todo empezó en la empresa de su padre Pulvi Metalurgia Rossi, dedicada a la in-

mucha gente descreía de este proyecto”. Rossi es el director de Duralitte SA y también quien maneja las áreas comercial y estratégica de la empresa que se especializa en la fabricación de puentes de producción, cross over, cuplas, válvulas y accesorios forjados para las industrias relacionadas con el petróleo, el gas y la minería. “El Grupo Duralitte en realidad tiene tres divisiones: Duralitte SA en industria petrolera , DLT Tools,

¿En qué se especializan? Duralitte abastece con sus productos a diversas industrias. Exacto. Trabajamos principalmente con las petroleras, puentes de producción y líneas de conducción de petróleo. Como segundo mercado tenemos el área de minería, todo lo que es ferroductos y fabricando partes especiales de acuerdo a planos. Producimos partes que nos piden. Nuestro departamento técnico trabaja en conjunto con los ingenieros de las diferentes áreas petroleras o mineras abasteciendo soluciones a medida o productos standards según las más altas normas internacionales de calidad y certificaciones, logrando un alto componente local de fabricación. Por otra

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Duralitte Group parte DLT Tools se especializa en la comercialización de herramientas corte de carburo, cerámica, Policristalino y Boro, abasteciendo mercados metalmecánicos. Duralitte Do Brasil Ltda. es la filial que trabaja en el desarrollo de ambos mercados para Brasil. En Brasil, ¿llegan a abastecer todo el territorio? La estrategia con Brasil abarca por estados. Por ejemplo, ya tenemos un canal de comercialización para Minas Gerais, otros en San Pablo y el interior de San Pablo. Además contamos con Porto Alegre como cabeza de base. Brasil es un mercado que se maneja muy diferente al mercado argentino por el volumen, las distancias y la demanda que tiene en todas las regiones, ya sea para el mercado

petrolero como metalmecánico. ¿Por qué? ¿Cuáles son las diferencias respecto al mercado argentino? Las diferencias son, primero, que existen ciertas reglas más claras de manejo, existen posibilidades de un crecimiento

zás más que la Argentina. El consumidor brasilero no quiere exportar, les interesa el producto con nota fiscal en su país y si tiene algún componente local también priorizan esta situación. Ese fue el principal cambio que hemos notado nosotros desde la decisión de abrir una planta industrial en Brasil. Trabajamos en mercados de exportación desde hace 4 años y el cambio radical fue cuando instalamos la planta. Sin ir más lejos desde el inicio de las actividades a hoy hemos tenido una baja de unos impuestos para promover la radicación y la imposición de puestos de trabajo.

“El Grupo Duralitte tiene tres divisiones: Duralitte SA en industria petrolera, DLT Tools, que es la división de herramientas de corte y carburos, y Duralitte Do Brasil Ltda que es la tercera empresa y abarca ambos mercados para Brasil”. sostenido sin cambios de políticas en el medio. Brasil tiene un alto control sobre la parte impositiva, es muy exigente, qui-

¿Cuándo se inauguró la planta? La decisión se tomó exactamente hace ocho meses y la planta se abrió el 5 marzo de este año. De hecho yo estoy mitad de tiempo en Argentina, mitad en Brasil. ¿Por qué eligieron Brasil y por qué San Pablo concretamente? Primero porque Brasil es de los países emergentes del BRIC y principalmente dentro de la región es el país con las reglas más claras y con los mercados más interesantes. Segundo, San Pablo por la facilidad de todos los proveedores que uno necesita tener para este tipo de productos. Y tercero, es exactamente lo mismo instalarse en Curitiba, en Bahía o en Minas Gerais porque el mercado del país se hace regionalizado. Tener una planta en San Pablo nos daba ciertos beneficios de índole estratégica, más allá de sus altos impuestos. San Pablo es uno de los polos industriales más grandes del mundo, ¿no hay más competencia allí? Exacto, pero no nos olvidemos que San Pablo es la región con mayor tasa de crecimiento del país y nosotros estamos en Sao Caetano, la zona de San Pablo con el mayor PBI de todo Brasil. Hemos instalado nuestra planta ahí. Está a 5 minutos de la planta de General Motors, VW, Scania, (usuarios de herramientas de DLT Tools) y de los proveedores, a 40 minutos del aeropuerto de Guarulhos y alejado del área paulista central, a 100 km. de las plantas de Petrobras y empresas de servicios petroleros. Así que tam-

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Duralitte Group se especializa en la fabricación de puentes de producción, cross over, cuplas, válvulas y accesorios forjados para las industrias relacionadas con el petróleo, el gas y la minería. bién nos servía como plataforma de lanzamiento para varias de nuestras líneas de productos ante clientes estratégicos. ¿Cuál es el objetivo a cumplir este año en Brasil? La idea primero es posicionar la marca. El mercado en Brasil está en proporción, con respecto a Argentina en lo que es petróleo, en un 9 a 1. Es un mercado realmente muy grande. El abastecimiento difiere mucho de Argentina, ya que hay políticas de pymes y además un pool de grandes empresas abastecedoras y no sólo empresas monopólicas que generan formación de precios, como ocurre en el mercado argentino. Considero que esa es una ventaja muy importante para el desarrollo industrial y que deberíamos tener en cuenta para imitar. Hace poco descubrieron allá yacimientos frente a la costa. Parece lógico invertir ahí. ¿Qué tan costoso es invertir en otro país? Todo el mercado cubre toda la región desde el norte de Rio de Janeiro hacia el sur de Porto Alegre, la denominada “área de pre-sal”, y están instalándose muchas empresas de servicio petrolero. Acá hay un tema: yo puedo asegurar que es un tema de actitud instalarse. No es tan complicado. Durante el relevamiento de mercado al inicio lo que buscábamos era alguien que comprara mi producto en forma directa o algún distribuidor. Y en realidad lo que había que hacer era instalarse y desde ahí armar una red de distri-

2004

2012

con solo 32 años Gustavo Rossi fundó Duralitte S.A.

inauguró una planta de 1700 m2 en San Pablo (Brasil), su primera en el exterior.

buidores locales chicos. Obviamente que la inversión es más elevada, el riesgo es mayor pero los beneficios se notan en el corto plazo. De hecho el 80% de lo que nosotros exportamos hacia Brasil está fabricado en Argentina, abastecido por una empresa brasilera que es filial.

nes de servicio más que de volumen de ventas. Tanto estatales como empresas privadas nos contratan para que le hagamos soluciones y servicios en sus áreas de operación. Competimos a nivel de las grandes corporaciones como también de empresas chicas regionales.

Volviendo al mercado local, ¿proveen a todo el país o algunas provincias en especial? Proveemos principalmente todo lo que es el área minera del norte (el NOA) y tenemos una muy buena cobertura en el sur que es toda la parte petrolera desde Río Negro hacia abajo: Neuquén, Chubut, Santa Cruz, Tierra del Fuego.

Además de Sudamérica, ¿exportan a otros países? No, por el momento solamente Sudamérica que era nuestro plan proyectado en 2007 y que hemos cumplido con buenos resultados económicos. En 2012 y con esta nueva plataforma que nos brinda Brasil la idea es poder abastecer otros mercados fuera de la región.

Y en los mercados internacionales, ¿hasta dónde llegan sus productos? Abastecemos todo Sudamérica. Tenemos distribuidores en Perú, Chile y Bolivia. Muchas petroleras nos encontraron a nosotros como una alternativa ante los grandes grupos económicos para poder abastecer los productos de una manera más dinámica. Nosotros somos una empresa para las petroleras de solucio-

¿Cuáles son sus clientes más importantes? Trabajamos en Argentina con Pan American Energy, YPF, Petrobras, Minera Sierra Grande, Minera Alumbrera, como para decirte algunos nombres. En Brasil tenemos contratos con Apolo Tubular, Petrobras y Usiminas por dar algunos ejemplos. También abastecemos en la selva de Perú y en Chile a ENAP (Empresa Nacional del Petróleo)

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Duralitte Group en la zona de Punta Arenas. Tal vez a una pyme argentina que recién empieza la miran de reojo. ¿Costó entrar al mercado? Sí, son mercados difíciles por el nivel de exigencia de calidad al que estamos sometidos día a día con nuestros productos. Otro punto es que las distancias en Argentina son muy importantes y los costos operativos de brindar un servicio acorde a los diferentes yacimientos o mineras son altos, ya sea para el norte o para el sur. Por ejemplo, tenemos clientes que están a 4 mil metros de altura y para ingresar se necesita certificado de aptitud física o también clientes que en cierta época del año no podés llegar a visitarlos porque está todo cubierto de nieve (como sucede en el sur). Hay variables que no son las que se manejan en otras regiones del país, vamos a lugares con ciertas complicaciones para acceder para nuestro equipo técnico. En este momento, ¿es más difícil importar o exportar? Tocaste el tema que está de moda en los últimos meses. Las políticas implementadas quizás no son las más apropiadas o quizás no se evaluaron las consecuencias a mediano o largo plazo. Nosotros importamos insumos y exportamos productos terminados. Nuestra balanza hoy es 3 a 1 con respecto a las importaciones y así y todo a nuestro favor es complicado importar y exportar, por trabas que a veces resultan inexplicables. El empresario argentino pierde demasiado tiempo en solucionar los temas políticos y no dedicarse a invertir. Eso es un punto muy importante a tener en cuenta.

“El 80% de lo que nosotros exportamos hacia Brasil está fabricado en Argentina. Somos una empresa para las petroleras de soluciones de servicio más que de volumen de ventas”.

¿Qué esperan para el 2012? Terminamos el 2011 con una proyección bastante optimista. Nos despertamos en un 2012 con un panorama incierto porque nosotros estamos relacionados directamente con el plan de inversiones que tengan las petroleras a lo que es la extracción o la perforación. Muchos de mis colegas están en la misma situación. La única ventaja que tenemos hoy es que anticipamos alguna posible inestabilidad en los planes de inversiones de Argentina y apuntamos fuerte a la producción y exportación hacia Brasil, con lo cual el grupo sigue creciendo en facturación, pero puede haber alguna desaceleración si en el segundo semestre no se revisan los planes de inversión en el área energética en Argentina.

¿Cómo llegó Duralitte, según su perspectiva, al punto donde está ahora en sólo ocho años? Con algunos puntos muy claros: con un proyecto serio de trabajo y con una constancia hacia la búsqueda de los objetivos planteados. Además, una permanente y elevada reinversión en tecnología y el relacionamiento con el cliente nos permiten tener horizontes claros de desarrollo. Tener un excelente equipo humano y técnico es clave, como también del plan de desarrollo dentro de las empresas. Clientes conformes y recursos humanos motivados son la clave del éxito y pilares fundamentales del crecimiento. Porque si no están conformes la organización no llega a nada. Y en mi caso particular enfocarme en mirar solo para adelante buscando nuevos desafíos, como dice nuestro slogan: “En constante evolución”.

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La industria minera crece en la Argentina

Las inversiones para producir mineraLes superarán este año Los u$s 4.500 miLLones La minería se convirtió en los últimos tres años en un actor con vuelo propio en la economía: hoy es el segundo sector con mayores exportaciones. Este año, la construcción de Pascua Lama, en San Juan, y Potasio Río Colorado, en Mendoza, movilizarán por sí solos más de u$s 3.000 millones. También avanza la exploración de nuevas reservas. La solución de los conflictos medioambientales, el mayor desafío.

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Pascua Lama dinamizará capitales por casi u$s 2.000 millones este año

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La industria minera crece en la Argentina En 2011 la minEría sE convirtió En El sEgundo rubro -dEtrás dE las matErias primas agrícolascon mayorEs ExportacionEs. Las dos principales actividades extractivas atraviesan en el país situaciones bien disímiles. Mientras que la explotación de hidrocarburos –con más de 100 años de historia en la Argentina- está jaqueada por la estatización de YPF, la mayor productora de petróleo y gas, que con seguridad decantará en un replanteo de la organización del sector, la gran minería metalífera –una industria que todavía no alcanzó la mayoría de edad- está encarando un año con inversiones record a partir de la construcción de megaproyectos de oro, plata y otros minerales como el potasio y el litio. Si bien fue noticia en los últimos tiempos por los conflictos sociales generados en algunas provincias del norte como La Rioja y Catamarca, donde grupos ambientales se movilizaron en contra de la actividad, la minería dinamizará en 2012 desembolsos por más de u$s 4.500 millones. La magnitud de la cifra está atada, en gran medida, a la construcción de tres iniciativas de clase mundial. Se trata de Pascua Lama (de Barrick Gold), que con un grado de avance cercano al 60% dinamizará capitales por casi u$s 2.000 millones este año para encarar la última fase de obras antes de empezar a extraer oro y plata en la frontera cordillerana de San Juan con Chile; Potasio Río Colorado (de la brasileña Vale), un megaproyecto para producir el mineral (con propie-

Potasio Río Colorado, un megaproyecto para producir el mineral en Mendoza.

Incremento de las exportaciones mineras En millones de pesos, 2002-2011

Año

Exportaciones

2004

3561

16,52%

2006

7950

123,25%

2008

9381

18,00%

2010

13822

47,34%

2011

16310

18,00%

una inversión anual de, por lo menos, u$s 400 millones. La construcción de las tres iniciativas demandará, en conjunto, inversiones por más de u$s 12.000 millones entre 2011 y 2014. Toda una muestra del peso específico del sector, que ha ido in crescendo en los últimos años. Tanto que en 2011, la minería se convirtió en el segundo rubro –detrás de las materias primas agrícolas- con mayores exportaciones (ver gráfico). Además, a la cartera de proyectos con factibilidad aprobada, que están dando los primeros pasos hacia la explotación, hay que sumarle las decenas de iniciativas en exploración –con diferentes niveles de prospección- que también impulsarán la actividad con una fuerte capitalización.

Fuente: Secretaría de Minería

De norte a sur

dades de fertilizante) en Mendoza, que contempla inversiones por alrededor de u$s 1.500 millones hasta diciembre; y la mina de oro Cerro Negro, que está año lanzará su construcción con

Para dimensionar las cifras que maneja el sector, basta decir que San Juan –que cuenta con tres minas metalíferas en explotación- recibió en 2011 inversiones por más de $ 9.000 millones, según

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cuantificaron desde la gobernación de José Luis Gioja. “Para este año esperamos un incremento de esos números, por la continuidad de Pascua Lama (donde se están comenzando trabajos metalúrgicos) y el avance de tres grandes proyectos exploratorios como Pachón, Los Azules y Altar, dos iniciativas cupríferas que cerrarán en 2012 los estudios de factibilidad”, detallaron. La búsqueda de nuevas reservas de minerales en San Juan movilizó en 2011 más de $ 355 millones, alrededor del 40% de lo invertido en exploración en la Argentina. Santa Cruz es otro de los distritos donde prolifera la exploración metalífero, con epicentro en el Macizo del Deseado, una región geológicamente rica en plata y oro. “Para este año esperamos el lanzamiento de Cerro Negro (de la canadiense Goldcorp) y de Cerro Moro (de Extorre Gold Mines), que pondrán en marcha inversiones millonarias”, desta-

có Miguel Ángel Ferro, titular de Fomicruz, la minera provincial. Para reforzar el concepto, agregó que técnicos de la firma están supervisando los avances en los proyectos exploratorios La Manchuria y La Josefina-La Valenciana, de Cerro Cazador. En ambas iniciativas la compañía estatal tiene una participación accionaria, que ronda entre un 10 y un 15%. A su vez, la principal minera de la provincia, Cerro Vanguardia, de la sudafricana AngloGold Ashanti, desembolsará u$s 60 millones para extender la explotación del yacimiento hacia vetas subterráneas de hasta 500 metros de profundidad. El espectro inversor de la minería se expande de norte a sur. En la otra punta de país, Salta se prepara para anotar este año las mayores cifras de inversión de su historia a partir del inicio de Lindero, que prevé la explotación de un yacimiento de oro en la Puna. La canadiense Mansfield maneja un presupuesto

La búsqueda de nuevas reservas de minerales en San Juan movilizó en 2011 más de $ 355 millones, alrededor del 40% de lo invertido en exploración en la Argentina. final cercano a los u$s 250 millones, de los cuales entre 50 y 100 millones serán colocados en 2012. “En 2011 se triplicó la inversión minera en la provincia, que saltó de 110 millones de pesos en 2011 a más de $ 330 millones durante el año pasado. Esta temporada se superarán ampliamente esas cifras”, pronosticó Ricardo Salas, secretario de Minería salteño.

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La industria minera crece en la Argentina

Crecimiento de la exploración minera En metros perforados, 2002-2011

Año

Exploración

2004

250.000

85,19%

2006

478.000

91,20%

2008

668.850

39,93%

2010

730.000

9,14%

2011

1.031.000

41,23%

Fuente: Secretaría de Minería

Desafíos por delante La mayoría de los ejecutivos mineros coincide con que existe en general un buen clima de negocios, pero advierten sobre una serie de cuestiones, en especial ligadas a la coyuntura, que podrían afectar negativamente al sector. Integran esa lista las trabas a la importación generadas por la implementación del sistema de Ventanilla Única por la AFIP, que complican el ingreso de repuestos y de equipos utilizados en el sector. “Las demoras en torno a la adecuación de la industria local generarán dificultades para importar a tiempo algunos insumos críticos, lo que -en definitivapodría comprometer la continuidad de las operaciones”, advirtieron desde Cerro Vanguardia, el proyecto metalífero más añejo del país, inaugurado en 1998 en Santa Cruz.

En Salta, las trabas complican a las compañías que ofrecen servicios de exploración. “Hay demoras para traer máquinas de perforación porque los trámites están frenados en Aduana”, señaló Facundo Huidobro, director de Mansfield, una minera canadiense que prevé invertir u$s 230 millones para lanzar la construcción de una mina de oro antes de fin de año. La exploración es uno de los motores de la industria. En 2011 se superó por primera vez la barrera del millón de metros perforados. Y esta campaña seguirá esa sintonía. Según indicaron desde Gemera, la cámara que agrupa a las mineras junior, en lo que va de 2012 llegaron más de 10 nuevas empresas –muchas de Australia- interesadas en buscar minerales en la Argentina. Sin embargo, también existen voces que muestran una retracción de la confianza desde la mirada de los inversores internacionales. Enumeran a la incertidumbre en el plano impositivo y la falta de

“Las demoras en torno a la adecuación de la industria local generarán dificultades para importar a tiempo algunos insumos críticos, lo que podría comprometer la continuidad de las operaciones” previsibilidad como causales de un panorama desalentador. “Las restricciones en materia de importaciones y las constantes e impulsivas modificaciones de la regulación por parte del Estado implicará una significativa reducción de las inversiones”, cuestionó Alfredo Marchioli, presidente de la Asociación de Empresas Mineras de Catamarca (AEMCA), la provincia que más terreno perdió en cuanto al desarrollo del sector por conflictos medioambientales.

Revista Energía Argentina

La exploración es uno de los motores de la industria. En 2011 se superó por primera vez la barrera del millón de metros perforados. Y esta campaña seguirá esa sintonía. Según indicaron desde Gemera, la cámara que agrupa a las mineras junior, en lo que va de 2012 llegaron más de 10 nuevas empresas-muchas de Australia- interesadas en buscar minerales en la Argentina.

Rentabilidad cuestionada En la misma línea, representantes de productoras de minerales industriales y rocas de aplicación lamentan la pérdida de rentabilidad por el incremento

Evolución de la inversión

de los costos operativos y de la mano de obra. Mientras que la inflación anual en pesos supera un 20% -argumentan-, el incremento del tipo de cambio no pasa del 10 por ciento. A la larga, la ecuación no cierra, afirmó Alberto Trunzo, presidente de Bórax Argentina, la productora de boratos salteña que es controlada por Río Tinto, una de las mayores empresas mineras del planeta. A corto plazo no se prevén cambios en esa dinámica. AOMA, el gremio que agrupa a los trabajadores mineros, ya adelantó que exigirá un alza del salario

En millones de pesos, 2002-2011

Año

Exploración

2004

1.869

245,47%

2006

3.900

108,67%

2008

3.644

-6,56%

2010

10.850

197,75%

2011

11.078

2,10%

Fuente: Secretaría de Minería

Representantes de productoras de minerales industriales y rocas de aplicación lamentan la pérdida de rentabilidad por el incremento de los costos operativos y de la mano de obra.

básico superior al 30%. Otro de los puntos que siguen de cerca en la industria es lo que suceda con las regalías provinciales, que representan el 3% de la producción. Desde varios sectores se impulsa un incremento del porcentaje e incluso San Juan –el distrito minero que más se expandió desde 2000- negoció con las productoras de metales en 2011 una suba del 30% del impuesto a partir de la modificación de la fórmula de liquidación (antes se calculaba sobre el valor en boca mina y ahora se desprenden directamente de la facturación de las compañías). En ese sentido, Horacio Gabriel, gerente de Relaciones Institucionales de Minera Triton, una productora de plata de Santa Cruz, advirtió: “Existen algunas dificultades a considerar, como la iniciativa de algunos distritos provinciales en pos de incrementar los gravámenes, sobre todo en materia de regalías, sin tomar en cuenta que la carga impositiva total que afronta el sector es la más alta de América Latina”.

Conflictos sociales Por otro lado, en la industria son conscientes de que para garantizar la sustentabilidad de la minería a largo plazo deberán desactivar los conflictos sociales que aquejan al sector, de amplia repercusión mediática en los últimos tiempos. Las manifestaciones de grupos ambientales en Famatina (La Rioja) y Tinogasta (Catamarca), que se oponen a la explotación de grandes yacimientos auríferos en la Cordillera. Por eso, la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM) lanzó este año un plan integral de comunicación para mejorar la plataforma de información que brindan las compañías. “El principal problema que por estos días enfrenta el sector minero en la Argentina es el de la desinformación o desconocimiento sobre la propia actividad. En ese sentido, estoy convencido de que las empresas del rubro continuarán profundizando una línea de mayor y mejor comunicación para divulgar los beneficios de la minería”, señalaron desde la entidad.

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Revista Energía Argentina

IV Exposición Internacional de Minería

El mundo minero en San Juan Del 6 al 8 de junio Predio Ferial de la ciudad de San Juan

La Exposición San Juan nombrada como Factor de Desarrollo de la Minería Argentina, nació en 2006 como una iniciativa de la revista Panorama Minero, para resaltar el crecimiento de la actividad minera en el país. Ésta se realiza bianualmente en el Predio Ferial de la ciudad de San Juan. Estamos transitando la cuarta versión y este año el lema es “Oportunidades a su alcance”. Cerca de comenzar una de las exposiciones más grandes de equipos, maquinarias, El lema de la insumos, repuestos, y exposición para este año es “Oportunidades servicios para la indusa su alcance” tria minera argentina, las novedades en el predio ya son un hecho. Habrá también muchas actividades paralelas que representarán importantes oportunidades para los profesionales, funcionarios, empresarios, e inclusive mujeres que trabajan en el sector. Contará con espacios destinados especialmente para la comunidad y para los jóvenes que desean insertarse en la minería. San Juan se encuentra liderando el sector minero argentino. Concentra la mayoría de los proyectos más grandes

Gualcamayo, Mina de oro en producción

El evento se realizará entre el 6 y 8 de junio en la capital provincial donde se reunirán las principales empresas operadoras en el país junto a proveedores y clientes.

IV Exposición Internacional de Minería

ACTIVIDADES PREVISTAS: • II Jornadas de Ingeniería y Mantenimiento. • IV Ronda de Negocios entre empresas mineras y empresas proveedoras. • II Feria del Trabajo. • II Foro de Mujeres en la Minería.

Revista Energía Argentina

San Juan se encuentra liderando el sector minero argentino. Concentra la mayoría de los proyectos más grandes y ofrece excelentes oportunidades de Negocios. y ofrece excelentes oportunidades de negocios. Argentina ha desarrollado su industria minera de manera muy acelerada en las dos últimas décadas: varios proyectos de clase mundial se encuentran en plena producción y otros se encuentran en etapas bastante atractivas para el proveedor. Existen tres factores de relevancia que nos han ubicado entre los 10 países más importantes para invertir en el sector minero: 1. Sólo el 15% del territorio argentino ha sido explorado. 2. El pronóstico que tiene el oro es bastante optimista, manteniendo una tendencia alcista por lo menos durante los próximos dos años. 3. De acuerdo a investigaciones geológicas, Argentina será un gran productor de oro. El gran potencial geológico de la provincia ha sido respaldado por la decisión política de tomar a la minería como una política de estado. Históricamente, San Juan ha sido una gran productora de cal, mica, feldespato y otros minerales industriales; pero desde 2005 cuando Veladero –empresa de Barrick- inició su producción comenzó una nueva etapa. Actualmente la provincia tiene tres minas de oro en producción: Veladero

(Barrick), Gualcamayo (Yamana) y Casposo (Troy), y en el futuro inmediato se sumarán los siguientes proyectos: • Pascua Lama (Barrick), el primer proyecto binacional del mundo, que se encuentra en construcción con un presupuesto aproximado de 5 mil millones de dólares, y entrará en producción a mediados del 2013. • El Pachón (Xstrata), uno de los proyectos más importantes de cobre del mundo, con un presupuesto preliminar de más de U$S 3.000 millones. La construcción del proyecto está prevista para el año 2013 y su producción para el 2015/2016.

• Los Azules (Minera Andes), un gran depósito de cobre que podría comenzar su construcción durante 2014-2015 (producción en 2017). Existen otros dos proyectos que están siendo desarrollados muy rápidamente: El Altar (por Stillwater: Cobre y Oro) y Del Carmen (por Malbex: Oro). En conclusión, el sector minero de Argentina ofrece un amplio abanico de oportunidades con excelentes posibilidades de concretar negocios rentables y a largo plazo sustentables. Este potencial se podrá ver en su plenitud durante la Expo Minera 2012.

Revista Energía Argentina

Generación Eléctrica

El atraso tarifario frena inversiones Desde 2004 la demanda de electricidad viene creciendo a un promedio del 6% anual. Distribuidoras y generadoras dicen que los bajos precios no permiten encarar inversiones para ampliar la oferta. A excepción de las realizadas por las empresas Pampa Energía, Energía de Sur y Albanesi, la mayoría prefiere esperar una recomposición del esquema de precios. Los proyectos que están en carpeta.

Si bien por estos días el espectro mediático con las noticias del mundo energético está casi monopolizado por los ribetes de la estatización de YPF, la mayor petrolera del país, la industria sigue de cerca las noticias referidas a la actualidad de las empresas de electricidad, sumidas en una crisis que viene de años. De hecho, en abril, las principales distribuidoras eléctricas –con Edenor y Edesur a la cabeza- advirtieron al Gobierno, por primera vez en las administraciones kirchneristas, que de no actualizarse el valor de las tarifas eléctricas de los usuarios domiciliarios las empresas podrían caer en default. La misma problemática aqueja también al resto de la cadena eléctrica, integrada también por Transener, la empresa transportadora de energía, y las firmas encargadas de la generación: térmicas,

hidráulicas y nucleoeléctricas. La matriz es la misma: a raíz de la negativa del Gobierno de recomponer el precio de la energía que pagan los residenciales, que a groso modo, permanece casi invariante desde 2002, el alza de los costos operativos y de los combustibles ha ido erosionando la rentabilidad de toda la industria eléctrica. “En algunos casos es muy difícil mantener la operación de las usinas por el encarecimiento de los costos de operación, de los repuestos y del combustible, que en promedio se han triplicado desde 2003 a la fecha”, indicaron desde una de las mayores generadoras del país. Mientras tanto, los precios spot del mercado casi no se han modificado. Por decisión de la Secretaría de Energía, que dirige Daniel Cameron, el valor del megawatt por hora (MWh) que reciben las

El alza de los costos operativos y de los combustibles ha ido erosionando la rentabilidad de todo la industria eléctrica.

Revista Energía Argentina

generadoras no puede superar los $ 120. Lo mismo sucede con las tarifas de energía de Capital Federal y Gran Buenos Aires. Aunque a fines del año pasado, el Gobierno anunció el retiro parcial de los subsidios al consumo eléctrico –que en 2011 superaron los $ 40.000 millo-

nes, un 3% del PBI-, por el momento la suba sólo afectó a barrios de alto poder adquisitivo, como Barrio Norte, Puerto Madero, countries y barrios cerrados, entre otros. Y hay dudas sobre cómo se seguirá implementando la quita en el resto del área metropolitana.

Revista Energía Argentina

Generación Eléctrica Precio medio de la energía spot En la región, medido en u$s/MWh Fuente: Montamat & Asociados 261

243 300 30

250

41 21 29

31 20

200 Feb-11

150

Mar-11

100 50

Argentina

Las principales distribuidoras eléctricas -con Edenor y Edesur a la cabeza- advirtieron al Gobierno, por primera vez en las administraciones kirchneristas, que de no actualizarse el valor de las tarifas eléctricas de los usuarios domiciliarios las empresas podrían caer en default. Con todo, lo cierto es que en la Argentina la energía es mucha más barata que en otros países de la región. El precio monómico regulado en el mercado local –el que se utiliza para calcular las tarifas residenciales- es de US$ 10 por MWh, un tercio que en Brasil y Perú, y una sexta parta de lo que cuesta en Chile. Por eso, un usuario de 300 kilowatt mensuales

Chile

(Kw/mes) de Edenor paga US$ 20,6 por MWh, contra los 150,4 dólares que abona uno bajo la órbita de Light (una de las distribuidoras de Brasil), los US$ 152,5 de Chilectra, o los US$ 232,5 de UTE (Uruguay). La energía para los consumidores de Buenos Aires es, incluso, mucho más barata que en otras provincias: en Santa Fe, los usuarios pagan US$ 91 por MWh y en Córdona, US$ 89,5, según datos de febrero de la consultora Montamat & Asociados.

Falta de inversión Frente a ese escenario, no son muchas las empresas eléctricas que hayan invertido para ampliar la capacidad instalada del parque de generación. Salvo los casos de Pampa Energía –que cerró con ciclos combinados las centrales térmicas de Neuquén y Salta-, Energía de Sur, que montó una turbina en su planta de Comodoro Rivadavia; y Albanesi, que construyó una nueva usina en Córdoba, la mayoría de las generadoras optó por conservar sus instalaciones a la espera de la recomposición del esquema de precios.

Colombia

Mar-11

Feb-11

Ene-11

Dic-10

Nov-10

Oct-10

Sep-10

Ago-10

Jul-10

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Abr-10

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Feb-10

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Abr-09

Mar-09

Feb-09

0 Ene-09

Perú

Por ese motivo, la responsabilidad de construir nuevas plantas de generación para cubrir la expansión de la demanda eléctrica –que crece a una media del 6% desde 2004, según datos de Fundelec- recayó sobre el Estado, que está terminando la construcción de Atucha II y de la central de Río Turbio, que consumirá carbón. Además, el sector publicó creó la figura del Foninvemem, un fondo fiduciario para financiar la instalación de nuevas usinas térmicas con las acreencias que Cammesa –la empresa mixta que administra el mercado- acumuló con las empresas de generación a raíz del congelamiento tarifario. Bajo ese formato se construyeron las centrales de ciclo combinado Belgrano y San Martín por 1600 Mw de potencia en Campana y Timbues, respectivamente. La intervención del Estado en el mercado eléctrico generó en los últimos años varios diferendos entre el Gobierno y las generadoras. El último tuvo lugar en enero de este año, cuando el Ministerio de Planificación, que dirige Julio De Vido, decidió cancelar un acuerdo firmado en 2010 que mejoraba un poco los ingresos de las empresas.

Revista Energía Argentina

Evolución del consumo eléctrico En MWh, 2000-2011 22000 21500

20913

21000 20500 20000 19500 19000 18500 18000 17500 17000 16500 16000 15500 15000 14500 14000 13500 13000

13754

12500 10-03-11

15-07-10

13-07-10

22-07-09

20-06-08

14-06-07

18-04-07

02-02-07

Fuente: Fundelec

na de 800 Mw en Timbúes, Santa Fe. El proyecto consiste en instalar dos turbinas de gas de 300 Mw de potencia cada una, para lograr cerrar el ciclo con una turbina vapor de 200 Mw. La central quemará, cuando la oferta La intervención del lo permita, gas Aún así, existen alnatural, y opeEstado en el mercado gunos proyectos de rará con comeléctrico generó en los generación en carbustibles líquiúltimos años varios peta para elevar la dos-gasoil, fuel capacidad del parque oil y biodiediferendos entre el térmico. Son obras sel- durante la Gobierno y las que recién están danestadía invernal. generadoras. do sus primeros pasos, Todo el emprena la espera de que se dedimiento costará finan cuestiones claves: el 600 millones de dófinanciamiento y cuánto valdrá lares, según precisaron la energía producida en las nuevas desde una de las tres empreusinas. La iniciativa más avanzada es la sas involucradas. presentada por la firma Central Vuelta El segundo proyecto en tamaño es el de de Obligado (CVOSA), un joint ventuAES, que costará US$ 206 millones. La re entre Sadesa (del grupo Miguensnorteamericana está terminando de deBemberg, ex Quilmes), la española finir la locación de una usina de 300 Mw Endesa (controlada por la italiana Enel), en el sur santafecino. El proyecto cony la norteamericana Duke Energy. La templa en una segunda etapa la adheUTE lanzó una licitación para la conssión de una turbina de vapor para llegar trucción y puesta en servicio de una usia una potencia de 450 Mw.

Proyectos en carpeta

27-06-06

21-02-06

17-02-06

06-07-05

14-06-05

05-01-05

10-07-03

12000 13-07-00

El convenio, que elevaba los cargos que reciben las generadoras por su potencia instalada medida en Mw y el valor reconocido por Cammesa para la operación y mantenimiento de las usinas, fue suspendido el 24 de enero de 2012 por la Secretaría de Energía. La nota firmada por Daniel Cameron fue recibida por Cammesa un día más tarde y establece que “no se apliquen los artículos 4 y 5 del acuerdo para la gestión y adaptación de la remuneración de la generación 2008-2011”. Esos incisos elevaban de $ 12 a $ 30 el precio del Mw por la potencia (es el premio a la disponibilidad de generación) y el de mantenimiento de $ 9,70 a 13,70. La situación tiene un agravante: si bien el acuerdo fue suspendido en enero pasado, el Estado dejó de pagar las mejoras de precios que figuran en el convenio desde abril de 2011. “No sólo rompen de forma unilateral un acuerdo entre partes, en lo que constituye un accionar ilegal, sino que además nos deben ocho meses de lo prometido”, cuestionaron desde Ageera, la asociación que reúne a las empresas generadoras de energía. La deuda supera los $ 575 millones si se computa a todas las generadoras térmicas perjudicadas.

El rol de Cammesa Cammesa es la empresa administradora del mercado eléctrico creada durante la privatización del sistema, en los ‘90. Es un organismo pentacefálico (participan las cuatro asociaciones que representan a proveedores de servicios y consumidores, así como al Estado), que se convirtió en un instrumento para llevar adelante la decisiones políticas del Gobierno. Se encarga, entre otras cosas, de recibir los pagos de las distribuidoras (le cobran a los usuarios finales) y girarle los fondos a los transportistas y, en especial, a los generadores, que se llevan la parte más gruesa de la factura eléctrica. Así, la falta de pago de las distribuidoras desfinancia a Cammesa y complica la cadena hacia arriba.

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