Anuario 2016-2017 by claudio perez

Sumario Cuenca Golfo San Jorge

La cuenca puede reconvertirse......................18/21 OFEPHI debe potenciarse..............................22/27 Las nuevas misiones......................................28/31 PAE invirtió USD 900 millones........................32/35 Chubut perdió USD 1.403 millones................36/39 La caída del precio sostén..............................40/43 Homenaje a Marcelo Guinle...........................44/45 La ley postula 8% de renovables....................46/55 Banco de Datos Petroleros.............................56/59 Arenas silíceas hacia Añelo............................60/62 Chubut: 20% menos de regalías....................64/69 Proyecto de Räder S.A...................................70/71 Precisión para los ductos...............................72/73 BBVA consolida sucursales............................74/75 OSPE 20 años creciendo...............................76/77 El conductor fue reelecto................................78/79 Soberanía petrolera en Cañadón...................80/84

Cuenca Austral

Enap e YPF comparten...................................86/89 Hasta 2027 en área Magallanes.....................90/93 Objetivos de la unión......................................94/97 Vega Pléyade inicia la producción...............98/101 Renegociación para San Sebastián...........102/103 Roch invierte USD 350 millones.................104/109 Iniciativa para dejar de importar gas..........110/117 Inversión inicial para represas sureñas......118/119 La vigencia del precio sostén.....................120/126

Cuenca Neuquina

Cambios en el mapa petrolero...................128/131 El Tight Gas, una revolución.......................132/144 Apuestan a Vaca Muerta.............................145/147 El desafío de bajar los costos.....................148/153 Ni intervencionismo ni libre mercado.........154/161 Se acaban “los anabólicos”.......................162/165 En búsqueda de la productividad..............166/173 Al otro lado del río.......................................174/179 Extiende su frontera petrolera....................180/183 Pensar en verde..........................................184/191 Un acuerdo de reconversión......................192/193 2.000 millones en El Orejano......................194/197 7 proyectos de energías limpias.................198/201 De los caños a Vaca Muerta.......................202/205 Energía geotérmica.....................................206/209 La Oil&Gas supo mantener la expectativa....210/213 Logística en transferencia de agua............214/215 Brings Austral se afianza............................216/217 Evolución en radiocomunicaciones...........218/219 Correas y sistemas de transmisión............220/221

Cuenca Cuyana

Hallazgo en Malargüe.................................228/231 Cuyo aumenta su participación..................232/233 Búsqueda de inversiones...........................234/235 No se explota el crudo pesado...................236/237 Se descarta el crudo denso........................238/241 Datos positivos en las reservas..................242/243 Tecnicatura en Petróleo..............................244/249 El Know How premiado..............................250/254

Cuenca Noroeste

Exploran Tight Gas en Acambuco..............256/259 Puesto Guardián con chance petrolera.....260/263 Evalúan reactivar 200 pozos.......................264/267 Tecpetrol apuesta en Tartagal.....................268/272

Seguridad, Capacitación & Tecnología

Elevando la vara.........................................274/277 Futuros ingenieros en Cerro Dragón..........278/279 Capacitación en las Pymes........................280/283 Seminario de gestión..................................284/289 Los premios Mayma...................................290/291 Tecnologías aplicadas a la producción......292/295 Nuevos equipamientos eléctricos..............296/302

Actualidad

Vuelve el offshore........................................304/305 YPF informó reemplazo de reservas..........306/307 40 años de Plaza Huincul...........................308/313 Incremento con caída operativa.................314/319 Reservas de gas en Magallanes.................320/323 Las regalías neuquinas...............................324/327 12 Proyectos no convencionales...............328/331 AOG 2017 renueva expectativas................332/335 Necesitan el crudo a USD 55.....................336/338

Guía de anunciantes

Guía alfabética............................................340/341 Guía por rubro.............................................342/365

Saavedra 883 Tel. 0297 4475577 Comodoro Rivadavia. Argentina e-mail: anuario@anuariopetrolero.com.ar Impreso en Buschi S.A. en diciembre de 2016 Registro de la propiedad Intelectual Nº5303960 Reg. Marca Nº2204297

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Foto de portada Foto Press Refinerías de Gas

Director Propietario: Miguel Angel Goy. Director Periodístico: Daniel Alonso. Publicidad y Márketing: Marta Costa, Juan Manuel Goy, Raúl Irazú, Gabriel Barría. Diseño: Claudio Pérez Arenas, Mauricio Nitor. Corrección: Yamila Elías. Fotografía: Juan Martín Goy. Corresponsales: Cuenca Cuyana: Darío Gallardo; Cuenca Noroeste: Antonio Oieni. La editorial no es responsable de los conceptos vertidos en las notas periodísticas y avisos de publicidad.

EDITORIAL

Tiempos no convencionales

a industria del petróleo y el gas se mantiene expectante de un reordenamiento que depende de múltiples variables que hacen a este mundo global.

En el plano nacional, a excepción de las cuencas neuquina y austral —que tienen más potencialidades que historia—, los yacimientos maduros sienten con más rigor la crisis pese a su regular producción. En estos últimos, se proyectan posibles desarrollos de refino del crudo pesado, que se pagarían solos con el ahorro de las abultadas importaciones actuales de fueloil para las centrales térmicas. En lo inmediato, predomina la preocupación generalizada por el precio sostén. Dicha inquietud fue planteada con firmeza por todos los referentes políticos y sindicales de los Estados productores al Ejecutivo nacional. Los gobernadores piden que se fije un piso para el barril de crudo y que no haya techo; además de la extensión del Plan Gas hasta 2020, plan que vence a finales de 2017 y actúa como una especie de incentivo para que las empresas inviertan, ya que subsidia el gas a 7,5 dólares el millón de BTU. En tanto el gobierno nacional no define el precio del barril criollo, las provincias petroleras le recuerdan que cuando estuvo a 124 dólares se aplicó una resolución nacional por la cual se las retribuía con 42 o 44 por barril.

Costa afuera, los productores de petróleo no convencional de Estados Unidos están volcando efectivo, plataformas y trabajadores por una moderada confianza en que el sector ha dado vuelta la página tras las elecciones y por las señales que da la OPEP, que podría recortar su producción. Es que la victoria de Trump lleva a la Casa Blanca a un defensor del sector del petróleo y el gas, que eliminaría regulaciones y alentaría el desarrollo de la industria energética. Por su parte, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) tiene que trabajar los detalles de un acuerdo para recortar o congelar la producción; pero un acuerdo provisional sugiere que Arabia Saudita desea terminar con dos años de guerra en el mercado, lo que incita a los productores estadounidenses a la acción. Por su parte, el Banco Mundial eleva pronóstico de un precio del petróleo a 55 dólares por barril para abril de 2017, debido a que espera que la OPEP recorte el exceso de suministros. Estiman que los precios de la energía, que incluyen al petróleo, el gas natural y el carbón, se disparen cerca de un 25 por ciento el próximo año, más que lo pronosticado previamente. Como sea, la salud de la industria local depende –más que nunca— de factores y decisiones cada vez más alejados de una actitud voluntariosa del gobierno y las empresas.

cuenca golfo san jorge • PAE aplica inversiones por 900 millones de dólares. • Ya producen en Dolavon arenas para Vaca Muerta. • Chubut quiere potenciar el rol de la OFEPHI

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La cuenca puede reconvertirse con el agregado de valor in situ La cuenca del golfo San Jorge cierra un año caracterizado por el inevitable ajuste de todas las variables vinculadas a la producción, ante la persistente estabilidad del precio internacional del crudo con tendencia a mantenerse apenas por arriba de los 40 dólares el barril. Siguen importándose anualmente volúmenes de fueloil para las centrales térmicas del país, por el valor que costaría instalar una refinería del crudo pesado exportado desde aquí.

ale señalar que el total de reservas probadas de petróleo de la cuenca del golfo San Jorge (253.872 Mm3) triplica el potencial de la cuenca Neuquina (86.690 Mm3); sextuplica a la Cuyana (39.769 Mm3); y supera a las cuencas Austral (14.834 Mm3) y Noroeste (4.922 Mm3). De hecho, de las reservas probadas totales del crudo de Argentina

(380.730Mm3), el golfo San Jorge –luego de cien años de trabajosa explotación—contiene aún el 66,68%, según los datos más recientes publicados por el Ministerio de Energía y Minería de la Nación.

El problema se plantea en una cuenca que produce petróleo pesado, mayormente exportado porque ese material no puede ser refinado en la Argentina, ya que no hay destilerías adecuadas.

COSTOS

Las grandes operadoras internacionales gozaban hace diez años de un precio muy superior, y es empresarialmente entendible que esperen un retorno a precios mayores para revitalizar sus operaciones. La caída de precios ha sido muy importante, tanto que finalmente en estos días los compradores del petróleo de Chubut ofrecen pagar 20 USD/barril, lo cual implica obviamente trabajar a pérdida.

Durante años, el crudo se exportó normalmente y no tomó estado público ninguna controversia en el tema, ya que sabemos que el costo de extracción ronda los 36 USD/ barril y el precio internacional superó largamente esa cifra. Las empresas pagaban su regalía del 12% al gobierno provincial y tanto ganaron que se estableció una retención móvil por la cual el Estado Nacional percibía todo ingreso excedente por sobre 70 USD/barril. La situación planteada con la producción petrolera en Comodoro Rivadavia es singular y sirve muy especialmente para reflexionar sobre las opciones de desarrollo en la Argentina.

Paralelamente, se da la imperdonable situación en la que se siguen importando volúmenes millonarios de fueloil para el funcionamiento de las usinas termoeléctricas del centro del país, cuando el crudo de esta cuenca en un solo año podría pagar —con su refinación— el costo de una destilería

adecuada a ese corte. ROLES El gobierno debiera entender que las empresas funcionan en todo el mundo y en todos los rubros, en función del costo-beneficio; y su impronta es esperar hasta que se recupere el precio. Del otro lado: miles de familias dependen de la continuidad de la actividad. En el medio: El Estado provincial no quiere ni puede bancar el conflicto social asociado, agravado por la evaporación de las regalías a cobrar. ¿Qué hacer? Los trabajadores, las empresas y finalmente el Gobierno provincial reclaman un subsidio por la diferencia entre venta y costo. El ministro de Energía, aparentemente, habla sólo de negocios y señala que si se pierde hay que suspender. Y allí queda su aporte. Paralelamente, hay inocultables indicios de que el esquema del “precio sostén” o político, va a correr la

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misma suerte del feroz sinceramiento tarifario que se propone el gobierno nacional. Es también evidente que parar implica un grave problema social, que es imposible siquiera medir en dinero. Es evidente que alguien tiene que poner la diferencia si la operación ha de seguir. VALOR AGREGADO Poner el dinero como subsidio directo sería admitir que el Estado tiene la función boba de asistir en las pérdidas, ya que miles de trabajadores son rehenes de la situación. Los esfuerzos hechos por los gobiernos provinciales, los sindicatos del sector e intendencias como la de Comodoro Rivadavia (que se puso a la cabeza del problema), lograron sensibilizar al gobierno nacional en el sostenimiento del precio político, y la aplicación de una moderada “anestesia” a la crisis. Pero fue tan desmesurado el sobredimensionamiento de los planteles laborales en la década anterior, que los paliativos dados en 2016 temblequean ante la prolongación de la crisis. Cada vez es más imperativo pensar un paso más allá y aprovechar la coyuntura para entender que Chubut

debe tener la refinería para petróleo pesado, con compromiso estatal y convertirse en comprador de privilegio para la producción local. Esta decisión rompería de manera permanente la cíclica dependencia

de factores externos, y reconvierte el esquema productivo con el agregado de valor in situ de la materia prima, monocultivo excluyente y no renovable del que pendemos como de un hilo hace 110 años.

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Debe potenciarse el rol de la OFEPHI, postula Chubut “Las provincias no debemos limitarnos a ir a aplaudir una política petrolera generada sin el consenso de los estados productores. Ni con el gobierno anterior ni con el actual; eso no es bueno”, advierte Sergio Bohe, ministro de Hidrocarburos de Chubut. El economista, que ya había desempeñado anteriormente roles en el organismo entre 2003 y 2007, lamentó que este año entre enero y febrero se hayan importado en cinco barcos 1.000.000 de toneladas de fueloil para las centrales térmicas argentinas, cuando el crudo del golfo San Jorge es el ideal para generar ese suministro.

»» Ministro de Hidrocarburos, contador Sergio Bohe.

especto de la Ley corta de los Hidrocarburos, que ya ha cumplido diez años en aplicación, el funcionario opina que “la norma es bellísima, pero aún no ha logrado que las provincias recuperen su rol primordial de generar la política para la industria, y no sólo

promueva aplaudir lo que disponga el Ejecutivo Nacional en materia petrolera, sin el consenso previo de los dependientes del monocultivo”. A su vez, recalcó que “si las provincias siguen muy seducidas con hacer seguidismo de Nación, no

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toman nota que eso nunca fue bueno para ellas mismas”; y añadió: “—En el caso de Chubut nos costó que YPF en vez de invertir este año, bajara siete de los diez equipos con que venía antes”. También lamentó del periodo reciente que “no hubo una sola política que se hubiera implementado favorablemente; no avanzamos en logística, ni en mejora de valor. La OFEPHI aplaudía una diferencia de hasta 15 dólares entre el crudo del tipo Medanito, con relación al WTIEscalante; cuando históricamente siempre fue de entre 2,11 a 3,10 dólares por barril”. El funcionario, en un extenso diálogo con Anuario Petrolero, se mostró esperanzado en el desarrollo de la energía eólica en Chubut, pero alertó que el déficit de infraestructura física para el transporte frena las posibilidades de tanta inversión como la potencialidad del recurso ofrece. Hacía referencia a la omisión de un buen trazado en la línea de 500MW que hace ocho años omitió un trazado cercano a las zonas donde ahora se instalan parques eólicos alentados por la Ley Guinle. Bohe inventarió las necesidades

de una línea de 132 KW entre Cerro Negro y Los Perales; otra para llevar energía a Sarmiento y a Río Mayo; y sectores del noroeste provincial, con que se podría cerrar el “anillo energético” chubutense. “Le hemos planteado al gobierno nacional el déficit de infraestructura para encausar la generación eólica. Entendemos que el presidente no va a pensar como hincha de Boca o de su partido, porque es un ingeniero y entiende claramente la certeza del planteo”, comentó el funcionario. La enumeración de Bohe —quien entre 2007 y 2011 fue viceintendente de Comodoro— incluyó los parques eólicos ya en implementación: Los Angelitos, con una línea de 132 KW; el de Ychico; NRG; y uno de YPF en una vasta pampa de gran potencialidad, la que, si hubiera redes de transmisión, podría generar veinte veces más energía que la puesta en marcha. Se reserva, sin embargo, un margen para la duda. Es que –a su juicioel valor de corte que se estableció para el KW, parece no compensar los costos de producción más amortizaciones, seguros y costos financieros. “Salvo –aclara Bohe—que Nación logre conseguir financiamiento a largo plazo para la infraestructura; algo que

empresas canadienses y americanas logran con el Eximbank chino, que es quien financia con preferencia proyectos eólicos de importancia. FUEL Otro aspecto sobre el que puso el acento el ministro Bohe, es la prioridad que debiera darse al agregado de valor in situ al crudo Escalante. “Seguimos importando cinco barcos íntegros con fueloil, como entre enero y febrero de 2016, con 700.000 toneladas de fuel oil. Para el año próximo la proyección indica que serán 1.000.000 de toneladas; cuando el producto que podemos elaborar con el crudo Escalante daría un rinde espectacular”, dijo. Al hacerlo, el ministro recordó que si bien es cierto que es más caro el proceso de refino de este crudo, “la energía de la provincia de Buenos Aires y todo el centro del país, se genera con 80 por ciento de producción térmica, en centrales que no queman naftas ni gasoil, sino fueloil”, un insumo más crítico por el notable volumen que se importa. Al respecto puso el acento en que “este ha sido un error estratégico de todos los gobiernos de los últimos cincuenta años, por no actualizar tecnología”.

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CONTRATOS Respecto de las concesiones en la provincia, Bohe puntualizó que en todos los casos se viene negociando siempre bajo las premisas de la defensa del recurso natural, la del trabajo y el empleo local, y la defensa de los ingresos del Estado. “Hay que acompañar este proceso –puntualizó— porque discutiendo los contratos ‘chicos’ estuvimos acordando bien y avanzamos con Tecpetrol y Sinopec. También analizamos a fondo la reposición de reservas con PAE, y para todos usamos la misma vara”, remarcó luego. Mientras se encuentra la fórmula definitiva, se analizan alternativas de un contrato de operación semestral, pero revisando todos los aspectos de la concesión, indicaba luego el funcionario. Respecto del rol de Petrominera en el proceso “tenemos una política de deuda-cero” resaltó Bohe; recordando que existe deuda por Mata Magallanes, caducado por la empresa autárquica provincial. Sostuvo luego que las operadoras “van a tener que asociarse con nosotros en logística; y venimos poniendo el acento en el buen manejo del recurso agua. El mapeo del patagoniano se está terminando en estos días, y estamos afinando los procesos con todos, porque se venía gastando mucha energía para la separación del agua del crudo. No nos podemos permitir que cada 80 barriles, uno sea de petróleo y 79 de

agua”, enfatizó. “Todo lo que sea el correcto manejo del agua, el gobernador Das Neves ha sido implacable en pedirnos que se lo racionalice en todo proceso;

por lo cual entre nuestras exigencias siempre estará la de mejorar su correcto manejo con herramientas, procesos físicos y demás con tecnología de punta, siempre en evolución”, concluyó.

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Las nuevas misiones del Ministerio de Hidrocarburos Con el metodismo que es característico del funcionario y profesional de las finanzas, al hacerse cargo de la cartera a principios de 2016, Sergio Bohe enriqueció las misiones y funciones del organismo, bajo la línea política del ya experto Mario Das Neves.

»» Turbina a gas para generación eléctrica. El gobierno chubutense restablece el Plan Ingentis.

or eso prioriza como carta intención tres ejes fundamentales: la defensa de los recursos naturales y en especial los no renovables; la defensa de la retención de valor en el territorio (defensa del trabajo de las empresas locales y la renta en la cuenca); y naturalmente la defensa de los ingresos del Estado, tanto provincial como municipales. Las políticas del Ministerio de Hidrocarburos del Chubut postulan el desarrollo de los recursos humanos; la extensión y vínculo con la sociedad; la preeminencia de una política de aguas; las condiciones de seguridad en yacimientos e instalaciones; el seguimiento intenso de los contratos de concesión; la realización de auditorías constantes de reserva y producción, con revisión de concesiones y un efectivo control.

No menos importancia asigna Bohe a través del organismo a su cargo, la actualización de una base de datos de la cuenca, para lo cual “articulamos el trabajo con la OFEPHI, ya que tenemos la suerte de contar como vicepresidente a Carlos Lambre, en representación de Chubut”. Otros dos aspectos fundamentales de los ejes trazados, son la permanente elaboración de los proyectos de inversión, la defensa de las Pymes locales y regionales a través de los organismos que las agrupan, y el minucioso control de doctos y tanques mediante inspección y el establecimiento del canon por explotación. PETROMINERA En la relación con la empresa

autárquica chubutense, el monitoreo del ministerio apunta en esta gestión al desendeudamiento (Deuda-Cero) del organismo, y la puesta en valor de las inversiones privadas y las compartidas en UTE. En especial el yacimiento Mata Magallanes. Ello en consonancia con un programa en marcha de recuperación de concesiones también en minería. “Ya estamos trabajando firmemente para la recuperación del Proyecto Ingentis”, para su fehaciente puesta en marcha mediante inversiones privadas. También se encomendó a Petrominera un proyecto integral de logística tanto para crudo como para combustibles; el posible aprovechamiento

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de pozos de baja productividad, la incorporación paulatina en energías alternativas, la búsqueda de opciones para agregación de valor al gas y la revisión de participación societaria.

Finalmente, se fijaron prioridades como políticas del Ministerio, a: · Una alianza estratégica con YPF · Desarrollo de Tecnología localregional con cadena de valor. · La promoción y búsqueda de

inversores privados. · Producción, penalización e incremento de calidad del crudo. · Seguimiento y análisis comparativo de cuencas.

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PAE invirtió 900 millones de dólares en el golfo San Jorge durante 2016 La petrolera había tomado dicho compromiso con el Presidente de la Nación a mitad de año, como parte de su Plan 2016 de inversiones para todo el país. El acto fue en julio, en Casa de Gobierno y contó con la presencia del gobernador de Chubut, Mario Das Neves. Casi el 65% de la inversión total anunciada por la compañía corresponde a esta cuenca.

an American Energy (PAE) invirtió 900 millones de dólares durante 2016 en la cuenca del Golfo San Jorge, predominantemente en la provincia de Chubut, de acuerdo a lo informado al Presidente de la Nación, Ing. Mauricio Macri, en el marco del anuncio de inversiones anuales por 1.400 millones de dólares que la petrolera ejecutaba este año en todo el país. La inversión fue destinada a la exploración y producción de hidrocarburos, principalmente en el yacimiento Cerro Dragón, y posibilita mantener un equilibrio en la actividad frente al actual contexto internacional del sector, la preservación de puestos de trabajo y el desarrollo sostenible de las comunidades. La compañía informó que de los 1.400 millones de dólares de inversión anunciados, 900 millones de dólares se destinan a la cuenca del golfo San Jorge, 300 millones de dólares a Neuquén, 70 millones de dólares a Tierra del Fuego, mientras

»» El anuncio fue realizado en la Casa Rosada. El presidente Mauricio Macri, entre Alejandro Bulgheroni y el gobernador Mario Das Neves.

que 130 millones de dólares van a inversiones de capital. VISITA

vocación de inversión y nunca lo vamos a dejar de hacer”, confirmó Bulgheroni en esa oportunidad.

El seguimiento del plan de inversiones no fue un detalle: tres meses después, Marcos Bulgheroni, Executive Director de Pan American Energy, encabezó en Comodoro Rivadavia un encuentro con el gobernador Mario Das Neves, el intendente Carlos Linares, funcionarios provinciales y municipales y dirigentes gremiales del sector.

Durante todos estos años, PAE trabajó intensamente para incrementar la producción y reponer las reservas, con el consecuente impacto en la actividad, y de esa forma evitar la natural declinación de los yacimientos. Esta es la única manera de generar los recursos que demanda el crecimiento del país, el funcionamiento de la comunidad y de los estados provinciales.

“Venimos a ratificar la vocación que tenemos desde hace mucho tiempo, décadas invirtiendo en la cuenca, en la ciudad y en la provincia. Vamos a seguir con la misma

El altísimo nivel de inversión de riesgo realizado no habría sido posible sin una intensa reinversión de los fondos generados por la actividad, los aportes de financiamiento

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y los socios. EVOLUCIÓN Este compromiso a largo plazo con la región, sumado al apoyo de todos sus trabajadores, permitieron a PAE: aumentar la producción de petróleo en un 50% y triplicar la producción de gas entre 2001 y 2015 en la cuenca del golfo San Jorge; transformar a Cerro Dragón en el mayor yacimiento petrolero del país; convertir a Chubut en la primera provincia productora de petróleo; desarrollar programas de RSE que, sólo en 2015, alcanzaron

Cerro Dragón, hoy · Cuenta con 3.794 pozos productores. · Representa casi el 20% del petróleo producido en el país. · El 90% del yacimiento está automatizado, optimizando las operaciones. · PAE no consume energía del sistema eléctrico nacional, lo que permite priorizar el suministro domiciliario (se evita la sobrecarga de la red).

· El sistema eléctrico propio permite a PAE incrementar la producción de hidrocarburos y garantizar la inyección de gas a los gasoductos Patagónico y San Martín. · A partir de la electrificación también se desarrolla uno de los elementos clave para el crecimiento sostenido con la recuperación secundaria de hidrocarburos, que representa hoy el 70% de la producción de Cerro Dragón.

a más de 200.000 personas pertenecientes a las comunidades donde opera; implementar el Programa Pymes, destinado al fortalecimiento de más de 500 empresas regionales. Las inversiones de la empresa en el año que concluye consolidan a PAE como el principal grupo inversor privado del sector energético nacional y lo posicionan como uno de los más importantes a nivel general en todo el país, tras haber invertido 13.000 millones de dólares entre 2001 y 2015. La estadística convirtió a PAE en la empresa con mayor crecimiento en producción de hidrocarburos y a su vez con el mejor índice de reposición de reservas de la Argentina durante los últimos 10 años.

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Chubut perdió USD1.403 millones como consecuencia del precio-tope Con los yacimientos más maduros del país, pero a su vez los de más lento pero persistente aprovechamiento, la franja chubutense de la cuenca del golfo San Jorge aún representa el 47% del total de la producción de petróleo en el país.

ese a la notable caída de la actividad por la marcada baja en el precio internacional de los hidrocarburos, la industria sigue ocupando alrededor de 10.000 puestos laborales directos y más de 15.000 indirectos, considerando sólo empleo en blanco. Esto se traduce, claro, en un importante aporte en concepto de impuesto al trabajo/ganancias. De un informe de situación inicial elaborado por el Ministerio de Hidrocarburos de la provincia al iniciar su gestión el actual ciclo del gobernador Mario Das Neves, surgen datos reveladores que se constituyen en una virtual radiografía de la notable

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resignación de renta petrolera de las arcas provinciales, y como correlato, la injusta devolución que hace Nación en obras públicas que son un clamor para asegurar el futuro de la región cuando pasen los 18 años que se estima quedan para este monocultivo regional, no renovable.

los aportes de Chubut a Nación en 2014 –cuando todavía la caída no era tan abrupta—fueron de 4.342.000 pesos, en tanto en el periodo 2003/2014 sumaron 36.000.000.000 pesos en aportes no coparticipables (prácticamente el doble de las actuales reservas del Tesoro Nacional).

El dossier elaborado por los técnicos provinciales subraya que “las consecuencias de la baja productiva son previsibles: problemas para recuperar el nivel de actividad, caída del desarrollo industrial y comercial de la región y la natural disminución de fuerza del mercado interno”. Tales afirmaciones son probadas por una simple comparación:

Por otra parte, según datos del Ministerio de Economía de la Nación en 2014, Chubut fue la anteúltima provincia en la nómina de los montos percibidos del Presupuesto Nacional para obras nacionales. Para completar el lamentable diagnóstico —evidente en cuanto a la relación de la renta industrial

que genera esta provincia al Tesoro Nacional y la escasa devolución que percibe—, debe sumarse que el efecto de la resolución de Precio Tope Interno del gobierno nacional motivó que Chubut dejara de exportar gran cantidad de crudo para proveer a las refinerías nacionales; con la inmediata consecuencia de una brusca caída en la recaudación de las ya de por sí módicas regalías provinciales. Esta pérdida se explica en el diferencial de precios entre el mercado interno y externo. A modo de ejercicio, si se hubiera podido exportar la producción a ese precio internacional, se hubieran percibido durante el periodo 2002-2014, un total estimado de 1.403 millones de dólares.

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Indicios para la caída del precio sostén ¿Cuáles son los indicios concretos que existen para pensar que el gobierno nacional le pondrá fin a la política de precios sostén? Más allá de las expresiones del propio ministro Aranguren, existen datos concretos de la reducción paulatina de este subsidio.

»» Playa de tanques de almacenamiento en barrio General Mosconi. Al fondo, las estribaciones de Comodoro Rivadavia.

ntre 2014 y 2016, el precio del barril de crudo tuvo una depreciación del 88,6 por ciento. Pero a partir del valor sostén aplicado por el anterior equipo económico, se logró mejorar la ecuación de las operadoras. El desacople se estipuló en 77 dólares por barril para el crudo extraído en la cuenca neuquina y, para el petróleo tipo Escalante obtenido en la cuenca San Jorge (Santa Cruz y Chubut), el barril se fijó en 63 dólares aproximadamente. La estipulación de ese precio sostén se justificaba también por la existencia de un marco normativo, sancionado en 2012, que estableció un Régimen de Soberanía Hidrocarburífera y la actividad se declaró de

interés público. Una de las primeras decisiones del equipo energético de la actual administración fue reducir el precio sostén, en comparación con lo que se venía desarrollando hasta el 10 de diciembre de 2015. Hubo una reducción del 13 por ciento para el crudo extraído en Neuquén (el barril quedó en 67 dólares), y un 18 por ciento para el crudo tipo Escalante (54,60 dólares), que es el producido en la cuenca del golfo San Jorge. Si bien esto fue lo que ocurrió en las primeras semanas del gobierno, lo que viene observándose en los últimos meses es una reducción por goteo del precio sostén. En agosto, los productores cobraron un 2 por ciento menos del precio sostén por el

crudo que destinaron en la industria local, en septiembre la reducción fue del 4 por ciento y en octubre, la merma estuvo estipulada en un 6 por ciento. Este es el escenario que llevó a los distintos bloques parlamentarios a aprobar una resolución para que el Poder Ejecutivo explicite cuál será su política hidrocarburífera. MERCADO Otro dato que indicaría que el gobierno nacional está dejando en manos del mercado la regulación del sector de los hidrocarburos, es la subejecución presupuestaria de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional

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de Inversiones Hidrocarburíferas, y el recorte presupuestario estimado para el mismo rubro en 2017. En el año que concluye, el programa estratégico fue ejecutado hasta octubre en un 30,56 por ciento, cuando la media de ejecución de todo el presupuesto nacional al 15 de octubre llegaba al 70 por ciento. Si se toma en cuenta este programa de Planificación Estratégica, más el rubro Formulación y Ejecución de políticas hidrocarburíferas, el recorte presupuestario para 2017 llega al 30 por ciento. Para 2016 se había asignado un presupuesto –por ambos programas– de 52.160 millones de pesos mientras que para 2017 serán 36.622 millones de pesos. Estos datos pueden corroborarse en el sitio web del Ministerio de Hacienda (ejecución presupuestaria por programa) y en los fascículos específicos del Ministerio de Energía publicados como anexos del Presupuesto 2017, que se encuentran en el sitio web de Hacienda.

Otro punto que puso en alerta a los legisladores es la desinversión del sector en la cuenca del golfo San Jorge. El promedio de la desinversión planificada por las tres principales operadoras de la cuenca (YPF, PAE y Sinopec) fue del 30 por ciento, lo que para la zona norte de Santa Cruz representó una merma de recursos (inversión privada) de 362 millones de dólares durante el período enerojunio de este año.

El recorte en la inversión puede apreciarse en el recorte de pozos; las operadoras se habían comprometido a realizar este año 190 nuevos pozos, es decir un 40 por ciento menos que en 2015. La mayor empresa petrolera de la Argentina y de la cuenca, YPF, informó que durante este año perforaría 155 nuevos pozos (6 exploratorios, 9 de avanzada y 140 productores), cuando en 2015 fueron 249.

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Acertado homenaje a Marcelo Guinle al impulsar su ley sobre energías limpias El actual miembro del Superior Tribunal de Justicia de Chubut, doctor Marcelo Horacio Guinle, fue invitado especialmente por el Ministerio de Energía de la Nación al acto de apertura de ofertas de la licitación de energías renovables, ocurrido en agosto. El ministro de la corte es el autor de la Ley 27.191 de promoción de energías renovables. En la oportunidad, fue especialmente destacada su participación como senador e impulsor de la norma que le permitirá al país explorar una nueva matriz de recursos.

»» El actual ministro del Superior Tribunal de Justicia fue reconocido por el gobierno nacional en una de sus vitales iniciativas como senador, en favor de las energías limpias.

gético, Daniel Redondo. LEY GUINLE

l acto que impulsó bajo el nombre de “Renovar” un programa en tal sentido, se llevó a cabo en el micro cine del Ministerio de Economía de la Nación y estuvieron presentes, además de Guinle, el ministro de Energía, Juan José Aranguren, el subsecretario de Energías Renovables, Sebastián Kind, el vicejefe de Gabinete, Gustavo Lopetegui, el gobernador de Jujuy, Gerardo Morales, el secretario de Energía Eléctrica, Alejandro Sruoga y el secretario de Planeamiento Ener-

Cabe recordar que el Dr. Guinle, en ocasión de ejercer su mandato como senador nacional por Chubut, fue el autor de la Ley 27.191 de promoción de energías renovables, hoy conocida como Ley Guinle, a partir de la cual se proyecta un cambio en el paradigma energético, a fin de organizar de manera sistemática una diversidad de posibilidades para explotar una nueva matriz de recursos. Sobre el particular, el actual ministro de Energía de la Nación, Juan José Aranguren, tuvo un párrafo elogioso para el Dr. Guinle, a quien le agradeció su presencia

durante el acto, haciendo especial mención que se trata del responsable de que este proceso se encuentre en marcha por ser el autor de la ley que posibilitó al país comenzar a pensar en tener una matriz energética más diversificada. La invitación especial que el ministro de Energía, Juan José Aranguren efectuó al doctor Guinle, causó una cierta sorpresa en los ámbitos políticos. En lo que va de la actual gestión nacional, salvo el caso de la ratificación de Lino Barañao como ministro de Ciencia y Técnica, no se había producido un gesto de similar dimensión con funcionarios que provenían de roles con cercana vinculación a la gestión saliente.

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La Ley Guinle postula 8% de renovables en el corto plazo La nueva norma fue aprobada con más del 90% de consenso por el Congreso, en pleno recambio del damero político por los más opuestos elencos de legisladores.

»»

La nueva ley de fomento de las energías renovables fue ratificada por la actual integración del Congreso de la Nación.

uede que la Ley N° 27.191 de Energías Renovables, cuya autoría es del ahora ministro del Superior Tribunal de Justicia, doctor

Marcelo Horacio Guinle, sea un ejemplo inicial de que existen políticas de Estado capaces de superar diferencias ideológicas.

HOMENAJE En este punto de su intensa trayectoria institucional, y desempeñando un rol tan diverso (aunque de aplicar

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leyes se trata) ¿con qué ánimo recibe la aplicación de la norma y el consecuente homenaje que se le ha realizado, al lanzar el actual gobierno un programa para su aplicación? Que una ley, que exige debate y consensos, se sancione y sea herramienta de aplicación en el inicio de una política de Estado por la administración que sigue a la que tuvo la iniciativa, resulta importante. El trabajo no ha sido en vano, el esfuerzo continúa. El que fuera mi asesor en esta cuestión legislativa específica, Sebastián Kind, es hoy el subsecretario de Energías Renovables de la Nación; Fernando Lagarde, mi asesor legal en el Senado durante once años, integra ese equipo de jóvenes y creativos trabajadores. No es casual entonces la rápida reglamentación y aplicación de la Ley N° 27.191. METAS ¿No parece demasiado perentoria la meta de que al 31 de diciembre de 2017 (un año vista) se pueda lograr una contribución de las fuentes de energía renovables hasta alcanzar el ocho por ciento (8%) del consumo de energía eléctrica nacional? Para responder adecuadamente esta pregunta es necesario tener en cuenta distintas cuestiones. En primer lugar, tenemos que recordar que la Ley N° 26.190, sancionada en el 2006 había fijado la meta del 8% para este año de 2016. Cuando elaboramos y presentamos el proyecto de ley, que luego se convirtió en la Ley N° 27.191, a comienzos de 2013, sólo algo más del 1.5 % de la potencia instalada en el país era renovable. En ese momento, al presentar el proyecto decidimos postergar un año el cumplimiento de la meta en el convencimiento de que con las nuevas herramientas que proponíamos se iban a dar las condiciones necesarias para alcanzar el objetivo en el nuevo plazo propuesto. Lo que pasó luego, por llamarlo de algún modo, fue “la

»» El doctor Marcelo Guinle describe minuciosamente la norma que lo tiene como autor.

política”, en el mejor sentido que se le puede dar a este término. Una vez presentado el proyecto, los bloques con representación en el Senado opinaron y aportaron ideas a fin de mejorar la iniciativa, de modo tal que se alcanzó un consenso casi unánime, y por cierto, el Poder Ejecutivo hizo también sus aportes. Esa gran coincidencia permitió que el proyecto se aprobara en el Senado de la Nación con el 94 % de los votos a fines de 2014 y luego, un año después, en octubre de 2015 se aprobó en Diputados con el 93 % de los votos -en plena campaña electoral-. Este trabajo legislativo de lograr el consenso necesario llevó tiempo y produjo que el plazo del 2017 quedara muy cercano, pero sin dudas fue lo que permitió que, pese al cambio de gobierno, el cumplimiento de los objetivos de la ley sea prioritario. El consenso logrado en el Congreso

convirtió el fomento de las energías renovables en una verdadera Política de Estado de la República Argentina. Por otro lado, en cuanto al cumplimiento estricto de la meta, tenemos que tener en cuenta que en la actualidad el 1,9% de la matriz es renovable. Con la reciente Ronda 1 del Programa RenovAr llevado adelante por la actual administración, en la que se adjudicaron contratos por algo más de 1.100 MW, se alcanzará el 4,5% aproximadamente. A esa cifra habría que sumarle 600 MW adicionales, de la inminente Ronda 1.5 (una suerte de “repechaje” de la Ronda 1), según se ha anunciado oficialmente, que se adjudicaría en los próximos dos meses, y entre 500 y 600 MW más, de proyectos con contratos anteriores, bajo el Programa GENREN o la Resolución 108,

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que seguramente se construirán a partir del nuevo impulso que se les ha dado mediante la reciente Resolución 202 del Ministerio de Energía de la Nación. En definitiva, los plazos son cortos, pero el crecimiento proyectado es muy fuerte y confío que el 8% se alcanzará en poco tiempo. ¿Qué estadísticas manejaba Ud. cuando concibió la ley? Como mencioné, en 2013, cuando elaboramos y presentamos el proyecto, algo más del 1,5 % de la matriz energética nacional utilizaba fuentes renovables de energía. Pero sabíamos que existían proyectos (con mayor o menor desarrollo), por más de 4.000 MW, que no habían podido efectivizarse por distintas razones. En ese momento teníamos la convicción de que postergando un año (al 2017) la meta del 8%, y sancionando un marco jurídico más sólido que brindara un horizonte a más largo plazo (con la segunda etapa del régimen que fija el objetivo del 20% al año 2025), se podría cumplir con aquella meta inicial.

El tiempo demostró que el diagnóstico del mercado era correcto. La prueba es que, a la Ronda 1 del Programa RenovAr, donde se proponía adjudicar 1.000 MW, se presentaron 123 proyectos por un total de algo más de 6.300 MW. En su gran mayoría, eran buenos proyectos, ya que 105 de los presentados superaron la evaluación técnica efectuada y llegaron a la instancia de competencia económica, en la que se lograron excelentes precios por la energía renovable. En esencia, su proyecto -ahora norma en aplicación- modifica sustancialmente un antecedente, la Ley 26.190. ¿Puede inferirse que acelera los plazos para que haya una sustitución más activa de las energías fósiles? Efectivamente, la Ley N° 27.191 modifica y amplía sustancialmente el régimen de fomento instaurado por la Ley N° 26.190. En ese sentido agrega beneficios fiscales que tienen un impacto a la baja en el precio de la energía; amplía el horizonte de desarrollo porque incrementa los objetivos a cumplir, de modo escalonado, hasta

alcanzar el 20 % de cobertura con generación renovable al 2025; pone en cabeza del Estado la obligación de diversificación tecnológica y geográfica, logrando una mayor distribución y aprovechamiento de los recursos naturales en todo nuestro país, y crea un mercado de energías renovables con los grandes usuarios como compradores, que seguramente en muy poco tiempo más, entrará en expansión, porque ha quedado demostrado que las energías renovables convienen económicamente. La sustitución de las energías fósiles por renovables tienen múltiples beneficios: el más conocido es el ambiental; pero el más impactante, sobre todo en el corto plazo para nuestro país, es el económico. Si se repasan los fundamentos que acompañan nuestro proyecto de ley, se verá que las alusiones a los beneficios ambientales son menores porque asumimos que es un tema bien conocido. En cambio hemos centrado nuestro esfuerzo en convencer sobre los beneficios económicos que esta política genera. Este argumento terminó de persuadir a quienes albergaban algunas dudas.

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Las regalías son casi la mitad del presupuesto comodorense El intendente de Comodoro aspira a que “las variables fundamentales, como el precio del barril de crudo y el dólar” acompañen los tres años que le quedan de gestión, porque “son los parámetros que nos permiten tener un presupuesto equilibrado”. Carlos Linares, reconoce que “el nuestro es un municipio ordenado y sin deudas, y pudo concretar sin contratiempos paritarias con los sindicatos municipales”. Para 2017 se estima un ingreso de 929 millones de pesos por regalías petroleras, del total de 2.200 millones de recursos por acreditar.

»» Intendente Carlos Linares

on todo, luego de varios años de crecimiento sostenido anual del 30%, la relación entre el ejercicio vencido y el que viene es igual. “Tenemos un barril de petróleo

oscilante en el valor de los 45 dólares y con esto tenemos que mantener toda una actividad, y no sólo la industria petrolera depende de estos números. Por eso, cuando hacemos el presupuesto municipal

»» El intendente Linares, el gobernador Mario Das Neves, Marcos Bulgheroni y los gremialistas petroleros Jorge Avila y José Lludgar, en un encuentro clave.

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tenemos que tener en cuenta de dónde vamos a sacar los recursos pero también tenemos que considerar el precio de este barril”, puntualiza el intendente. Las regalías del año anterior se liquidaban sobre un tipo de cambio de 9,70 pesos por dólar, mientras

que en 2016 a un cambio entre 40 y 50% más alto. Y, paralelamente, hubo una pendular aunque insignificante mejora del precio del WTI. De hecho, la suma de regalías directas, las derivadas de cánones por renovación de concesiones y otras por el 3 a 4 por ciento adi-

cional que asigna la ley provincial de hidrocarburos, llevan el cálculo a 929 millones de pesos. Claro, considerando que la devaluación de la moneda nacional sirve para disimular la caída real de ingresos por la baja de la actividad. AL FRENTE Linares se caracterizó este año por dejar de lado su sillón de jefe urbanista de la ciudad, que es lo usual en un municipio “normal”, para ponerse al frente de los reclamos de las quinientas Pymes y los sindicatos petroleros por la bajada de equipos por parte de las operadoras. Así, a mitad de año, el intendente comodorense protagonizó con los referentes gremiales un movimiento que llegó a concentrar cerca de 50.000 personas en el tradicional foro de Rutas 3 y 26. “El principal problema fue que las operadoras petroleras paralizaron la producción porque el gobierno nacional no les giraba los subsidios correspondientes a la exportación del crudo comprometido”, puntualiza Linares, quien participó junto al gobernador Das Neves de encuentros en Buenos

Aires donde lograron sensibilizar a las autoridades energéticas y concertar evitando despidos masivos. “Después de la devaluación y la suba de la tasa de interés al 38 por ciento había que ser mago para encontrar un empresario que ponga plata para producir”, rememora Linares. Pero recuerda a su vez que “los trabajadores ya habían sufrido las consecuencias de la especulación en el 2001 y en los noventa; pero fueron aprendiendo y no van a aceptar ser la variable de ajuste”. GESTIÓN Fue significativo también el protagonismo del municipio cuando como colofón de aquellas movilizaciones iniciales, se concretaba en el propio despacho del intendente Linares un encuentro con la presencia del gobernador, Mario Das Neves; el titular del Comité Ejecutivo de PAE, Marcos Bulgheroni junto a Juan Martín Bulgheroni; el vicepresidente de Relaciones Laborales de la operadora, Rodrigo Ramacciotti y representantes de los sindicatos petroleros de Chubut. El tema principal: analizar cómo siguen la producción de la operadora Pan American Energy en

la cuenca del golfo y los puestos laborales, a un barril que sea rentable para el sostenimiento de la explotación. Linares reconoció el válido gesto de PAE, “porque el propio Marcos Bulgheroni, aseguró que van a continuar con las inversiones, que van a seguir apostando a la cuenca, y esto es muy bueno

para nosotros”. “Esperemos tener alguna vez a los directivos de YPF en una mesa ya que ellos son parte de la historia del petróleo”, añadió con picardía, haciendo explícita referencia a la notoria baja de actividad experimentada por la compañía de bandera en los últimos meses.

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Ingresa al Congreso el Banco de Datos petroleros El representante de Chubut en la Organización Federal de Provincias Productoras de Hidrocarburos (OFEPHI), ingeniero Carlos Lambré, confirmó que el Ministerio de Energía ya giró al Congreso el proyecto para instituir por Ley de la Nación, como ente autárquico, el “Ente Federal Administrador del Banco de Datos”.

n diálogo con Anuario Petrolero, Carlos Lambré se mostró confiado que, en las primeras sesiones parlamentarias de 2017, la formalización del organismo quedará definida.

»» El ingeniero Carlos Lambré, secretario ejecutivo de la OFEPHI.

DEMORA

volución del bosquejo presentado, y el proyecto de ley ya ingresa al Congreso este fin de año”, actualizó el profesional comodorense.

“Se demoró un poco en el ministerio por el ajetreo que implicaron las audiencias públicas del organismo sobre la cuestión de las tarifas; pero a principios de noviembre el ingeniero Aranguren nos hizo la de-

Lambré recordó que el “banco de datos” ya existía pero el anterior gobierno lo había puesto en dependencia de Enarsa, organismo que había concesionado la tarea a la consultora Remasa, cuyo contrato

concluyó durante 2015. En esta nueva gestión, las diez provincias representadas en la entente de estados productores, propusieron su creación bajo la forma de ente autárquico, con presupuesto propio, y de servicio simultáneo al Estado nacional y los provinciales, que podrán así conocer al mismo tiempo la estratégica información, paso a paso.

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FUNDAMENTAL “Es fundamental para el país; y no dudamos que será aprobado en ambas cámaras, porque el Ejecutivo está de acuerdo y las primeras interesadas son las diez provincias productoras que integramos OFEPHI”, remarcó el ingeniero Lambré. El experto explica que el Banco de Datos tiene que estar resguardado de cambios políticos para que esté al servicio de la industria y las futuras estrategias gubernamentales en torno al sector. Las primeras pruebas del banco fueron en 2007 y en el primer semestre de 2009 se puso en marcha una Sala de Visualización. El proyecto prevé que las empresas que operan en el país hagan llegar a este ente toda la información técnica y material vinculado a las actividades de exploración y explotación de los hidrocarburos que se realicen en el país.

La OFEPHI había llegado a esta definición en la reunión que se realizaba en septiembre y en la que los representantes técnicos de las diez provincias petroleras comenzaron a elaborar un proyecto de ley. Estuvieron con él también referentes de áreas de Energía de Jujuy, Salta, Formosa, Mendoza, Neuquén, Río Negro, La Pampa, Santa Cruz y Tierra del Fuego, incluso funcionarios del Ministerio de Energía y Minería de la Nación. La información exploratoria y de producción estaría centralizada y al alcance de quienes deban analizarla, especialmente gobernadores de OFEPHI. Según el proyecto se elaborará un sistema organizado y creado con la finalidad de que todas las empresas que operan en el país hagan llegar a este ente toda la información técnica y material vinculada a las actividades de

exploración y explotación de los hidrocarburos que se realicen en todo el territorio nacional. La finalidad es que, una vez organizada toda la información, exista la posibilidad de que los interesados puedan tener acceso para evaluar distintas alternativas o posibilidades en las zonas que sean de su interés. De este modo, podrían describir mejor sus objetivos de inversión en exploración y desarrollo. “Es importante que esta iniciativa se convierta en una verdadera política de Estado que trascienda incluso a los gobiernos de turno, porque estamos hablando de información estratégica que les permitirá a la Nación y a las Provincias avanzar de manera conjunta en el desarrollo del sector energético desde una perspectiva integral y sostenible a lo largo del tiempo”, remarcó el representante chubutense, que además es secretario ejecutivo del organismo.

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Arenas silíceas de Dolavon ya marchan hacia Añelo Ya produce efectivamente desde marzo de este año la planta de procesamiento de arenas silíceas en cercanías de Dolavon, con la ocupación de 50 personas, y un destino inicial: el yacimiento Añelo, en la provincia de Neuquén. “Su actividad comenzó con un pedido de YPF de 25.000 toneladas para utilizar en el fracking de Vaca Muerta”, anunció Dante Bowen, el intendente del primer municipio formal de Chubut.

»» Arenas chubutenses ya son procesadas y despachadas hacia yacimientos de la cuenca Neuquina para el laboreo no convencional.

l emprendimiento lo encabeza la familia Peralta, de Comodoro Rivadavia, con vasta experiencia en la explotación de canteras, asociada con emprendedores del valle inferior. En la cansina como histórica localidad agrícola, el paisaje ha cambiado rotundamente en los últimos tiempos: cotidianamente 15 camiones de gran porte trepidan en los caminos cercanos, trasladando las arenas hasta la zona de Añelo, por las rutas 3 y 25. Para los próximos meses se esperan inversiones vinculadas con hotelería y gastronomía como también un

nuevo taller mecánico, una gomería y un comedor, ya que “hay más de 50 personas trabajando, siendo alrededor de 20 los oriundos de Dolavon, quienes necesitan contar con una infraestructura adecuada para la realización del trabajo”, dice el intendente. Bowen se muestra esperanzado de poder implementar una tasa sobre la explotación y que la planta genere aún más mano de obra local. Sólo como muestra, los camiones que hacen el trayecto de la cantera hasta la planta se abastecen de gasoil por un monto aproximado de 700.000 pesos por semana,

que cargan en la localidad. Pero además, ya se está ampliando la capacidad de producción con nueva maquinaria, lo que obliga a la empresa a incrementar los puestos de empleo directos. No debe dejarse de lado, que la flota de camiones que realizan el transporte desde Dolavon hasta Neuquén del producto terminado, son de la región. YPF a través de su subsidiaria minera (Cimsa), había comprado campos y muy sigilosamente preparaba el plan extractivo para llevarse el recurso a Vaca Muerta, el paraíso del petróleo no convencional. Pero nunca había estado

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en los planes de YPF la industrialización de las mismas en la zona, de hecho invirtió USD 85 millones y habrá una inversión adicional de USD 28 millones, en una planta de procesamiento pronta a inaugurar en Neuquén, que sería abastecida con el recurso natural proveniente de Chubut. Mientras tanto, en 2014 la familia Peralta, oriunda de Comodoro Rivadavia, junto a otros emprendedores de la zona del Valle comenzaron a levantar su propia planta de procesamiento de arenas silíceas, ubicándose a la vera de la Ruta 25 en Dolavon. Y ya están en plena producción vendiendo incluso arenas ya totalmente industrializadas nada menos que a YPF y también a PAE. PLANTA La planta del Grupo “Arenas Patagónicas” en Dolavon, procesa las

arenas de cuarzo (o de ruptura), que en Chubut son las mejores del país para los procesos de fracking. Las canteras están a unos 80 kilómetros al norte de Dolavon y la empresa cuenta con todos los informes de impacto ambiental aprobados, incluido el referido al procesamiento de las arenas y la remediación de la cantera que se lleva a cabo de manera simultánea con la operación de la misma. Las arenas de ruptura que se extraen de las canteras ubicadas al norte del Valle, son de una utilidad casi total. En su composición son de un 90% de sílice y es lo que hace altamente rentable al recurso. El tratamiento para llegar al producto terminado que se llevará a destino no es complejo, pero requiere de inversión y el seguimiento de mano de obra capacitada. Se divide en varias etapas: la primera de ellas es el lavado, donde resulta esencial dejar en claro que se trata de un

proceso muy simple que requiere únicamente de agua sin ningún tipo de reactivo. La arena ingresa a una tolva y se hace un lavado del cual se extrae una pulpa que va a un estanque espesador donde se hace un primer reaprovechamiento del agua. La planta se abastece de agua a través de cuatro pozos de captación subterránea ubicados en Dolavon, cercanos al canal de riego. Desde allí se bombea hacia la planta a través de un acueducto de unos 1.700 metros de longitud. Del primer lavado se pasa luego a la compactación y al proceso de escurrir el agua que queda en el material. Luego llega el secado a gas y a una clasificación de los polímeros de sílice por tamaño; Incluso el polvo que queda de todo el tratamiento, es aprovechado y embolsado como subproducto para otras industrias.

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Chubut está percibiendo un 20% menos de regalías petroleras Si bien las estimaciones que maneja el gobierno chubutense dan cuenta de que la producción de petróleo caerá este año por encima del 7%, las cuentas públicas de la provincia se ven más castigadas por la persistencia en el bajo valor del crudo. Algo que podría pronunciarse el año venidero con el consiguiente impacto en regalías: con un barril de crudo alineado con el valor internacional (lo que hoy representa un 23% por debajo del precio de referencia interno), la disminución será todavía más profunda.

n los pasillos de Fontana 50 evitan multiplicar pronósticos agoreros, y en cambio tratan de proyectar la búsqueda de alternativas y paliativos para prever efectos que de otro modo podrían poner en jaque el funcionamiento normal de las estructuras más básicas. Los datos corregidos de producción para la primera mitad del año, según relevamientos técnicos en el ámbito provincial, permiten proyectar

FOTO DAS NEVES

»» “Nos acostumbramos a vivir de las regalías”, reconoce Das Neves.

que la caída de producción de crudo durante el año 2016 estará en el orden del 7,5%, frente a lo producido el año anterior. Si en 2015 la provincia extrajo 9,2 millones de metros cúbicos, las proyecciones para el año en curso sitúan ese valor en 8,5 millones de m3. La caída de regalías incluso es más pronunciada que la baja de producción de crudo, porque en esto se combina la merma del precio del petróleo. Sólo en el primer cuatrimestre del año hubo una disminución de 400 millones de pesos, lo que proyectado a todo el año arroja una reducción total de 1.200 millones de pesos. Los asesores del gobernador Das Neves estiman que la producción de petróleo podría bajar otro 5% a 10%,

mientras que la merma de regalías será mayor, si es que el gobierno nacional cumple la previsión de liberar el precio interno del barril, dejándolo fluctuar en línea con lo que hoy muestra la cotización internacional. El desvelo de los administradores provinciales se justifica: o se eleva fuertemente el precio de petróleo a nivel internacional (algo que no se vislumbra, pero los pronósticos petroleros no siempre son acertados) o se equilibran los ingresos en pesos a partir de una mayor devaluación frente al dólar (lo que en la práctica, favorece a la exportación, sea de cereal o de petróleo; perjudica los salarios, cualquiera sea la actividad; y termina siendo igual para los recursos públicos).

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»» La boya sueca en Caleta Córdova sigue remesando 26.000 metros cúbicos diarios hacia refinerías de todo el mundo.

REDUCCIÓN Los primeros números que comenzaron a trazarse en la provincia de Chubut, consultados para este informe, totalizan alrededor de 5.600

millones de pesos, a los que se suman otros 380 millones de pesos en concepto de Canon Minero y poco más de 30 millones en regalías hidroeléctricas. Las previsiones presupuestarias

toman en cuenta un tipo de cambio que podría llegar a los 18 pesos a fines de 2017, con una reducción estimada en la producción de petróleo inferior a los 5 puntos, en el orden de entre 2 y 3%.

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Las proyecciones en la provincia también dan cuenta de una disminución en las exportaciones de crudo, en el orden del 5%, mientras que el precio del barril de crudo es estimado en un valor cercano a los 49 dólares, en un escenario en el que se estaría admitiendo la equiparación del precio internacional con el mercado interno, o bien una baja en el valor del ‘barril criollo’. BAJA La proyección de regalías no discrimina entre petróleo (el principal ingreso) y las de gas (de baja incidencia en esta provincia). Lo que muestran datos oficiales del Ministerio de Energía de este año es que en el primer semestre el ingreso por regalías petroleras llegó a los 157,2 millones de dólares (unos 2.300 millones de pesos), por lo que una proyección en similares términos al segundo semestre arrojaría un total de 4.600 millones de pesos.

En gas, el ingreso en el primer semestre había sido de 201 millones de pesos. De proyectarse estos valores, la suba en pesos sería del 12%, pero medido en dólares, la realidad es mucho más cruda: se recaudaría este año casi 70 millones menos que el año pasado, lo que representa una disminución del 17%. El propio gobernador Das Neves reordenaba este salpicón de datos a fines de noviembre, al reconocer que “nos acostumbramos a vivir de las regalías (petroleras)”, y a la vez advirtió que los molinos atraen muchas inversiones, pero no generan el mismo nivel de ocupación que el petróleo. En el primer semestre de este año –últimos datos actualizados—, Chubut recibió 157,2 millones de dólares. En el mismo periodo de 2015, la recaudación de regalías petroleras ascendió a 199,3 millones de dólares (380,6 millones en los doce meses). Y en la de 2014

fueron 234,7 millones (462,1 millones en total). Es decir, al Gobierno del Chubut le llegaron 20,1% menos de regalías petroleras al comparar el primer semestre de este año contra el mismo periodo del año anterior. Y en la comparación del primer semestre 2015 contra el del año 2014, se registra una disminución del 33%. El panorama de notorio desfinanciamiento que ello provoca al erario provincial, se replica sin solución de continuidad para con todos y cada uno de los municipios del territorio chubutense. Petroleros y no petroleros; pues sabido es que el 84 por ciento de las regalías que las operadoras depositan diariamente ingresa para rentas generales a la provincia, y un escueto 16 % es repartido a las comunas. El módico 6 por ciento para municipios petroleros, y el 10 para los restantes.

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Se consolida la marca Mercedes-Benz en la Patagonia con el ambicioso proyecto de RÄDER S.A.

na de las novedades más auspiciosas del año en el ámbito empresarial ha sido el nombramiento del concesionario oficial de Mercedes-Benz para la Patagonia: RÄDER S.A., una sociedad que integran Bautista y Enrique Lecumberri, con una trayectoria en el rubro automotriz de casi medio siglo, y que reúne experiencia, responsabilidad y eficiencia. La marca alemana abrió sus puertas en la ciudad de Comodoro Rivadavia y apuesta a la excelencia en la atención en las provincias de Chubut y Santa Cruz. En esta primera etapa el concesionario se encuentra en Av. Hipólito Yrigoyen 4757 e integra un servicio completo de venta y postventa de automóviles, camiones y utilitarios Mercedes-Benz. Ramiro Arrechea, socio gerente, destacó que “se trata de un ambicioso proyecto que busca brindar atención y cobertura de excelencia en la zona sur, esperamos un crecimiento en el mercado patagónico en todos sus segmentos”. Y nos recordó que “Mercedes Benz cumple 65 años fabricando en Argentina desde su planta en González Catán, primera planta de fabricación de camiones en el mundo fuera de Alemania” y que en 2016 “se celebraron los 20 años de fabricación continua del reconocido utilitario Sprinter donde se complementa la línea Vito y el ensamblaje de la línea Atron de camiones”. Señaló también que la comercialización de los autos de alta gama, con estilo deportivo, tiene una notable aceptación: “Mercedes-Benz adopta una estrategia de diferenciación con otras marcas, propone calidad, seguridad y estética. Desde febrero se incorporaron líneas de autos como GLE, GLC, GLA, CLASE C Y A productos presentados recientemente en Europa que ya están disponibles en el mercado, y como novedad desde septiembre tenemos la concesión para la comercialización de Smart, coche urbano por excelencia”. El ejecutivo comentó que para el próximo año 2017 “se proyecta un cre-

»» Ramiro Arrechea, socio gerente de Räder S.A.

cimiento en la oferta de los productos, mediante la financiera de la marca y los planes de ahorro especiales con entregas pactadas. A mediados del 2018 se presentará la nueva pick up doble cabina que será producida en la planta de Santa Isabel en la provincia de Córdoba”. La misma presenta destacados rasgos de diseño y tiene una motorización que sorprenderá. Arrechea finalizó informando que “se encuentra en marcha el proyecto de construcción de un nuevo concesionario, edificio con aproximadamente 3.000 metros cuadrados, acontecimiento que coincidirá con la llegada de la tan esperada pick up a la región”. UNIDADES RÄDER desde principios de año viene comercializando las cinco gamas de camiones; Accelo, Atego, Atron, Axor y Actros. El Accelo es la moderna alternativa para el segmento de camiones livianos que cuenta con la más alta tecnología. Es ágil, seguro y con excelente rentabilidad que lidera las ventas en su segmento. El “camión de confianza” Atego es de bajo consumo y con una renovada cabina con equipamientos de confort que permite recorridos a mediana distancia. Atron es el prestigioso camión de

producción nacional, una línea consagrada en el mercado argentino. En sus versiones chasis y tractores, suma a sus atributos la modernidad, la funcionalidad y el confort. Los expertos ven el Axor como un especialista para el transporte pesado de distribución, con fiabilidad ejemplar, elevada carga útil, consumo bajo y cabinas confortables. El Actros, con una rentabilidad extraordinaria, se destaca por su confort inigualable para conducir y por ser el máximo referente en el tráfico internacional de largas distancias, como para trabajos fuera de ruta. UTILITARIOS En los utilitarios más livianos La Vito en sus cuatro versiones; Furgón, Mixto, Combi y Tourer, vienen captando las preferencias de un sector de la industria con necesidades distintas de transporte de carga y también para el uso particular. Y por último la Sprinter, que año a año perfecciona sus tres variantes de modelo; Furgón, Combi, Minibus y Chasis. Alternativas que van desde su versatilidad para distintas necesidades de carga, como para transporte de personal con máximo confort y en particular para las de menor cantidad de plazas, para transporte de ejecutivos.

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LASA ofrece su experiencia en precisión para los ductos

e acuerdo a la transición en la industria petrolera de la región, LASA S.R.L. replantea sus servicios y se abre a los caminos de la complementación, la asociatividad y la innovación tecnológica mientras la industria se reacomoda a la realidad. Con marcada experiencia en perforación, terminación y producción de pozos y con herramientas de aplicación, pondera ahora el manejo de su experiencia para el empalme de ductos, con sistemas exclusivos y tecnología de punta. Sus reconocidos rubros en la fabricación de bandejas hidráulicas, planchadas automatizadas y equipos de swabbing, se potencian con su exclusivo sistema de torque computarizado para llaves hidráulicas con back-up. “Con la impronta de entrenamiento permanente, afrontamos el momento profundizando aprendizajes. Hoy contamos con una disminución notable de actividad, pero siempre estamos apostando a prepararnos para seguir”, apunta el ingeniero Julio Bordón, CEO de LASA SRL. “Estamos importando herramientas y nuevos procedimientos, y seguimos apostando a la fabricación local, como en el caso de las planchadas y swabbing” –añade— aunque lamenta que “el Estado no ha sido muy eficiente en los últimos años para acompañar a los emprendedores y a las pequeñas y medianas empresas. El banco de la provincia de Buenos Aires ha dado mejor financiación y con menos requisitos que el propio banco del Chubut. Hay muchas Pymes que han caído por esa situación, no se contribuyó a su potencialidad”.

»» Ingeniero Julio Bordón, CEO de LASA.

ASOCIATIVIDAD Con respecto a logística dentro de la base de LASA SRL —siempre relacionada con el ámbito petrolero—, el empresario reconoce que se profundizan actualmente cursos de labor que llevan a ofrecer nuevos soportes logísticos, implementados en un recinto amplio de 1.200 m2 con el que cuenta la empresa. “Estamos en un proceso de contacto con otras empresas que quieran aprovechar nuestro recinto y nuestro apoyo logístico”, puntualiza Bordón. El experto, con experiencia profesional en yacimientos tanto argentinos como de Ecuador, Colombia y México, aplica en el gerenciamiento su vasta experiencia de ingeniero mecánico y en petróleo que fue acuñando a su paso por Pérez Companc, San Antonio, Pride Internacional. Detalla más adelante que en ese camino de complementariedad que por estos días se propone LASA

S.R.L., están muy avanzadas las conversaciones con un grupo empresario dedicado a ductos especiales, que cuenta con sólida trayectoria en la fabricación y ensamblado de ductos de materiales no ferrosos de última generación. “Nos han solicitado soporte en la amplitud y versatilidad de nuestras instalaciones; nos seduce la innovación en ese rubro”, comenta Bordón. “Es muy interesante abrir el panorama, investigar nuevas tecnologías, incorporar valor agregado y darles apoyo y explorar posibilidades”, señala. Finalmente, el ingeniero Bordón resume la preocupación empresaria por estos días: “Si no hay decisiones políticas que incentiven la evolución empresaria… es difícil planificar a largo plazo y generar posibilidades de producción y estabilidad laboral con calidad. Hoy en día nadie quiere innovar frente a esta situación por falta de previsibilidad”.

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BBVA Francés consolida sucursales en la región C

on una fuerte presencia en la ciudad de Neuquén, donde cuenta con tres sucursales —una de ellas exclusiva de BancaEmpresas—y el resto con selectos Espacios Premium World, BBVA Francés sigue ponderando servicios en toda la región patagónica y ganando clientes en particular en el sector industrial de los hidrocarburos. El propio Director Territorial Patagonia de BBVA Francés, Leandro Cardone, comenta a nuestro medio la persistente convicción de la entidad crediticia en mantenerse en franca expansión en el tercio más austral del país, acompañando las expectativas de crecimiento económico que se intuyen más allá de los ciclos de momentánea baja en la industria. Cardone destaca que esa expansión incluye un cajero automático en la zona petrolera de Rincón de los Sauces; sucursales en Cipolletti, General Roca y Bariloche en la provincia de Río Negro; dos sucursales en Comodoro Rivadavia, y las de Trelew, Puerto Madryn y Esquel en la provincia del Chubut. A esas bancarias de la entidad se suma las que funcionan en la provincia de Santa Cruz, en Caleta Olivia, Las Heras y Río Gallegos; y las sucursales de Ushuaia y Río Grande en Tierra del Fuego; completando un arco de vinculación en las principales zonas petroleras de la región patagónica. PRODUCTOS “Con respecto a los productos, nuestras sucursales manejan un negocio integral”, informa Leandro Cardone; señalando que “toda la oferta para clientes segmento individuos y productos y servicios para empresas”. El ejecutivo refiere también que “teniendo todas nuestras oficinas Oficiales de Individuos, Ejecutivos PREMIUM y Oficiales de Empresas y Pymes especializados, creemos estar cumpliendo las expectativas del empresariado regional de encontrar en BBVA Francés una atención diligente, personalizada y con amplitud de servicios para sus

»» Leandro Cardone, director territorial Patagonia de BBVA Francés.

necesidades. NODO NEUQUÉN “Por su parte, en el Nodo Neuquén, además contamos con una sucursal exclusiva de Empresas con Oficiales dedicados a la gestión de pequeñas, medianas y grandes empresas”, subraya Cardone, indicando que los productos que se abarcan en banca minorista, se corresponde con toda la gama de productos para el consumo: desde tarjetas de crédito con exclusivas promociones que son tradición de este banco, hasta alianzas comerciales con LATAM, convenios con Boca y con River, y los requeridos Catálogos de Descuento. MÚLTIPLES BENEFICIOS “Además proporcionamos Cuentas Sueldos con importantes beneficios para empleados, con acreditación de haberes en BBVA y toda la oferta

en préstamos personales”, recuerda Leandro Cardone. “En Banca Empresas –puntualiza luego—somos líderes en Leasing para la adquisición de bienes, préstamos financieros, líneas de corto y largo plazo, y asesoramiento profesional sobre Comercio Exterior. Pero hay numerosos aspectos más para destacar de la gama de beneficios que el Francés otorga a su clientela. Cardone, por ejemplo, nos recuerda la vigencia de los descuentos –todos los días- en indumentaria, calzado, restoranes, hogar y decoración: ventaja que alcanza a algunos hoteles señalados en catálogo. FRANCÉS GO Todo ello se suma a las acciones especiales para registrados en “Francés-Go”, el exclusivo sistema de beneficios en los más variados rubros de consumo, mediante una aplicación que puede ser operada desde el celular instantáneamente para conocer estado de cuenta, descuentos, saldos y servicios de BBVA Francés.

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El conductor del Sindicato Petrolero Jerárquico fue reelecto

l dirigente jerárquico fue rereelecto en el cargo de secretario general, impulsado por la Lista Celeste y Blanca de la Agrupación Patagonia Austral Argentina, obteniendo amplio margen en toda la región en las elecciones del 1° de octubre, en que los afiliados eligieron Comisión Directiva y Comisión Revisora de Cuentas. José Dante Llugdar asumirá en febrero de 2017 su tercer mandato al frente del Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de la Patagonia Austral, tras los períodos iniciados en 2009 y 2013, respectivamente. El enorme margen significó un rotundo éxito para el líder sindical, quien prácticamente duplicó a sus dos contendientes, sumando los votos de ambos en muchas de las 23 mesas habilitadas, ratificando la imagen de liderazgo que ha sabido forjar al comando de la joven institución. Junto a Llugdar, estarán formando parte de la próxima Comisión Direc-

tiva Luis Villegas (secretario adjunto), José Uribe (secretario gremial), Carlos Díaz (secretario administrativo), Daniel Mancuello (tesorero), Cristian Nieva (protesorero), David Klappenbach (secretario de actas, prensa y propaganda), Miguel Troncoso (prosecretario de actas, prensa y propaganda), Elvio Pena (secretario social); Javier Araneda y Dolorindo

Santander (vocales titulares); Bernabé Araujo y Ricardo Soporsky (vocales suplentes). En tanto, los revisores de cuentas que fueron consagrados por el voto popular desde la Lista Celeste y Blanca son Facundo Barboza, José Mesa y Gloria Barrionuevo (titulares), y Sergio Muñoz, Nelson Bravo y Fernando Pozo (suplentes).

AVANZA LA EXPANSION DE LA MUTUAL JERARQUICA

a Mutual de Petroleros Jerárquicos presidida por José Llugdar sigue creciendo a pasos agigantados. Desde los múltiples beneficios entre convenios de descuento y subsidios por nacimiento y casamiento, hasta los servicios de su agencia de turismo y las propuestas de capacitación, su abanico de ofertas es muy amplio y se ve coronado con la apertura a la sociedad a través de sus planes de vivienda que proyectan barrios en varias ciudades de Chubut y Santa Cruz y la puesta en marcha de la edificación de su Centro Logístico y futura Proveeduría, siempre con maquinaria propia. El arrollador paso de obra en la urbanización de Kilómetro 5 en Comodoro Rivadavia, fue el inicio de una expansión que se cristaliza en los terrenos con similar finalidad en las santacruceñas Las Heras y Caleta Olivia, que pronto se replicarán en el resto de las localidades de ambas provincias donde tiene presencia el Sindicato.

La última novedad es el formidable avance de obra en el nuevo predio de la zona norte comodorense, con un ritmo de obra que permitió que rápidamente se levantaran las columnas de las dos grandes naves multipropósito que contendrá, trabajos que permanentemente supervisa Llugdar, como en todos los que afronta la Institución, y donde tienen participación muy activa Luis Villegas (Secretario Adjunto y titular de la Comisión de Vivienda mutualista) y el Secretario Facundo Barboza.

Las naves tendrán una dimensión de 30 metros por 45, siendo una de ellas el Centro de Logística, donde irá todo lo relativo a rodados, maquinarias, materiales, consumibles, pañol, etc. y todo lo que se compre a futuro para las obras en los barrios en Caleta Olivia, Pico Truncado y Las Heras; en tanto que el otro será destinado a una proveeduría que pronto se analizará de qué manera será gestionada, siempre para uso de todos los socios de la Mutual.

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Soberanía petrolera como valor de la política en Cañadón Seco

n el corazón del golfo San Jorge se halla enclavado hace 72 años Cañadón Seco. Con un poco menos de mil habitantes, la localidad es símbolo de la actividad petrolera y desarrolla la vida institucional manteniendo como sello la mística petrolera en torno al trabajo, la cultura y la esperanza. Actualmente, la Comuna de Cañadón es ejemplo de trabajo y construcción. Una comunidad organizada que mantiene la impronta de una gestión política que produjo resultados para sus vecinos. Es así que el ‘Negro Soloaga’ —como es conocido el actual presidente de la Comisión de Fomento, de cuna petrolera— trasciende en el historial de su comuna no sólo ser el primer mandatario elegido por voto popular, sino porque es un hombre que ha dejado una huella imborrable en lo que respecta a la lucha por la soberanía petrolera de la región. Dando continuidad a la gestión iniciada en 2009, Jorge Soloaga proyecta a Cañadón Seco hacia el futuro desde el fortalecimiento de una identidad petrolera ligada a la recuperación de las tradiciones culturales de la región junto con llevar a lo más alto la defensa de los intereses de los trabajadores de la cuenca y fundamentalmente de sus vecinos. En 1989, Soloaga volvía a ser empleado petrolero en Cañadón Seco, fue entonces cuando la privatización lo encontraría en 1992 como Secretario General del Sindicato de Petróleo (SUPeH). En pleno debate instó a no permitir la sanción del proyecto de ley de privatización de YPF por ser lesivo a los intereses de la nación y de la provincia, y aunque se opuso férreamente, la privatización se materializaba inexorablemente. Entre los antecedentes que protagonizó en el inicio de la vida democrática fue por un lado el Juicio al Estado Nacional por regalías mal liquidadas y el perjuicio económico generado por la aplicación del decre-

»» Jorge Soloaga, presidente de la Comisión de Fomento de Cañadón Seco.

to 2227/80 de Martínez de Hoz. En 1989, el ‘Negro Soloaga’ volvía a ser empleado petrolero en Cañadón Seco, fue entonces cuando la privatización lo encontraría en 1992 como secretario gremial del Sindicato de Petróleo (SUPeH). En pleno debate instó a no permitir la sanción del proyecto de ley de privatización de YPF por ser lesivo a los intereses de la nación y de la provincia, y aunque se opuso férreamente, la privatización se materializaba de forma inexorable. El año 2012 lo encontró sosteniendo un sindicato de unos 150 afiliados y unos 3.000 pasivos del YPF histórico. Ante este hecho celebró ante los presentes con un aplauso solitario y unipersonal la decisión presidencial de Cristina Kirchner de recuperación de la soberanía petrolera y la destitución del directorio de Repsol. El 13 de diciembre de 2015, Jorge Soloaga asumió en la comuna de Cañadón Seco, con un gran margen de votos. Hoy continúa siendo ese dirigente que marca una impronta, que es un hombre de la cultura, dueño de

un preciso lenguaje. Cañadón Seco en el presente posee una dinámica impensada hace pocos años. A pocos meses de su nueva gestión, además de dar continuidad a una política ya iniciada en materia de inversiones para su comunidad en salud, educación, seguridad, recuperación de espacios recreativos, culturales, espacios verdes y desarrollo urbano, Jorge Soloaga se destaca por el respeto a la institucionalidad, la tenacidad en el mantenimiento de las fuentes laborales y el fortalecimiento de la identidad y tradiciones locales. Símbolo de ello son la recuperación de la estación de servicio de YPF; el reconocimiento a los pioneros de la región, la celebración y el reconocimiento a sus vecinos, la puesta en valor al rol de la mujer en la construcción de la comunidad, a los padres fundadores de la patria grande, como así también el profundo respecto y transmisión del valor desde lo local para la memoria, los derechos humanos y la transmisión de esos valores a las futuras generaciones.

cuenca austral • ENAP e YPF comprometen aumentar 60% la producción. • Insumos por 2.000 millones para iniciar las presas de Santa Cruz. • Inicia la producción en Vega Pléyade.

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Enap e YPF comparten plan para aumentar 60% la producción Enap Sipetrol Argentina e YPF formalizaron la puesta en marcha del Proyecto Incremental Area Magallanes (PIAM), el cual tiene como objetivo principal aumentar la producción de gas natural y petróleo crudo asociado del Yacimiento Magallanes ubicado en la boca oriental del Estrecho.

»»

El presidente de YPF, Miguel Angel Gutiérrez, y el gerente general de ENAP Sipetrol Argentina, durante la firma del acuerdo.

l plan, que optimiza las reservas del área, involucra un esquema de inversiones conjunto de más de 165 millones de dólares. El proyecto PIAM logrará incrementar en más de 60% la producción diaria de gas natural -pasando de los 2,4 millones de m3/día actuales a un valor aproximado de 4 millones de m3/día-; y en 25% la producción de petróleo crudo asociado -de los 800 m3/día actuales, a 1.000 m3/día aproximadamente- en ese área de explotación. Del anuncio participaron el presidente de YPF, Miguel Angel Gutiérrez, el gerente general de ENAP, Marcelo Tokman, el gerente general de Enap Sipetrol Argentina, Martín Cittadini, y otros altos ejecutivos de ambas empresas. También en representación del gobierno nacional asistieron el ministro de Energía y Minería de la

Nación, Juan José Aranguren, y el secretario de Hidrocarburos, José Luis Sureda, la gobernadora de Tierra del Fuego, Rosana Bertone, el vicegobernador de Santa Cruz, Pablo González, y los representantes de los sindicatos del Petróleo y Gas Privado de Santa Cruz, del Personal Jerárquico y Profesional de Petróleo y Gas Privado de la Patagonia Austral, de Petróleo y Gas Privado de Tierra del Fuego, y UOCRA, Claudio Vidal, José Lludgard, Luis Sosa y Carlos Romero, respectivamente. “La puesta en marcha de este proyecto es muy significativa porque nos permitirá aumentar de manera sustentable y eficiente el abastecimiento de gas para la Argentina, al mismo tiempo que contribuye al fortalecimiento de la integración regional y el vínculo entre los dos países. Además, este proyecto afianza el vínculo con Enap, en un área en la que trabaja-

mos en forma conjunta desde hace 25 años”, afirmó Miguel Gutiérrez, presidente de YPF. Durante el encuentro, el gerente general de Enap, Marcelo Tokman, destacó: “El proyecto PIAM es parte de nuestro Plan Estratégico de Negocios, y compromete una inversión significativa y concreta, que ratifica el compromiso que Enap tiene para continuar gestionando un negocio sustentable, en el año en el que la compañía celebra 25 años de operaciones en Argentina. Enap es principal operador offshore del país, y el proyecto PIAM contribuye al abastecimiento energético de la Argentina y a una fuerte integración entre ambos países”. Desde que YPF y Enap suscribieron en 1991 el respectivo Contrato de Unión Transitoria de Empresas (UTE),

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»» Operado por Enap Sipetrol Argentina por cuenta del consorcio conformado con YPF, el yacimiento offshore Area Magallanes se encuentra en la desembocadura atlántica del Estrecho de Magallanes y, por medio de una red de ductos submarinos, envía su producción de petróleo y gas a la Batería de Recepción Magallanes (BRM), ubicada en las proximidades de Cabo Vírgenes, el punto más austral del territorio continental argentino.

ambas compañías tienen una participación del 50% sobre la producción de hidrocarburos obtenida en Area Magallanes. En el mes de noviembre del año 2014, las dos empresas acordaron extender el contrato de UTE, manteniendo ambas petroleras la participación en partes iguales en el Area Magallanes.

(Vale recordar que Enap Sipetrol Argentina fue creada en 1991 y es la filial argentina de Enap Sipetrol, compañía dedicada a la exploración y producción de petróleo y gas como brazo internacional de la empresa estatal de hidrocarburos de Chile ENAP, Empresa Nacional del Petróleo). Con seis plataformas

productoras de petróleo y gas construidas, instaladas y operadas frente a la boca oriental del Estrecho de Magallanes, Enap Sipetrol Argentina es el principal operador offshore del país. Asimismo, posee participación en dos yacimientos onshore en la cuenca del golfo San Jorge.

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Prorrogaron hasta 2027 la concesión a YPF del área ‘offshore’ Magallanes El año comenzó de manera más que auspiciosa en la cuenca Austral: en los primeros días de enero el gobierno nacional prorrogó a partir de noviembre de 2017, y por el plazo de diez (10) años, la concesión de explotación costa afuera de hidrocarburos en el Area Magallanes.

erteneciente a la Cuenca Marina Austral (CMA), que fuera otorgada a YPF Sociedad Anónima (Ley 24.145), “en la fracción correspondiente a la jurisdicción concedente del Estado Nacional”. El área incluye sectores cuya concesión debe disponer Tierra del Fuego, que aún no tomó una decisión. Se prevén inversiones por 166 millones de dólares. BI PROVINCIAL Se trata de un área que tiene una

superficie aproximada de 130,23 kilómetros cuadrados, concesionada originalmente a YPF por 25 años (hasta 2017) sobre la cual se pueden otorgar plazos adicionales sucesivos por diez años en base a la Ley de Hidrocarburos 17.319, siempre y cuando se hayan ejecutado allí las inversiones y obras comprometidas para desarrollar el yacimiento. La prórroga fue concedida, tras un pedido tramitado desde 2014 por YPF, mediante la Decisión Administrativa 1/2016, que lleva la firma del

Jefe de Gabinete, Marcos Peña, y del ministro de Energía y Minería, Juan José Aranguren, publicada el 10 de enero en el Boletín Oficial. El artículo 3 de la norma aprueba el Plan de Inversiones y Obras comprometido por YPF para el período 20172027, que totalizará 166.500.000 dólares, en obras detalladas por la compañía. El área en cuestión, ubicada en la boca oriental del Estrecho de Magallanes, tiene la particularidad de

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asentarse sobre tres jurisdicciones concedentes: la del Estado Nacional y las de las provincias de Santa Cruz y Tierra del Fuego, abarcando una superficie total de 369,19 kilómetros cuadrados. La extensión de la concesión también fue solicitada a ambas provincias habiendo ya sido otorgada por Santa Cruz, mientras que se está tramitando en Tierra del Fuego.

La producción diaria de dicho hidrocarburo al mes de octubre de 2015 era de 2.414.400 metros cúbicos. Si bien YPF es la titular de la concesión de explotación, la operación integral del Area Magallanes está a cargo de la EnapSipetrol Argentina, de acuerdo con el contrato de Unión Transitoria de Empresas suscripto en 1991 por la entonces Yacimientos Petrolíferos Fiscales y Sociedad Internacional Petrolera SA (de origen chilena), teniendo cada una de ellas una participación del 50 por ciento sobre la producción.

Buenos Aires

Argentina

B.R.M.

Punta Dungeness

Estrecho de Magallanes

ACUERDOS El concesionario fundó su pedido “en la necesidad de contar con un horizonte temporal más amplio” que permita continuar con el desarrollo de las inversiones en el área, a fin de producir un caudal de gas natural en forma estable de alrededor de 4.000.000 de metros cúbicos por día, con sus líquidos asociados, durante 4 años de producción continua.

Argentina

Chile

Océano Atlántico

GASODUCTO

Chile

AM-1 Satélite

CAM - 3

AM-2 Ppal.

Punta Catalina

AM-3 Ppal.

Argentina

AM-5 Ppal.

MAGALLANES CAM - 2A SUR

»»

10 Km.

Un gráfico esquema de los bloques activos de explotación costa afuera.

Entre las inversiones a desarrollar hasta 2027 se destacan la construcción en tierra de una nueva planta de acondicionamiento y compresión de gas, por un valor de 56.500.000 dólares; y la ampliación de la capacidad de separación y tratamiento de petróleo de la actual Batería de Recepción Magallanes (BRM), por otros 50.000.000 de dólares. También, el tendido de un nuevo ducto submarino de 24 pulgadas de diámetro, con una extensión de 17,8 kilómetros, que unirá la Plataforma AM-3 con la Batería de Recepción Ma-

gallanes por un valor de 60.000.000 de dólares. La norma publicada recientemente establece que YPF deberá pagar, en un plazo máximo de 30 días, 12.499.080 dólares (en pesos) a la Autoridad de Aplicación nacional en concepto de bono de prórroga de esta concesión. Asimismo, se estableció que a partir de la entrada en vigencia de la prórroga de la concesión, YPF pagará al Estado nacional un 15 por ciento en concepto de regalías sobre el producido de los hidrocarburos extraídos de la fracción del Area Magallanes bajo su jurisdicción.

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Los objetivos de la unión en el área fueguina Este plan llevaría la producción de gas desde los 2,4 millones de metros cúbicos día (MM m3/d) actuales a unos 4 millones m3/d en los próximos tres años. Adicionalmente, se incrementarán también los líquidos asociados a valores superiores a los 7.000 barriles por día (bbl/d).

l proyecto consiste en la construcción de una nueva planta de tratamiento, compresión e inyección de gas, así como también mejoras en la planta de procesamiento Batería Recepción Magallanes (BRM), y el tendido de nuevos ductos marinos para conectar las plataformas offshore con la BRM en

el continente. Este proyecto permitirá maximizar el potencial de explotación del área. Al día de la fecha, la producción del Area Magallanes es extraída a través de 20 pozos productivos vinculados a 5 plataformas marinas conectadas mediante 2 ductos a la BRM.

Sin embargo, con la puesta en marcha del proyecto, se prevé que un número similar de pozos ya existentes se vuelvan a poner en producción. Marcelo Tokman —gerente general de ENAP— señaló que “este acuerdo es importante para ENAP porque fortalece el estrecho vínculo existente en

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el país entre las dos empresas estatales que data del año 1990. Asimismo, este acuerdo va en la línea de nuestro Plan Estratégico a 2025, el cual busca aumentar en 60% la producción de gas y 300% la de petróleo en Area Magallanes para dar sustentabilidad al negocio en el largo plazo. Para el país, como empresa estatal, estamos asegurando un buen balance del mix de productos, aprovechando reservas que ya están probadas, y generando un aporte significativo a los resultados económicos futuros de Enap”. El Area Magallanes, que comprende 3 jurisdicciones: provincia de Santa Cruz, Tierra del Fuego y el Estado nacional, se encuentra ubicada en aguas territoriales argentinas del Océano Atlántico Sur, sobre la boca oriental del Estrecho de Magallanes. La concesión es 100% de YPF, de la cual Enap Sipetrol Argentina está asociada con un 50%, a la vez que es la Operadora del área.

»» Marcelo Tokman, gerente general de ENAP-Sipetrol Argentina.

El proyecto gasífero actualmente se encuentra en la etapa de ingeniería conceptual, y tiene como fecha estimada de puesta en marcha el año 2017. En este sentido, el acuerdo considera fases sucesivas, que de completarse permitirán ir concretando resultados

del proyecto. Dentro de los siguientes pasos considerados, se encuentran completar acuerdos con la provincia de Tierra del Fuego y el Estado nacional (la provincia de Santa Cruz ya aprobó la extensión de la concesión), y decidir sobre el flujo de aporte de inversiones.

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Se inicia la producción de gas en el área Vega Pléyade El gigante petrolero francés tendrá una capacidad de producción de diez millones de metros cúbicos de gas diarios. Total, desde hace unos 40 años en Argentina, asegura un 30% de la producción gasífera del país. La operadora inició en febrero último la producción de gas offshore en el campo de Vega Pléyade, frente a las costas de Tierra del Fuego.

l proyecto, que exigió dos años y medio de obras, tendrá una capacidad de producción de diez millones de metros cúbicos de gas diarios, precisó la información institucional del primer productor de gas de nuestro país. Vega Pléyade “contribuirá al crecimiento de la producción del grupo en 2016 y en adelante”, afirmó Arnaud Breuillac, director general de Explo-

ración y Producción de Total. El consorcio que explotará la concesión está integrado por Total como operador principal y 37,5% del capital, por la firma alemana Wintershall Energía (igualmente con 37,5%) y por Pan American Energy (25%). Vega Pléyade está situado en la concesión cuenca Marina Austral 1 (CMA-1), donde Total ya opera los yacimientos terrestres de Ara y

Cañadón Alfa, así como los campos offshore Hidra, Kaus, Argo, Carina y Aries. Total está implantada desde hace unos 40 años en Argentina, y asegura un 30% de la producción gasífera del país. Con este desarrollo Total asegura su programa para valorizar las reservas offshore de gas y condensados de Vega Pléyade a través de la

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construcción y la instalación de una plataforma y de un gasoducto submarino que lleva la producción a las dos plantas de tratamiento situadas en la costa de Tierra del Fuego. Vega Pléyade fue desarrollado en dos años y medio y representó una inversión de más de 1.000 millones de dólares. Se estima que permitirá la producción de hasta 10 millones de metros cúbicos de gas por día, que serán suministrados al mercado nacional, reflejando el firme compromiso de Total Austral con un futuro energético sustentable. EL PROYECTO MAS AUSTRAL DEL MUNDO Vega Pléyade es un proyecto offshore emplazado a 20 km de la costa, al sur de la Bahía de San Sebastián, en Tierra del Fuego. Este yacimiento offshore de gas y condensados es desarrollado a través de una plataforma ubicada en una zona con una profundidad de agua de 50 metros y conectada con las plantas onshore de Río Cullen y Cañadón Alfa a través de un gasoducto submarino de 24’’ de diámetro y 77 kilómetros de longitud. La construcción de la plataforma tuvo lugar en Cádiz, España. Durante 14 meses se trabajó en el montaje de las estructuras principales: el jacket y deck. En marzo de 2015, estas estructuras fueron cargadas sobre un barco semisumergible para ser transportadas hasta Tierra del Fuego. Este viaje duró más de 20 días. Simultáneamente, se realizó la fabricación y el revestimiento de los ductos en distintos países: India, Italia, Francia y Argentina. Ya en Tierra del Fuego, esos caños fueron ensamblados y soldados en una barcaza de instalación. De esta forma se lograron completar 77 kilómetros de ductos, los cuales conectan la plataforma con la planta de tratamiento de gas de Total Austral, ya existente en la costa de Tierra del Fuego. Ya a fines del año anterior se logró realizar con éxito la instalación del jacket: la parte sumergida de la plataforma. Para ello, fue necesario fijarlo en el suelo a través de la inserción de

pilares, uno dentro de cada una de sus cuatro patas. Una vez fijado el jacket, se realizó la instalación del deck, la parte superior de la plataforma. A continuación, el proyecto atravesó la etapa de perforación de los pozos de desarrollo lo cual finalmente posibilitó la puesta en producción del yacimiento, en febrero último. Este proyecto presentó múltiples desafíos. En primer lugar, se trató de una operación técnicamente com-

pleja que exigió la participación de un equipo interdisciplinario ubicado en distintos lugares del mundo: Argentina, Francia, Italia, Singapur, España, Estados Unidos, Corea del Sur, Japón, India y Chile. Por otro lado, el yacimiento Vega Pléyade está situado en una zona desprovista de infraestructura offshore, lo cual requirió la movilización de pesados dispositivos logísticos. Por último, las condiciones meteorológicas fueron particularmente adversas.

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Los acuerdos con YPF en la renegociación por la Planta de San Sebastián El presidente de YPF, Miguel Gutiérrez, definió con la gobernadora de Tierra del Fuego, Rosana Bertone, adelantar obras que se encuentran atrasadas en Tierra del Fuego.

el encuentro participaron además el vicegobernador Arcando, el ministro de Economía, José Labroca, el ministro de Salud, Marcos Colman, el subsecretario de Producción y Desarrollo Energético, Ricardo Vukasovic, el subsecretario de Administración Financiera, Álvaro Acuña y autoridades de la petrolera YPF. Miguel Gutiérrez le presentó a la gobernadora los detalles de la obra que ejecutó YPF para vincular la Planta de San Sebastián con los gasoductos troncales que transportan el gas de la isla al continente. Esta obra se proyectó en conjunto con la Secretaría de Hidrocarburos de la Provincia y le permitirá, aseguran, aumentar la producción de gas propano con el que se llenan las garrafas para uso doméstico. La obra, además, permitiría cubrir picos de demanda de gas natural en la provincia. Esta reunión permitió

»»

La gobernadora Rosana Bertone negoció con YPF obras pendientes.

avanzar en los acuerdos con la provincia para poner en funcionamiento la Planta. A su vez, y dentro del marco de los compromisos impuestos por las normas de Responsabilidad Social Empresaria y asumidos en la extensión de concesiones, la compañía informó que inició la construcción de un hogar de ancianos en la ciudad de Río Grande, que implicará una inversión superior a los 16 millones de pesos. A su vez, la gobernadora Rosana Bertone comentó que existe una agenda de trabajo entre el Ejecutivo y la empresa que preside Miguel Gutiérrez. “Tenemos una larga tradición entre Río Grande e YPF y debido a esto, hay temas que vienen de gestio-

nes anteriores y nosotros decidimos, con su nueva presidencia, tener una agenda concreta de puntos a tratar”. Bertone agregó que también se acordó que la empresa invertirá en la reforestación del barrio Chacra XIII. “Hablamos de un programa que tenemos iniciado de reforestación para Chacra XIII, debido a que YPF es la empresa que más reforestación hace en el país, así que para nosotros es muy importante”, destacó la gobernadora. Se habló, asimismo, de concretar el montaje de la nueva estación de servicio de Río Grande y además, YPF construiría en el marco de la RSE, un centro de salud en Río Grande y un establecimiento para ancianos en Ushuaia.

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ROCH define su confianza con la inversión de 350 millones de dólares “En la provincia hoy estamos con una producción de 850 mil metros cúbicos día de gas; el programa dependerá de cómo se resuelva la ecuación económica del gas, ya que nuestra expectativa es pronto llegar a producir 1 millón de m3/día de gas. El año pasado se completó la campaña de 13 pozos en los que invertimos una cantidad muy importante de fondos”.

a síntesis corresponde al ingeniero Omar Fabián Pintos, —el nuevo superintendente de operaciones de Roch S.A. en la cuenca Austral— y sintetiza su diagnóstico inaugural, ya que este año accedió a la posición reemplazando al prestigioso e histórico gerente zonal, ingeniero Fernando Saudino, que ya disfruta su merecido retiro laboral. Un fértil diálogo de Anuario Petrolero con el nuevo ejecutivo. RELEVO Luego de muchos años de brillante trayectoria, se ha producido el retiro de Fernando Saudino en la conducción de la compañía en la cuenca Austral. ¿Qué reflexión le merece la decisión que ha tomado la empresa habiendo promovido a un profesional de su staff local?

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Ingeniero Omar Fabián Pinto, nuevo responsable de operaciones de Roch en la Isla.

En primera medida siento una gran satisfacción al haber sido promovido, luego de 22 años participando activamente en el desarrollo de la empresa, sucediendo a Fernando en esta posición, con quien he compartido gran parte de mi desarrollo. Esta importante decisión de transición generacional realizada por el ingeniero Ricardo Chacra denota su continua visión estratégica de desarrollo y compromiso con el ámbito local. Considero esta promoción una decisión trascendental, de cara a

los nuevos desafíos que la empresa afronta en el contexto actual del mercado. El haber sido partícipe del desarrollo de los yacimientos desde sus inicios, ocupando distintas posiciones a lo largo de estos años, me brinda un amplio conocimiento y certidumbre en la toma de decisiones de cara al futuro. ¿Cómo asume esta responsabilidad importante y desafiante para su desarrollo profesional? Lo asumo con el compromiso y dedicación que el cargo amerita, pero con la tranquilidad de estar

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trabajando en la empresa desde hace tanto tiempo, lo cual considero fundamental para continuar el desarrollo del área como lo venimos haciendo desde el año 1991. Desde lo profesional, me permite implementar los conocimientos adquiridos durante todos estos años, y con gran confianza en el equipo de trabajo que me acompaña día a día. Recientemente he sido nombrado presidente de la filial local del IAPG, lo que no hace más que acentuar nuestro compromiso en el desarrollo y crecimiento en el ámbito empresarial. Dentro del ámbito laboral, ¿cómo visualiza su desarrollo en esta posición estratégica para la compañía? Este desarrollo vendrá dado con el acompañamiento de los grupos de soporte técnico y administrativo que la compañía dispone en Buenos Aires, con profesionales de amplio reconocimiento en la industria. Asimismo, estamos planifican-

do con nuestro departamento de RRHH, la transición generacional que se nos avecina, debido al retiro jubilatorio de parte de nuestro personal y la inserción selectiva en la empresa de jóvenes locales en estas nuevas posiciones. Consideramos clave la optimización de los recursos humanos en este nuevo ámbito de mercado. Otro punto clave es poder acompañar la gestión del responsable del área de Relaciones Institucionales, quien se encarga de implementar los aportes a la comunidad a través de los planes de Responsabilidad Social Empresaria que la empresa viene implementando desde hace ya muchos años. Al haber seleccionado la empresa a un ingeniero recibido en la Facultad Regional Río Grande de la Universidad Tecnológica Nacional, deja muy en claro una vez más el compromiso de la empresa con la comunidad de Tierra del Fuego, y abre las puertas a que nuevos profesionales desarrollados aquí, alcancen los más altos cargos en una organización de este tipo. He tenido el privilegio de participar

en el desarrollo y crecimiento de esta casa de estudios, y guardo los mejores recuerdos de mi paso por la misma. ECUACIÓN Los últimos años han sido difíciles para el desarrollo de la industria, por la problemática económica y política en torno a los precios internacionales. ¿Con qué perspectivas encara la empresa el rediseño de las estructuras tarifarias que esá haciendo el gobierno nacional, y en particular en qué favorecen estas medidas a la producción gasífera de la Isla? Actualmente nos encontramos ante un panorama de incertidumbre en torno a los precios ya que los incrementos de las tarifas de gas no alcanzaron los valores anunciados originalmente. Estos incrementos reales en los cuadros tarifarios actuales, no posibilitan la erogación de grandes montos de dinero en inversiones para el desarrollo o exploración de los yacimientos. Asimismo el precio del petróleo se ha reducido sustancialmente a nivel internacional lo que sin

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duda repercute en el plano local, y no permite vislumbrar grandes expectativas inmediatas de desarrollo tanto en el ámbito local como internacional. A pesar de este panorama de incertidumbres, hemos realizado las inversiones acordadas con las autoridades luego de la extensión de las concesiones, y a la fecha se han erogado más de 350 millones de dólares en estos yacimientos. Una vez resuelto los problemas tarifarios y macro económicos del negocio, la provincia tiene perspectivas de crecimiento ya que cuenta con muchos recursos y esa es la clave para que en algún momento

Con respecto a los desarrollos gasíferos en Tierra del Fuego, ¿cuáles son los planes prioritarios para la firma en materia de explotación y de exploración?

los pozos en este momento en Argentina. En su momento, cuando comenzamos la perforación de los primeros pozos, los pozos costaban alrededor de 1.5 millones de dólares y hoy ya estamos hablando de más de 4 millones por pozo.

En la provincia hoy estamos con una producción de 850 mil metros cúbicos día de gas y el programa dependerá de cómo se resuelva la ecuación económica del gas, ya que nuestra expectativa es llegar a producir 1 millón de m 3/día de gas. El año pasado se completó la campaña de 13 pozos en los que invertimos una cantidad muy importante de fondos. Son muy caros los costos de

Actualmente nos encontramos completando la interpretación de los estudios geofísicos efectuados recientemente y estamos iniciando la perforación de dos pozos exploratorios en nuestras concesiones. Luego de esta etapa se desarrollará un plan de inversiones de desarrollo y exploración acorde con los resultados de los estudios realizados y los precios esperados de los mercados del gas y del petróleo.

se transformen en reservas.

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Sólida iniciativa para dejar de importar gas El proyecto ingresado en la Cámara de Diputados donde se dispone la “Creación de una Planta de Licuefacción de Gas Natural en la cuenca Austral de la provincia de Tierra del Fuego A.e.I.A.S” que podría representar un ahorro en importaciones del fluido de 1.800 millones de dólares anuales, se encontraba al cierre de esta edición a punto de ser tratado en el recinto.

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El proyecto del diputado Carlos Gastón Roma ya tomó estado parlamentario, con apoyo de todos los bloques del Congreso.

a iniciativa del diputado nacional por Tierra del Fuego Carlos Gastón Roma ( PRO) había logrado consensos importantes en los bloques parlamentarios liderados por sus pares Diego Bosio y Julio De Vido, luego de algunas modificaciones permitidas a su propuesta original. PLAN La planta se encargaría de realizar el proceso de licuar el gas natural y almacenarlo para su transporte, lo que permitirá su traslado en forma líquida a través de buques tanques pudiendo regasificarse en las plantas de Escobar e Ingeniero White y desde ahí distribuirse para su consumo.

Cabe destacar que la cuenca Austral es una de las mayores reservas de gas que posee el país, no pudiendo este recurso ser extraído al no contar con los medios de transporte adecuados y necesarios, ya que el gasoducto General San Martín (principal unión al continente) se encuentra con su capacidad superada. En consecuencia, implementando dicho proyecto existiría la posibilidad de sustituir el gas importado al aumentar los niveles de extracción del recurso en nuestro país. Con una fuerte impronta federalista, el diputado Roma menciona su interés en transformar la matriz económica del país haciendo referencia, incluso, a las políticas llevadas a cabo por el presidente Frondizi y su entonces secretario

de Relaciones Económico-Sociales Rogelio Frigerio, quienes a través de sus políticas no sólo promovieron sino que llegaron a lograr el autoabastecimiento en materia petrolera. El legislador señaló que “la construcción de esta planta generaría una nueva dinámica en la estructura de producción energética. Mi provincia podría aportar muchísimo gracias a sus recursos en la solución a la recuperación de la crisis energética que estamos atravesando” y agregó: “el autoabastecimiento es totalmente posible, con esta obra todos los argentinos pagaríamos mucho más barato el gas”. La planta, que podrá ser terrestre u offshore mientras se ubique en

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El proyecto legislativo apunta a limitar la onerosa importación de GLP en que el erario nacional está incurriendo.

los límites de la provincia, tiene por objeto la explotación de los recursos gasíferos existentes en la provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur, y se prevé que para su construcción y puesta en servicio se deberá promover la protección y cuidado ambiental, adoptando las medidas de prevención, mitigación y/o compensación, según el caso de los impactos negativos o adversos que eventualmente se ocasionen al ambiente. FINANCIAMIENTO El proyecto estipula que para su financiamiento, se podrá apelar a “un contrato de participación público privado como lo establece el Decreto N° 967/2005 (Régimen Nacional de Asociación Público Privado), o por las que se dicten en un futuro cuya aplicación será complementaria, análoga o supletoria.” Pero considera otras dos opciones: “a través de lo establecido en las leyes N° 13.064 de Obras Públicas y N°17.520 de Concesión de Obras Públicas y sus modificatorias; y por el Decreto Nº 1023/2001, sus modificatorias y reglamentación”, o en todo caso “mediante la creación de un Fondo Especial para la construcción e instalación de la Planta de Licuefacción de Gas Natural que se constituirá con el fin de generar los recursos financieros necesarios, de acuerdo a los criterios establecidos por la presente ley.” FONDO Con relación a la creación de una cuenta especial, propone constituirlo con el fin de generar los recursos financieros necesarios tendientes a la

construcción, instalación y desarrollo de las obras correspondientes para la creación de la Planta de Licuefacción de Gas Natural, de acuerdo a los siguientes criterios: El Tesoro Nacional deberá cubrir el importe equivalente a los recursos detraídos de la masa de recursos coparticipables, con destino a las obligaciones previsionales nacionales y otros gastos operativos que resulten necesarios, a cargo de la Administración Nacional de la Seguridad Social (ANSES), establecida por el Acuerdo Federal del 12 de agosto de 1992, suscripto entre el Estado Nacional y la Provincia de Tierra del Fuego A.e.I.A.S, ratificado por la Ley N° 24.130, que fuera prorrogada en último término por el art. 76 de la Ley N° 26.078, a razón de los puntos porcentuales anuales que la provincia suscribió en Acuerdo NACION-PROVINCIAS. b) En función de lo acordado en el punto anterior, el Estado Nacional podrá compensar los créditos generados para la construcción de la Planta de Licuefacción de Gas Natural respecto de la deuda que éste ostente, siempre y cuando sea a favor de la provincia. c) Con el fin de facilitar la operacionalización del Fondo, el Estado Nacional lo podrá compensar con créditos, exenciones impositivas y regímenes especiales. d) Bonificación parcial de la tasa nominal anual que establezcan las entidades financieras públicas y/o privadas por préstamos a los fines de la construcción de la Planta de Licuefacción de Gas Natural. La cuantía de la bonificación será establecida por la Autoridad de Aplicación en consonancia con la política energética nacional.

f) El Saldo del Fondo instituido por la presente Ley, no utilizado al 31 de diciembre de cada año, deberá ser incorporado en el rubro de recursos pertinentes, incrementando el crédito presupuestario de la categoría programática correspondiente a dicho Fondo para el año siguiente. En consecuencia los fondos existentes a esa fecha, en la cuenta bancaria oficial respectiva, pasarán como saldo disponible para su utilización al año siguiente en pos de mejorar las condiciones industriales del sector. Postula además que el Fondo Especial para la construcción e instalación de la Planta será administrado por el Ministerio de Energía de la Nación; autorizando al Poder Ejecutivo para disponer anticipos de fondos con cargo de reintegro, que fueren requeridos durante el transcurso de las obras, cuando las necesidades de inversión superen la recaudación efectiva de los recursos asignados. Considera además afectar a la servidumbre que prevé la Ley de Hidrocarburos a los predios urbanos, suburbanos y rurales por los que hubiesen de pasar o establecerse los gasoductos, plantas y redes distribuidoras de gas, conforme con las trazas y planificaciones que determine el proyecto de la construcción de la Planta, siendo el titular del recurso el Gobierno Provincial. Designa al Ministerio de Energía y Minería de la Nación como órgano de aplicación de esta ley y en consecuencia tomará a su cargo todo lo concerniente al estudio de pre-factibilidad y factibilidad, proyecto, contratación, ejecución, fiscalización y recepción de las obras.

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“Es imprescindible la cadena integrada en cada zona”, sostiene Roma El diputado nacional por Tierra del Fuego Carlos Gastón Roma (PRO), autor de la iniciativa de agregar valor in situ al gas de la cuenca Austral, trabaja ahora en la Cámara Baja en un proyecto aún más ambicioso. “Cada cuenca del país debería reexaminar el tipo de hidrocarburo que tiene, y analizar la posible instalación de las industrias petroquímicas o destilerías; el Estado nacional debe reparar históricamente el asunto de agregar valor in situ a los hidrocarburos”, define el legislador, ante las consultas de Anuario Petrolero.

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El diputado Gastón Roma propone enfáticamente el agregado de valor in situ.

“P

ersonalmente tengo una visión que no me trae problemas con el ministro de Energía a pesar que somos del mismo partido”, reconoce Roma, reivindicando enérgicamente “el protocolo de París recientemente firmado por nuestro país en materia de am-

biente, uno de cuyos ejes es que no se utilice el gas (y los hidrocarburos en general) con fines de generación térmica, o para uso domiciliario, sino para industrializar”. Recuerda el diputado fueguino que en dicho compromiso se desalienta

mucho el uso de las energías no renovables e incentiva las renovables. “El lugar que da a los hidrocarburos es su uso para desarrollar las cadenas de valor que tengan que ver con sus compuestos. Yo creo que al presidente no le han asesorado bien”, remarca luego. La propuesta de Gastón Roma es la de “Integración Vertical en Origen”, con valor agregado de la producción. “Cada cuenca del país debería reexaminar el tipo de hidrocarburo que tienen, y analizar todas las industrias petroquímicas o destilerías que se pueden instalar. Ver la cantidad mayor o menor de azufre o de carbono, para hacer gasoil o nafta”. Pero su apuesta es aún más decisiva: “La destilería que tenga competencia en cada caso, debería salir de Ensenada, La Plata , San Nicolás o el lugar que sea y reubicarse en la zona de origen del producto”, afirma. REPARACIÓN “Yo quiero reparar históricamente esto. Obviamente en la Secretaría de Energía no cayó del todo bien la iniciativa, yo voy a presentar el proyecto porque no ha habido nunca una propuesta al respecto. La idea es global, el proyecto asigna el rol de estudiar pormenorizadamente en qué lugar se reubica a cada proceso industrial de acuerdo a los recursos

in situ, a un Consejo integrado por los estados productores. También estipula de dónde saldrán los recursos para afrontar la reubicación. Es un proyecto federal, en este tipo de cosas no transo”, subraya el diputado Roma. El legislador se crió y estudió en la Isla y se considera fundamentalmente federal: “—Concebimos a la

Argentina diferente y creemos en las producciones regionales. Así como no defiendo mucho la Ley 19.640 (de perdón impositivo a industrias extemporáneas), defiendo otras cosas; como la transformación en origen de los recursos naturales”, confiesa nuestro entrevistado. “ Es un proyecto que si logramos el apoyo, se puede

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generar un cambio fundamental en la matriz económica de muchas provincias; y una solución interesante en cuanto a que la cadena de valor tanto del gas como del petróleo genera múltiples industrias, en Argentina, unas 400 industrias derivadas de los hidrocarburos. Yo lo que propongo es que en función de las cinco cuencas principales, en cada una se analice la conveniencia en función del tipo de recurso, cada cadena de valor en base a esa materia prima”, añade. El proyecto legislativo, al que tuvo acceso Anuario Petrolero, tiene una sólida fundamentación geopolítica y federal. Entre sus argumentos, se destacan los datos estadísticos y geopolíticos y las relaciones económicas para el desarrollo a largo plazo, que apuntalan la idea de la industrialización y la integración vertical, que si bien cambiarían en mucho el mapa petrolero argentino, producirían un vuelco extraordinariamente favorable a las economías

regionales. “El país está comprando a 12,7 dólares el millón de BTU, si en cambio se pudiera hacer una obra que finalice en un año o año y medio, nos ahorraríamos 1.800 a 2.100 millones de dólares por año, generando renta laboral y social argentina; estaríamos dejando de poner parches y desarrollando efectivamen-

te al país”, postula enfáticamente el diputado. Sobrino de Richard Grant, un ingeniero que fue gerente de Total, Carlos Gastón Roma reconoce finalmente la influencia en sus intenciones, del pensamiento de ese hombre de la industria, de quien dice con orgullo es “un nacionalista, convencido de que hay que integrar en origen”.

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Dos mil millones de pesos, la inversión inicial para las represas sureñas Lanzaron la compra de hierro, equipos de comunicación, camiones, y hasta termo-tanques por más de 2.000 millones de pesos, para iniciar luego de un año de trabajosos replanteos contractuales la monumental obra de las represas sobre el río Santa Cruz.

ras muchas idas y vueltas, se logró la firma de una adenda que mostraba un reacomodamiento de los costos de construcción, y comenzaron a aparecer las primeras licitaciones públicas. Por estos días, la Unión Transitoria de Empresas (UTE), conformada por la compañía china Gezhouba Group Company Limited, la cordobesa Electroingeniería e Hidrocuyo S.A., publicó en el Boletín Oficial un llamado a concurso nacional e internacional para la compra de equipos de comunicación, estructuras para antenas, shelters para equipos y compresores de aires. Según explica la licitación lanzada, todos los materiales son para la obra “Aprovechamiento hidroeléctrico del río Santa Cruz”. En total, las compras totalizan 245 millones de pesos. Esos tres concursos internacionales forman parte de una andanada de doce llamados que se publicaron para dar inicio a las obras del consorcio empresario Represas Patagonia.

CASI 140.000 TONELADAS DE ACERO Los nueve concursos de precios anteriores estaban destinados para la compra de materiales de obra y maquinaria para las represas Néstor Kirchner y Jorge Cepernic. El llamado anterior prevé una inversión de 1.791.600.000 pesos y apunta principalmente a la compra del acero necesario para poder comenzar las obras para la represa en el curso del río Santa Cruz. En total, el llamado nacional e internacional es para la compra de 139.000 toneladas de barras de acero por 1.480 millones de pesos. Otra adquisición que muestra que está todo encaminado para que

comiencen las obras y que figura en la compulsa de precios publicada a principios de octubre en el Boletín Oficial es la compra de veinte camiones 8x4 Mixer —son los denominados camiones hormigoneros—, incineradores de residuos con capacidad de 6 toneladas diarias, equipo pesado para movimiento de suelos equipado con sistema de control de emisiones según normas internacionales, y equipamiento y artefactos para el sistema de calefacción por agua caliente en las villas de los trabajadores que estarán ubicadas en las cercanías de las futuras represas Néstor Kirchner y Jorge Cepernic; termotanques, radiadores, colectores solares, toalleros, entre otros. La apertura de las ofertas se van a realizar en la ciudad de Córdoba, de donde es oriunda Electroingeniería.

»» Veinte camiones 8 x 4 mixer, una de las primeras licitaciones para las represas.

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Resolución de la Legislatura de Santa Cruz reclama la vigencia del precio sostén La provincia de Santa Cruz perdería alrededor de 150 millones de pesos mensuales si el gobierno nacional elimina el precio sostén del crudo. Los legisladores provinciales efectuaron a fines de octubre un “llamado a los gobiernos de las provincias productoras a que instrumenten, a la brevedad, una convocatoria de sus instituciones para generar un mecanismo de estrategia común, en defensa del mantenimiento del precio sostén del barril de petróleo en el mercado interno”.

os diputados exhortan en el documento a la creación de “un mecanismo de estrategia común para defender el precio sostén del crudo”. Las provincias productoras de crudo están nucleadas en torno a la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI), que desde el cambio de gestión a nivel nacional no ha tenido ningún pronunciamiento concreto sobre la política energética del Gobierno nacional (ni por el aumento de las tarifas aplicado). Los distintos sectores vinculados a la industria en la cuenca Austral, fueron manifestando su preocupación en las últimas semanas, alertando sobre los riesgos de la eliminación del sistema anticíclico establecido ante la abrupta caída del precio de los

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Vicegobernador de Santa Cruz, Pablo González.

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hidrocarburos. Uno de los primeros fue el secretario gremial de los petroleros jerárquicos de Tierra del Fuego, Moisés Solorza, quien alertó que “más allá de la cercanía política de algunos gobernadores con el gobierno nacional, deben responder a la gente que los votó”, en lo que se interpretó como una clara interpelación a la OFEPHI. La resolución legislativa es una de las primeras en que desde un Poder Legislativo se insta al conjunto de las provincias productoras a fijar una posición común, ante lo que puede llegar a ser un cambio inminente en la política de precio sostén del crudo interno, la cual ha servido en los últimos años no sólo para sostener las fuentes laborales sino para impulsar el desarrollo de la soberanía energética. Hasta el momento, el esquema de subsidios al barril criollo tiene plazo hasta el 31 de diciembre de 2016. El vicegobernador de la provincia de Santa Cruz, Pablo González, por su parte narró en varias oportunidades

que luego de discutir el tema con el ministro de Energía, Juan José Aranguren, todo haría suponer que para el próximo año se pondría fin a esta política de subsidios a la industria. “De ser así, la provincia de Santa Cruz dejaría de recibir en concepto de regalías 150 millones de pesos mensuales, aproximadamente”, anticipó el funcionario. CAIDA “Todos sabemos que la quita de subsidios del barril del petróleo, la liberación del precio del crudo en el contexto internacional que estamos teniendo, es prácticamente ponerle un certificado de defunción a la actividad y no solamente impacta en los que dependen directamente del petróleo, sino también afecta a la provincia porque los mayores ingresos de regalías hidrocarburíferas los tenemos a través de la explotación del petróleo”, sostuvo el diputado Gerardo Terraz (UCR). En los fundamentos del proyecto de resolución elaborado por el FpV,

que luego fue consensuado con el radicalismo, el diputado Matías Mazú sostuvo: “Hoy las organizaciones sindicales del sector advierten las consecuencias de tomar esta medida de reducción del precio sostén del petróleo criollo que se expresa en una sencilla ecuación: más desempleo, paralización de la producción por medidas de fuerza, merma en la recaudación de la renta petrolera para las provincias productoras, además de las imprevistas derivaciones que suelen tener conflictos relacionados con tan alta actividad económica”. La iniciativa del oficialismo también fue firmada por Víctor Hugo Alvarez, Matías Bezi, Hugo Garay y Darío Menna. Según la resolución aprobada por la Legislatura de Santa Cruz, de no mantenerse el desarrollo de la producción de hidrocarburos, se pone en riesgo “el mantenimiento de los puestos de trabajo y la paz social de las provincias productoras, con especial énfasis en Santa Cruz”.

cuenca neuquina • Prospectos para buscar gas en Estación Fernández Oro. • Dow e YPF invierten 2.000 millones de dólares en El Orejano. • Tecpetrol: fuerte inversión en Fortín de Piedra y Senillosa.

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Cambios en el mapa petrolero neuquino Pampa Energía movió el mercado con la compra de los activos de Petrobras, compañía que dejó el país. EOG, una de las pioneras del shale, se fue de Vaca Muerta tras haber enterrado 100 millones de dólares. Un repaso por todas las operaciones en un año agitado.

arcelo Mindlin es un hombre de negocios. Desde aquellas primeras aventuras junto a Eduardo Elsztain y su llegada al magnate George Soros, hasta la resurrección de las empresas energéticas que compró endeudadas hasta el cuello y puso a funcionar de nuevo, el titular del holding Pampa Energía siempre tuvo fama de mago de las finanzas. Algunos toques de magia debe haber hecho para conseguir, a mediados de mayo, una audiencia privada con el presidente Mauricio Macri. Allí le confirmó que su empresa iba a comprar los activos de Petrobras Argentina por casi 900 millones de dólares. Y no sólo se llevó la venia del mandatario, sino también algo de dinero: obtuvo el aval

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Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía.

para que YPF le prestara 140 millones de dólares a cuenta de participaciones en dos bloques que iba a heredar de la brasileña. Con ese monto, más dinero propio, más préstamos bancarios,

Pampa Energía cerró la operación más importante del mundo energético este año, y se convirtió en una de las principales productoras de gas del país. “Vamos a invertir 500 millones de

dólares en 2017. Queremos crecer en el gas”, señaló Mindlin durante su paso por la Oil and Gas Patagonia este año. Y aclaró que lo harán solos, sin socios. Además de un puñado de buenos bloques con prospectos de gas, como Río Neuquén, El Mangrullo o Sierra Chata, Pampa se quedó con Entre Lomas, la refinería de Avellaneda -que produce el 6% de los combustibles del país- y 250 estaciones de servicio. El paquete le permitirá integrar todos los eslabones del sector, ya que maneja desde la producción de gas y petróleo a la venta de combustibles y la producción de energía eléctrica con sus centrales térmicas. La crónica del desembarco de Pampa también puede escribirse como la salida de un gigante como Petrobras. En medio de una fuerte reestructuración tras los escándalos de corrupción conocidos como “Lava Jato”, la brasileña decidió concentrar su capital en el desarrollo offshore y abandonar activos marginales. Así, terminó con un proceso que había iniciado en 2015

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con los activos en las cuencas del sur. Sólo preservará en el país un tercio del yacimiento Río Neuquén. Según contó el gerente de producción de la renovada Pampa Energía, Horacio Turri, el desafío será ahora despertar a la firma del letargo. Petrobras tenía muchos proyectos muy interesantes en carpeta que habían quedado relegados. Ahora podrán ver la luz. Este no fue el único movimiento del año. Con menos prensa, EOG Resources, una de las pioneras del shale en Estados Unidos, dejó todos sus activos en Vaca Muerta. Cobró 4 millones de dólares para venderle a YPF su participación en Bajo del Toro y Cerro Avispa, poco dinero para dos bloques que ocupaban lugares clave en el negocio. Según se comentó en el mercado, la receta que EOG aplicó en Argentina no funcionó. La empresa contaba con un presupuesto de alrededor de 100 millones de dólares que se agotaron rápidamente con resultados por debajo de lo esperado. Con esta firma se fue el sueño

neuquino de replicar la experiencia de Estados Unidos, donde fueron las pequeñas empresas las que hicieron la diferencia. En Argentina, son las grandes compañías las que llevan la batuta y el mercado está dividido entre muy pocos actores. El tablero de Vaca Muerta también tuvo otro jugador activo en 2016. La angloholandesa Shell sumó activos en Coirón Amargo, un bloque donde puede haber interesantes proyectos y que queda cerca del clúster que está armando al norte de El Chañar. Como contrapartida, la firma nacional Roch, del empresario Ricardo Chacra, dejó participaciones tras haber perforado un pozo con buenos resultados. La otra compañía que emprendió un atípico repliegue es Chevron. Mientras se muestra como una de las empresas más dinámicas de la cuenca como socia de YPF en Loma Campana, el segundo yacimiento productor de crudo del país y donde lleva hundidos unos 2.500 millones de dólares, la estadounidense busca desprenderse de sus viejos bloques en la cuenca.

Hay tres áreas marginales en Río Negro que tienen colgado el cartel de venta hace varios meses y recientemente abrió un data room para buscar un socio en El Trapial, su bloque más viejo. Allí, revelaron a este medio fuentes del mercado, analiza pedir una concesión no convencional de 35 años por un pequeño pedazo donde cree que podría haber buenos prospectos en Vaca Muerta. Por otro lado, tras años de voracidad compradora, YPF puso el freno de mano. La nueva conducción entiende que tiene que poner en valor sus activos centrales y comenzó a desprenderse de bloques con alto costo operativo y cuyas ganancias no gravitan en las cuentas de la compañía. El primer paso lo dio en Río Negro, donde vendió tres bloques marginales a la pequeña operadora Aconcagua, en un negocio que al cierre de esta edición estaba sujeto a la aprobación del gobierno provincial. También buscará desprenderse de participaciones en otras tres áreas que administra junto con Chevron y Tecpetrol.

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El tight gas, una revolución a la sombra de Vaca Muerta Formaciones como Lajas, Mulichinco o Punta Rosada ya producen uno de cada cuatro metros cúbicos que salen de la cuenca neuquina. Cuáles son los principales proyectos de este silencioso motor que hace cada vez más corto el camino al autoabastecimiento.

l futuro gasífero de Argentina tiene un actor de reparto que, sin embargo, podría quedarse con los aplausos al final de la función: los desarrollos tight. Mientras Vaca Muerta recién empieza a hacer su camino productivo, otras formaciones no convencionales como Lajas, Mulichinco, Molles o Punta Rosada ya producen una de cada cuatro moléculas del fluido que sale de la Cuenca Neuquina. Según datos de las carteras de

Energía de Neuquén y Río Negro, ya existen unos 500 pozos con estos objetivos que producen alrededor de 20 millones de metros cúbicos de gas por día. Hace tan sólo dos años, apenas un tercio de ese número salía del subsuelo patagónico. Yacimientos nuevos como Rincón del Mangrullo o viejos conocidos como Sierra Barrosa y Lindero Atravesado se convirtieron en

pequeños motores de esta silenciosa revolución que ya no tiene el esplendor de los años de Loma La Lata, pero que empieza a torcer el tablero energético nacional: su emergencia hizo crecer por primera vez la producción a partir de 2015 luego de una década de estrepitosa caída. A diferencia del shale de Vaca Muerta, que tiene la dureza de una roca, las formaciones tight son

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arenas o arcillas más permeables y porosas. Aunque también exigen fracturas hidráulicas para extraer el hidrocarburo atrapado, demandan menos presión, arena y agua. También las distingue su profundidad y el ancho de la columna, que permiten diseños de pozos más

económicos. A las bondades de la geología las acompañó el precio: casi todos los proyectos de la cuenca ingresaron al Plan Gas y reciben un precio de 7,5 dólares el millón de BTU, un número que da fundamentos eco-

nómicos y la razón principal por la cual el tight empezó a empujar las estadísticas. “Es nuestro mejor proyecto en cuanto a velocidad de aporte y resultados”, cuenta a Anuario Petrolero el gerente regional de áreas

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no convencionales de YPF, Pablo Bizzotto. Se refiere a Rincón del Mangrullo, un bloque que la petrolera nacional explota junto a Pampa Energía y donde ya produce unos 5 millones de metros cúbicos día de gas. La capacidad de compresión está al tope y ya están evaluando un by pass para el gasoducto de 60 kilómetros que saca el fluido de ese árido yacimiento hacia Loma La Lata.

dólares y el éxito está en el diseño de los pozos: todos se dirigen a la formación Mulichinco, más somera que sus competidoras, y con la virtud de tener varios kilómetros de ancho. Esto permite perforarla con pozos verticales que terminan costando 3 millones de dólares y tardan 10 días en ser terminados. Sólo para comparar, un buen pozo de gas o petróleo en Vaca Muerta no baja de los 10 millones.

YPF y Pampa ya volcaron en ese campo unos 700 millones de

El otro proyecto exitoso de YPF está en Sierra Barrosa, dentro de

la concesión de Loma La Lata. Aquí además de la geología y el precio, jugó un papel central toda la infraestructura de transporte remanente del viejo yacimiento. Para Carlos Grassia, gerente de la regional Neuquén de YPF, ese fue el factor decisivo. A diferencia de la ventana de gas de Vaca Muerta, algo más alejada de la zona núcleo de producción neuquina, estas formaciones dan buenos resultados en viejos campos con gasoductos y plantas compresoras como Loma La Lata.

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También es central el acceso a los grandes caños troncales. Cada dólar que las empresas ahorran en infraestructura es un dólar que pueden volcar a los pozos. El Neuba I, según comentó Grassia, está casi al límite de su capacidad, por lo que los nuevos proyectos deberán derivarse al Neuba II.

YPF en el ránking de producción de tight gas, aunque con un rol cada vez más activo en la cuenca, se encuentra Pan American Energy. La empresa de la familia Bulgheroni lleva perforados más de 70 pozos en Lindero Atravesado, un campo que da al lago Mari MenucoBarreales.

En el segundo lugar detrás de

La empresa de capitales nacio-

nales, británicos y chinos no cayó en los espejismos de Vaca Muerta. Aunque tiene prospectos shale dentro de su principal bloque en Neuquén, optó desde un principio por buscar gas en las formaciones más conocidas. “Empezamos con las primeras experiencias de tight en 2012. Entre 2013 y esta parte multiplicamos por siete la producción, al pasar de 450 mil metros

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formación Punta Rosada.

cúbicos día a 3,5 millones”, explicó el gerente de operaciones de la compañía, Danny Massacese.

“Es clave la terminación y los volúmenes que pueden recuperarse en relación al valor final de las terminaciones. Pueden llegar a declinar entre un 40 y un 50% en el primer año, por lo que hay que trabajar sobre esa curva”, explicaron desde Pampa a Anuario Petrolero. Si bien hay un gran know how heredado de la brasileña –pionera en este tipo de desarrollo-, la operadora del bloque será YPF, recientemente asociada a Pampa.

“Es un yacimiento difícil, bastante marginal, pero le encontramos la vuelta. Somos una de las operadoras con mayor experiencia en estos proyectos”, destacó el ejecutivo y remarcó que pudo bajarse el costo de perforación de 14 a 7 millones de dólares en la formación Lajas. En orden de producción, el cuarto yacimiento de la cuenca es una joya que promete. Se trata de Río Neuquén, un bloque que hasta hace unos meses manejó Petrobras, y ahora forma parte de la cartera de activos que compró Pampa Energía. La columna de tight es particularmente ancha en el bloque, donde la estrella es la

La compañía que conduce Marcelo Mindlin aspira a invertir 500 millones de dólares para sacar gas en Neuquén durante 2017. Parte de ellos irán para ampliar la capacidad de compresión de la planta de TGS, ubicada al borde Río Neuquén. La

firma tiene siete pozos entubados aún no conectados a la espera de ampliar su capacidad de tratamiento. Total y Pluspetrol también apuestan al tight en Aguada Pichana y Centenario, entre otros bloques. Aquí también son clave las viejas instalaciones de ambos campos, otrora más productivos. Ese remanente se aprovecha para trasladar el recurso que se explota en estos días. Pequeñas empresas como Capex u Oilstone pusieron la mira en estas formaciones. Esta última incluso se encuentra punzando viejos pozos petroleros ya perforados en las capas tight, en busca de una mayor productividad.

Como en Estados Unidos Eagle Ford, Marcellus o Permian son algunas de las formaciones shale que revolucionaron América del Norte y la convirtieron de importadora neta a productora de hidrocarburos. Tan importante fue la extracción de gas que por la gran oferta los precios se derrumbaron y muchas empresas químicas, cerámicas o alimenticias que se habían ido en busca de territorios con mano de obra más barata, retornaron por la mejor competitividad. Pero tanto en Estados Unidos como en Canadá el tight también hizo su aporte. Sobre todo en este último país, donde el petróleo en arenas com-

pactas del estado de Alberta generó millonarios negocios. Argentina no está lejos. Según estudio de la consultora especializada Wood Mackenzie, la eficiencia del capital de los proyectos de tight en Argentina está a la par de las zonas más productivas de los yacimientos no convencionales de Texas. En otras palabras, cada dólar invertido aquí produce la misma cantidad de gas que en América del Norte. El problema final es si ese gas a los precios locales efectivamente paga los proyectos. Por ahora, sólo algunos de ellos lograron ser rentables.

AREA

Producción Mm3(julio 2016)

Cantidad de Pozos con producción en el mes de julio 2016

Formación Productiva

LOMA LA LATA

140205

132

PRECUYO-LOTENA- LAJAS-SIERRAS BLANCASCENTENARIO

RINCON DEL MANGRULLO

129071

MULICHINCO

LINDERO ATRAVESADO

97942

LAJAS - PUNTA ROSADA - SIERRAS BLANCAS LAJAS - PUNTA ROSADA

RIO NEUQUEN

52316

AGUADA PICHANA

40338

MULICHINCO

CENTENARIO

9020

LAJAS - LOS MOLLES

SIERRA CHATA

8371

MULICHINCO

AL NORTE DE LA DORSAL

6744

BASAMENTO - PRECUYO

AGUA DEL CAJON

5913

LAJAS - LOS MOLLES

ANTICLINAL CAMPAMENTO

5592

BASAMENTO - PRECUYO - LOTENA

AL SUR DE LA DORSAL

4601

PRECUYO

AGUADA DE LA ARENA

2049

MULICHINCO

LOMA NEGRA NI

1096

PRECUYO - LOTENA

PUESTO TOUQUET

509

PRECUYO

SAN ROQUE

498

LAJAS

LOS BASTOS

138

LOTENA

504403

463

Los pesos pesados también apuestan a Vaca Muerta L Exxon, Shell y Total, tres de las diez petroleras más grandes del mundo, buscan pegar el salto en el mundo no convencional con proyectos que podrían superar los 30.000 millones de dólares en las próximas décadas. Pozos récord, tecnología de punta y, sobre todo, billetera gorda.

os gigantes se despertaron de la siesta. Después de dos años de testear la roca madre neuquina, Exxon, Shell y Total, que se ubican entre las diez petroleras más grandes del mundo, empezaron su apuesta a Vaca Muerta. En el sector petrolero local todos siguen con atención el camino de estos gigantes: si los proyectos prosperan, desatarán inversiones por unos 30.000 millones de dólares en las próximas tres décadas y funcionarán como un imán de capitales para el resto del mundo. La expectativa está puesta además en un rasgo que las diferencia del resto de las operadoras de la cuenca: las tres tienen espaldas propias para afrontar el desarrollo pleno de los

yacimientos, en momentos donde sobran los proyectos en carpeta pero faltan los dólares para ponerlos en marcha. Exxon Mobil, la petrolera integrada más grande del mundo, entró a Vaca Muerta de la mano de la petrolera provincial GyP. En 2014 realizó el mejor pozo en la roca madre hasta ese momento, el X2, que se convirtió en un emblema de la compañía. Pero ahora apuesta a patear el tablero. Según adelantó a Anuario Petrolero el presidente de la firma en Argentina, Daniel de Nigris, la empresa aspira a perforar cinco nuevos pozos con una rama lateral de 2.500 a 3.000 metros, una distancia nunca

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antes alcanzada en Neuquén. Serán pozos caros, pero permitirán delinear las formaciones en Bajo del Choique, su principal bloque en la provincia, donde desembolsará 250 millones de dólares en los próximos años. Si el piloto funciona, la etapa de desarrollo extenderá las inversiones a unos 10.000 millones de dólares. Si bien Exxon es el buque insignia, la empresa encargada de perforar será XTO, una mediana operadora especializada en no convencionales que lleva perforados unos 30.000 pozos en Estados Unidos y Canadá. El gigante estadounidense compró a esta pionera del shale en 2009 y con ella se embarcó en lo que será el futuro de su negocio puertas afuera de América del Norte. DE LA REFINACIÓN AL UPSTREAM Mientras focaliza su energía en la venta y distribución de gas natural licuado, Shell también apuesta a Vaca Muerta. Con la puesta en marcha de una nueva planta de tratamiento de 10.000 barriles día al norte de la localidad de El Chañar, aspira a conectar sus pozos de Cruz de Lorena y Sierras Blancas, dos campos desérticos hasta hace unos pocos meses que ahora son una joya en potencia. La firma angloholandesa comienza a dejar de ser un refinador para ser

un productor central en Argentina y pondrá en esos yacimientos unos 250 millones de dólares en la etapa piloto, que podrían desatar inversiones por más de 9.000 millones en los próximos 35 años. Tras la salida de Juan José Aranguren, ahora ministro de Energía del macrismo, el joven Teófilo Lacroze quedó al mando, con la mira puesta en upstream. Y en poco tiempo parece haber conseguido resultados: Shell logró bajar el costo de sus pozos horizontales y aspira a llegar a 8 millones de dólares en el mediano plazo. De forma paralela, obtuvo excelentes resultados con la perforación 1005, que llegó a devolver 136 metros cúbicos día, entre los mejores números de la cuenca. GAS A LA FRANCESA El más sigiloso de los tres gigantes que buscan “domar” Vaca Muerta es Total. Fiel a su estilo de manejarse sin grandes anuncios, la petrolera francesa es la extranjera que más invierte en el país, y se ubica como la segunda productora de gas detrás de YPF. A su vez, es la que más terreno recorrió en Neuquén. Su principal yacimiento es Aguada Pichana, un gigantesco bloque en el corazón gasífero de la provincia que aún no

tiene concesiones no convencionales y cuyo permiso vence en 2027. En el mercado dan por descontado que Total y sus socios, YPF y PAE, buscarán dividir el área, aunque todavía no hay presentaciones formales en el gobierno provincial. La firma lanzó dos pilotos –uno tight y otro shale– donde aplicó tecnologías del offshore, un campo donde es experta. Tiene además una ventaja comparativa con sus otras competidoras: ya opera ese bloque desde hace décadas, y tiene toda estructura montada con capacidad ociosa que le permitirá, al menos en los primeros años del proyecto, evitar grandes desembolsos en facilities. Los pozos 312 y 313 de ese bloque llegaron a devolver hasta 400.000 metros cúbicos de gas al día, otra cifra extraordinaria para las formaciones no convencionales. A contramano de lo que indica el sentido común, su principal apuesta está en el gas seco, acaso menos rentable que el húmedo pero que muestra mejores comportamientos. Total también apuesta al shale gas de Rincón de la Ceniza, un bloque en el que, dicen sus técnicos, también hay muy buenos prospectos. Aquí, junto con Shell y la provincial GyP, invertirá otros 300 millones de dólares.

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El desafío de bajar los costos en la era del petróleo barato Las empresas de la cuenca ensayan diversos caminos para hacer más barata la extracción de hidrocarburos de Vaca Muerta. Renegociación de contratos, nuevas tecnologías y cambios laborales son las claves en una industria donde el crudo y el gas se tornan cada vez más esquivos.

chicar los costos. Ese es el principal objetivo de los arquitectos financieros del desarrollo no convencional en Neuquén. Cuando Vaca Muerta entró como un vendaval en el horizonte petrolero, todas las compañías tenían como objetivo poder ajustar los números a la baja. Lo que nadie imaginaba era que el crudo se iba a desplomar de los 84 dólares que se pagaban a nivel local a los 63. El principal proyecto no convencional de Argentina, Loma Campana, aspiraba para esta etapa cobrar 120 dólares por barril. Hoy consigue la mitad. En el medio, entonces, tanto YPF como su socio Chevron debieron

ajustar el presupuesto al máximo. La solución fue bajar la intensidad de actividad pero sin que caiga la producción de petróleo. Se trata de un desafío complicado en el mundo no convencional, donde hace falta realizar un pozo detrás de otro para que los reservorios no se desinflen. La clave para que esto ocurra fue reducir la cantidad de días de perforación para achicar costos. De un pozo tipo horizontal de 14 millones de dólares, la firma nacional asegura que consiguió pasar a menos de 10 millones de dólares. El objetivo son los 8 millones, lo que haría empatar al país en productividad con los mejores plays de Estados Unidos, la única

referencia mundial en estos temas. Para conseguir ese número se apeló a la última tecnología y cambios en algunas prácticas laborales. También se renegociaron a la baja los contratos con las empresas de servicio, que son, al final del día, las que llevan el mayor porcentaje de renta petrolera. Esto último fue posible porque los técnicos de YPF ya conocen más el reservorio y, sobre todo, porque la caída internacional de la actividad generó una sobreoferta que bajó los precios. Ejemplo de esto es que los equipos de perforación que se pararon en Loma Campana no abandonaron el

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yacimiento, sino que están en stand by. Apenas unos años atrás, era imposible incorporar equipos de última generación ante la tremenda demanda de Estados Unidos y Canadá. “Estamos sumando tecnología en tiempo real. Ya no hablamos con los comercializadores, sino directamente con quienes las fabrican. Esto nos permite achicar costos”, explicó el gerente de proyectos no convencionales de YPF, Pablo Bizzotto. Por caso, la compañía está usando algo que se conoce como geo navegación, que permite hacer un seguimiento de la perforación del pozo en tiempo real, centímetro a centímetro. Toda la información que se genera durante la perforación se traduce en datos en modernas salas de control que tiene la compañía en la gerencia de Loma Campana. Allí acompañan en tiempo real las decisiones del Company Man, pero a su vez pueden comparar lo que está sucediendo con su mejor pozo, para saber si hay que corregir alguna parte del procedimiento. El otro punto clave para achicar costos es la planta de arena que se montó en el yacimiento. El agente sostén (proppant, como lo llaman

los estadounidenses) es el principal insumo que demanda la fractura hidráulica. Por sus grandes volúmenes y bajo precio relativo, la logística es clave. Por eso la compañía nacional puede ahora stockear el recurso en el corazón productivo no convencional.

los pozos son aun más caros, para poder afinar los números. Ahora, por ejemplo, el montaje de equipos se puede hacer de noche, y las tareas pueden arrancar aún cuando falte un miembro de la cuadrilla, siempre y cuando su función sea reemplazable.

El 80% de la arena sale ahora de canteras nacionales. Eso también permitió bajar los costos, ya que antes se importaba el 100%. La compañía avanzará también en la construcción de una planta resinadora. Inclusive, podría convertirse en proveedor del resto de las operadoras, ayudando a ahorrar a sus competidores.

Mientras YPF se ajusta, el resto de las operadoras también exploran alternativas para bajar costos. El gerente de operaciones de PAE, Dany Masaccesse, contó a Anuario Petrolero que en Lindero Atravesado tienen los pozos más baratos de la cuenca, por debajo de los 10 dólares. La clave, según el ejecutivo, fue firmar contratos atados a productividad con las grandes empresas de servicios, que son un puñado y que suelen traccionar para que los precios suban.

La clave en este caso será la construcción de un tren que una el puerto de Bahía Blanca y las canteras de Chubut con la zona núcleo de Vaca Muerta, en Añelo. Mientras tanto, la compañía nacional también centralizó el control de los camiones contratados para optimizar las horas contratadas. No sólo la tecnología ayudó a YPF. Los cambios laborales, que permitieron terminar con algunos viejos vicios arrastrados de otras épocas, también hicieron su aporte. Fue clave la incorporación de técnicos en perforación del offshore, donde

Para XTO, el brazo no convencional de Exxon Mobil, el modo de ahorro fue jugar en los márgenes del negocio. La empresa planea extender varios metros el recorrido horizontal de sus pozos sabiendo que el costo marginal no es tan alto. Se gasta algo más de dinero, pero se recupera más volumen de hidrocarburos en un plazo menor. A tono con Exxon, Schlumberger, la empresa de servicios más grande

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del planeta, empezó a ensayar en Estados Unidos con pozos de 5.000 metros de rama. En Argentina, esto implicaría perforar unos 8.000 metros, un distancia extraordinaria. Una de sus competidoras, Hallibur-

ton, trajo a Neuquén un “chiche” que también apunta a bajar costos. En la cuenca se lo conoce como “tapón mágico”. Se trata de una herramienta que sirve para aislar fracturas que se

desintegra para dar paso al gas o el petróleo, evitando así tener que bajar una herramienta para rotarla. Y no es de papel, el tapón está desarrollado con polímeros especiales que reaccionan ante ciertos químicos.

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“No ir ni hacia un intervencionismo total ni hacia el libre mercado” El gobernador Gutiérrez defendió los nuevos precios del gas y convocó a trabajar en un plan de desarrollo energético federal. Defendió la suba de precios del gas en boca de pozo y señaló que se trabaja para atemperar los efectos del parate en la actividad.

diferencia de su antecesor, Jorge Sapag, el gobernador neuquino Omar Gutiérrez todavía no pudo disfrutar de las mieles de Vaca Muerta. La caída del precio del petróleo puso en piloto automático a la actividad hidrocarburífera en Neuquén en medio de un parte de inversiones y de generación de puestos de empleo. Sin embargo, tras un año de gestión, el mandatario puede anotarse al menos una parte de un logro histórico para la provincia: el reconocimiento de un precio de gas más cercano a los valores internacionales, que

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El gobernador de la provincia del Neuquén, Omar Gutiérrez.

impactará en los yacimientos y también en las arcas estatales vía regalías. Ese nuevo escenario se explica por su excelente relación con el gobierno de Mauricio Macri, en otra muestra de la elasticidad política del Movimiento Popular Neuquino, que gobierna la provincia hace más de medio siglo.

En diálogo con Anuario Petrolero, Gutiérrez aseguró que es necesario un plan federal para desarrollar el petróleo y gas neuquinos. También se ubicó a mitad de camino entre el intervencionismo estatal y el libre mercado, justo en momentos donde la Casa Rosada trabaja para desregular el mercado.

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¿Cómo analiza la actualidad del sector petrolero? ¿Hay plan para avanzar? La veo con confianza y con ganas de crecer. Tenemos la necesidad de articular un plan de desarrollo energético federal. El Estado debe ser parte activa de un programa

para hacer el seguimiento de las pautas y articular acciones conjuntas entre el recurso humano y el recurso natural. El Estado no puede ir hacia un intervencionismo total ni hacia un libre mercado total. Sobre todo con la responsabilidad central que tiene, que es la de fijar precios. Hay que propiciar el desarrollo de la energía,

porque en la energía, los alimentos, y la educación está el futuro de los argentinos. ¿Qué propone para ese plan federal? Reglas del juego claras y previsibilidad económica. Queremos ampliar el programa de Gas Plus que lleva el precio del gas hasta 7,5 dólares el millón de BTU por lo menos hasta el 2019 o el 2020. Hay que disminuir los costos de la mano de obra, logística e infraestructura. Para eso estamos llevando adelante la ampliación de las rutas 7 y 51, que van a descomprimir el tránsito. También terminamos la ruta 67 de ripio que cruza por la meseta y nos comprometimos a asfaltarla. No sólo nosotros ponemos nuestra parte. YPF acaba de inaugurar una planta de fraccionamiento de arena de última generación. ¿Convocó al resto de los sectores para este plan? Es importante que articulemos estas acciones: si hay más inversión, hay más trabajo y eso nos conviene a todos. Están todos los antecedentes: las curvas de aprendizaje dieron muy bien, hemos aprendido de las técnicas de afuera y ahora se desarrollan acá. Hemos determinado que tenemos reservorios de excelente calidad y cantidad. Tenemos recursos humanos, empresas, y precio. Está todo dado. El gobierno nacional fijó un nuevo precio del gas en boca de pozo. ¿Eso cambia el panorama? Desde luego. Hay que tener en cuenta que lo que no producimos nosotros a nivel local lo tenemos que importar y el gas lo hemos pagado históricamente a más de 10 dólares el millón de BTU, debilitando las reservas del Banco Central y con ellas el desarrollo de la economía. Entonces es necesario que para la producción de la Cuenca Neuquina tengamos un valor justo, equitativo y razonable. Cuando el precio del gas era alto en todo el mundo se nos remuneraba a 30 ó 40 centavos de dólar el millón de BTU de gas en Loma La Lata. Cuando el petróleo

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estaba a 130 dólares nos ponían un tope. No nos queremos quedar con nada que no sea nuestro, pero vamos a demandar un valor justo que genere nuevas inversiones. La actualidad del sector es compleja, hay un parate general que afectó los puestos de empleo. ¿Cómo se trabaja desde el Estado para contener esta situación? Estamos trabajando en infraestructura social en Añelo y Rincón de los Sauces. Cuando hay desarrollo debe ser acompañado con inversión. Hemos pasado una situación compleja, con precios que no generan el desarrollo como se esperaba, pero hay que poner el pecho. Las empresas, los sindicatos, y los gobiernos provincial y nacional tenemos que apuntalar el desarrollo de la actividad para evitar que pase lo que pasó en Houston, donde se perdieron miles de puestos de empleo. En este plan de desarrollo federal que proponemos queremos que todos

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La vicepresidente Gabriela Michetti, en una recorrida por instalaciones neuquinas.

los actores confluyan asumiendo responsabilidades compartidas. Así van a llegar nuevas operadoras, nuevas inversiones y nuevos proyectos. También tendremos la posibilidad de

generar miles y miles de puestos de empleo. Necesitamos ese volumen para generar un desarrollo a escala. Tenemos que desarrollar esa riqueza acá.

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Hay precio, pero se acaban “los anabólicos” El gobierno nacional busca llevar los precios de los hidrocarburos a valores de mercado, un reclamo histórico de las empresas. La suba del gas en boca de pozo incentivará inversiones no convencionales, pero hay dudas sobre qué pasará con los subsidios a partir de 2018. El barril criollo empieza a desaparecer de forma paulatina.

“V

amos hacia precios de mercado”, dijo a Anuario Petrolero el ministro de Energía de la Nación Juan José Aranguren al ser consultado sobre el futuro de los precios del gas y el petróleo en Argentina. Toda una definición: el gobierno de Mauricio Macri responde así a una demanda histórica de las petroleras, tras una larga década de valores disociados con respecto a los que se pagaban en el resto del globo. Pero mientras se transita el camino hacia la desregulación, el Ejecutivo se lanzó hacia dos objetivos que no estuvieron exentos de polémica: el aumento de las tarifas del gas y el ajuste del denominado barril criollo. Tras dos intentos frustrados y luego de una audiencia pública que pasó con menos polémica de la esperada, el gobierno nacional incrementó las tarifas de gas para los usuarios domiciliarios y comerciales, lo que multiplicó por tres el

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Ministro de Energía de la Nación, Juan José Aranguren.

promedio del costo del gas para esos usuarios desde el primero de octubre. Para la Patagonia, que nunca sufrió el aumento que aplicó el kirchnerismo en 2014, el número se multiplicará por ocho. En la otra punta de la cadena, en los yacimientos, el precio promedio que recibían las operadoras se multiplicó por dos, al pasar de 2,5 a casi 5 dólares el millón de BTU (MBTU) en la cuenca Neuquina, el mayor potencial en este tipo de hidrocarburos. Mientras tanto, sigue vigente hasta 2018 el denominado Plan Gas, que lleva el precio del recurso a 7,5 dólares el MBTU vía subsidios. Funciona del siguiente modo: la operadora factura a precios de mercado y el gobierno pone la diferencia hasta alcanzar

el monto. Con las nuevas tarifas el escenario cambia, ya que mientras más pone el usuario menos pone el Estado a través de transferencias. Este valor, que hace dos años estaba muy por debajo del costo de importación, hoy quedó por encima. Traer un MBTU de Bolivia cuesta 3,5 dólares. Ingresarlo por barco cuesta 6 dólares más 1,5 de regasificación. Sin embargo, las empresas y el gobierno alegan que es necesario para sostener los planes no convencionales. Un estudio de YPF al que accedió Anuario Petrolero señala que para hacer rentable la operación con una tasa de descuento del 13%, la operadora nacional debe cobrar 7,6 dólares el MBTU en el caso del shale gas

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y 6,2 dólares en el caso del tight. Son números que no imputan el costo que tendrá para la operadora aumentar su capacidad de procesamiento y transporte cuando la actual llegue a su tope. Está claro que la firma que conduce Miguel Gutiérrez tiene los mejores valores del mercado. Un trabajo de la consultora privada especializada Wood Mackenzie determinó que sólo las formaciones tight más someras -como Mulichinco- son rentables con ese valor. Las más profundas todavía no lo son. Y justamente este tipo de recursos -en teoría más baratos que el shale- son los más buscados por las empresas en estos días. Pero lo que miran las operadoras no es valor actual sino el futuro. Una alta fuente de una operadora gasífera señaló a este medio bajo reserva que hay muchas dudas sobre cómo será el camino hacia la liberación de precios. Una vez que se termine el Plan Gas, el gobierno analiza lanzar un esquema de licitaciones de paquetes de gas a un precio incentivado, con un valor

que, según el sendero trazado, no debería ubicarse por debajo de los 5 dólares el millón de BTU. Es decir que las compañías, mientras los hidrocarburos sigan bajos a nivel mundial, deberán ajustarse aún más para afrontar los tiempos que se vienen. UN BARRIL AJUSTADO Si el precio del gas es un laberinto para el mercado local, más complejo aún es el del crudo. Para evitar el impacto de la caída de más del 70% que se dio a nivel internacional, el ex ministro de Economía, Axel Kicillof ideó lo que más tarde se bautizó como barril criollo. Se trata de un petróleo con un precio más alto que el Brent o el WTI, pero que no es subsidiado por el Estado, sino afrontado directamente por el consumidor a través del precio del combustible. Esta rara avis de la economía argentina se pensó como una medida de contingencia. Casi dos años más tarde, aun con recortes, todavía sigue vigente. Pero Aranguren ya anunció que

el barril interno se revisará a la baja, con la intención de acoplarlo en los próximos meses a los precios internacionales. De esto dependerá cómo evolucionen los mercados globales, muy atentos a las decisiones de recorte de producción de la OPEP y Rusia, así como a la caída de la producción no convencional en Estados Unidos. La expectativa entre las empresas, sin embargo, es que el crudo criollo no caiga por debajo de 60 dólares en el caso del Medanito que sale de la cuenca Neuquina, un valor que permitiría sostener –en un precario equilibrio- los principales yacimientos, incluyendo a Loma Campana, el clúster no convencional más grande del mundo afuera de América del Norte. El otro problema lo tendrá la provincia de Neuquén. Por cada dólar que baja el barril criollo, el Tesoro deja de embolsar unos 80 millones de pesos. Esa caída sólo podría compensarse por volumen, algo difícil de imaginar en los tiempos que corren.

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Retoques al convenio de trabajo en busca de la productividad Los gremios y las empresas aceptaron cambios laborales en Vaca Muerta con la idea de reducir los costos y apuntalar la actividad. Habrá nuevos calendarios de trabajo y se jubilará a unos 1.000 petroleros. Tras renovar su gestión en medio de una fuerte interna, se abre un nuevo panorama político para Guillermo Pereyra.

a crisis internacional del precio del petróleo sirvió también como un paréntesis para repensar la industria en el país. La ratificación de parte del gobierno

nacional de que la apuesta energética seguirá siendo Vaca Muerta empujó las discusiones hacia la arquitectura de los costos y a profundizar sobre la idea de productividad en el mundo

laboral. La forma que ese proceso tomó para la cuenca Neuquina fue la de una “mesa petrolera federal”. El propio presidente Mauricio Macri puso en marcha las discusiones que

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reúnen a las operadoras, la provincia de Neuquén y los sindicatos de Petroleros de base y Jerárquicos. La intención del gobierno y las compañías es hundir los costos de extracción por debajo de los 40 dólares por barril, un número que pondría a competir el shale argentino con otras plazas que explotan este tipo de formaciones,

como las norteamericanas. La discusión más tensa llegó con la adenda propuesta para el Convenio Colectivo de Trabajo (CCT) que busca incorporar las “especialidades” de los no convencionales. Esto centralmente busca recortar el pago de horas no trabajadas y mejorar la

eficiencia de los equipos en el campo. El impacto directo lo absorbe el sindicato que dirige Guillermo Pereyra y el rebote le llega a los Jerárquicos, encabezados por Manuel Arévalo. Lo que se anticipaba como una discusión para nada sencilla, con el correr de los meses se allanó. Tanto los representantes de las operadoras (YPF, PAE y Total, las principales compañías con desarrollos no convencionales) y los sindicatos pudieron avanzar en varios puntos. El primero de los temas abordados fue el de las denominadas “horas taxi” que es el tiempo de viaje hacia el yacimiento. Desde el sindicato terminaron reconociendo que este ítem genera un desequilibrio con el resto de los trabajadores que no lo cobran y que tienen tareas similares o de mayor esfuerzo, en el caso de los “boca de pozo”. La intención es que si los traslados de los trabajadores especializados los realiza la empresa este ítem no se abone más. Las jubilaciones para todo el personal que cumpla los requisitos fue quizá el primero de los acuerdos a los que se arribó. Este esquema impactará finalmente en unos 1.000 trabajadores de la cuenca Neuquina que cumplen con las exigencias para acogerse al beneficio pero siguen en

actividad. También se acordó flexibilizar las condiciones para operar con viento. Se busca aumentar el rango de tolerancia y dejar en manos del company man la decisión final para continuar o suspender la operación. En un sentido similar hubo consenso para los trabajos de montaje y desmontaje (DTM) en horario nocturno, siempre que las condiciones climáticas y la iluminación del equipo lo permitan. Otro de los acuerdos aceptados por los sindicatos fue la posibilidad de iniciar las tareas en la operación aun cuando falte algún miembro del equipo, algo que antes por reglamento no se podía hacer. Las rotaciones de los equipos fue otro de los ítems con tilde verde. Lo mismo ocurrió con la extensión de las jornadas laborales y un cambio para el cálculo en las horas extras. Incluso se pudo avanzar en los cambios de diagrama para los trabajadores de operaciones especiales. Antes el esquema era el conocido 1x1 (un día de trabajo por uno de descanso) desde el sindicato que dirige Pereyra acuerdan con llevarlo a un 2x1 y dejan en claro que entre una jornada de trabajo y otra tiene que existir como mínimo 8 horas de descanso.

EL NEGOCIADOR Los cambios en el convenio colectivo llegaron en medio de un complejo escenario para el sindicato de petroleros, el más grande y poderoso del sector en el país. Luego de varios amagues para dejar la conducción del gremio, Pereyra

finalmente volvió a presentarse y renovó en octubre la titularidad gremial, con lo cual cumplirá 36 años frente al sindicato miembro de la CGT. Pero esta vez no le fue fácil. No porque tuviera algún rival, sino porque no pudo consolidar a un

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sucesor. Hay dos hombres fuertes que se disputan la herencia del sindicato, en una puja que tuvo muy atentas a las empresas por temor a que se abriera una crisis política. El actual número dos, Ricardo Astrada y el intendente de Rincón de los Sauces, Marcelo Rucci, aspiran, con estilos distintos, a suceder a Pereyra. Horas antes del cierre de listas, no hubo acuerdo para ir en una única fórmula. La solución fue que el actual líder –también senador nacional por el MPN- se presente como garante de que no habrá una sangría. Esta situación condicionó al gremialista en la negociación por la reforma del convenio colectivo. Siempre visto como un “moderado” por las empresas, Pereyra oscila entre mejorar las condiciones para que el sector pueda repuntar en un año difícil y no perder algunas de las conquistas de su sector, el de más altos salarios del país.

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La búsqueda de gas se proyecta del otro lado del río Negro Estación Fernández Oro, el principal proyecto de gas de Río Negro, busca dar el salto hacia la margen sur del curso rivereño. Se trata de una apuesta para reducir tensiones con la fruticultura y ampliar el beneficio productivo, en una zona donde prácticamente no existe actividad petrolera.

s t a c i ó n Fe r n á n d e z O r o (EFO) no sólo es la nueva joya rionegrina, sino que se está convirtiendo en uno de los más prometedores yacimientos de gas del país. El bloque tight superó los 4 millones de metros cúbicos diarios de producción y busca meterse en el top ten a nivel nacional, algo impensado hace tan sólo un par de años en una provincia donde los hidrocarburos eran un negocio marginal.

Negro para completar tres pozos exploratorios y reactivar una lonja del área que siempre tuvo muy poca actividad por los altos costos logísticos. Fuentes de la empresa confirmaron a Anuario Petrolero que todavía restan los estudios de impacto ambiental y que el proyecto requerirá de un listado de permisos de la provincia. Sin embargo el proyecto tiene fecha de inicio: primer semestre 2017.

Ahora, YSUR - la subsidiaria de YPF que controla los activos de la ex Apache- planea cruzar el río

El objetivo con el que comenzarán a perforar seguirá siendo el gas de arenas compactas (tigth) en la

rica formación Lajas. En esa zona está ubicada a unos 3.000 metros bajo la superficie del cauce rionegrino que irriga el valle fruti hortícola de peras y manzanas. Según comentaron fuentes de la compañía nacional, inicialmente utilizarán uno de los cuatro walking rigs que actualmente están funcionando en el yacimiento. Pero si las expectativas de los estudios realizados se confirman, la intención de la gerencia local es enviar a la zona sur del río otra torre de perforación y avanzar en un plan intensivo de perforación.

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El principal desafío que enfrentará todo el proyecto será logístico. Cruzar hacia la margen sur del río Negro no es un recorrido muy utilizado en la zona y por lo tanto existe una infraestructura muy limitada. Incluso es una especie de ribera virgen que cuenta con apenas un único camino y está casi deshabitado.

La apuesta está soportada por una reinterpretación de sísmica que llevaron a cabo los geólogos de YSUR. La franja que se utilizará cuenta con algunas perforaciones realizadas por una de las anteriores concesionarias –Pioneer-, pero los costos de operar río de por medio le quitaron atractivo. Hasta entonces

se creía que la formación sufría un quiebre debajo del cauce por lo que se ponía en duda la continuidad de su potencial Las formaciones como Lajas, además, permiten el uso de perforaciones verticales por el ancho de la columna. La petrolera nacional consigue terminar pozos con nueve fracturas a poco menos de 7,5 millones de dólares. Encima, el gas que genera esta porción de formación en Río Negro es muy rico. La presencia de condensados –muy cotizados en el mercado- redoblan el interés por este bloque, aunque también suma complejidades técnicas en el manejo de las presiones de subsuelo, todo un arte para los técnicos de la compañía. FRUTICULTURA VS GAS Los desarrollos intensivos de gas en la zona de chacras del Alto Valle rionegrino, principalmente en Allen donde está ubicada la EFO, comenzaron una difícil convivencia con la producción fruti hortícola. El contraste de una industria en pleno auge con la crisis del sector productivo aumentó resquemores que sólo el tiempo pudo ir matizando. “Lo que tiene de distinto EFO es la convivencia de la pera, la manzana y los vecinos con la industria”, resumió el gobernador Alberto Weretilneck y agregó que “teniendo en cuenta que es distinto a otras locaciones petroleras es cómo tenemos que actuar”. “Esto creo que lo vamos logrando, de hecho hemos bajado el nivel de conflictividad social. Pero es un aprendizaje constante de todos los actores”, explicó. Para el gobierno rionegrino son actividades que pueden convivir e incluso retroalimentarse. “Los alquileres de las locaciones, de una hectárea o hectárea y media les sirve a los productores para reinvertirlos en sus chacras”, reflexionó el mandatario provincial. Desde la adquisición, a manos de Y-Sur, el desarrollo de Estación

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Fernández Oro tuvo cuestionamientos desde algunos sectores de la sociedad y desde los organismos que nuclean a los productores.

En paralelo generó expectativas laborales y convirtió el acceso al yacimiento en un punto repetido de algunas protestas. Ahora, con

una presencia más visible incluso del movimiento petrolero, la conflictividad se redujo y la convivencia parece posible.

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Río Negro extiende su frontera petrolera hacia el Valle Medio El secretario de Energía de la provincia, Sebastián Caldiero, asegura que se buscan licitar 15 nuevos bloques fuera del mapa original de la cuenca. Para el funcionario, el distrito aprendió a convivir con el petróleo y ahora busca un lugar central en el mundo renovable.

ío Negro vive una metamorfosis. Tras varios años de mantener a los hidrocarburos en un segundo plazo, ahora se reconoce como una provincia petrolera y busca su lugar en el universo no convencional. La nave insignia de este cambio es Estación Fernández Oro (EFO), el pujante yacimiento gasífero que explota Y-Sur (subsidiaria de YPF), donde cada vez se hace más compatible la producción fruti-hortícola y la industria petrolera. El secretario de Energía de la provincia, Sebastián Caldiero asegura que el germen de la fiebre hidrocarburífera que vive la provincia surge de la renegociación de los contratos petroleros. Como uno de los arquitectos de la reconstrucción del nuevo perfil cree que la industria puede llevarse bien con las zonas de chacras y darles una nueva oportunidad a los habitantes de la provincia. Ahora los nuevos objetivos se mudan hacia el Valle Medio donde está Chelforó el área más grande que tiene la provincia y donde YPF aspira a encontrar hidrocarburos. Allí, adelantó el funcionario, la provincia busca licitar 15 nuevos bloques. ¿Cómo evolucionan los contratos

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Secretario de Energía de Río Negro, Sebastián Caldiero.

renegociados? Hemos renegociado las áreas donde está el 90 por ciento de la producción hidrocarburífera. Son contratos con las operadoras YPF e YSUR, Petrobras, Tecpetrol, Petrolera Entre Lomas (PELSA), Petróleos Sudamericanos – Necon y Petrolífera Petroleum. En breve esperamos cerrar tres nuevos acuerdos para que la Legislatura les pueda dar el tratamiento legal correspondiente y poder contar así con compromisos exigibles y ciertos. Se amplió la comisión de seguimiento de los contratos ¿Qué se incorporó? A los superficiarios de las áreas donde operan las concesionarias, lo cual no es menor. Porque conocen mejor que nadie las tierras donde se desarrolla la actividad.

¿Se mejoró la convivencia entre fruticultura y la actividad petrolera? No sólo estamos convencidos de que la convivencia es posible sino que hemos dado diferentes señales a la comunidad acerca de la preocupación por responder a sus inquietudes con elementos palpables. Tal vez por allí habría que buscar la explicación. Fíjese que recientemente hemos demostrado con estudios que no hay afectación a las condiciones de potabilidad del agua que consumen los vecinos. Ha habido incidentes, es cierto, pero los protocolos de actuación para estos casos siempre han funcionado adecuadamente. ¿Qué impacto tiene el desarrollo de EFO? El yacimiento Estación Fernández Oro es el principal de la provincia. Por sí solo representa la mitad de

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la producción de gas y además es uno de los tres más importantes del país por su grado de desarrollo y potencialidad. Hacerlo funcionar es nuestra responsabilidad como estado provincial pero, ante todo, cuidando que otras actividades económicas continúen en forma paralela con su desarrollo habitual.

exploratorio que se llama Chelforó y que es el área más grande de nuestro catastro hidrocarburífero, con unos 6.800 km2. Esperamos el año que viene poder lanzar otras licitaciones similares en más de 15 bloques de los cuales hemos reunido abundante y rica información.

Tienen en carpeta nuevas inversiones, ¿de qué tipo?

Se abre un nuevo capítulo con las energías renovables. ¿Qué esperan de este mercado?

En materia hidrocarburífera vemos con buenos ojos el corrimiento del mapa petrolero hacia la zona del Valle Medio, lo cual es posible gracias a una licitación pública que lanzamos el año pasado y que fue adjudicada a la empresa YPF. Por medio de ese proceso creamos un nuevo bloque

Desde el Gobierno imaginamos y trabajamos por un Río Negro sustentable en materia energética a partir del aprovechamiento de todo su potencial. Estamos rodeados de ríos, poseemos vientos aprovechables y ahora, hasta se vislumbra otra posibilidad a partir del tratamiento

que podemos darle a los residuos sólidos que generan municipios e industrias, lo cual nos habilita a pensar no sólo en su disposición final, sino en cómo podemos convertirlos en recursos energéticos. Las condiciones macro que se están dando tras la reglamentación del régimen nacional de fomento para el uso de fuentes renovables para la producción de energía eléctrica nos ubica en el momento apropiado. Debemos aprovechar esas condiciones favorables para el desarrollo de proyectos relacionados con las energías renovables. Y en los grandes aprovechamientos lo haremos en conjunto con algunas empresas nacionales y extranjeras que ya han mostrado su interés de asociarse con la Provincia.

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Las petroleras empiezan a pensar en verde Cuatro de las más importantes operadoras del país buscan abrir mercados en el mundo renovable. Algunas de ellas presentaron ofertas en la última licitación que lanzó el gobierno nacional, que fue un éxito en términos de precio. Un negocio que deja de ser marginal y que atrae a los reyes de la energía fósil.

“D

ejar de ser una petrolera para pasar a ser una compañía integral de energía”. La frase guió el cambio de gestión en YPF pero es un concepto que atraviesa la industria de los hidrocarburos desde hace algún tiempo. PAE, Pampa Energía y Dow, entre otras, ya están desarrollando otros frentes de negocios. Incluso la petrolera nacional, con la creación de Y-Tec, se anticipó a los tiempos

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en los que contar con un abanico de propuestas energéticas tiene casi el mismo valor que extraer gas y crudo. La política energética del gobierno de Mauricio Macri, en manos del ministro de Energía, Juan José Aranguren, anticipó a principios de año una apuesta por las energías de fuentes verdes. Y eso alcanzó para que varias compañías comenzaran a trazar sus propios proyectos renovables. Sin embargo la convocatoria a la primera licitación de energías limpias, denominadas RenovAr, fue el punto que terminó de consolidar el camino para el sector. Nación buscó colocar 1.000 MW, a través de distintas tecnologías renovables, y tuvo su primera gran sorpresa al recibir ofertas seis veces más altas de lo proyectado. La segunda buena noticia fueron los competitivos precios que se ofrecieron centralmente para eólica y solar. Finalmente terminó

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Técnicos y científicos del Instituto de Investigaciones Aplicadas (INVAP) de Río Negro, partícipes de todo proyecto productivo que requiera de innovación tecnológica.

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adjudicando 1.109 MW e invitando a mejorar ofertas a otros 30 MW a tecnologías de baja potencia, como la microcentral hidroeléctrica que el magnate inglés Joe Lewis construyó en El Bolsón (Río Negro). El atractivo de la convocatoria pasó por las garantías conseguidas por el gobierno con el Banco Mundial y por los contratos con Cammesa a 20 años, que se firmaron en dólares y cuentan con un reajuste anual de alrededor del 1,5%. Sin embargo para las petroleras

significó más que una ecuación económica. Al menos se abrían dos aspectos: desarrollar nuevas unidades de negocio ampliando la visión de la compañía y cumplir con las cuotas de consumo de energías renovables que establece la Ley 27.191. Los grandes usuarios del mercado eléctrico nacional deberán abastecer en el 2025 al menos el 20% de sus consumos desde fuentes limpias. Dow, uno de los principales inversores en Vaca Muerta, firmó una asociación con la firma estatal

rionegrina INVAP para construir un parque eólico en Cerro Policía. La propuesta es instalar allí en dos etapas unos 65 MW a través de 25 molinos con una inversión superior a los 170 millones de dólares. El acuerdo se selló con un MOU y si bien no se presentó el proyecto a la licitación, la intención de la petroquímica norteamericana es seguir la tradición de su casa matriz que lo tiene como el tercer comprador de energía verde de Estados Unidos. El caso de Pampa Energía es diferente porque ya participa en

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el mercado eléctrico en todas sus etapas (generación, transmisión y distribución). A través del nombre CT Loma La Lata, el grupo que dirige Marcelo Mindlin presentó proyectos eólicos y térmicos para la licitación RenovAr. Sin embargo adjudicó sólo un parque eólico, en Bahía Blanca, que promete instalar 100 MW con una inversión aproximada de 140 millones de dólares. En el caso de la propuesta solar, que está localizada en la provincia de Formosa, no descartan que puedan buscarse nuevas vías de financiamiento o incluso una nueva licitación nacional. El caso de Pan American Energy (PAE) resultó similar. En asociación con otras firmas, bajo la denominación de 3-Gal SA, consiguió licitar un parque eólico de 24,15 MW que instalará en Chubut (donde se construirán otros dos parques más). Desde la firma indicaron que “el proyecto generará energía eólica a través de la instalación de

aerogeneradores y prevé la construcción de una subestación transformadora a fin de aportar la energía generada al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM)”. Para YPF la licitación RenovAr no tuvo los resultados esperados. El proyecto Manantiales 2, ubicado en Chubut, que ofrecía un parque eólico de 49,5MW de potencia instalada no quedó seleccionado entre las 12 propuestas adjudicadas. Al igual que en el caso de Dow, la petrolera nacional podría avanzar con el proyecto por cuenta propia ya que la propuesta integral contempla la instalación de 20 aerogeneradores, una subestación, una línea de 35kV, una línea de alta tensión de 132kV (de 20 km de extensión), una playa de maniobras para transformar la tensión y la interconexión al SADI (Sistema Argentino de Interconexión). Al ingresar a un nuevo mercado las petroleras que dominan las

cuencas nacionales se encontraron con otros competidores y un esquema sólo con algunas similitudes al negocio en el que se mueven. Sin embargo el esquema de las renovables en el país toma curso propio y las petroleras -y los jugadores originales del mercado- se enfrentan a un denominador común: la penetración de firmas chinas -que participarán del 55% de los 1.109 MW adjudicados- y que llegaron con muy bajos costos, incluso poniendo en alerta a la industria nacional. Aunque para algunas petroleras los capitales chinos ya son conocidos -en el caso de PAE, directamente son socios- , el alerta podría extenderse por el posicionamiento que el país asiático ha tomado en un sector estratégico como el energético. Los excedentes tecnológicos y el costo del capital chino son un combo ya conocido en el mercado nacional y contra el cual es difícil competir.

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El gobierno neuquino, GyP e YPF en un acuerdo de reconversión YPF, Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) y el gobierno neuquino pusieron en marcha en el último trimestre un acuerdo para la reconversión de permisos de exploración y desarrollo para un conjunto de bloques petroleros. Esto le permitirá a la compañía ampliar los plazos para poder desarrollar sus proyectos en áreas estratégicas con potencial en la formación Vaca Muerta.

l acuerdo contempla la reconversión de los contratos con GyP en permisos de exploración con un plazo asociado de cuatro años para las áreas Aguada de Castro, Bajo del Toro, Cerro Arena, Cerro Las Minas, Chasquivil, Las Tacanas, Loma del Molle, Pampa de las Yeguas II y Salinas del Huitrín. El compromiso total de actividad implicará una inversión de YPF y sus socios estimada en 232 millones de dólares, de los cuales 155 millones de dólares corresponden a la participación de YPF. Además, para las áreas Pampa de las Yeguas I y La Ribera I y II, se acordó la reconversión de los contratos con GyP en concesiones de explotación con objetivo no convencional por un plazo de 35 años. El compromiso

de inversión asciende a 220 millones de dólares de YPF y sus socios. El acuerdo fue ratificado por la Legislatura provincial el 3 de noviembre, con lo cual el compromiso pasa a tener la plena vigencia. Luego del debate, 22 diputados votaron el dictamen de la mayoría, mientras que 8 se opusieron. Además 5 legisladores estuvieron ausentes. El convenio destraba 452 millones de dólares, ratificando la intención de reconvertir áreas y lanzar dos pilotos no convencionales con esa inversión. La iniciativa, enviada por el Poder Ejecutivo provincial fue previamente aprobada mediante Decreto N° 1.431/16 y llegó al recinto con dos despachos de comisión, uno por mayoría y otro por minoría y fue finalmente aprobada con 22 votos

positivos. El acuerdo intercambia participaciones y restituye áreas de GyP e YPF en la zona oeste de la provincia, es decir, las retoma a su situación original –previa al contrato UTE entre ambas empresas–, o las reconvierte en permisos de exploración con objetivos no convencionales o Concesiones de Explotación No Convencionales (no contemplados en la norma legal nacional al momento de la firma de las UTE). “Si no se firmaba este acuerdo, tendríamos 25 áreas paradas incluso con riesgos jurídicos porque las empresas hicieron inversiones”, dijo Luis Sapag (MPN), definiendo los argumentos que primaron para ratificar lo acordado.

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Dow Argentina invertirá con YPF 2.000 millones en El Orejano El presidente de Dow Argentina, Gastón Remy, confirmó que en los próximos años las inversiones previstas por la compañía asociada a YPF para el desarrollo total del área de gas no convencional (shale) ‘El Orejano‘, en Vaca Muerta, ascenderá a USD 2.000 millones. Remy ratificó esos planes de inversión de la empresa al inaugurar en Neuquén una jornada organizada por Dow Argentina acerca de la ‘Eficiencia Energética en la Construcción‘, actividad que cumplió junto con el gobernador de la provincia, Omar Gutiérrez.

l CEO de Dow precisó en dicha ocasión que “vamos a estar cerrando el año 2017 con casi 700 millones de dólares acumulados de inversión junto con YPF. Es la segunda etapa del desarrollo, y en los próximos años la expectativa es llegar a los dos mil millones de dólares de inversión para el desarrollo total del campo”. “Se han superado las expectativas en cuanto a lo que es nuestro desarrollo, estamos esperando que otros nos imiten y también se animen a

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Gastón Remy, presidente de Dow Argentina.

invertir en Vaca Muerta”, indicó.

el mundo”.

“Este es el único lugar en el mundo donde nos animamos a participar en la producción y explotación de los recursos hidrocarburíferos, así que es una experiencia que está teniendo mucho impacto incluso a nivel global”, agregó.

“Compañías como Dow miran este potencial desde el punto de vista del valor agregado, de la cadena industrial, de poder tomar esa materia prima y transformarla después en bienes industriales que tienen repercusión en toda la cadena de valor”, destacó.

Al analizar el significado que tiene Vaca Muerta para la industria de los hidrocarburos, el titular de Dow afirmó que “es la oportunidad única que tiene Argentina en lo que es una de las plataformas claves de desarrollo de cualquier país, no sólo desde el punto de vista económico sino también geopolítico de tener la segunda reserva más grande de shale gas en

Sostuvo que “el mundo mira con mucha expectativa porque las oportunidades son enormes aunque esto todavía es muy incipiente, pero hemos visto lo que sucedió en Estados Unidos donde una revolución similar tuvo un impacto magnífico en lo que fue la reconstrucción de la cadena industrial de ese país”.

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La jornada sobre ‘Eficiencia Energética en la Construcción‘ que auspició la compañía en la capital neuquina, contó con participación de

profesionales de entes públicos y privados y se actualizaron información y conocimientos acerca de la disponibilidad de tecnologías de la

industria en relación con la aislación térmica, para lograr una avanzada eficiencia energética en esta época de crisis energética.

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Neuquén concretó 7 proyectos en el desafío de las energías limpias La provincia de Neuquén postula con siete propuestas en el Programa RenovAr, que concitó el interés de 123 ofertas en el total nacional. Con ello participa del furor que despertó la propuesta de Nación que sumando todos los casos se arrima a proyectos de inversión de entre 1.500 y 2.000 millones de dólares, y un potencial de puestos laborales cercano a las 8.000 plazas.

i el más entusiasta defensor de las energías renovables en Argentina se hubiera imaginado que en la primera licitación pública realizada el lunes para el desarrollo de proyectos de 1.000 megavatios de energía renovable, comprendidos en el programa RenovAr, se iban a recibir 123 ofertas. La suma de lo concursado, además, representaría al concretarse un ahorro anual estimado en 300 millones de dólares y una reducción de emisiones del orden de dos millones de toneladas de C02. De los 1.000 megavatios que se buscan incorporar, 600 son de energía eólica, 300 de energía solar, 65 de biomasa, 20 de pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y 15 de biogás. Los inversores, lejos de asustarse con la competencia ven como dato auspicioso la cantidad de proyectos solares, al tiempo que se haya gestado una unificación de proyectos de energía distribuida para penetrar en la matriz energética argentina en el corto plazo. OBJETIVOS

es modificar el mapa de la matriz energética argentina que hoy depende de los combustibles fósiles en más de un 80%.

El gobierno de Mauricio Macri busca algo de oxígeno que contribuya a reducir el déficit fiscal que tiene el país en materia energética, especialmente de las importaciones. A esto apunta el programa RenovAr. El otro objetivo, no menor,

La convocatoria ha generado una enorme expectativa no sólo en el Gobierno, sino en las empresas del sector tanto nacionales como internacionales y también en entidades financieras. En 2015, las inversiones a nivel mundial en este

tipo de energías alcanzaron USD 285.000 millones. Muchas de las empresas interesadas provienen de países europeos como Italia, España, Francia y Alemania que tienen mucho know how en este terreno. Otras operan en Argentina desde hace años, como el caso de Enel, Pampa Energía, Grupo Pescarmona, Corporación América, Sadesa y Genneia.

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Techint, de los caños a Vaca Muerta Tecpetrol, el brazo petrolero de la multinacional de origen argentino, consiguió dos concesiones para desarrollar campos no convencionales en Argentina. Mientras el negocio de los tubos se estabiliza tras varios meses de caída, Paolo Rocca apuesta a un 2017 con más inversiones.

l grupo Techint es conocido en todo el mundo por la venta de caños de acero sin costura, un producto indispensable para la industria petrolera. Sin embargo, el holding ítalo argentino que comanda Paolo Rocca también tiene la mira puesta en Vaca Muerta. A través de su subsidiaria energética en Argentina, Tecpetrol, el grupo obtuvo dos concesiones de 35 años en Vaca Muerta en las cuales invertirá 220 millones de dólares en cinco años. De tener éxito, los trabajos exploratorios podrían disparar desembolsos por más de 6.000 millones de dólares en las próximas tres décadas. Se trata del desembarco del gigante,

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El presidente del sólido grupo Techint, Paolo Rocca.

que ya operaba en la cuenca pero que ahora aspira a poner primera en el desarrollo no convencional. ROCCA “Soy muy positivo sobre lo que viene para Argentina con el desarrollo de Vaca Muerta. Estoy convencido de que es una necesidad para el país y que el gobierno lo entiende”, señaló Rocca en diálogo con inversores durante la presentación de los resultados del tercer trimestre de Tenaris,

la firma que fabrica y comercializa los caños sin costura. “El gobierno va a poner en marcha políticas que promoverán y estimularán la inversión privada. Pero mientras tanto, lo que vemos es un nivel de inversión y perforación relativamente estable”, indicó el empresario. “Estamos en un rango de 70 torres de perforación, cuando unos años atrás había unos100. Esto sigue relativamente estable y espero que haya un incremento en 2017 cuando las reglas del juego se estabilicen y

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crezca la confianza en el accionar del gobierno”, señaló, entusiasta, Rocca. Con esa mirada de mediano plazo, el brazo petrolero de Techint apuesta ahora al desarrollo del no convencional en Neuquén. La provincia autorizó dos concesiones en el campo Punta Senillosa (dentro de la concesión Los Bastos) y en Fortín de Piedra, un bloque marginal que supo ser revertido y luego devuelto a la compañía. En Punta Senillosa, ubicada al norte de la localidad homónima, la esperanza está puesta en el tight gas. Allí se perforarán cuatro pozos verticales en los próximos dos años con entre 6 y 11 etapas de fracturas. El monto de inversión rondará los 20 millones de dólares, que incluyen una planta compresora. La expectativa es que las perforaciones devuelvan una producción acumulada de 80 millones de metros cúbicos de fluido en su vida útil. El objetivo será la formación Lajas, donde varias operadoras han encontrado buenos prospectos de desarrollo. En Punta Senillosa, la subsidiaria de Techint ya perforó tres pozos con este objetivo que arrojaron buenos resultados. Pero el corazón de su negocio en Vaca Muerta estará en Fortín de Piedra. Allí la apuesta es al shale gas, tanto en la ventana seca como en la húmeda. La empresa invertirá 200 millones de dólares para perforar cinco pozos –uno vertical y cuatro horizontales– para los cuales espera una producción acumulada de 140 millones de metros cúbicos. Si el piloto prospera, se lanzará una campaña de 500 perforaciones con una inversión de USD 6.000 millones.

POR UN TUBO Luego de varios trimestres de caídas consecutivas en las ventas de caños por el derrumbe en la actividad petrolera mundial, el tercer trimestre mostró una estabilización en los despachos gracias a la mayor demanda de Estados Unidos. Lo que pase en este segmento será clave para el desarrollo en el upstream de la compañía, ya que la “vaca lechera” del grupo son justamente los tubos sin costura. Pero a su vez, el desarrollo no convencional en Neuquén abrió una oportunidad de negocios para

Tenaris. A los depósitos que tenía en la región para un mejor manejo de stock del producto, la empresa montó un nuevo centro de logística en Senillosa, adonde llegan los tubos a través del tren de carga. La compañía invirtió unos 4 millones de dólares para poner en valor un predio de 10 hectáreas en el parque industrial de la localidad, en tierras que la provincia le cedió al municipio. Ahora, el holding de Paolo Rocca se anota entre los principales tenedores de acreaje renegociado en Vaca Muerta, en lo que aspira a ser un negocio futuro central para la compañía.

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Gestionan 100 millones de dólares para energía geotérmica El gobierno de Neuquén profundizó las gestiones ante un grupo de empresarios privados de Italia para invertir USD 100 millones en dos proyectos de generación de energía geotérmica e incorporar así 30 MW de potencia instalada al sistema nacional para suministrar electricidad a miles de familias de todo el país. La referencia fue hecha pública por el vicepresidente de la Agencia de Desarrollo de Inversiones de Neuquén, Luis Galardi.

“Q

ueremos diversificar la matriz energética y para ello venimos trabajando muy fuertemente con inversores italianos para avanzar en la explotación y uso de energía geotérmica, un recurso poco conocido en Argentina pero muy difundido a nivel internacional”, precisó el titular de ADI. Vale recordar que la denominada energía geotérmica surge del aprovechamiento del calor interior de la

tierra para extraer, a través de pozos, agua y vapor a alta temperatura que luego se incorpora en turbinas y, posteriormente, a un generador para producir electricidad. En la actualidad, hay plantas en diferentes partes del mundo, como México, El Salvador, Costa Rica y Nicaragua, países ubicados a lo largo del sector andino cordillerano, donde se localiza el mayor potencial del recurso geotérmico.

“Toda nuestra franja cordillerana, desde la Puna hasta Tierra del Fuego, tiene excelentes condiciones geológicas para explorar y desarrollar el potencial geotérmico de Argentina”, se ufanó Galardi. Según el funcionario, la provincia de Neuquén “está en condiciones de aportar inicialmente al sistema eléctrico nacional unos 30 MW de potencia instalada, lo cual representa una alta de energía proveniente de fuente limpia, renovable y no contaminante”.

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VENTAJAS La Agencia de Inversiones posee dos proyectos sobre energía geotérmica: Copahue, al noroeste de la provincia, y Domuyo, emplazado a 150 kilómetros al norte de la ciudad de Chos Malal. Galardi estimó en “100 millones de dólares” la inversión necesaria para avanzar en Copahue, e informó que el proyecto de Domuyo logró importantes mejoras a partir de un acuerdo de cooperación internacional logrado con la Agencia JICA de Japón, hace algunos años. Además, para Domuyo se logró un apoyo adicional en el marco del Programa de Estudio del Sector Energético (PESE) de la Secretaría de Energía y la Confederación Andina de Fomento. El vicepresidente de ADINQN especificó que el abastecimiento eléctrico a través del uso de la geotermia “tiene ventajas y es mucho más eficiente que otras fuentes renovables como la energía solar y eólica, ya que tiene un factor de utilización más alto,

del orden del 95%, contra el 45% de la eólica y el 16% de la solar”. Por su parte, Eduardo Barreiro, consultor externo del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), ponderó los avances logrados sobre reservorios geotermales y añadió que “con mucha tecnología, estudios e investigaciones, puede funcionar. Hay que hacer estudios geológicos importantes y muy complejos”, puntualizó Barreiro, aunque exhibió cierto escepticismo al señalar que los proyectos para desarrollar energía geotérmica resultan, por el momento, “caros, poco viables y marginales”. Barreiro sugirió que los investigadores del país deben buscar modelos exitosos a nivel mundial, como el caso de Islandia, “donde casi el 100% por la matriz energética es geotérmica gracias a la intensa actividad volcánica”. Por otra parte, reconsultado, Galardi destacó la reciente convocatoria del Plan RenovAr, que lanzó el Ministerio de Energía y Minería de la Nación, asegurando que la

misma “sobrepasó las expectativas y generó una bocanada de aire fresco” para el desarrollo de los proyectos de fuentes renovables. Lamentó no haber podido ingresar con el proyecto Copahue en la reciente ronda del programa “ya que no nos fue posible dar con los socios estratégicos que necesitábamos”, pero confió que “lo lograremos en las próximas etapas”. Ambos expertos aseguran que la energía geotérmica es una de las más respetuosas para la conservación del medio ambiente y se convirtió en una verdadera opción de renovables, ya que los reservorios provienen de fuentes naturales que se rellenan de forma continua y permanente. Explicaron que, al ser una fuente de energía constante, se puede predecir la producción de cada planta geotermal con bastante precisión. Esta situación difiere del funcionamiento de otras fuentes de energía renovables como la solar o la eólica, donde el clima juega un gran papel.

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La Oil & Gas supo mantener expectante al mundo del petróleo Pese a los tiempos de transición que se vivieron este año tanto en el plano interno como en el plano internacional para el rubro, la Oil&Gas Patagonia 2016 en el Espacio Duam de la capital neuquina, supo mantener las expectativas por el arrollador futuro de los no convencionales, en especial en la cuenca. La última jornada fue abierta al público para dar a conocer todo sobre la industria hidrocarburífera.

on un día destinado a la comunidad en general y a las familias de la región, la exposición Oil&Gas ratificó la importancia de la industria. Los asistentes, tanto empresarios como técnicos y profesionales, destacaron la buena organización del evento. La expo respondió al interés de un público diverso en todos sus segmentos. El tráiler de la energía que YPF montó en la muestra –un gran acierto que año a año se va enriqueciendo con nuevos soportes informativos- reiteró su bien ganada condición de ser uno de los principales atractivos. Sus responsables se ufanaron en esta última edición, de esas novedades. “Tenemos un vídeo en 360º que muestra la extracción de petróleo convencional y un simulador de una bomba de extracción con una plataforma vibratoria”, explicó por ejemplo Laura Sabbione, de la petrolera estatal. YPF también organizó charlas diarias por la tarde, con especialistas de la empresa que explicaban diversas temáticas como energía, combustibles, o la estructura de Vaca Muerta. Los responsables del interactivo stand atendieron siempre a sala llena; en particular los días miércoles y viernes del extendido fin de semana, cuando se hizo más numeroso el público visitante. Aunque cueste creerlo, un comentario recurrente en los visitantes frecuentes y no frecuentes, es respecto a descubrir permanentemente empresas cuya existencia desconocían, además de los tradicionales actores y proveedores de la industria. Otra propuesta que estuvo entre las más convocantes fue “Oculus”, un casco de realidad virtual montado por Pan American Energy (PAE) que permitía transportarse a un yacimiento

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petrolero e incorporar información sobre los métodos extractivos. Nicolás Hernández Arroyo, referente de la empresa que conducía el singular atractivo, consideró que fue una acertada idea para superar a los vídeos institucionales, porque —dijo— “mostrar lo que hacemos a través de este método resultó más original y es innegable que la gente se siente más impactada”. La convocatoria tuvo como de costumbre una agenda de negocios que facilitaba aprovechar al máximo la participación de las empresas. Y también una serie de conferencias de expositores con el lanzamiento de productos y novedades tecnológicas para brindar soluciones a la industria del petróleo y gas. En una edición sin derroches, y quizás con un ánimo participativo algo más moderado que en años anteriores y al compás de la caída del precio de los hidrocarburos, no menudearon las conferencias en los rubros upstream y midstream dirigidas a ingenieros, geocientistas, jefes de sector, supervisores, ejecutivos, consultores, educadores y estudiantes y técnicos que desempeñan labores relacionados con la industria de los hidrocarburos. En la escala de la realidad, se mantuvo incólume como el ambiente más oportuno para establecer contactos entre grandes operadoras y proveedores, contactar expertos, tomar atajos al encontrar clientes precalificados, exhibir y posicionar las marcas, el lanzamiento de nuevos productos y tecnologías, dar a conocer emprendimientos, enterarse de la evolución del negocio y generar ventas. En lo académico, en esta edición se destacaron las Jornadas sobre Tratamiento de Flowback que el IAPG realizó paralelamente en el marco de “Shale en Argentina”, con prestigiosos oradores y conferencias del más alto nivel técnico. Es que nadie duda que pese a la coyuntura el desarrollo no convencional literalmente ha cambiado las perspectivas geopolíticas de la seguridad energética mundial, sostuvieron desde la organización, demostrando ponerle el cuerpo al emprendimiento aún en tiempos no tan buenos. Confían, claro, en que mientras la búsqueda de inversiones está en marcha, la industria de los hidrocarburos se mantenga alerta para este nuevo escenario sin dejar de atender el corto plazo.

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Operación y logística en transferencia de agua para yacimientos convencionales y no convencionales

io Limay Oil Field Services es una empresa familiar de origen neuquina creada en el año 2007 iniciando su actividad en Gerenciamiento Integral de perforación y terminación para la industria minera con Vale de Rio Doce, continuando con otras operadoras como EZ Holding, Petrolera Piedra del Aguila, Gas & Petróleo del Neuquén y Gas Medanito S.A. Con el desarrollo de Vaca Muerta y la necesidad de transferir y acumular grandes volúmenes de agua se inicia como empresa de logística y transferencia de agua con bombas de alto caudal para asistir a los equipos de fractura durante la operación. En esta etapa va creciendo e invirtiendo en equipamientos para este servicio, adicionando tubería de ERFV para acueductos móviles y actualmente con mangueras flexibles de 10 pulgadas para este fin. La visión de la empresa es continuar optimizando la transferencia de agua a grandes distancias ya que es la actual demanda de las operadoras para zonas remotas desde 5 hasta 20 kms que implican tecnología de acueductos y reservorios de gran capacidad para abastecer a los equipos de fractura en locaciones con 4 hasta 8 pozos

»» Carlos R. Gingins (Presidente).

»» Matías J. Gingins (Gerente General).

en el sitio. Esto implica proveer servicios confiables para acompañar a la operación que dependen del agua para la mezcla del fluido de transporte de arena.

pertenencia de nuestra gente.

El principal valor de Rio Limay es el grupo humano local que conforma la empresa, desde las diferentes áreas: administración, logística, mantenimiento, SSMA, RRHH, operaciones y gerencia, logrando la interacción y el apoyo que necesita cada operación. El compromiso y responsabilidad puesta en cada tarea nos alienta a continuar hacia la excelencia con el agradecimiento por el sentido de

Como dato estadístico Rio Limay lleva más de 600.000 m3 transferidos hasta la fecha entre sus principales clientes como las operadoras Exxon Mobil, EOG, Shell, Pluspetrol, America Petrogas e indirectamente YPF, como así también compañías de servicio como Halliburton, Schlumberger, CalFrac y NOV Tuboscope. Para nuestro negocio, el desarrollo de Vaca Muerta tanto para gas como para petróleo será la fuente de trabajo para todos por la importancia en servicios, equipos y materiales que se requieren.

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Brings Austral se afianza en el segmento onshore consolidando las actividades offshore por Alejandro Devereux (*)

rings Austral es la empresa del Grupo Ultramar en Argentina especializada en la industria que provee servicios de logística y personal onshore y offshore. El Grupo Ultramar —holding empresarial con presencia en la mayoría de los países latinoamericanos, que emplea a 9.000 personas—. Algunas de las actividades del grupo fuera de la industria son: ser representante de líneas marítimas, ser armador (dueño y operador) de buques de carga mercante, operador de puertos y proveedor de servicios de estiba portuaria. La organización de los distintos servicios, negocios y actividades del grupo es a través de marcas comerciales. Las actividades onshore que o f r e cemo s a tr avés de B r in gs Austral son: Servicios de personal: siendo las operadoras nuestros principales clientes. Elaboramos estrategias conjuntas con las gerencias de personal y servimos de buffer para lograr relaciones laborales adecuadas y balanceadas. Trabajamos junto a clientes y sindicatos en la búsqueda, selección, entrenamiento y administración del personal. Gerenciamiento, auditoría y supervisión de proveedores: Hemos logrado trabajar en conjunto con las compañías de servicios para gestionar el abastecimiento no core. Dar soporte a operaciones remotas y en start up. Nuestra oferta de valor y ventaja comparativa es el Project Management Servicios de Almacenaje y Logística en Neuquén

En offshore nuestra organización ha sido un activo particip ante de las recientes ope raciones en la cuenca Austral. Las operaciones offshore son de una magnitud de inversiones y tecnología que concentran altos niveles de exigencia y complejidad. Es en este segmento donde AMI —Agencia Marítima Internacional—marca comercial a través de la cual proveemos servicios marítimos, y Brings Austral coordinan esfuerzos para brindar soporte logístico integral. Servicios de logística internacional y nacional, freight forwording o movimiento de cargas: A través de la división ULOG Ultramar Logistics - proveemos soluciones logísticas internacionales y domésticas de forma integrada. El valor del servicio se focaliza en lograr eficiencias y sinergias conectando los eslabones de la cadena logística. Usando la estructura de las empresas del grupo, ofrece rapidez, flexibilidad y control de costos en el armado de cotizaciones y proyectos. Neuquén – Centenario: Operamos nuestra Base de 1 hectárea que se encuentra sobre la Ruta 7, localidad de Centenario (corredor Neuquén-Añelo). La base cuenta con dos naves de 400m 2 y 100m 2 , 6.000m 2 de predio descubierto y las oficinas operativo – administrativas. Asimismo funciona como base de operaciones de mantenimiento y reparaciones de equipos, generadores, módulos y contenedores. Nos dedicamos a desarrollar soluciones logísticas a la medida de cada cliente. Nuestro objetivo es convertirnos en un

socio estratégico que integre y administre recursos propios, de nuestros clientes y de terceros; provea soluciones y acompañe el crecimiento y desarrollo de nuevos proyectos. Somos conscientes de las permanentes exigencias de la industria y nos responsabilizamos por ello. Ser una empresa del grupo ULTRAMAR, es sin dudas otra distinción que debemos hacer porque nuestro nivel de servicio transmite en cada operación que hacemos nuestros valores empresariales: Excelencia, Integridad y Entusiasmo, pero tenemos el respaldo de un holding que emplea 9.000 personas y opera prácticamente en todos los países de América permitiéndonos una relación y compromiso de servicio regional con nuestra cartera. Nuestros valores son Integridad, Excelencia, Creatividad y Seguridad. Nuestro compromiso es con nuestros clientes generando relaciones a largo plazo. Nos adecuamos a sus procesos en términos de calidad seguridad y protección del medio ambiente, por ello estamos certificados en ISO 9001, 14000, TRACE y nuestro departamento de HSE está en constante comunicación con los departamentos de HSE de nuestros clientes. Somos una organización comprometida con la industria, que trabaja 24 x 7, confía en nuestro país y está preparada para afrontar los desafíos del futuro crecimiento del sector energético. Alejandro Devereux Gerente Oil & Gas Brings Austral AMI

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INTEPLA S.R.L.

Trayectoria y evolución en radiocomunicaciones móviles F undada en 1980 como una Compañía de Ingeniería en Telecomunicaciones para el desarrollo de sistemas de radiocomunicaciones móviles, INTEPLA SRL desarrolla además la provisión de equipos y sistemas en condición ‘llave en mano’, y a la medida de las necesidades de los clientes.

Las nuevas tendencias de la tecnología han propiciado el cambio constante en cómo ver a las telecomunicaciones, surgiendo el concepto de integración, proporcionando soluciones tecnológicas, servicios informáticos y productos IT, comprometiendo la firma esta larga trayectoria en el mercado de las comunicaciones para brindar todo el asesoramiento y asistencia técnica pre y postventa. Sus distintos departamentos se encuentran conformados por profesionales que se caracterizan por responder rápidamente a la evolución del mercado nacional, en un esfuerzo constante por lograr la mejor atención del cliente. La gama de servicios que la empresa dispone para el general de sus clientes, y con conformaciones específicas de acuerdo a las necesidades de la industria, pueden sintetizarse en la descripción que sigue a continuación. TRUNKING Como proveedor y a través de un proceso licitatorio, pone en marcha el primer sistema Trunking para uso oficial (SRCEO) en el país. Algunos de sus clientes: Emergencias Médicas del Ministerio de Salud de la Provincia de Buenos Aires, Megatrans área AMBA. Repsol-YPF (área Mendoza, Neuquén, Buenos Aires y La Plata).Edenor (área AMBA norte). REDES DE VHF-UHF Y HF Sistema de comunicaciones

móviles en VHF y UHF para Impregilo-Dumez y Asociados para la Entidad Binacional Yacyretá. Red de microonda, sistema de comunicaciones en VHF y Telefonía para la Presa de Hormigón Urugua-í. Red de HF-BLU Dirección de Hidráulica Provincia de Buenos Aires. Redes de VHF para empresas de energía de: Misiones, Salta, La Rioja, San Luis, Neuquén, Buenos Aires y ANDE (Paraguay). REDES DIGITALES DE VHF Y UHF

Entre los múltiples clientes que conocen de la calidad de los servicios ofrecidos, se destacan no solamente los más variados sectores de la industria sino numerosos e importantes organismos oficiales y de seguridad de la Nación. Entre ellos: Presidencia de la Nación Argentina Casa Militar y Seguridad Electrónica; Honorable Cámara de Diputados de la Nación Argentina; Ministerio de Planificación e Inversión Pública; Ejército Argentino; Ministerio de Defensa Batallón de Inteligencia; Repsol YPF; Policía de la Provincia de Buenos Aires; Policía Federal Argentina; Estado Mayor General de la Armada; Policía de la Provincia de Salta; Policía de Seguridad Aeroportuaria; Ministerio de Medio Ambiente del Gobierno Ciudad Buenos Aires; Sistema Metro Bus; Emergencia 911 de la Provincia de Mendoza; Cumbre de las Américas; Armada Argentina Base Naval Puerto Belgrano; Comisión Nacional de Valores, entre otros. REDES DE TELEMETRÍA Más cercanos a la industria de los hidrocarburos, los servicios de telemetría son ya conocidos por variados clientes, entre quienes se cuentan también compañías relacionadas con la generación eléc-

trica y los servicios de hidroelectricidad en todas las provincias argentinas. Por ejemplo, Red Meteorológica Telemétrica para la Central Hidroeléctrica Binacional de Salto Grande; Aguas de La Pampa; YPF -Provisión e instalación del segmento de transmisión de datos, para las obras de Pico Truncado (Chubut) – YPF provisión e instalación del segmento de transmisión de dato; Cruz Salto Grande YPF Neuquén – YPF. Destilería La Plata – Pérez Companc. Neuquén – Engion SA Air Liquide – Ensenada. Prov. Buenos Aires – Edelap Air Liquide – San Nicolás Air Liquide – Campana Grupo Río de La Plata Litoral Gas – Obras Sanitarias Mar del Plata – Obras Sanitarias La Plata – etc. Contamos con un departamento de Ingeniería y Sistemas en la ciudad de La Plata y laboratorios homologados por los fabricantes de la tecnología que utiliza Intepla, en CABA, La Plata y Neuquén. Estos laboratorios cuentan con profesionales y técnicos que han realizado entrenamiento en los lugares de orígenes de la tecnología, contando con herramientas e instrumental acorde y medios de transporte propios, que le permiten operar en sus zonas de influencia en forma independiente en lo que hace al mantenimiento preventivo y correctivo de las obras existentes. INTEPLA es además Licenciatario en Telecomunicaciones, para los siguientes servicios: Sistemas Radioeléctricos de Concentración de Enlaces (SRCE). Transmisión de Datos. Comunicaciones de Valor Agregado. Buscapersonas. Repetidoras Comunitarias. Servicio Móvil de Transmisión de Datos (SMTD). Servicio de Aviso a Personas Bidireccional (SAPB) y Reventa de Servicios de Telecomunicaciones.

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Probada eficiencia en correas y sistemas de transmisión en todos los yacimientos

on presencia en los principales yacimientos y su trayectoria de casi medio siglo desde sus orígenes en Mendoza (1970), “Zapata Goma” provee y capacita in company sobre el simple pero crítico elemento: las correas de transmisión de fuerza. Con sucursal en Neuquén y depósitos en Comodoro Rivadavia “para la cuenca del golfo San Jorge” es proveedor primario en todo el país para YPF, Pluspetrol, Sinopec y Petrolera El Trébol, entre otras. EVOLUCION Zapata Goma —empresa mendocina comercializadora de artículos de goma, goma-metal y PVC destinados a la industria— inició en 1971 su actividad como negocio familiar minorista y ocho años después se transformó en comercializadora mayorista-minorista. En 1988, la representación exclusiva de los productos “Yaco” impulsó el respaldo de proveedores y clientes, consolidando su posición en 1990 cuando la firma es designada distribuidora exclusiva para todo el país de correas industriales de caucho “PIX TRANSMISIONS”. Luis Beckford, presidente de la empresa destaca la probada eficiencia de las correas PIX para bombas AIB: “son fabricadas en India, un producto insuperable” remarca, a la vez que reconoce que “en lo que es transmisión, desgraciadamente en Argentina no podemos fabricar con esa calidad”. Desde 2003, la firma se instala en Neuquén para la provisión de maquinarias, servicios hidráulicos y todas las prestaciones de postventa que tienen que ver con un stock que se fue ampliando para los servicios

de la industria del petróleo y el gas. Desde 1992 cuenta con un contrato que lo liga con YPF Mendoza para proveer para la cuenca Cuyana, Mendoza, Neuquén y Río Negro; y desde 2009, se suma el contrato en Comodoro Rivadavia para toda la cuenca del Golfo San Jorge. Inscriptos en el Sistema de Clasificación de Proveedores para la Industria del Petróleo y Gas en Argentina (SICLAR), sus productos y servicios llegan ya a yacimientos como Escalante, Las Heras, Cañadón Seco, Pico Truncado, Loma La Lata, Medanito, El Portón, Manantiales y los Perales, y se extiende a Sinopec, Petrolera El Trébol, Pluspetrol y otras operadoras. PRODUCTOS Su oferta en materia de correas abarca correas en V sección clásica, estrechos (3V,5V,8V,SPC,SPB,SPA,SPZ), correas hexagonales, las poly-V industriales, Timing Belts (sincrónicas industriales), variadoras de velocidad, planas, eslabonadas, lisas y dentadas. Es múltiple su stock en mangueras de goma, goma-metal o de PVC, acoples, bandas transportadoras, pisos y planchas de goma.

En materia de servicios, Zapata Goma prolonga su experiencia en cursos especiales brindados en los yacimientos para el personal de cada empresa, al margen de su asesoramiento profesional permanente al comprador. La capacitación continua a su propio personal la traslada al campo de las operadoras, enlazando así los servicios de preventa y postventa, con la profesionalidad deseable. Las principales representaciones que detenta la firma abarcan las marcas más confiables en cada rubro: PIX (en correas para todos los requerimientos de transmisión); YACO, en mangueras para uso automotor e industrial; mangueras de PVC Dickson para la industria alimenticia; Tecnocon mangueras de PVC riego e industrial; Dunlop mangueras standard y especiales para la explotación hidrocarburífera y la industria, como mangas Rotary, mangas para agua salada, todas ellas con certificaciones API, planchas de goma, Dayco correas automotor, Goma Rex y VTH línea completa de soportes y bujes para automotores y Trico escobillas limpiaparabrisas para todo tipo de vehículos, productos con la seguridad del mejor resultado.

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222 anuario petrolero 2016/2017

Comarsa basa su operatoria en un plan de gestión ambiental C

OMARSA es una empresa argentina que forma parte de un importante grupo empresario con más de treinta años de trayectoria, y que se encuentra con activa presencia en la región y en permanente crecimiento desde el año 2009. La planta actual de COMARSA se encuentra en el Parque Industrial Oeste de la ciudad de Neuquén, y se desarrolla en un predio de 18 hectáreas. El establecimiento industrial presenta modernas tecnologías de tratamiento, un enfoque basado en la mejora continua de procesos y una constante ampliación hacia nuevos servicios. Los servicios de tratamiento se realizan a través de un experimentado plantel de profesionales, altamente capacitados y especializados en la gestión de problemáticas vinculadas a las áreas de la Ingeniería Ambiental, Química, Industrial, Mecánica, Eléctrica, Electrónica, en Sistemas, en Seguridad e Higiene y en Petróleo. La experiencia y trayectoria avalan la calidad de los servicios de COMARSA: desde su emplazamiento en la Ciudad de Neuquén, COMARSA ha realizado el saneamiento de más de 250.000 m 3 de recortes de perforación y suelos contaminados, ha efectuado el tratamiento de más de 40.000 toneladas de residuos sólidos y ha

llevado a cabo el procesamiento de más de 60.000 m 3 de residuos líquidos. A partir de abril del año 2011, y en forma ininterrumpida, COMARSA ha implementado y mantenido un Sistema de Gestión Integrado, que se encuentra certificado para todos sus procesos según Normas ISO 9001:2008; ISO 14001:2004 y OHSAS 18001:2007, y cuya Política Integrada de Calidad, Ambiente, Seguridad y Salud Ocupacional tiene como premisas fundamentales la satisfacción de los clientes, el cuidado responsable de nuestro ambiente y la actitud preventiva como medio para lograr condiciones seguras y saludables de trabajo. Para poder cumplir con dichas premisas, el Sistema de Gestión Integrado de COMARSA está basado en los siguientes principios y compromisos: 1 Garantizar el cumplimiento de los requisitos de los clientes, satisfaciendo plenamente sus expectativas y promoviendo su desarrollo sustentable. 2. Planificar los procesos, ejecutarlos con eficacia y vocación de servicio al cliente, verificarlos con responsabilidad y actuar con absoluta coherencia entre lo que se ofrece y lo que se practica.

3. Desarrollar una cultura de innovación y creatividad que permita mejorar continuamente los procesos y liderar tecnológicamente el sector, anticipándonse a las necesidades de los clientes. 4. Priorizar la protección de nuestro ambiente en todos los procesos, previniendo la contaminación, cumpliendo la legislación ambiental y gestionando la reducción, reutilización y recuperación de los residuos con honestidad e integridad. 5. Fomentar la prevención, identificando, evaluando y controlando permanentemente los riesgos laborales asociados a cada proceso y generando condiciones de trabajo seguras, saludables y acordes con la normativa legal. 6. Promover un ambiente laboral de participación activa, aprendizaje continuo y mutua cooperación que impulse el desarrollo integral de los recursos humanos y la comunicación, la comprensión y el cumplimiento de la Política Integrada de Calidad, Ambiente, Seguridad y Salud Ocupacional.

cuenca cuyana • Nueva esperanza con el hallazgo de Malargüe. • Cuyo incrementó producción al 15,35% nacional. • Revalorizan el crudo pesado en Mendoza.

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Importante hallazgo de gas y petróleo en Malargüe El descubrimiento fue realizado por la empresa canadiense Crown Point. La inversión rondó los USD 15 millones y generó más de 200 empleos. La novedad trajo esperanzas a la cuenca que no tenía prospectos tan atractivos desde varios años atrás: el primer ensayo arrojó un rinde de 19.000 m2 diarios de gas.

»» Vicepresidente de la empresa canadiense Crown Point Energy INC, Daniel Lanussol, gobernador Alfredo Cornejo, junto al ministro de Economía, Infraestructura y Energía, Enrique Vaquié y al subsecretario de Energía y Minería, Eusebio Guiñazú.

El gobernador Alfredo Cornejo, junto al ministro de Economía, Infraestructura y Energía, Enrique Vaquié y al vicepresidente de la empresa canadiense Crown Point Energy INC, Daniel Lanussol, anunciaron un importante descubrimiento de gas y petróleo en dos pozos del yacimiento Cerro Los Leones, ubicado la cuenca Neuquina en el departamento de Malargüe. Los pozos recuperados tienen una capacidad de producción de 1 millón de barriles de reservas a ser explotados en un periodo de 10 años, es decir, una facturación de USD 52 millones para ese mismo plazo. Las regalías adicionales para la provincia serán de USD 8 millones. Para realizar las tareas de exploración se invirtieron USD15 millones, se procedió a la contratación de 17 empresas mendocinas para

actividades específicas y se crearon más de 200 puestos de trabajo. Antes de fin de año se espera una nueva inversión de entre 7 y 10 millones de dólares para continuar con los trabajos. El gobernador de la provincia, Alfredo Cornejo comentó: “Nos hemos propuesto exigir el cumplimiento de los contratos a todos por igual, sin privilegios de ningún tipo. Las inversiones que contractualmente se hayan garantizado se deben llevar a cabo en los plazos establecidos. Creemos que en un mediano plazo Mendoza va a recuperar los niveles que requiere de producción de gas y petróleo para mejorar las regalías y las inversiones”. En el primero de los pozos se descubrió una capacidad de producción de 19.000m3 por día de gas y 3 m3 por día de petróleo de una formación geológica denominada Grupo Neuquén a 1.000mbpp. El segundo pozo

tiene una capacidad aproximada de 35m3/día de petróleo, que corresponde a la formación Chachao de roca ígnea fracturada a 1.600 mbpp. Por su parte, el ministro del área, Enrique Vaquié, destacó: “Este es un descubrimiento muy importante para Mendoza porque es un área de la segunda ronda que adjudicó la provincia y luego de 7 años de tareas de exploración se pueden ver los resultados de todo este trabajo”. En el año 2013, luego de iniciado el segundo periodo de exploración en el Cerro Los Leones, la empresa canadiense Crown Point anunció que continuaría investigando en la parte sur y norte del área. En la primera de éstas, es donde se realizaron los descubrimientos anunciados, siendo que en la parte norte se ejecutarán tareas de exploración 3D antes de fines de 2016. Próximamente, la empresa deberá

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entregarle al Gobierno un plan de desarrollo, donde especifique la inversión económica que realizará y las nuevas exploraciones e inter-

venciones de pozos a ejecutar, entre otros. A su vez, por requisito en el pliego, la empresa deberá cumplir con el pago de un porcentaje de

la inversión que se comprometió al fondo escolar para reparación de edificios educativos y el cumplimiento al compre mendocino.

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Cuyo aumentó su participación petrolera en la producción nacional Entre 2014 y 2016 la provincia tuvo una participación ascendente de 13,84% a 15,35% al sistema nacional, a raíz del incremento de un 8,67% en su producción hidrocarburífera.

a Dirección de Hidrocarburos de Mendoza anunció un indicador muy alentador para la actividad de la provincia, esto es el incremento de un 13,84% a un 15,35% de participación sobre la producción total de petróleo y gas en Argentina. Mendoza alcanzó una variación de un 8,67% entre los años 2014 y 2016 en su producción petrolera medida en m 3 diarios, logrando incrementar su participación en el rendimiento de la industria nacional. Hasta el 2014, los niveles de producción total de petróleo en la provincia se mantuvieron en un promedio de 11.706 m 3 /día, consiguiendo una mejoría un año después de 12.322 m 3/día, hasta llegar a un

nivel de 12.721 m3/día en el 2016. Por el contrario en lo que respecta al rendimiento del gas, si bien en 2015 Mendoza tuvo una participación nacional del 5,74%, se percibió un estancamiento del 5,26% en 2016. Al respecto, el director de Hidrocarburos, Santiago Fernández Herrero, explicó que “en gas nos mantenemos con una producción flat (plana) y al haber incrementado la producción total hemos perdido participación”. PRODUCCION NACIONAL Asimismo, los niveles de producción nacional hidrocarburífera también mostraron una importante variación año a año. Específicamente en gas, la variación alcanzada entre

2014 y 2016 aumentó en un 10,09% en producción total en MMm 3/día. Si bien en 2014 se produjo 113 MM m 3 /día, en 2015 se llegó a superar los 117,5 MM m 3 /día, es decir un 3,98% de incremento, para luego ubicarse en 124,4 MM m 3 /día en 2016, un 5,87% más que el año anterior. Finalmente, los valores del petróleo nacional no tuvieron el mismo impacto positivo que la gasífera, ya que mostró una disminución del 2,08% en 2016 respecto al 2014. La producción total argentina petrolera para este año logró los 82.849 m 3/día, un decaimiento sobre los 84.606 m 3 /día que se concretaron en 2014.

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La cuenca cuyana reafirma la búsqueda de inversiones En un congreso nacional del sector, realizado a fines de octubre en Bariloche, el director de Hidrocarburos de Mendoza, Santiago Fernández Herrero, reafirmó que Mendoza está preparada para la exploración y la explotación de hidrocarburos.

l director de Hidrocarburos de Mendoza, Santiago Fernández Herrero, lo aseguró al participar en el VI Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas realizado por el Instituto Argentino de Petróleo y del Gas (IAPG), un encuentro donde convergen las visiones de todas las provincias productoras de petróleo y gas. Desde el congreso justificaron que la exploración y producción de petróleo y gas guarda estrecha relación con la zona en la cual se desarrollan estos recursos estratégicos. Por eso, se invitó a todos los actores relacionados con la industria a ser parte de las exposiciones, presentaciones de trabajos técnicos y confecciones de mesas redondas de trabajo en el Hotel Llao Llao de Bariloche. “Desde la dirección presentamos un trabajo sobre la industria hidrocarburífera de Mendoza que fue muy bien recibido en el congreso y donde demostramos la seguridad jurídica, el trabajo serio con los sindicatos y el accionar del Gobierno para el fomento y crecimiento de la provincia, tanto en tareas de exploración como explotación”, comentó Fernández Herrero. El funcionario mendocino participó en la mesa redonda “La visión de las provincias productoras a través de sus representantes”, donde se trataron temas como los desafíos que implica la coordinación federal y provincial para generar incentivos que atraigan inversiones hidrocarburíferas, la planificación urbana para mejorar la radicación de profesionales, técnicos y mano

»» Santiago Fernández Herrero, director de Hidrocarburos de Mendoza.

de obra, los desafíos para la estandarización de las normas relacionadas con la seguridad y medio ambiente y la comunicación del valor estratégico del sector para las economías locales y el crecimiento regional. Este congreso representa un ámbito técnico de proyección nacional e internacional que contribuirá al acercamiento de las inversiones necesarias para su desarrollo. Además, fomenta el debate amplio

entre profesionales de la industria, funcionarios y académicos para generar ideas y proyectos que posibiliten entender los desafíos y fortalecer la industria proyectándola al futuro. Para finalizar, Fernández Herrero elogió la iniciativa y agregó: “Este encuentro va a ser un puntapié para continuar trabajando en nuestra política de desarrollo hidrocarburífero de Mendoza”.

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En Mendoza no se explota el cuantioso crudo pesado Según estimaciones de YPF y de la Dirección de Hidrocarburos de la provincia, el potencial de crudo pesado y extra pesado existente en el subsuelo de Mendoza es equivalente a todo el volumen de crudo convencional disponible en el territorio provincial. Sin embargo, las inversiones para exploración, extracción y refinación de esa clase de petróleo son muy bajas y por ahora sólo el 7% de la producción anual de crudo que se extrae en Mendoza es pesado.

egún información aportada por el director de Hidrocarburos de Mendoza, Santiago Fernández Herrero, en toda la provincia se extraen 4.560.000 m3 de petróleo al año y sólo 310.000 m3 pertenecen a la categoría de pesados. El área con mayor participación en esa clase de crudo es Cerro Fortunoso, con un volumen de 215.000 m3 de extracción anuales, seguido por LLancanelo (70.000 m3 por año) y Cajón de los Caballos (25.000 m3 por año). En lo que respecta a las inversiones, los números muestran con claridad cómo las empresas petroleras priorizan las zonas con reservas de crudo liviano y dejan en un segundo plano las áreas de crudo pesado. Estadísticas de la Dirección de Hidrocarburos indican que entre todas las empresas petroleras han invertido

»» Santiago Fernández Herrero confía en el potencial del petróleo pesado cuyano.

un total de USD 2.426 millones entre 2011 y 2015 en Mendoza. De ese valor, sólo el 4,46% se concentró en tareas de perforación en las zonas productoras de crudo pesado (se perfora para explorar o extraer). En el área de mayor protagonismo en esa clase de petróleo, Cerro Fortunoso, se invirtieron USD 61,6 millones durante ese período, en Llancanelo se invirtieron USD 42,4 millones (YPF tiene una participación de 61%, Petro Ap un 27% y Roch el 10% restante) y en Cajón de los Caballos USD 4,2 millones. En 2016, las inversiones de YPF en esas áreas petrolíferas continuaron pero a un ritmo mucho menor que las zonas de crudo liviano. Un informe elaborado por la compañía indica que hasta julio de 2016, YPF ha desembolsado USD 104 millones en el negocio de crudos pesados. La mayor parte se destinó al yacimiento Llancanelo (USD 87 millones) y el dinero restante (USD 14 millones) se utilizó para exploración de crudo pesado en otras áreas petrolíferas.

En total, YPF ha perforado 27 pozos de petróleo pesado (23 horizontales y 4 verticales) y mantiene una producción de 1.500 barriles diarios de petróleo extra pesado a través de pozos horizontales de largo alcance en Llancanelo (único proyecto de crudo extra pesado produciendo en Argentina). También se destinaron inversiones en otras zonas en las que se ha confirmado que hay crudo pesado disponible, pero siempre en pequeñas proporciones. Entre 2011 y 2015 se desembolsaron USD 174,3 millones en tareas de perforación en Chachahuén (70% pertenece a YPF, 10% a Emesa, 10% a Kilwer y 10% a Ketzal, VilaManzano) y USD 9,68 millones en Llancanelo R (el 100% pertenece a YPF). En ambos casos, las inversiones estuvieron exclusivamente en manos de YPF, según la información de la Dirección de Hidrocarburos. Además, Emesa y Medanito han invertido en tareas de exploración en estudios 3D en el área Lindero de Piedra.

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El cuadro económico y operativo que descarta al crudo más denso El total de inversiones en crudo pesado y extra pesado no es comparable a los desembolsos que se realizan en la producción de crudo convencional. Para entender por qué las empresas hidrocarburíferas han destinado tan pocos recursos a un producto con tanto potencial, es necesario analizar cuatro variables: el escenario económico, el costo de producción, la calidad del crudo y la rentabilidad proyectada.

a ausencia de grandes inversiones destinadas a la extracción y producción de crudos pesados y extra pesados evidencia la falta de interés por parte de las empresas hidrocarburíferas. Hay dos grandes variables que hacen de la extracción de crudo pesado un

negocio poco atractivo en la actualidad. Una de ellas es el elevado costo que implica trabajar con esa clase de petróleo en comparación a los crudos livianos y la otra es la caída del precio

internacional del barril de petróleo. El economista experto en hidrocarburos, Andrés Koleda, explicó lo referido a esa segunda variable. “El barril de petróleo WTI cotiza

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actualmente a USD 44,90 mientras que hace poco más de dos años había alcanzado un valor cercano a USD140”, define el experto. “Claramente el precio actual del crudo resulta mucho menos atractivo que el de algunos años atrás, lo que ha generado menos ganancias para las empresas hidrocarburíferas y ha desalentado el desembolso de inversiones dentro y fuera de la provincia”, continuó el economista. No es un dato menor que en Argentina se paga el barril de petróleo a un valor mayor que el precio internacional (ronda los USD 70), pero la diferencia no alcanza a compensar la baja atracción del negocio y la inestabilidad de la economía interna de los últimos años desalienta las inversiones en todos los rubros. “Es muy difícil saber qué precio debe tener el crudo para que el negocio de extracción y refinación de petróleo pesado sea rentable, pero por el nivel de inversiones que se realizan actualmente, está claro que hoy los números no cierran”, continuó Koleda.

rotación para la extracción. Lo que cambia es que “en las extracciones Un gran diferencial entre el crudo no convencionales se deben hacer liviano y el pesado es el costo que perforaciones más complejas y se demanda su utilización. El segundo deben inyectar diferentes clases de es mucho más caro desde la extrac- químicos o vapor para ablandar el ción hasta la destilación, lo que lo crudo”. Se mostró de acuerdo el director de hace mucho menos atractivo que el primero. Son tantas las variables Hidrocarburos, Santiago Fernández que intervienen durante la totalidad Herrero, quien aseguró que “el crudo del proceso que resulta complicado extra pesado de Mendoza se obtiene determinar con precisión cuál es la casi siempre por la inyección de vadiferencia en plata para uno y otro por”. De todas formas, el ingeniero caso, pero un breve análisis sobre Pablo Maccari aseguró que la mayor los puntos más importantes permite diferencia de costos entre el crudo tener una idea de las diferencias que liviano, el pesado y extra pesado no se encuentra en la etapa de extracexisten. El ingeniero experto en petró- ción, sino en la refinación. “El crudo leo, Pablo Maccari, sostiene que pesado y extra pesado es mucho más g e n e r a l m e n t e l o s p r o b l e m a s difícil de separar y trabajar que el liviaque se presentan tienen que ver no, por eso su costo de tratamiento con el nivel de dureza del petró- es mucho más elevado. Es tanta la leo y con la superficie inaccesible. diferencia, que en el contexto econóEs ahí donde se encuentra una de las mico actual es más conveniente traer mayores diferencias entre las distin- crudo liviano en barco desde Arabia tas clases de crudo. Maccari señaló Saudita y destilarlo en Argentina, que que en ambas clases de extracción extraer el crudo pesado del territorio se utiliza una bomba con sistema de nacional”, aseguró. COSTO MÁS ELEVADO

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Proyecciones positivas para dar curso a las reservas mendocinas Más allá del desfavorable escenario económico actual y el elevado costo que tiene el proceso completo de utilización de crudo pesado, ante el volumen de ese tipo de reservas, las expectativas a largo plazo son favorables para Mendoza.

l director de Hidrocarburos de Mendoza, Santiago Fernández Herrero, consideró que el futuro de la producción de petróleo en Mendoza estará en los petróleos pesados. “A medida que vayan disminuyendo las reservas de crudo liviano se irán reemplazando por los crudos pesados. Por la capacidad proyectada para Mendoza en esa clase de petróleo, se puede pensar que el crudo pesado va a permitir mantener el promedio de extracción de 4.560.000 m3 anuales”, indicó. “Está claro que todo el borde norte de la cuenca Neuquina, ubicado en

Mendoza, tiene recursos de petróleo pesados y extra-pesados en gran cantidad. Si los datos exploratorios determinan que el crudo puede ser utilizado, se volverá un negocio atractivo en el tiempo”, opinó el funcionario. Voceros de YPF también ven con buenos ojos el futuro del crudo pesado y extra pesado de Mendoza. Los representantes de la empresa estatal indicaron que hay varios factores a nivel mundial que mejoran las expectativas. Entre ellos, mencionaron la reducción de los costos por la aparición de nueva tecnología para mejorar la recuperación de crudos pesados; el pico alcanzado en la producción de petróleo de yacimientos convencionales y los precios internacionales elevados registrados en la última década, aunque el valor haya caído en los últimos dos años. El economista Andrés Koleda fue mucho más prudente a la hora de analizar el atractivo del negocio del crudo pesado. “El negocio hidrocarburífero es completamente impredecible. Nadie vio venir la baja del precio internacional del barril

de crudo y nadie puede saber qué va a pasar en 15 o 20 años. Si sólo dependiera de la oferta y demanda sí podríamos confirmar el potencial del petróleo pesado, pero en este sector la incidencia de otras variables es fundamental, principalmente de la política”, indicó. Qué son los crudos pesados Para entender la diferencia entre crudos livianos, pesados y extra pesados, se deben considerar los “grados API” que tiene el petróleo en cuestión. Esa unidad de medida, representa el nivel de densidad del crudo en cuestión. Mientas más bajo es el valor, mayor es la densidad y por tanto mayor es la dificultad para extraerlo. El director de Hidrocarburos de Mendoza, explicó que por debajo de 10° API, el crudo es considerado extra-pesado; si el mismo está entre 10° y 22° API, es considerado pesado; de 23° a 29° es mediano y de 30° hacia arriba es liviano. “Hay que tener en cuenta que el petróleo en Mendoza tiene en promedio unos 24°, mientras que el WTI (West Texas Intermediate) tiene 39°API, que es un crudo liviano”, aclaró el funcionario para explicar la situación.

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Se lanza en Rivadavia la Tecnicatura en Petróleo La Dirección General de Escuelas, el Insutec (Instituto Superior Tecnológico) y el Municipio de Rivadavia firmaron el convenio para lanzar la tecnicatura en petróleo en 2017. De la firma del convenio participaron el intendente de Rivadavia, Miguel Angel Ronco; el director de Educación Superior, Gustavo Capone; la directora de Cultura y Educación, Florinda Seoane, y la subdirectora de Educación, Rosana Giacca.

as inscripciones son únicamente por internet en el sitio http:// www.insutec.edu.ar/ y están habilitadas desde setiembre último. El curso de preparación se dictará tanto en aulas del ITU como la UTN de Rivadavia y el cursado será en 2017, en el edificio que construirá la Municipalidad de Rivadavia en los galpones del ferrocarril, donde también pasará a funcionar el Instituto de Educación Física. “La idea es regionalizar la educación pública hacia los departamentos y con Rivadavia ya hemos tenido una serie de reuniones para llevar la carrera de Petróleo, cuya actividad tiene un gran desarrollo en toda la zona de Vizcacheras”, señaló Gustavo Capone, director de Educación Superior de la DGE. Además, recordó que la provincia tiene 27 institutos de educación superior estatales y otros 60 privados: “Esto suma unos 40.000 estudiantes, es decir, más que la totalidad de alumnos de las universidades públicas y privadas de

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Fértil convenio firmado en Rivadavia, para la formación terciaria de petroleros.

Mendoza”. “Por eso es que hemos acordado abrir una sede local, para que esos chicos que son de la región, estudien en Rivadavia se eviten el viaje y tengan acá, en el departamento, la posibilidad de desarrollarse en una carrera, como es la Tecnicatura en Petróleo, que tiene

una gran inserción laboral inmediata”, concluyó Capone. El Municipio comenzó a restaurar los viejos galpones del ferrocarril para construir allí un complejo de 16 aulas, con salón de profesores, dirección y sanitarios. “Se trata de un gran edificio de más de 140 metros de longitud que

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hay que recuperar y que estará dividido a la mitad. Tendrá dos ingresos, uno para las clases del Insutec y el otro para el Instituto de Educación Física (IEF) de Rivadavia, que hoy no tiene sede propia”, afirmó el intendente de Rivadavia, Miguel Ronco. También explicó que “se realizará una inversión de unos cuatro millones de pesos, con la idea de que el lugar esté terminado para el próximo ciclo lectivo”. INSUTEC El Insutec (Instituto de Educación Superior de gestión estatal), que depende de la Dirección General de Escuelas de la Provincia de Mendoza, inició sus actividades a fines de 2003 y desde entonces ofrece a sus alumnos títulos oficiales en carreras técnicas de corta duración, con amplia salida laboral. Responde así a las demandas del medio. En virtud de ello, surgió la Tecnicatura Superior en Minería, carrera vanguardista en la provincia de Mendoza que arraiga y fortalece

su oferta debido al desarrollo de emprendimientos mineros que se están llevando a cabo en todo el país. Cuenta con el apoyo de la Asociación Obrera Minera de Mendoza, la Dirección de Minería, la Comisión Nacional de Energía Atómica y la Cámara Mendocina de Empresarios Mineros. Conscientes de las necesidades imperantes, tanto a nivel provincial como nacional, desde el Insutec se advirtió la necesidad de ofrecer otras carreras de nivel superior, situación que posibilitó desde 2004 el dictado de la Tecnicatura Superior en Higiene y Seguridad Laboral, para dar respuesta a los requerimientos de empresas privadas y reparticiones públicas que solicitan personal especializado destinado a prevenir riesgos laborales. Por otra parte, la tendencia originada en el seno de las empresas petroleras hacia una demanda de técnicos formados en la especialidad, sumada al continuo auge de proyectos petroleros en la provincia y a la necesidad de generar mano de obra idónea para

ser incorporada a los mandos medios de esta actividad, motivaron a las autoridades del instituto a implementar la Tecnicatura Superior en Petróleo que se dicta desde 2006. PROGRAMA La carrera reconoce sus orígenes en el año 2006, como “Tecnicatura Superior en Petróleo y Gas”, (Res. Nº 515/14-DGE). Fue planificada para satisfacer los requerimientos vinculados a la crisis energética relacionada con el petróleo, y con la intención de generar nuevas fuentes de trabajo con una importante inserción laboral. El proyecto que la impulsa postula que sus egresados están en condiciones de: • Realizar acciones de prospección, exploración, explotación, evaluación y desarrollo de yacimientos de petróleo y gas, operaciones de muestreo, refinación y análisis químicos. • Participar en proyectos petroleros.

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• Controlar las normas de seguridad y el cuidado del medio ambiente. • Operar instrumentos y máquinas que intervengan en los procesos de producción. • Asesorar en la selección, compra y venta de insumos, materias primas, productos y equipamiento específicos de la actividad. Su plan de estudios además de los contenidos pedagógicos comunes a todo terciario, presenta materias específicas como Introducción a la Industria del Petróleo y Gas, Informática Aplicada, Física, Química, Geología General y del Petróleo, y Problemática Socio-cultural y del Trabajo, y prácticas profesionales, desde el primer año. En el segundo año ya incursiona en Producción I, Reservorios I, Refinación del Petróleo, Mecánica de los Fluidos, Perfilaje de Pozos, Producción y Tratamiento del Gas, Perforación, Gestión Ambiental, Legislación Hidrocarburífera, Impacto Ambiental y Recursos Humanos Ambientales.

En el último año, profundiza conocimientos con Producción II, Físico Química, Formulación y Evaluación de Proyectos, Ética Profesional, Higiene y Seguridad Laboral, Reservorios II,

Equipo de Reparación y Terminación de Pozos, Termodinámica y Máquinas Térmicas, Mecánica Aplicada, Electrotecnia y Máquinas Eléctricas, y una intensiva Práctica Profesionalizante III.

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El know how de empresa mendocina reconocido a nivel internacional La firma OMNITRONIC fue distinguida con el premio “Mejor Empresa”, en el Congreso Latinoamericano sobre corrosión realizado este año en México, como reconocimiento a su contribución a la ingeniería y ciencia de la corrosión con tecnología de alto impacto. La distinción fue dirimida en NACE International, el organismo rector de la especialidad, e incluyó la invitación a desarrollar una charla magistral en el auditorio mayor del simposio.

a disertación estuvo a cargo del ingeniero Norberto Aldo Pesce, de nacionalidad argentina, quien posee una vasta trayectoria en el campo de la Protección Catódica. El Ing. Pesce se especializó en el tema durante los años ‘80 y para el año 1989 ya había fundado su propia empresa en la Argentina, la que desde 1992 giraría bajo el nombre Omnitronic SA. En esta empresa ha desarrollado una función tanto gerencial como de referente técnico desde sus inicios y a partir de ella ha participado y participa como especialista en PC certificado por NACE en consultorías y capacitaciones en su país e internacionalmente. Omnitronic, en crecimiento constante desde sus inicios, es hoy referente de excelencia técnica y eficiencia operativa en todo Latinoa-

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El ingeniero Norberto Pesce describe el expertise que resultó premiado.

mérica para estudios, instalaciones y diseños de protección catódica. Por otro lado, Pesce se ha involucrado de manera personalizada en el soporte como usuario para el desarrollo de equipos rectificadores automáticos para protección catódica y como diseñador, instalador y operador en el campo de la aplicación de protección catódica de casings para pozos de producción de gas y petróleo. Es además socio fundador y director de Globalis SA, empresa dedicada al desarrollo de software, soluciones tecnológicas y comunicaciones y es socio cofundador y director de KMT Electronics SA, empresa que diseña y fabrica en Argentina sistemas de energía ininterrumpible y equipos rectificadores automáticos de tecnología switching para la industria del Gas & Petróleo para el mercado latinoamericano.

EVOLUCIÓN El ingeniero Pesce se inició como gerente del área de Telecomunicaciones y Telemetría, Electro instrumentación y Protección Catódica en la Empresa Cogasco SA (constructora, operadora y por contrato responsable de transporte, operación y mantenimiento del Sistema Gasoducto Centro Oeste por 15 años). Este sistema, destinado a tratar y transportar gas desde los ricos yacimientos gasíferos de Loma de la Lata hasta provincia de Buenos Aires, tenía el más moderno sistema de comunicaciones y telemetría disponible en los ‘80 en el mundo. A través de esta empresa tomó contacto con NACE International y comenzó su capacitación y posteriores certificaciones con este organismo. “Los comienzos de la empresa propia fueron difíciles: Todo el espectro de la exploración, producción, transporte y distribución

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de gas y petróleo era monopolizado por empresas estatales, refractarias a la participación de nuevas empresas”, reconoce el experto. Con las privatizaciones que llegaron en los años ‘90, las operadoras exigieron calidad y precio y allí Omnitronic incursionó de lleno en la instalación de sistemas de protección catódica. La compañía naviera Pérez Companc le ofreció la responsabilidad de diseñar e instalar un piloto para la protección catódica de casings de pozos petrolíferos en el Yacimiento Piedras Coloradas; instalando un dispersor profundo para proteger una malla de múltiples pozos utilizando rectificadores automáticos con tecnología switching y salidas múltiples. Estas instalaciones marcaron un hito en la protección catódica externa de pozos petroleros en la Argentina y, a instancias de Pérez Companc, la empresa instalaría sistemas similares en todo el centro y sur del país.

últimas herramientas para instalaciones, estudios y diseños de protección catódica, como por ejemplo el software Beasy CP® para simulación por elementos frontera de los sistemas de protección catódica enterrados, el cual permite predecir la distribución de las corrientes y potenciales polarizados en las estructuras a proteger.

De la mano de sus clientes, YPF y Pan American Energy, Omnitronic desarrollaría sistemas de calidad, certificando en 2004 la norma ISO 9001 y posteriormente ISO 14001 y OSHAS 18001. El crecimiento sostenido le permitió instalar bases en Río Gallegos y Comodoro Rivadavia, sumadas a su sede central en Mendoza. En 2010 se funda Globalis SA, destinada al desarrollo de software y soluciones tecnológicas, con base en Mendoza y proyección internacional; además se cofunda KMT Electronics SA con sede en Rosario para fabricar y proveer al mercado latinoamericano con equipos rectificadores automáticos de protección catódica y sistemas

De cara al futuro, la empresa se adapta a la coyuntura del mercado y de su propio crecimiento reforzando los valores y principios que le permitieron progresar con un plantel de formación técnica adecuada, con capacitación continua y certificaciones NACE habilitantes (cuenta incluso con un instructor NACE). En palabras del Ing. Pesce: “Como desde los inicios, con foco en el trabajo de equipo capacitando y fomentando el necesario recambio generacional. Gerencias lideradas por jóvenes profesionales ya capacitados en lo específico, con edades por debajo de los 40 años, revitalizando con su empuje y proactividad el rumbo de la empresa”.

»» El galardón, sustentado en una extensa y ponderada trayectoria de técnicos y profesionales de Omnitronic.

de cargadores, rectificadores y UPS industriales para procesos críticos en la industria del oil and gas, minería y plantas de generación de energía eléctrica. FUTURO Fiel a sus principios, Omnitronic ha adoptado en la actualidad las

cuenca noroeste • Amplían la frontera del tight gas en Acambuco. • Puesto Guardián, la apuesta en el Chaco salteño.

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En Acambuco ya exploran las fronteras del “tight gas” En el Noroeste argentino muchos daban por sentado que la última frontera estaba en los maduros yacimientos de gas convencional de Ramos, Aguaragüe, San Antonio Sur y Acambuco. En esos mismos bloques, sin embargo, empezaron a explorarse las fronteras del enorme potencial de “tight gas” que un informe de Schlumberger, publicado por Oilfield Review en septiembre de 2012, atribuyó a la formación Los Monos en la franja fronteriza con Bolivia.

on menos de 150 pozos perforados, la inmensa superficie del reservorio no tuvo hasta ahora una exploración extensiva. Pan American Energy (PAE), la operadora de Acambuco, informó que parte de las inversiones que

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El geólogo Ricardo Alonso destaca propiedades de los reservorios de tight gas.

anunció la compañía en el país, por 1.400 millones de dólares, se volcarán en operaciones iniciadas en el área hidrocarburífera de Aguaray,

para afianzar la producción de sus pozos convencionales y prospectar un reservorio de gas no convencional en Los Monos.

Así lo ratificaron el vicepresidente de Relaciones Institucionales de PAE, Daniel Felici, y el responsable de Comunicaciones de la empresa en la Cuenca Noroeste, Francisco Jamardo, en una reunión que mantuvieron el pasado 6 de octubre con el ministro de Ambiente y Producción Sustentable de Salta, Javier Montero, y el secretario de Energía de esa provincia, Marcelo Juri. En ese encuentro también se trataron iniciativas relacionadas con los programas de Responsabilidad Social Empresaria (RSE) que PAE desarrolla en apoyo al sector Pyme y emprendimientos comunitarios, sociales y educativos. Sobre el “tight gas” de Los Monos, el geólogo Ricardo Alonso explicó que el recurso se encuentra entrampado en rocas muy distintas a las arcillas o esquistos bituminosos. Se trata de areniscas compactas, de muy baja permeabilidad, que

retuvieron y entramparon el hidrocarburo que migró desde otras formaciones. Desde mucho antes de la publicación del informe de Schlumberger, estudios que realizó YPF en la franja territorial que se extiende desde San Martín, Orán y Rivadavia (en la frontera con Bolivia) hasta Anta, Metán y Rosario de la Frontera (en el sur de Salta) marcaron la existencia de extensas unidades rocosas, formadas por arenas compactas o areniscas, impregnadas de gas. Hoy el nombre más usado para designar a esos hidrocarburos gaseosos es “tight gas”, aunque también se los llama “gas de arenas compactas”, “gas de baja permeabilidad” o “gas de arenas profundas”. Alonso, quien se desempeñó como secretario de Minería y Recursos Energéticos de Salta entre 2005 y 2007, precisó que la producción de un pozo de “tight

gas” es de aproximadamente un 10 a 15% de lo que produce uno de gas convencional, por lo que estos últimos son todavía los más buscados en función de las variables económicas. El doctor en ciencias geológicas que coordinó los trabajos que definieron las áreas libres licitadas en Salta desde 2005, recordó que las areniscas portadoras de gas deben recibir una estimulación, a través de fracturamientos hidráulicos, para liberar el recurso. Sobre lo anterior, y como dato de interés, Alonso destacó que los reservorios de “tight gas” requieren de menor fractura hidráulica que los campos de “shale gas”, lo que implica menores costos. Sin embargo, a nivel de producción, se pueden alcanzar cantidades parecidas. Esto representa un punto a favor del gas de arenisca frente al gas de esquisto.

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Alonso, un reconocido investigador de la UNSa y el Conicet, recordó que el NOA tiene depósitos de petróleo y gas especialmente en las rocas devónicas y cretácicas. En la formación Monos, roca madre generadora de gran parte

de los hidrocarburos de la Cuenca norteña, el recurso se encuentra en la secuencia devónica. Entre las formaciones marinas de areniscas devónicas de la cuenca argentino-boliviana, que entrampa-

ron el “tight gas”, están las unidades denominadas Santa Rosa, Huamampampa e Iquire. Alonso hizo notar que las reservas allí contenidas se encuentran a profundidades dos o tres veces mayores que en la cuenca Neuquina.

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Puesto Guardián, chance petrolera en el Chaco salteño En Puesto Guardián, área de la cuenca Noroeste que en los años ‘70 alumbró los primeros hallazgos de petróleo comercial en la formación Yacoraite, la operadora President Energy avanzó en el segundo semestre de 2015 con estudios exploratorios e intervenciones que buscan revitalizar la producción de sus yacimientos.

l cierre de este Anuario Petrolero, la compañía de capitales británicos informó que las operaciones de tubería continua (coiled tubing) iniciadas en el bloque de Pichanal (Orán) se completaron en el primero de los cinco pozos abarcados por el programa. La intervención en el PE-3, un pozo de producción cerrado desde 1993 en el yacimiento Pozo Escondido, “proporcionó información valiosa y ha fluido una cantidad limitada de petróleo a la superficie”, comunicó la operadora. Aunque la estimulación y las pruebas prolongadas no pudieron realizarse a causa de una fuga de tubo, la operación demostró que los reservorios de la formación Yacoraite permanecen sin depleción significativa y confirmó que ese yacimiento puede entregar petróleo sin necesidad de elevación artificial. President se dispone a iniciar ahora en el PE-3 una campaña de reacondicionamiento de pozos (workover) programada en Puesto Guardián, Cañada Grande, Dos Puntitas, Pozo

Escondido y Martínez del Tineo. En esos yacimientos, la petrolera británica que tiene el 100% de la concesión del bloque desde julio de 2014, llevó adelante una serie de estudios geológicos y geofísicos con los que evaluó la estimulación hidráulica de muchos pozos que fueron cerrados por falta de producción. También tiene en carpeta la exploración de la perspectiva paleozoica de la formación Martínez del Tineo en busca de gas profundo. Esa oportunidad fue

objeto de un informe auditado en el que Gaffney Cline & Associates (GCA) evaluó el recurso prospectivo en 16.140 millones de metros cúbicos de gas y 14,5 millones de barriles de condensado. En el yacimiento Dos Puntitas, en tanto, se suspendieron en octubre los intentos de completar el pozo de desarrollo DP-1002. La operadora señaló que la medida transitoria se debió a fallos mecánicos que no tienen relación alguna con los factores geológicos del reservorio productor.

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El aterrizaje horizontal de la perforación demostró que el objetivo del pozo es robusto”, remarcaron fuentes técnicas, tras precisar que allí las reservas independientes probadas y probables son de 11 millones y de 18,1 millones de barriles, respectivamente. Puesto Guardián es un bloque de 622 kilómetros cuadrados, compuesto por cinco campos que en los años 80 alcanzaron una producción de 9.000 barriles diarios de crudo. En la actualidad aporta 300 barriles diarios de crudo. En las inmediaciones de

esa concesión, President Energy controla las licencias de exploración de otras dos áreas petroleras de la cuenca Noroeste, Matorras y Ocultar, que cubren 2.203 kilómetros cuadrados. DESCUBIERTOS EN LOS ‘70 En los ‘70, YPF inició un programa exploratorio en las Lomas de Olmedo, dentro de la cuenca cretácica, en pleno chaco semiárido. Una de las tantas perforaciones concluyó a fines de esa década, cerca de la localidad de Martínez de Tineo, con el primer descubrimiento de petróleo comercial

en la formación Yacoraite. Ese hallazgo posibilitó que YPF alumbrara en esas serranías del departamento Orán otros yacimientos, como Puesto Guardián, Cañada Grande, Vinalar Norte, Pozo Escondido, Puesto Climaco, Dos Puntitas, Divisadero Sur, Las Avispas y La Reina. Todos tienen la particularidad de producir un crudo de alto contenido parafínico y poco gas asociado. Las mismas características se presentan en otras áreas hidrocarburíferas de la zona, como Balbuena Este, El Chorro, Yacarecito, La Bolsa, Cañada Grande y Valle Morado.

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Evalúan la reactivación de 200 pozos petroleros en Vespucio En General Mosconi, sede del antiguo Yacimiento Norte de YPF, empresas de servicios hidrocarburíferos están expectantes a la evaluación de una iniciativa que prevé la reactivación de cerca de 200 pozos petroleros, de poca profundidad, en las cercanías de Campamento Vespucio.

x agentes ypefianos le entregaron el proyecto al presidente de la Nación, Mauricio Macri, cuando viajó a Santa Victoria Este para entregar los títulos a los primeros enfermeros, de comunidades originarias de la etnia wichi, egresados de la Universidad Nacional de Salta (UNSa). En junio, la Casa Rosada confirmó que una comisión técnica de la cartera de Energía evalúa la factibilidad de aprovechamiento de esos pozos que, según las proyecciones productivas, podrían motorizar importantes emprendimientos y contener empleos ligados a la actividad en Mosconi y Tartagal.

Raúl Palomino, un experimentado técnico de YPF, sostuvo durante años que, con mínimas inversiones, podía recuperarse la mitad de los pozos de los antiguos yacimientos de Vespucio, Lomitas y Tranquitas. Tras desempeñarse como jefe de asistencia de campo, control geológico y de reparaciones en esas áreas, por más de 30 años, Palomino conocía como pocos su desaprovechado potencial. Insistió hasta el último de sus días en que guardan volúmenes de condensado y crudo suficientes para desarrollar una economía social del petróleo en el norte del país. Palomino falleció el 2 de noviembre de 2015, con 73 años cumplidos, sin

poder ver el proyecto que empujó durante 20 años evaluado con seriedad. Los yacimientos detallados y documentados en la iniciativa están en las inmediaciones de Campamento Vespucio, donde Francisco Tobar comenzó a escribir en 1907 uno de los primeros capítulos de la historia hidrocarburífera del país, empujado por su espíritu de aventura y antiguas crónicas de franciscanos que daban cuenta de la existencia de lagunas de brea en la Quebrada de Galarza. Más de un siglo después, aquellas surgencias espontáneas no sólo perduraron sino que en los últimos tiempos se intensificaron y se hicieron

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simultáneas en varios de los pozos localizados en el entorno de la legendaria “Mina República Argentina”. Las explicaciones técnicas concuerdan más o menos en lo mismo: tras tantos años de estar cerrados, los yacimientos recuperaron presión y los hidrocarburos siguen migrando hacia las bocas de los pozos que fueron abandonados en la década del ‘50, cuando la inversión petrolera se enfocó en Campo Durán y otras áreas mucho más redituables de la cuenca Noroeste. En Tranquitas, Vespucio y Lomitas son 186 los pozos que fueron abandonados. No todos son recuperables, por lo que un capítulo del proyecto que está en evaluación aborda su cierre definitivo. De los 118 pozos que circundan a Vespucio, sólo 4 fueron cerrados por razones técnicas. ‘Conocedores de sus condiciones geológicas y productivas, creemos que un gran proyecto puede desarrollarse en el norte‘, afirmó Mario Reartes, un ex agente de YPF de Mosconi. Esa localidad tiene una importante cantidad de pymes ligadas a la actividad petrolera. Dos de esas empresas de servicios, Petersen y Upetron, cuentan con equipos

y experiencia en perforaciones. “Estamos convencidos de que la explotación de pozos marginales, o de baja productividad, guardan una enorme oportunidad. Estructuralmente, estamos en condiciones de operar este tipo de trabajos, con gente que sabe de producción, perforación, terminación y reparación de pozos petroleros y gasíferos”,

puntualizó Andrés Ayala, directivo de Petersen. “Son pozos que no interesan a las compañías más grandes, pero que pueden aprovecharse para dinamizar las economías de la región, ocupar a las empresas de servicios de la zona y generar empleos”, acotó Alfredo Abud, referente de Upetron.

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Tecpetrol apoya en Tartagal a estudiantes de siete etnias En Tartagal, uno de los principales bastiones de la actividad hidrocarburífera de la cuenca Noroeste, una singular propuesta académica cumplió dos años con un alumnado que resume en sus aulas la mayor riqueza étnica y lingüística del país.

a tecnicatura en desarrollo aborigen nació por una iniciativa del Consejo de Organizaciones Aborígenes de Jujuy (COAJ), la Municipalidad de la Ciudad de Tartagal y la compañía Tecpetrol que, a través de un programa de Responsabilidad Social Empresaria (RSE), costea los elementos didácticos de todos los estudiantes, refrigerios, sueldos y traslados de los docentes desde Jujuy hasta el norte de Salta. El segundo año lectivo arrancó el pasado 12 de marzo, con 80 alumnos de las siete etnias que habitan distintos parajes de la zona desde tiempos ancestrales: Wichí, Chorote, Tapiete, Chané, Guaraní, Chulupí y Toba. Los estudiantes, de 18 a más de 60 años, fueron elegidos por sus pro-

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Marcelo Juri, secretario de Energía de Salta, destaca la acción concretada.

pias comunidades. “Demuestran un gran compromiso con su formación”, remarcó Natalia Sarapura, directora del COAJ y responsable del terciario en Tartagal, tras destacar el alto nivel de presentismo. “Para muchos, a pesar de las dificultades que se les presentaron, abandonar los estudios nunca fue una opción. Algunos tuvieron que viajar por razones de trabajo, salud o familiares, pero no dejaron de asistir. Otros debieron esforzarse por mejo-

rar su lectoescritura y su capacidad narrativa”, puntualizó Sarapura. La propuesta académica apunta a revalorizar la cultura y el conocimiento ancestral de cada comunidad originaria, a fin de constituir una base para la futura formulación de proyectos, iniciativas productivas, educativas y sociales. El terciario tiene reconocimiento del Ministerio de Educación de la Nación y en Jujuy dio promisorios resultados. Las clases se dictan los fines de semana en un centro de integración comunitaria de

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»» Una de las tantas acciones que emprende Tecpetrol en cada uno de los yacimientos en que está presente, integrando a los sectores más olvidados de la comunidad en proyectos pedagógicos con potencial productivo.

la ciudad cabecera del departamento San Martín, mientras que en el resto de la semana los trabajos se desarrollan en las propias comunidades aborígenes de Tartagal, Aguaray, General Mosconi y Coronel Cornejo. En el primer año, la currícula de la carrera se centró en el afianzamiento del estudio de la identidad de cada pueblo indígena. En el segundo año, los programas se enfocaron en la adquisición de herramientas de gestión y evaluación de proyectos comunitarios, técnicas de investiga-

ción y contenidos centrados en el desarrollo, los derechos humanos y el derecho indígena. En mayo último, ante un pedido del gobierno salteño, Tecpetrol anunció el adelantamiento de trabajos programados para 2017 en los yacimientos de Aguaragüe. El 1 de junio, en función de ese compromiso, inició acondicionamiento de caminos, equipos y locaciones con contratación de mano de obra de la zona. El secretario de Energía de Salta, Marcelo Juri, agra-

deció la disposición de la empresa y calificó el gesto como “un primer paso en busca de la recuperación de la actividad y de los empleos que el sector sostiene en la región”. Aguaragüe, una de las áreas gasíferas centrales de la cuenca Noroeste, comprende los yacimientos de las Sierras de Aguaragüe, San Antonio Sur y Campo Durán, con una superficie de 2.210 Km2. En ese bloque, que tiene como operadora a Tecpetrol, también están asociadas YPF, Mobil, Petrobras, CGC y Ledesma.

seguridad , capacitación & tecnología • Cinco patagónicos finalistas en premios Mayma. • Seminario universitario de Gestión de Proyectos. • Nuevas tecnologías para ahorro energético en la industria.

SEGURIDAD

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Elevando la vara en Seguridad y Salud (Por Julio C. Migliore*/ CeTAP S.A.)

Quienes nos dedicamos a la Seguridad sabemos que las personas cumplen un papel esencial en la contribución a los accidentes. Aportamos tecnología y cada vez mejores herramientas, pero la competencia de la gente seguirá teniendo un rol protagónico.

n e s t e c o n t e x t o , l a f o rmación es de máxima importancia, directamente, porque reduce la posibilidad del error humano (no la elimina ya que el error es parte de la condición humana) e indirectamente por el efecto motivador que produce y que se traduce en comportamientos positivos hacia la seguridad.

»» Julio Migliore, el experto autor de esta nota.

La formación y entrenamiento constituyen un pilar esencial para garantizar una buena gestión de

la seguridad, y sigue siendo un área que –al menos en Argentina y la región- presenta altísimas

oportunidades de mejora. Lamentablemente se observan pocos –o muy pocos- profesionales adecuadamente preparados para asumir un rol de liderazgo, y mucho menos en empresas del sector Petróleo y Gas en donde la administración de la seguridad y la salud constituye un tema sensible y por cierto complejo. Ni hablar del hecho de que la seguridad es una responsabilidad esencialmente de línea y para nada exclusiva de los profesionales en la materia. Es en este escenario que la empresa se ha propuesto subir la vara en todo el sector, poner sobre la mesa las mejores prácticas internacionalmente aceptadas y jerarquizar el management de seguridad, al mismo nivel de profesionalismo que el management financiero, comercial, de producción y de otras variables del negocio igualmente importantes. Nuestro desafío es preparar profesionales para el mundo real,

SEGURIDAD

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SEGURIDAD

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con una mirada superadora y una formación complementaria que les permita gestionar, liderar y tomar decisiones apropiadas para conducir a sus empresas a un desempeño comparable con los mejores estándares de HSE a nivel mundial. Por ese motivo, además de seguir acompañando a las empresas desde dentro, desde hace 3 años hemos traído al mercado un Ciclo de Gestión de Seguridad Industrial, que en 2017 presentará su 4ta edición. El ciclo está compuesto por una serie de Seminarios y Talleres, con foco en aquellas herramientas y prácticas de gestión imprescindibles, además de una fuerte intencionalidad de formar líderes en HSE. Se dicta en Buenos Aires entre los meses de marzo y noviembre (generalmente a razón de un seminario o taller por mes), bajo la Dirección Técnica de CeTAP, la participación de profesionales expertos y la organización de

Campus Conferences, una de las empresas organizadoras de eventos de formación más destacadas de Argentina. Los invitamos a formar parte de este desafío, contribuyendo al desafío de toda la industria: producir

cada vez más y mejor, sin lamentar pérdidas. (*) Julio es socio cofundador y Presidente de CeTAP S.A.: Centro de Tecnologías Aplicadas a la Prevención.

CAPACITACION

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Futuros ingenieros visitaron Cerro Dragón Como parte del “Programa de Apoyo Integral a la Educación” que Pan American Energy (PAE) lleva adelante en el Golfo San Jorge, estudiantes y docentes de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco (UNPSJB) junto a la decana, Graciela Noya, visitaron instalaciones de PAE en el yacimiento Cerro Dragón.

l recorrido incluyó una charla de inducción y visitas a la Planta de Tratamiento de Crudo, la Planta de Generación de Energía, la Planta de Gas, baterías,

pozos y equipos AIB, entre otras instalaciones vinculadas a la línea de producción de petróleo y gas. Tras la visita, alumnos y docentes pusieron en valor la actividad y agradecieron la oportunidad. La profesora Alicia Marchiaro destacó que “desde nuestra visión como docentes, las visitas a las plantas industriales son de suma importancia para reforzar los conocimientos adquiridos en el aula. En este caso en particular la visita al yacimiento no sólo cubrió la mayoría de los conceptos sino que logró una integración de los mismos”. Marchiaro agregó que “los alumnos destacaron la importancia que tuvo para ellos esta visita al encontrarse con situaciones reales y poder apreciar in situ los equipos y sistemas. Además resaltaron las medidas de seguridad que observadas a lo largo de toda la visita y la permanente amabilidad y dispo-

sición de todo el personal de PAE”. En tanto, desde la compañía, la responsable de Relaciones Institucionales, Silvia Barragán, resaltó que “trabajamos por un yacimiento de puertas abiertas y la predisposición de todo el personal de la operación de PAE hacia este tipo de actividades - compartiendo con los alumnos de manera profesional y sumamente didáctica los procesos productivos de la compañía - es para destacar”. Asimismo Barragán consideró que “las visitas que venimos organizando con diferentes grupos desde hace varios años nos permiten compartir con ellos la excelencia con que PAE realiza sus operaciones. Si bien la organización requiere de muchos detalles logísticos, los resultados son altamente satisfactorios y los visitantes regresan muy conformes con lo aprendido”, concluyó.

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Un año de intensiva capacitación en las Pymes de la cuenca Durante el primer semestre de 2016, el Programa Pymes de PAE brindó más de 140 jornadas de capacitación, asesoramiento y asistencias técnicas a través de 13 instituciones locales, en su 11° año consecutivo en el golfo San Jorge y con el foco puesto en el fortalecimiento de emprendedores y empresarios de la región.

»» Funcionarios de PAE y de Comodoro Conocimiento, con los participantes de una de las jornadas de actualización cumplidas.

ólo considerando el primer semestre del año se dictaron más de 23.384 horas de formación a través de 140 cursos, capa-

citaciones, asistencias y actividades, en las que participaron más de 1.200 referentes de empresas y emprendimientos de la zona.

Entre las temáticas de formación que el Programa Pymes ofreció durante los primeros meses de 2016 se destacan: Desarrollo de liderazgo,

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comunicación, evaluación de desempeño, técnicas de venta, servicio al cliente, asociatividad empresaria, negociación, seguridad, márketing, informática, capacitación en oficios, entre otras. Todas las actividades fueron desarrolladas y articuladas con prestigiosas instituciones de la región, socias estratégicas de PAE en el Programa Pymes, como las agencias de desarrollo, los municipios de Comodoro Rivadavia, Rada Tilly y Sarmiento, consultoras locales tales como Management Patagonia, VS Talent, Infotec, Serial de la Torre, Rodrigo Coria Quintana, Sigma, Gemest, Selecta y entidades como IRAM, INTA y Escuela de Negocios de IDEA. Las iniciativas de formación estuvieron orientadas a las necesidades de las pequeñas y medianas empresas de la cuenca, y en este mismo sentido el Programa Pymes de PAE se prepara para seguir aportando propuestas innovadoras, orientadas a empresas de distintas actividades comerciales y de servicios que generen valor a la industria hidrocarburífera y a otras industrias. Además el programa continúa desarrollando un gran número de actividades en las localidades del sur de Chubut, en el norte de Santa Cruz y también en Neuquén y Salta. Asimismo y, a través de Garantizar SGR, el Programa continúa propiciando el financiamiento a proyectos empresariales de la región mediante el sistema de préstamos y garantías. Desde PAE, el responsable del Programa Pymes, Mario Perón, comentó que: “continuamos el camino de con-

»» Diversas consultoras pedagógicas participan del diseño curricular y dictado de cursos.

solidar nuestro compromiso con las pymes y emprendedores de la región mediante acciones concretas. En el primer semestre, las actividades de capacitación, asistencia y desarrollo se incrementaron un 20% con respecto al mismo periodo del año 2015”. Finalmente, Perón destacó que “la actividad del primer semestre se vio reflejada en la gran convocatoria que tuvo la entrega de certificados, donde se puedo observar a directivos y mandos medios de pymes y emprendedores que asistieron”. El Programa Pymes de PAE también acompañó importantes iniciativas que tienen que ver con el desarrollo de emprendedores en la zona. En ese sentido, durante el mes de junio formó parte del Emprender Chubut 2016 en Comodoro Rivadavia y Rada Tilly, y en julio acompañó la presentación de la

4° Edición de los Premios Mayma 2016 para la Patagonia, en las localidades de Comodoro Rivadavia, Rada Tilly, Sarmiento, Trelew, Puerto Madryn y Neuquén. Durante el segundo semestre del año, el programa continuó con las actividades planificadas entre las que se destacan: Encuentro Programa Empresarios en Crecimiento, Gestión Ambiental, Herramientas para Planificar, Liderazgo y Conciencia Organizacional, Gestión de Proyectos, Capacitación en oficios, Gerenciamiento de Proyectos. Refiriéndose a esas actividades, el titular del Programa destacó que “para este segundo semestre nos propusimos seguir en esta línea y profundizar nuestro propósito de contribuir a mejorar la gestión empresarial de las zonas donde PAE opera”.

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Seminario de Gestión de proyectos para estudiantes de Ingeniería Con un positivo balance, Universidad y empresa se asociaron para trabajar en el fortalecimiento de las competencias de los alumnos

n tr e l as acti vi d ad es d e capacitación realizadas en la cuenca del golfo San Jorge en los últimos tiempos, cobró una trascendencia especial el Seminario de Gestión de Proyectos que profesionales de Pan American Energy (PAE) brindaron a estudiantes avanzados de Ingeniería en Petróleo, Ingeniería Industrial e Ingeniería Química.

La iniciativa —en el marco de un acuerdo de vinculación entre la empresa y la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco (UNPSJB)— formó parte del Programa d e Fa c i l i t a d o r e s I n t e r n o s q u e impulsa la compañía, y que tiene como objetivo fomentar el trabajo y el aprendizaje colaborativo a través de una red de referentes internos, especialistas en diferentes tópicos de la actividad hidrocarburífera.

Con acciones de este tipo, desde la empresa se define que “PAE busca potenciar esta red y extenderla hasta distintos ámbitos, socializando el conocimiento y generando, en este caso, una activa interacción entre profesionales, profesores y estudiantes. De esta manera, los facilitadores internos capitalizan su experiencia difundiéndola, pero además se nutren en el intercambio con los alumnos”.

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»» El ámbito universitario se enriquece con esta activa vinculación con la industria para la elaboración de proyectos factibles.

Desde la Universidad y luego de concluir la cursada del seminario, Bárbara Blachakis, estudiante de Ingeniería Química, agradeció la posibilidad de poder formar parte de este curso y compartió su balance: “Me llevo una experiencia muy grata y productiva en muchos aspectos. En primer lugar, esta

iniciativa aportó a la integración con compañeros de otras carreras; me gustó mucho la dinámica de trabajo grupal. Asimismo me transmitieron un mensaje fundamental: la importancia del trabajo en equipo, y también que ese equipo es de naturaleza interdisciplinaria. Debo admitir que me fascinó ver la naturalidad con la

que trabajan. Por último, resaltar la necesidad real de más competencias, de nuevas habilidades como futuros profesionales y destacar lo importante que es para nosotros como estudiantes este vínculo de la industria con la Universidad”. Por su parte, Facundo Rueda, estudiante de Ingeniería en Petróleo destacó que “el seminario me

pareció muy interesante, práctico y organizado. Es muy recomendable ya que me llevo un conocimiento general sobre una forma eficiente para afrontar diferentes tipos de proyectos desde los más sencillos hasta los más ambiciosos proyectos. La base teórica está muy bien explicada y los ejemplos fueron claros, otro punto para destacar es la calidad de los profesionales que dictaron el seminario, para transmitir su conocimiento y experiencia”. MÓDULOS El Seminario de Gestión de Proyectos fue una materia optativa dentro de la currícula de las carreras de Ingeniería y se dictó en 3 módulos: Introducción a la Gestión de proyectos, Introducción al PMI aplicado a proyectos petroleros y Control de costos. El equipo docente de PAE estuvo coordinado por el Ingeniero Shai Bejar y conformado por Virginia Dignani, Carlos Aguilera Fresneda, Sergio Toscani, Martín D’ Imperio y Guillermo Rucci. La experiencia de los profesionales en el aula también resultó altamente satisfactoria. Al respecto, Shai Bejar —promotor de la inicia-

tiva— indicó que “al inicio del proyecto nos planteamos muchísimos interrogantes en cuanto al éxito del curso, una vez comenzado y ya habiendo visto la aceptación de los estudiantes y el vínculo que se generó con los facilitadores, sin dudas se vislumbraba un camino prometedor a lo largo del cuatri-

mestre”. Bejar agregó que “al finalizar el seminario me quedó la sensación de no sólo haber cumplido el objetivo propuesto, más aun considero que se superaron ampliamente las expectativas, tanto de los facilitadores como de los estudiantes. Mirando hacia atrás siento una total satisfac-

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»» Los testimonios de los futuros ingenieros, valorizan con el máximo interés las actividades propuestas por la operadora PAE.

ción y orgullo por el fortalecimiento del vínculo generado con la Universidad local y Pan American Energy. Me

encantaría continuar con el programa el año próximo, cumpliendo con la currícula de las materias optativas

dentro de la Facultad de Ingeniería y los objetivos del Programa de Facilitadores Internos de PAE”.

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Cinco emprendedores patagónicos en la final nacional de los premios Mayma Consolidando su compromiso con los emprendedores de la región y haciendo foco en la sustentabilidad, el Programa Pymes de Pan American Energy (PAE), por décimo año consecutivo, la Asociación Civil Contribuir al Desarrollo Local llevó adelante este concurso nacional de Planes de Negocios.

»» Proyectos ambientalistas de toda la Patagonia califican anualmente para los tradicionales premios nacionales.

n él se distingue el mejor Proyecto de Impacto Social, Económico y Ambiental que contó este año con quince finalistas, cinco de ellos patagónicos: luego de superar las fases regionales que se desarrollaron en Comodoro Rivadavia, Trelew, Puerto Madryn y Neuquén, con el apoyo de los municipios y agencias de desarrollo locales. Los meritorios participantes y sus proyectos, fueron: MVQ Biolplásticos Patagonia (Rada Tilly): Fabrica bolsas 100% biodegradables - compostables, certificadas internacionalmente, realizadas en materias primas renovables tales como el almidón de maíz, aceites vegetales, las mismas se biodegradan

en 180 días, no poseen polietileno ni derivado de petróleo. Huilli Cushe (Comodoro Rivadavia): Talleres de concientización con el fin de promover las buenas prácticas medioambientales. Genera valores para el uso responsable de los recursos naturales. Venta de plantas (crasas - cactus) 100% orgánicas, venta de lombricompuestos. Estrenc Patagonia Creativa (Trelew): Diseño y fabricación de accesorios textiles de uso cotidiano para la playa, como paraviento, bolsos, materas, lonas y porta cosméticos. Ventus (Puerto Madryn): Aerogenerador de tecnología vertical de

5 KW, altamente automatizado con innovaciones en sistema de frenado. Construido con material y mano de obra local. Silvestra (Neuquén): Productora de la tierra dedicada a elaboración de conservas, mermeladas y jugos naturales orgánicos, sin aditivos ni conservantes. En esta nueva versión del Programa y festejando la década de trayectoria, Mayma otorgó al ganador dos becas con todo incluido para el reconocido Taller de Emprendedores Sociales VIVA 2017 en Nicaragua, único espacio de networking entre emprendedores de toda Latinoamérica.

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Exitosa Jornada de Tecnología Aplicada a la Producción Más de 150 personas participaron de la Jornada de Tecnología Aplicada a la Industria organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas. El encuentro se realizó en instalaciones de un hotel céntrico de la ciudad y contó con representantes de operadoras y empresas de servicios, no sólo de la cuenca San Jorge sino también de otros puntos del país interesados en conocer los avances que se producen en esta zona.

ernando Roca –socio del IAPG- tuvo a su cargo las palabras de apertura del encuentro, oportunidad en la que resaltó la importancia de compartir conocimientos y de aprender, instando a los presentes a preguntar a quienes exponían. “Nuestra

industria siempre trata de ir a la vanguardia, es una industria donde aplicar la tecnología es clave para la mejora constante, la productividad, el uso de tecnología es imprescindible para poder subsistir y continuar su desarrollo”, afirmó el veterano referente de la industria en esta cuenca. En este sentido, indicó que una vez al año se reúnen para conocer los desarrollos que han tenido

más efectos en el hecho de lograr nuevos objetivos, y de esta manera divulgarlos: “compartir, acá las cosas no son exclusivas de uno, son de todos, porque de esta manera avanzamos. Compartimos lo que fue bien y lo que fue mal, este es el fin de la jornada”, sintetizó. Roca destacó que en estas épocas de crisis, es donde se presentan las oportunidades “es el momento donde se pone el

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»» Socios del IAPG, profesionales y técnicos referentes de las operadoras en la cuenca San Jorge, satisfechos con la labor cumplida.

ingenio sobre la mesa, por eso la recomendación de preguntar, de consultar, para que se trasmita el conocimiento y la sabiduría”.

el norte de la CGSJ (YPF); Bomba mecánica para el manejo de gas, asfálticos y parafinas (Bolland y Cía); Colgador tensionador (PAE).

Las exposiciones abrieron con la conferencia Introducción a la Nanotecnología Aplicada al Petróleo, a cargo de Daniel Avagnina de PAE.

A esto hay que sumarle los pósters exhibidos en el hall de acceso, con los siguientes trabajos: Seguimientos de variables de producción telemedidas (PAE); Mejora de índice de intervenciones (IPA) aplicando unidades de carrera larga Rotaflex (Weatherford-Sinopec); Puente de producción para pozos semisurgentes con BM para mejorar aspectos de seguridad y operativos en el acto Trébol-Escalante CGJS (YPF);Optimización de la producción de pozos de gas mediante la aplicación de agentes espumantes en fondo de pozo (Bolland y Cía); Inhibición de corrosión en pozos productores de un yacimiento maduro con recuperación secundaria (Bollandy Cía); Aplicación de espumante para el alivio de carga líquida (Bolland y Cía); Cambio de clase inyección Distrito 4 (PAE).

Asimismo se expusieron trabajos desarrollados por profesionales de distintas compañías: Ensayo de MIP en accionamiento de bombas de cavidades progresivas (Petrobras); Evolución de Instalaciones de Gas Distrito 1 (PAE); Utilización de varillas fabricadas con acero resistente a la corrosión (PAE); Optimización de la producción de petróleos pesados en Manantiales Behr(YPF); Aplicación de Bombeo Electrosumergible con bomba recirculadora en pozo dirigido en ZCP (YPF); Squeeze con solventes e inhibidor de parafinas y asfáltenos en un pozo productor (Bolland y Cía); Tablero de control de pozos(PAE); Gestión de los sistemas de levantamiento artificial (Oil Production); Optimización de la producción en MBS (YPF); Pozos en HGOR (PAE); Proyecto de gas somero en

Sobre el final de la Jornada, se procedió a la entrega de certificados y se premiaron los trabajos más destacados, siendo los mismos en

esta oportunidad: · Pozos con HGOR de Ballarini, Echeverría, Cirer, Vivar y Hammer · Tablero de control de pozos de Legaz, Krourer, Invanoff, Ahrtz, Papaianni, Gornatti y Luna · Proyecto de gas somero en el norte de la CGSJ de Riveros y Serrano. · Póster: Inhibición de corrosión en pozos productores de un yacimiento maduro con recuperación secundaria de Páez, Urban y Serén. ANIVERSARIO Con esta actividad, más las que se celebraron en recordación de los 17 años de actividad ininterrumpida de la Escuela de Manejo Defensivo de la Seccional Sur del IAPG, la entidad que gerencia Conrado Bonfiglioli concluye otro año de fértil actividad. Todo ello, sumado a la realización de la Cuarta Jornada de Calidad del Golfo San Jorge “Horacio Grillo “, que concitó como en los años anteriores interesantes trabajos basados en experiencias concretas de campo evaluados en forma previa a su exposición.

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Nuevas tecnologías en equipamiento eléctrico permiten 80% de mejora en la explotación de pozos petroleros Se trata de la utilización de reconectadores y seccionalizadores electrónicos en redes de distribución aérea de Media Tensión (MT), que permite optimizar la alimentación eléctrica y la continuidad de servicios de pozos petroleros. En la actualidad, la alimentación eléctrica de los pozos petroleros se realiza con tendidos de líneas aéreas de distribución de energía eléctrica en MT provenientes de subestaciones de rebaje Alta Tensión/Media Tensión (AT/MT) o de centrales de generación distribuida con salida en MT. Cada una de estas líneas denominadas troncales sale de una subestación y suele tener un recorrido de varios kilómetros a través de terrenos a campo traviesa, siendo muy difícil y complicado el acceso a la traza de la línea. A lo largo de este recorrido, cada una de estas líneas tiene varias derivaciones en MT. Estas derivaciones pueden llegar a ser aproximadamente 6 o 7 líneas de distribución radiales. La cantidad dependerá de la potencia total de transporte requerida versus la capacidad de generación y transporte a la salida de la Subestación. Cada una de estas líneas de distribución radiales en MT alimenta en su extremo de línea a un transformador reductor de Media Tensión/Baja Tensión (MT/ BT). La salida de BT de este transformador alimenta varios pozos petroleros. Cada uno de estos pozos dispone de un motor alimentado en BT y controlado por un variador. Dependiendo de la potencia del transformador y de la potencia transportada por la línea se pueden llegar a alimentar 5 o 6 pozos por cada línea radial + transformador. Como en todo sistema de alimentación y distribución de energía eléctrica, existen requerimientos de maniobra, protección, control y medición del mismo. El objetivo principal es maximizar la extracción de petróleo en cada pozo y esto implica reducir al mínimo los cortes de suministro, que impactan directamente en los índices

de productividad de los mismos y en el lucro cesante. La solución tradicional en este tipo de esquema contempla la utilización

de interruptores de intemperie o trineos intemperie con interruptores para maniobra, protección, control y medición en las líneas troncales

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de MT y fusibles tradicionales + seccionadores a cuchilla de MT en las líneas radiales. Todas las líneas de distribución de energía eléctrica, tanto aéreas como subterráneas, están sometidas a fallas. Estas fallas pueden ser del tipo permanentes o transitorias. Estadísticamente el 80% de las fallas en líneas de distribución aéreas son del tipo transitorias y solamente el 20% de las fallas son del tipo permanente. La presente aplicación se refiere a líneas de distribución aéreas en MT y por lo tanto podemos considerar que tendremos una condición de trabajo con una tasa de fallas transitorias del 80%. Un interruptor tradicional y un fusible son sensibles a la corriente que circula a través de ellos. Si esta corriente es una corriente de falla (cortocircuito) tanto el interruptor como el fusible actuarán abriendo el circuito y aislando la falla, que en nuestro caso implica interrupción del suministro a los pozos y lucro cesante. Si consideramos que el 80% de las fallas (8 de cada 10 fallas) tienen un origen transitorio, se podría considerar la utilización de reconectadores de MT en reemplazo de los interruptores en las líneas troncales, ya que al realizar un recierre se garantiza la continuidad de servicio a todos los pozos alimentados desde esta línea troncal, sin verse afectada la continuidad del servicio y sin considerar un lucro cesante que medido en barrilles de petróleo no producidos implica una mejora muy significativa en la rentabilidad de los pozos. Teniendo en cuenta ahora las líneas radiales, las mismas están protegidas por fusibles, los cuales operarán quedando abiertos ante la ocurrencia de una falla, independientemente que la falla sea transitoria (como lo es en el 80% de los casos) como cuando sea permanente. Ese ramal de todo el sistema troncal quedará sin suministro de energía eléctrica y con lucro cesante hasta tanto la empresa envíe una cuadrilla a reponer el fusible y restablecer el suministro. Esto implica tiempo (barriles de petróleo no producidos) y dinero (costo operativo del envío de la cuadrilla). Además existe el problema con una eventual actuación monofásica producto de una falla monofásica

»» Seccionalizador electrónico trifásico AutoLink de ABB

(como es el caso en la mayoría de las fallas transitorias que recordemos representan el 80% de las fallas), donde quedará abierta solamente la fase con falla y las dos fases restantes estarán alimentando al transformador que alimenta los pozos, representando esto un problema por el trabajo del sistema con dos fases. En base a todos los factores indicados, se podría considerar la utilización de seccionalizadores electrónicos trifásicos programables en reemplazo de los fusibles para que protejan la línea radial. Estos equipos permiten ser programados para permanecer cerrados monitoreando la actuación del reconectador aguas arriba y actuando (abriendo el circuito) solamente cuando la falla sea del tipo permanente. Se considerarán barriles de petróleo no producidos y costos operativos en 2 de cada 10 fallas en vez de 10 de cada 10 fallas con la solución tradicional. La mejora de los índices es del 80%. La apertura de equipo siempre será trifásica independientemente del tipo de falla permanente detectada, evitando el trabajo forzado del sistema en dos fases o su eventual daño permanente que implicaría lucros cesantes y costos aún mayores. La utilización de reconectadores

más seccionalizadores electrónicos comparados con la solución tradicional permite una rápida y sencilla implementación, una reducción de costos de inversión y operativos, un retorno de la inversión muy bajo, una mejora en la seguridad tanto para los operadores como para el sistema y una serie de ventajas técnicas y de operación como ser la integración con sistemas SCADA existentes. Operación 80% más económica, más segura, más rentable y más confiable, con soluciones a la medida de las necesidades actuales.

»» Seccionalizador electrónico WiAutoLink de AA

actualidad • YPF crece en producción pero baja en productividad. • Se explorará offshore en sociedad con Noruega. • 2017: regalías por 12.000 millones para Neuquén.

ACTUALIDAD

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Vuelve el offshore, ahora con la experiencia noruega El CEO de YPF, Ricardo Darré, y el vicepresidente ejecutivo de Exploración de Statoil, Tim Dodson, firmaron un acuerdo de cooperación para profundizar el conocimiento que YPF posee sobre el offshore argentino. El acuerdo, que se suscribió en la sede de Statoil en Oslo, Noruega, le permitirá a la compañía realizar estudios conjuntos en un área de interés mutuo, que cubre principalmente el talud continental del offshore argentino. »» El Ceo de YPF, Ricardo Darré, y el vicepresidente de Statoil, Tim Dodson, en la firma.

l área se extiende sobre unos 360.000 kilómetros cuadrados que van desde el límite con Uruguay hasta los 45° de latitud (norte de Comodoro Rivadavia, provincia de Chubut), en donde las profundidades del agua varían entre los 500 y 3.500 metros.

Es una zona de frontera, es decir de alto potencial y alto riesgo, donde ambas compañías consideran que pueden existir varios prospectos hidrocarburíferos a ser investigados en las cuencas del Salado, Colorado y Argentina.

Para YPF y Statoil el acceso a nueva información será fundamental para mejorar el conocimiento del potencial del área. El acuerdo prevé el estudio de nueva sísmica 2D a ser adquirida en un área de interés en común. La sísmica 2D es

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una práctica habitual en la industria de los hidrocarburos que consiste en el envío y recepción de ondas sonoras desde una embarcación equipada con tecnología para tal fin. En una segunda etapa, se procede al procesamiento, análisis e interpretación de la información obtenida. Hasta ahora, los esfuerzos exploratorios en el Mar Argentino estuvieron focalizados en aguas someras de la plataforma continental, en las cuencas del Salado y Colorado; además de otros realizados en las aguas de la cuenca del Golfo San Jorge y de la cuenca de Malvinas. En los últimos años, YPF realizó un estudio integral del offshore del Atlántico Sur (Uruguay y Argentina) que cubre todas las cuencas e incluye el potencial en aguas profundas, aspecto que se incorporó a la estrategia de la compañía hacia finales de 2012. Desde entonces, YPF viene ejecutando sistemáticamente una serie

de actividades. La firma del acuerdo le permitirá a YPF sumar a estos esfuerzos la

experiencia en el offshore profundo de Statoil, construida principalmente en Brasil y el Mar del Norte.

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YPF informó un 107% de reemplazo de reservas En 2016, al cerrar el ejercicio estadístico del año previo, en un contexto marcado por la crisis del sector a nivel mundial, YPF cerró el ciclo anual previo con un incremento en su producción y reservas de hidrocarburos. Estos resultados fueron aprobados por el directorio de la compañía y presentados en abril a las Bolsas de Buenos Aires y Nueva York.

n un contexto crítico para la industria a nivel mundial, la producción total de hidrocarburos de YPF registró en 2015 un crecimiento del 3% respecto del año anterior, con un aumento del 2,1% en la producción de petróleo y 4,1% en gas. A su vez, el índice de reemplazo de reservas alcanzó el 107% en el mismo período. Cabe señalar que este índice refleja la relación entre los hidrocarburos que se extraen y la incorporación de nuevas reservas, es decir que al ser mayor al 100% implica que se incorporaron más reservas de las que se produjeron. Durante ese año, se perforaron un total de 934 pozos, de los cuales 250 corresponden a pozos no convencionales. Se destaca la producción de tight gas proveniente de la formación Lajas que alcanzó un promedio diario de 4.3 millones de metros cúbicos diarios, lo que significa un aumento del 22% respecto del promedio diario del año 2014. En materia de refinación de combustibles, se destaca el aumento

»» La petrolera con mayoría estatal mantiene su nivel de reservas probadas.

de los volúmenes de venta de nafta Infinia, que se incrementaron en un 25,6% respecto de 2014. En tanto, el nivel de procesamiento de las refinerías creció un 2,9%, con un nivel de utilización del 94%. Esta actividad de la compañía fue impulsada por las inversiones que tuvieron un incremento del 3,8% y alcanzaron los 61.000 millones de pesos, cuando se las compara con el acumulado de 2014. En materia financiera, el EBITDA (resultado operativo antes de depreciaciones, amortizaciones y perforaciones exploratorias improductivas) refleja un crecimiento del 14,8% respecto del acumulado de 2014, en un escenario marcado por una caída histórica del precio del crudo, que afectó los resultados de todas las compañías del sector. En tanto, la utilidad operativa muestra una caída del 16%, esto se

explica básicamente por el aumento de los costos, que muestran una variación del 14,4%, no logrando ser compensada por el aumento en los volúmenes y precios de ventas de sus productos. Cabe señalar que en este período, los precios por la venta de combustibles expresados en dólares cayeron un 1,8% en naftas y un 5,7% en gasoil. En relación al financiamiento, la compañía mantuvo durante el año pasado una estrategia sólida, con un ratio de deuda neta en dólares sobre el EBITDA de 1.35x, que se ubica por debajo de los estándares internacionales para esta industria. En comparación, las principales empresas de América Latina y las independientes de Estados Unidos muestran un ratio que supera en promedio los 2.75x. Además, la compañía logró extender el promedio de plazo de su deuda a 5 años.

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Los 40 años de la refinería de Plaza Huincul Es la principal refinería de Patagonia. Desde Plaza Huincul se abastece a las provincias de Río Negro, Neuquén, Chubut, La Pampa, sur de Buenos Aires y La Pampa. La planta fue adaptada para procesar el shale oil que se produce en Vaca Muerta. El Complejo Industrial Plaza Huincul incluye la planta de metanol, única en la Argentina.

as primeras postales del petróleo neuquino están asociadas al pozo 1 que a puro esfuerzo y obstinación el equipo Patria hizo producir en lo que hoy es Plaza Huincul. El petróleo llegó en 1918 cuando el envío de fondos desde Buenos Aires había sido interrumpido

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por falta de resultados. Pero el dato era fuerte: había olor a kerosén en las pocas aguadas de la zona y el equipo Patria no bajó los brazos. De 1919 es la imagen que algunos historiadores ligan con la primera “destilería”. Un tanque negro, un rancho de piedras, algunos caños y una torre de madera de fondo con el viejo y querido pozo 1 componen la imagen que se adjudica a esa destilería que –advierten especialistas— no deja ver ningún quemador, pieza imprescindible para lograr el status de destilería ¿Habrá sido? Con todo, en 1918 empezó la novela fundacional de Plaza Huincul. Y es allí con orgullo que desde 1976 se erige la refinería de Plaza Huincul, una obra clave dentro del denominado Complejo Industrial Plaza Huincul (CIPH), que además de naftas, gasoil y combustibles para aviones produce metanol. Se trata de la única planta de metanol de Argentina. “ E s l a p l a n ta i n d u s tr i a l m á s importante y más grande de la provincia, y es un orgullo para nosotros trabajar aquí”, afirma Pablo Rizzo, el gerente del CIPH. “Para mí, la refinería es mi vida. Empecé a trabajar acá antes de que la inauguren. Soy feliz acá”, dice, se emociona y emociona a Ana María Castillo, laboratorista y alma de la principal productora

de combustibles de Patagonia. A pocos pasos camina Rolando Pizarro, el otro laboratorista emblema

de la planta de Plaza Huincul. A “Anita” y a “Rolo” les pasan cosas raras: trabajan con pibes que

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son hijos de otros ypefianos de la refinería que fueron sus compañeros. Y les gusta que así sea. Hay mucho de gran familia en la refinería o –para ser más global- en el complejo industrial. Los números hablan por sí solos. Desde la planta se mueven 110 camiones por día, se producen 36.000 toneladas de metanol y 56.000 toneladas de combustibles livianos. Se trata de la principal destilería de Patagonia y de la única planta productora de m etanol. Se procesan más de 4.000 metros cúbicos diarios de petróleo, de los cuales el 45% corresponden a la producción shale de YPF en la formación Vaca Muerta. La planta de YPF, emblema de Plaza Huincul y de la provincia de Neuquén, emplea a más de 450 trabajadores de los cuales el 70 por ciento son nacidos y criados en la comarca de Cutral Có-Plaza Huincul. El 95 por ciento de los empleados vive

desde hace más de cuatro años en la zona. “No puedo creer estar trabajando donde trabajó mi viejo. Me acuerdo llegar hasta la puerta acompañándolo y pensar e imaginar qué había acá adentro”, dice Carlitos Ortega, el hijo de Carlos Ortega, claro. Más allá de los tiempos, la destilería como mandan las reglas se empezó a armar en la década del ‘60 con rezagos de otras refinerías. Así, en 1966 a una capacidad de procesamiento de 900 metros cúbicos diarios (m 3/día) incluyendo una planta de craqueo térmico. En 1973 comenzó la construcción de la refinería actual. La foto, tomada el 13 de marzo de 1973, muestra las bases de lo que ahora son las áreas 300 y 600, Platforming y Servicios Auxiliares. La nueva refinería requería un nuevo parque de tanques. Para

ello se construyeron nuevas bases, se fabricaron losetas para los recintos de tanques y una nueva toma de agua en el río Neuquén. El 20 de octubre de 1976 se inauguró oficialmente la nueva refinería, constituida por una unidad de destilación primaria, Topping, una de reformación catalítica de naftas, Platforming, y una planta de elaboración de aerocombustible, Merox. Además, contaba con dos calderas para generar vapor a 17 kg/cm 2, un sistema recirculante de refrigeración de agua y una pileta API para la separación primaria de agua e hidrocarburos antes del vuelco de los efluentes al zanjón. Así, el sueño de Enrique Mosconi tomó forma y modificó para siempre el páramo. Hubo, un año más tarde un accidente que le costó la vida a tres personas, Juan Alberto Alarcón, Ricardo Rodríguez y Francisco Pino.

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YPF incrementó producción, pero con una caída de su utilidad operativa La petrolera YPF registró en el tercer trimestre del año una utilidad operativa negativa de 34.600 millones de pesos, resultado que atribuyó principalmente a la “reducción del precio del petróleo comercializado en el mercado interno”.

n una nota enviada a la Bolsa de Comercio de Buenos Aires y a Wall Street, la empresa precisó además que entre julio y septiembre pasado logró un crecimiento en la producción de hidrocarburos de 1,3% respecto a similar período anterior. Tras la presentación de los resultados del tercer trimestre del año, la compañía reconoció un cargo por deterioro de activos (propiedades, plantas y equipos) de 36.200 millones de pesos, motivado principalmente por una reducción del precio del petróleo comercializado en el mercado interno y menores expectativas en el mediano y largo plazo por precios internacionales

deprimidos. De esta manera, y como consecuencia central de la modificación del precio del barril local, que en el tercer trimestre de 2015 se encontraba a 77 dólares, la utilidad operativa mostró un resultado negativo de 34.600 millones de pesos y la utilidad neta, de un rojo de 30.256 millones de pesos. En enero, el gobierno redujo en acuerdo con las petroleras el precio del barril local a 63 dólares pero al mismo tiempo autorizó un incremento de los combustibles del 31%, y la caída del crudo local se retomó en los últimos meses a un valor de dos dólares por barril, lo

que obliga a YPF y a las empresas del sector a una revalorización a la baja de sus activos. En la traducción de sus balances, YPF comunicó al mercado sobre su utilidad operativa que en el tercer trimestre de 2015 fue de 5.631 millones de pesos, pasó en el mismo período de este año a un negativo de 34.578 millones de pesos, es decir una variación de -714%. En tanto, la petrolera nacional informó que presentó en el mismo periodo un crecimiento del 9,3% en el EBITDA (resultados operativos antes de depreciaciones, amortizaciones y perforaciones exploratorias improductivas), al alcanzar

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los 14.600 millones de pesos. En tanto, los ingresos de la compañía, que alcanzaron los 55.800 millones de pesos, presentaron un crecimiento del 39,4% respecto del tercer trimestre de 2015, afirmó la petrolera. No obstante, medidos en dólares, los precios de los principales productos que la compañía comercializa mostraron resultados negativos ya que el precio del crudo cayó un 12,9%; el precio de las naftas, un 15,7%, y el gasoil, un 18,7%, respecto del mismo período de 2015.

Los costos mostraron un crecimiento del 61,2% respecto del tercer trimestre de 2015, variación que YPF atribuyó a tres motivos: “depreciaciones de bienes de uso registraron un aumento del 82%; mayores regalías sobre la producción de petróleo crudo y gas natural (+1,600 millones de pesos); y el aumento en los precios de biodiesel (+93%) y etanol (+57%)”. Durante el trimestre, la compañía logró mantener por debajo de la inflación los costos de extracción (+32,6%), por lo que medidos en dólares, los mismos disminuyeron

un 20%. Al analizar la evolución de la p rod ucci ón d e hidro car buro s , la empresa precisó que la producción de petróleo alcanzó, en el tercer trimestre, los 247,1 mil barriles promedio por día y la de gas, los 44,9 millones de metros cúbicos al día. Con estos resultados, la producción total de hidrocarburos de la compañía (upstream) mostró un crecimiento del 1,3% respecto del mismo período del año anterior. Durante el ejercicio, YPF puso en producción 133 pozos nuevos

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318 anuario petrolero 2016/2017

y realizó una inversión de 11.700 millones de pesos, de los cuales el 69% fue destinado a sostener la actividad en sus áreas productivas, explicó la empresa al mercado. La producción de recursos no convencionales, en tanto, totalizó los 58.200 barriles de petróleo equivalente día, con un total de 522 pozos en producción - al cierre del tercer trimestre de 2016 - y un total de 11 equipos activos. Finalmente, los resultados del segmento de refinación y comercialización (Downstream) de la compañía fueron negativamente impactados por el aumento en los costos – especialmente en el precio en pesos del petróleo y de los biocombustibles –, que no pudieron ser compensados por mayores precios en sus productos. Así, se destacó el crecimiento de la venta de productos petroquímicos en un 6,3% y del Diésel Grado 3

en un 2,9%, en tanto que se resaltó que durante este período, se puso en funcionamiento la nueva planta de coque en el Complejo Industrial

La Plata (CILP) y avanza el revamping de Topping III, en Mendoza, cuya puesta en marcha se estima para el segundo trimestre de 2017.

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320 anuario petrolero 2016/2017

Reservas de gas en Magallanes equivalen a todo el consumo de los últimos setenta años Reservas de gas no convencional que duplican toda la producción de la cuenca en los últimos 70 años detectó el Servicio Geológico de EE.UU (USGS, por sus siglas en inglés) en la región chilena de Magallanes, lo que abre un atractivo escenario para ENAP y para los demás productores de gas que operan en la zona.

l análisis -hecho por el organismo famoso por su precisión y rapidez para reportar detalles de signos y terremotos- confirmó los estudios previos hechos por la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP), que sostiene que esto allanaría no sólo una eventual creación de un polo petroquímico en la zona, sino también un potencial envío del hidrocarburo al resto del país.

Según el estudio del USGS, los recursos totales disponibles en la zona suman 8,3 trillones de pies cúbicos (TCF), lo que es prácticamente el doble que los 4,2 TCF correspondientes al total de la producción acumulada en la zona desde 1945, es decir, desde hace siete décadas. “Usando una metodología de evaluación basada en información

geológica, el USGS estimó un promedio de 8,3 TCF de recursos técnicamente recuperables de tight gas. El estudio es importante porque fue realizado en base a información geológica específica de la cuenca y consideró los resultados de pozos de tight gas actualmente en producción”, señaló ENAP respecto a esta revelación. “El estudio, sumado a los buenos

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322 anuario petrolero 2016/2017

resultados en las perforaciones realizadas durante los últimos dos años en el bloque Arenal, ratifica lo que ha informado la empresa respecto a que el suministro de la región estaría asegurado en el largo plazo y que habrían recursos suficientes para pensar en suministrar consumos industriales y, eventualmente, enviar gas al resto del país”, añadió la petrolera estatal. La compañía ha volcado sus esfuerzos precisamente en el bloque Arenal, que se ubica en Tierra del Fuego y que tiene las mejores perspectivas. Sólo en 2015 se perforaron 52 pozos y se invirtieron USD 250 millones en esa zona. FICHAS EN ARENAL A modo de comparación de la magnitud del hallazgo, el gerente general de ENAP, Marcelo Tokman, dijo en mayo del año pasado que con los descubrimientos hechos hasta entonces en el bloque Arenal (de 0,3 TCF), alcanzaba para asegurar el suministro residencial de Punta Arenas por veinte años. Entonces, el ejecutivo señaló que esperaba que las reservas fueran aún mayores, de unos 3,5 TCF. Estas cifras aún están lejos de los 8,3 estimados por el USGS. “Estos datos son una señal de que vamos por el camino correcto y confirman el inmenso potencial de gas no convencional en Magallanes. Hemos asegurado el suministro a la población y ahora tenemos el desafío de hacer la operación en la región sostenible en el tiempo teniendo una gestión eficiente que

permita construir un futuro aprovechando este potencial”, comentó al respecto el gerente de ENAP Magallanes, Ramiro Parra. El detalle del estudio del USGS explica que además de los recursos de tight gas descubiertos, existen otros 83 millones de barriles de líquidos técnicamente explotables. Esto refleja, según la visión de los expertos de la agencia estadounidense,

una “considerable incertidumbre geológica”, lo que permitiría afirmar que habría otras acumulaciones de petróleo y gas no convencionales presentes en la cuenca de Magallanes, “incluido el gas de esquisto (shale gas) y petróleo de esquisto en zonas cretácicas y tight gas en las areniscas de zonas profundas. Por ahora, estas posibles acumulaciones no fueron evaluadas cuantitativamente”, afirma el documento.

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324 anuario petrolero 2016/2017

Las regalías neuquinas llegarán a los $12.000 millones en 2017 El presupuesto de la provincia de Neuquén para 2017 incluye entre sus proyecciones una suba de la producción de gas. Será del 7% respecto de lo que se terminó extrayendo en 2016.

l incremento se trasladará a regalías, que treparán entonces a los 12.000 millones de pesos si se suman las que tam-

bién dejará la producción petrolera. El gas, esa apuesta de muchas empresas ante la coyuntura internacional

que “planchó” el valor del crudo, en torno a los 50 dólares por barril, seguirá como uno de los principales motores de la economía. El fluido, por

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326 anuario petrolero 2016/2017

el precio regulado por el Ministerio de Energía de la Nación, y los estímulos a la producción permitieron otra alternativa al crudo y que el cimbronazo de la caída del precio no se tradujera en una complicación mayor para la Provincia. El presupuesto, en el tramo del cálculo de las regalías, contempla un valor de USD 5,10 por millón de BTU, la medida que mensura el volumen de gas extraído. Se trata de un precio promedio ponderado entre los diversos valores a los que se liquida el fluido, entre ellos el del gas “nuevo”, que recibe el incentivo del Plan Gas y se paga USD 7,50. Como se ha informado en otras páginas de Anuario Petrolero, son 452 millones de dólares los que invertirá YPF en la provincia. Se quedará con 11 áreas, entre ellas Ribera I y II y Pampa de las Yeguas I, donde buscará gas no convencional, en las que hasta hace poco tiempo venía

asociado con GyL Neuquén. La ley de presupuesto incluye, al mismo tiempo, una baja en la producción de crudo cercana al 2%. Fuentes del gobierno provincial calcularon que la mayor cantidad de fondos que obtendrá Neuquén permitirá afrontar con menos sobresaltos la suba de salarios otorgada este año. Son unos 4260 millones de pesos más que insumirán esos aumentos aplicados en todos los sectores del Estado provincial. En 2016,Neuquén terminó recibiendo unos 8.760 millones de pesos por regalías de gas y petróleo. El incremento de este segmento de los recursos es una buena noticia, en un contexto de crisis en el sector petrolero. Con todo, la apuesta de fondo es lograr un mayor caudal de inversiones. La baja del petróleo trajo algo así como una pausa en la cuenca

Neuquina, si bien son varios actores de peso los que se mantienen expectantes ante la chance de poner su dinero en Vaca Muerta. Para el despegue definitivo se necesitan miles de millones de dólares, y la posibilidad de que eso ocurra depende, en alguna medida, de factores geopolíticos, que vuelven redituable extraer hidrocarburos en la provincia. Mientras tanto, Neuquén, con proyectos de más baja escala, pudo atenuar el impacto del escenario dificultoso que golpea a las provincias productoras. No obstante, el gobernador Omar Gutiérrez, viene reiterando en los últimos meses ante las autoridades nacionales la necesidad de mantener el precio sostén y el Plan Gas 20. El mandatario, se apoya en los últimos diez años en que gracias al precio interno concertado, el Tesoro Nacional ganó mucho más de lo que perdió con la diferencia.

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328 anuario petrolero 2016/2017

Los doce proyectos de no convencionales en desarrollo Las inversiones previstas ascienden a USD 5.600 millones y una proyección futura de actividad económica durante el desarrollo masivo del orden de los USD 123.000 millones.

ste es el detalle íntegro de lo que está en marcha:

Bandurria Norte: la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos entró en vigencia en el año 2015 mediante Decreto 1542/2015 por un plazo de 35 años. El compromiso en perforación en la etapa piloto (2015-2018) es de 5 pozos. Opera Wintershall Energía S. A. Bandurria Centro: la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos entró en vigencia en el año 2015 mediante Decreto 1543/2015 por un plazo de 35 años. El compromiso en perforación en la etapa piloto (agosto 2015-julio 2019) es de 16 pozos. El área es operada por Pan American Energy LLC. Bandurria Sur: la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos entró en vigencia

en el año 2015 mediante Decreto 1541/2015 por un plazo de 35 años. El compromiso en perforación en la etapa piloto (duración piloto 5 años por prórroga acuerdo) es de 20 pozos. El área es operada por YPF S.A. Cruz de Lorena: la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos entró en vigencia en el año 2015 mediante Decreto 1718/2015 por un plazo de 35 años. El compromiso en perforación en la etapa piloto (hasta 5 años) es de 4 pozos. Es operada por la empresa O&G Developments LTD S.A. Sierras Blancas: la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos entró en vigencia en el año 2015 mediante Decreto 1717/2015 por un plazo de 35 años. El compromiso en perforación en la etapa piloto (hasta 5 años) es de 3 pozos. Opera O&G Developments LTD S.A

Bajo del Choique: La Invernada: la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos entró en vigencia en el año 2015 mediante Decreto 2444/2015 por un plazo de 35 años. El vencimiento de la concesión opera en el año 2050. Opera ExxonMobil Exploration Argentina S.R.L. Aguada Federal: la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos entró en vigencia en el año 2015 mediante Decreto 128/2015 por un plazo de 35 años. El compromiso en perforación en la etapa piloto (hasta 5 años) es de 6 pozos. El área es operada por Wintershall Energía S.A. La Escalonada: la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos entró en vigencia en el año 2016 mediante Decreto 191/2016 por un plazo de 35 años. El compromiso en perforación en la etapa piloto

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330 anuario petrolero 2016/2017

(hasta 2018) es de 2 pozos. El área es operada por Total Austral S. A. Rincón la Ceniza: la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos entró en vigencia en el año 2016 mediante Decreto 191/2016 por un plazo de 35 años. El compromiso en perforación en la etapa piloto (hasta 2018) es de 6 pozos. Opera Total Austral S.A. Río Neuquén: la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos entró en vigencia en el año 2016 mediante Decreto 776/2016 por un plazo de 35 años. El compromiso en perforación en la etapa piloto (2016 – 2020) es de 24 pozos. Opera la empresa Petrobras S.A. Fortín de Piedra: la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos entró en vigencia en el año 2016 mediante Decreto 1055/2016 por un plazo de 35 años. El compromiso en perforación en la etapa piloto (5 años) es de 5 pozos.

Opera Tecpetrol S.A. Punta Senillosa: (forma parte del área concesionada Los Bastos): la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos para

una superficie de 24,39 Km2 entró en vigencia en el año 2016 mediante Decreto 1054/2016 por un plazo de 35 años. El compromiso en perforación en la etapa piloto (30 meses) es de 4 pozos. Es operada por Tecpetrol S.A.

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332 anuario petrolero 2016/2017

La edición 2017 de AOG renueva expectativas A poco menos de un año para la realización de la X Exposición Internacional del Petróleo y el Gas, el 80% de los espacios ya se encuentra vendido. La onceava edición de la muestra se llevará a cabo del 25 al 28 de septiembre de 2017 en La Rural Predio Ferial de Buenos Aires.

rgentina Oil & Gas Expo, la Exposición Internacional del Petróleo y el Gas, es el centro de negocios de la industria hidrocarburífera de la región. Cada dos años las empresas y profesionales se dan cita en este evento que, durante cuatro días, pone en vidriera las últimas novedades en productos y servicios para la exploración y producción, distribución, transporte, refinación, elaboración, comercialización; compañías de servicios especiales; proveedores de materiales y equipos, entre otros. Los organizadores se muestran expectantes y confiados frente a

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la comercialización de los espacios. El 80% de la superficie ya fue vendida, lo que anticipa una exitosa edición. La muestra ocupará aproximadamente 35.000 m2, en los que se ofrecerán a los visitantes las últimas tecnologías del mercado y la capacitación más actualizada.

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En este sentido, también se realizará en paralelo el 3º Congreso Latinoamericano y del Caribe de Perforación, Terminación, Reparación y Servicio de Pozos, que contará con la presencia de destacados oradores de nivel internacional y de empresas productoras, perforadoras y de servicios con operación en América Latina. Otra de las grandes atracciones será el ya clásico Encuentro de CEOs, un ciclo de conferencias que reúne a los conductores de las empresas protagonistas de la industria para que expongan su know how y experiencia. En 2015 el evento convocó a más de 1.500 asistentes. Por su parte, los expositores brindarán diversas conferencias, presentaciones técnicas y comerciales, tales como lanzamiento de productos y demostraciones prácticas de equipos. Los empresarios también podrán participar de la Ronda de Negocios Internacional del Sector Petróleo y Gas, un espacio de negocios que conecta a potenciales compradores extranjeros con productores argentinos de la industria del petróleo y del gas en condiciones de exportar. Cabe destacar que en la última edición de AOG Expo se generaron 634 reuniones con firmas provenientes de Bolivia, Brasil, Colombia, Ecuador, Emiratos Arabes, Jamaica y México. Argentina Oil & Gas Expo es organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y realizada y comercializada en conjunto con Messe Frankfurt Argentina. Para más información sobre la exposición, se sugiere una visita a la página web de los organizadores: www.aogexpo.com.ar

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336 anuario petrolero 2016/2017

Petroleras de Latinoamérica necesitan un crudo a 55 dólares para cubrir costos Las petroleras nacionales latinoamericanas necesitan que los precios del crudo superen los 55 dólares por barril para cubrir sus costos, un nivel que les permitiría invertir suficiente capital para comenzar a revertir un descenso en su producción, según determinaba a mitad de año, cuando el WTI fluctuaba los cuarenta, la agencia de calificación crediticia Moody’s Corp.

oody’s estima que la calidad del crédito para estas compañías permanecerá débil por lo menos hasta mediados de 2017, con riesgos persistentes que incluyen una menor producción, vencimientos de deuda en el corto plazo, ventas de activos y reducciones de costos, según sus últimos reportes sobre la industria. El estudio, que incluyó a 14 empresas que operan en América Latina o que están relacionadas a firmas petroleras nacionales, dice que el reciente repunte de los precios del crudo ofrecerá un “alivio mínimo” del estrés producido por su desplome en el largo plazo. “La reposición de reservas ya ha sido afectada”, señala la principal analista de Moody’s Latinoamérica para empresas petroleras, Nymia

Almeida. “En los próximos dos años esas compañías podrían ser incapaces de invertir suficiente dinero para revertir la caída de la producción”, agregó. El bombeo de petróleo en Venezuela, Ecuador, Brasil, México, Argentina y Colombia descendió en conjunto en un 4,6 por ciento en el primer trimestre a 9,13 millones de barriles por día (bpd), según cifras oficiales. Las empresas controladas por el Estado Ecopetrol de Colombia, Petrobras de Brasil y Pemex de México están recortando fuerte-

mente sus costos o vendiendo activos, intentando ajustarse a un entorno de menores precios. Desde enero, Moody’s rebajó la calificación de Pemex, Petrobras, Ecopetrol, la venezolana PDVSA, además de Petrotrin y NGC de Trinidad y Tobago, cambiando sus panoramas a negativo, lo que implica que son posibles nuevos recortes en las notas. Los vencimientos de deuda para el 2017 superan los 18.000 millones de dólares, incluyendo bonos y créditos de Petrobras, Ecopetrol, PDVSA y Pemex, según Moody’s.

Guía Clasificada Anunciantes por orden alfabético Guía de anunciantes por rubro.

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Guía por orden alfabético

3FServicios............................................279

CaCIPcr.................................................318

El Emporio del Freno..............................108

ABB............................................ Contratapa

CAM Servicios Petroleros.......................109

El Patagónico ........................................115

AEG.......................................................237

Camilo Santos Maderas.........................258

El Taller del Elástico................................262

AESA.............................................Ret. Tapa

Campamentos.......................................238

El Toba.....................................................92

Aggreko...................................................39

Camuzzi Gas del Sur..............................332

Electro Patagonia S.A.............................311

Agusti L. S.R.L.......................................178

Canteras Santa Rita..................................86

Electrocomodoro.....................................46

Akar.......................................................305

Capsa......................................................18

E. Sur......................................................68

Alberto Rosas S.A....................................51

Casa Suárez...........................................208

Endress + Hauser.................................337

Aldyl......................................................163

Cataldi Abogados...................................169

Eprotec..................................................280

Almar.......................................................89

CEGSJ...................................................310

Equipel...................................................159

Altemaq S.A...........................................185

Centro Audiológico Sur..........................286

Equipment S.A.......................................171

Amien....................................................114

Centro Llantas........................................189

Escapes Nico.........................................291

Amoblamientos Reno.............................272

Centro Pueyrredón.................................293

Escribanía Angjelinic..............................196

Amphenol..............................................245

Cetap.....................................................277

Espacio Novo.........................................308

Anafer....................................................330

CETRANSAC..........................................117

Estudio Contable Lorente........................102

AOG.......................................................302

Christensen Roder....................................42

Estudio Contable Tarrío..........................286

Aporte...................................................300

Cinter.....................................................325

Estudio Jurídico Nieto Walsamakis.........258

Ara Arquitectura.....................................182

Climático...............................................242

Estudio Migliario....................................316

Arandú.....................................................96

Codelco.................................................195

Etap.......................................................122

Arauco...................................................187

Coirón S.A.............................................291

ETYS.......................................................93

Arcar.......................................................65

Comarsa S.A................................. 222-223

Exxon Mobil.............................................29

Aref.......................................................170

Comercial Automotor ............................101

Factor....................................................169

Argenfrío....................................................8

Comercial Argentina...............................163

Farmacia Cristal.....................................288

Aro........................................................207

Comercial Maderas................................248

Fericad Comodoro....................................84

ASE Nacional........................................309

Comisión de Fomento Cañadón Seco.......81

Ferreira de las Casas Abogados.............186

Asesoría................................................285

Complement..............................................6

Figo Pinturas..........................................326

Atlas Copco...........................................133

Confiar Inmobiliaria..................................54

Finning...................................................231

Austral Gomas.......................................103

Consultorio San Javier...........................244

Finvesa..................................................152

Austral Hotel..........................................190

CopyShow.............................................181

Fittinox...................................................158

Axion.....................................................307

Crane S.R.L...........................................259

Fitz Roy Inmobiliaria...............................168

Ayestarán & Asociados..........................115

Crexell S.A.............................................165

Flowserve..............................................233

B&B Seguridad......................................197

Cruz Del Sur..........................................319

Forte.............................................. 300-301

Banco Patagonia......................................67

Dangus Transportes....................... 124-125

Four M Systems.......................................68

Banco Santa Cruz..................................123

De la Colonia.........................................324

Fulloil Center..........................................120

Barlovento.............................................270

De Villafañe - Mongelos Abogados.........136

Gas Austral..............................................95

Bassani..................................................139

Del Sol Camiones...................................253

Gasco....................................................313

Bayton...................................................275

Die Fernando .........................................288

Geopatagonia...........................................22

BBVA Francés..........................................75

DIN S.A.......................................... 200-201

Gervasini...............................................229

Bernardo Delgado e Hijos.........................66

Distribuidora SOL...................................321

Gery Anderson.......................................179

Bertotto - Boglione.................................183

Don Luis S.R.L...........................................7

GR Industrial ...........................................58

BM Agencia...........................................166

Dos Santos e Hijos...................................57

Grúas San Blas........................................10

BLC Global...............................................43

Duralitte.....................................................5

Grúas San Blas S.A................................323

Böhler Uddeholm...................................145

Duraplas................................................155

Grupo Dragón..........................................49

Bolland....................................................27

E.S.P.E.....................................................69

Gustavo Die...........................................138

Bridas Emi Group S.A.............................158

Ecco......................................................237

Hidrocentro............................................263

Brings Austral - Ulog..............................217

Ecogestión.............................................205

Hidrofrac................................................147

Brollo.......................................................62

Ecopreneur............................................153

Hidroil....................................................247

BTU.......................................................175

Ecostim.................................................203

Homero S.R.L.................................... 82-83

Bulonera Patagónica..............................213

EDVSA...................................................156

Hotel Comahue......................................181

Guía por orden alfabético

341

Hume ......................................................69

Neomat....................................................95

Secco............................................ 142-143

Hyu Kar S.A...........................................315

Neus......................................................209

Securitas.................................................12

Ibero Americana.....................................265

NYC.......................................................240

Segar ....................................................235

Inca.........................................................19

Obras de Ingeniería S.A.................. 224-225

Sertec....................................................268

Incomet...................................................11

Oil M&S...................................................33

Indus-cool S.R.L....................................318

Oilstone.................................................137

Servicios de Transporte Patagónico........111

Industrial Chubut S.R.L...........................282

Omnitronic.............................................251

Industrias 9 de Julio.................................63

Optica Visión..........................................287

Ingeniería Del Plata.................................176

Organización Martín Rodríguez...............284

Intepla S.R.L..........................................219

Oro Trucks.............................................144

IPH........................................................135

OSDE Binaria...........................................47

Isis Viajes..............................................184

OSPE................................................. 76-77

Izajes y Transmisiones S.A.....................249

Palmero Ingersoll Rand..........................177

Soldasur..................................................91

J.C.Morrison..........................................121

Palmero Petróleo y Gas..........................269

Solis Seguridad......................................274

Jas S.R.L...............................................191

Palmero Murphy.....................................331

Soule.......................................................37

JB Neumáticos S.R.L.............................333

Pampa Energía.......................................131

SPI Grupo................................................59

JMP Comunicaciones S.R.L...................315

Pan American Energy...............................21

Subway.................................................312

JR Servicios..........................................246

Pecom Energía.........................................35

Sullair Argentina.......................................31

J.R Sistemas Hidráulicos.......................189

Penta.....................................................284

Swiss Medical........................................283

Justo Otero e Hijos S.R.L......................304

Petrofueguina S.A....................................87

TDL ..........................................................4

Kesen S.A..............................................107

Petromark................................................41

La Morena.............................................267

Petrosar.................................................243

TEC S.A.................................................119

Laboratorios ACON................................116

Plan B....................................................128

LASA S.R.L..............................................73

Plastisur................................................322

Macro Selecta........................................271

Pluspetrol..............................................129

Macze....................................................286

PM LatinAmérica......................................61

Mafers...................................................254

Polar S.R.L.............................................213

Manitex....................................................61

Poliservice ............................................167

Mara Rent a Car.....................................199

Polyar....................................................235

Transecológica S.A................................126

Marbar...................................................295

Praxair...................................................226

Transpetrol Sur.........................................99

Marlew S.A.......................... Ret. Contratapa

Praxis....................................................175

Transportes Figueroa S.R.L....................299

Mary Villarruel Publicidad.......................190

Prisma Assist S.A....................................55

Transportes La Unión.................................9

Mayoral Inmobiliaria...............................154

Promoplus.............................................168

Tromba....................................................51

Medifé.....................................................97

Provemet...................................................6

Valmec..................................................211

MEFA S.R.L............................................249

Prov-Ind.................................................293

Vauton...................................................281

MEHSA .................................................317

Quintana - Arbos - Feijoo........................276

Ventur....................................................267

Meicom.................................................257

Räder S.A................................................71

Meip......................................................261

RAMS....................................................119

Vermaz....................................................30

Metalúrgica Cavion S.A..........................327

Rio Limay Oil Field Services S.A.............215

MG Pharmacorp S.R.L...........................321

Rionei....................................................289

Milicic....................................................151

ROCH....................................................105

Millennium...............................................88

Rowal ...................................................202

Mobilbox................................................157

RR Logística..........................................205

Modular Homes............................. 172-173

Sagosa .................................................335

Montajes Industriales...............................36

San Cristóbal Seguros............................239

YPF S.A.....................................................3

Mottesi Materiales..................................230

San&Fran S.R.L.......................................45

YS Servicios............................................65

Movisign................................................228

Sancor Seguros ....................................141

Zapata Goma.........................................221

Municipalidad de Comodoro Rivadavia.....53

Schlumberger..........................................25

Zoxi.......................................................149

Mutual Petroleros Jerárquicos..................79

Schneider Electric....................................13

Zoxi Z-Flex..................................... 160-161

Servicios Kuartz.....................................333 Serviur...................................................193 Sindicato Petroleros Jerárquicos...............79 Sisa.......................................................292 Siscon.....................................................41 Sol Sur..................................................256

Tecno ....................................................297 Tecnotrol..................................................38 Tecpetrol..................................................23 Termap..................................................329 Terramar ...............................................113 Tornería San José..................................116

Vialpetrol..................................................54 Vientos del sur.........................................26 Villaggio Hotel........................................241 Voestalpine............................................147 Well Control International........................287 Windland.................................................55

342

Indice de Rubros

Aberturas - Insumos................................................................. 343 Abogados................................................................................. 343 Accesorios metalúrgicos........................................................... 343 Acero........................................................................................ 343 Agencias marítimas................................................................... 343 Aguas y Sodas.......................................................................... 343 Aislaciones Térmicas................................................................ 343 Alarmas.................................................................................... 344 Alquiler - Energía....................................................................... 344 Amoblamientos......................................................................... 344 Andamios - Alquiler y venta....................................................... 344 Áridos....................................................................................... 344 Automatización y Control.......................................................... 344 Automotores - Viales..........................................................344-345 Bancos..................................................................................... 345 Bombas de Superficie y Sumergibles........................................ 345 Calefacción - Aire Acondicionado.............................................. 345 Calentadores Eléctricos......................................................345-346 Capacitación............................................................................. 346 Catering - Restaurante............................................................... 346 Centro médico.......................................................................... 346 Clínicas..................................................................................... 346 Combustibles y lubricantes....................................................... 346 Compresores de aire................................................................. 346 Computación............................................................................ 347 Comunicaciones - Informática................................................... 347 Conductores eléctricos.............................................................. 347 Conectores............................................................................... 347 Construcciones y Obras............................................................ 347 Contadores............................................................................... 348 Control Automotor..................................................................... 348 Control de Calidad..................................................................... 348 Control y supervisión de plantas................................................ 348 Diseño - Publicidad y Señalización............................................ 348 Distribuidores de Gas.........................................................348-349 Ecología - Medio Ambiente........................................................ 349 Electricidad - Redes.................................................................. 349 Electricidad Automotor.............................................................. 349 Emergencias Médicas............................................................... 350 Equipamiento Vehicular............................................................. 350 Equipos Viales - Alquiler y Venta................................................ 350 Escribanía................................................................................. 350 Eslingas de Acero..................................................................... 350 Farmacias................................................................................. 350 Feria, Exposiciones y Eventos.................................................... 350 Ferretería y Matafuegos............................................................. 350 Frenos...................................................................................... 351 Grúas y Transporte................................................................... 351 Grúas y Accesorios................................................................... 351 Grupos electrógenos................................................................. 351 Hidráulica................................................................................. 351 Hidrolavadoras.......................................................................... 351 Horno y Calderas...................................................................... 352 Hotel - Moteles - Posadas - Apart.............................................. 352 Indumentaria de Trabajo............................................................ 352 Inmobiliarias............................................................................. 352 Instituciones............................................................................. 352 Izajes........................................................................................ 353 Laboratorio Industrial................................................................ 353

Librería y Papelería.................................................................... 353 Logística................................................................................... 353 Lubricantes - Servicios............................................................. 353 Luminotecnia............................................................................ 353 Maderas................................................................................... 353 Maquinarias - Venta y Alquiler................................................... 353 Material e Instrumental Médico.................................................. 354 Materiales - Repuestos e Insumos Petroleros............................. 354 Materiales de Construcción....................................................... 354 Medición y Control.................................................................... 345 Metalúrgica............................................................................... 354 Módulos Habitacionales - Tráilers.............................................. 355 Municipios................................................................................ 355 Neumáticos.......................................................................355-356 Obra Social............................................................................... 356 Obras Viales - Movimientos de Suelos....................................... 356 Optica....................................................................................... 356 Pinturerías................................................................................ 356 Planta de Enfriamiento - Equipos............................................... 356 Productoras de Petróleo y Gas...........................................356-357 Publicidad................................................................................. 357 Recarga de Matafuegos............................................................. 357 Recursos Humanos................................................................... 357 Regalos Empresarios................................................................ 357 Rejillas Metálicas...................................................................... 357 Rent a Car..........................................................................357-358 Repuestos - Insumos Petroleros.........................................358-359 Repuestos - Máquinas Viales.................................................... 359 Seguridad Industrial.................................................................. 359 Seguridad y Vigilancia............................................................... 359 Seguros.............................................................................359-360 Semirremolques........................................................................ 360 Servicios Petroleros...........................................................360-363 Servicios Químicos................................................................... 363 Sindicatos................................................................................. 363 Software para empresas........................................................... 363 Soldaduras - Accesorios........................................................... 363 Subastas Industriales................................................................ 364 Taller Automotor - Máquinas...................................................... 364 Tanques de Agua Industriales.................................................... 364 Tarjetas de Crédito.................................................................... 364 Tornerías Industriales................................................................ 364 Transportadora de Petróleo....................................................... 364 Transporte de Personal............................................................. 364 Transporte de Cargas Generales................................................ 365 Transporte de Cargas Líquidas y Sólidas................................... 365 Tratamiento de Agua - Plantas................................................... 365 Tuberías.................................................................................... 365 Tubos....................................................................................... 365 Viajes y Turismo........................................................................ 365

Guía Clasificada de Anunciantes ABERTURAS E INSUMOS

343

ACERO 202

145

AGENCIAS MARITIMAS

ABOGADOS 115

217

169

AGUAS Y SODAS 330

136

AISLACIONES TÉRMICAS 19

258

186

ALARMAS 285

ACCESORIOS METALURGICOS 6

197

344

GuÃa Clasificada de Anunciantes

ALQUILER - ENERGIA

ARIDOS 231

142

AUTOMATIZACION Y CONTROL 337

354

AMOBLAMIENTOS 308 13

267 38

272

AUTOMOTORES - VIALES 305

ANDAMIOS ALQUILER Y VENTA 19

187

GuÃa Clasificada de Anunciantes 101

253

345 271

BOMBAS DE SUPERFICIE Y SUMERGIBLES 92

310

233

144

CALEFACCION - AIRE ACONDICIONADO 242

BANCOS 67

268

123

CALENTADORES ELECTRICOS 75

261

346

GuÃa Clasificada de Anunciantes

297

CENTRO MEDICO 286

CAPACITACION

293

300

244

287

CLINICAS 284

CATERING RESTAURANTE

270

COMBUSTIBLES Y LUBRICANTES 7

191

COMPRESORES DE AIRE 312

177

GuÃa Clasificada de Anunciantes COMPUTACION

347

CONSTRUCCION Y OBRAS 237

Ret. Tapa

175

COMUNICACIONES - INFORMATICA 219

325

315

200

151

CONDUCTORES ELECTRICOS Ret. Cont

224

CONECTORES 245

256

348

Guía Clasificada de Anunciantes

CONTADORES

286 102

228

CONTROL AUTOMOTOR

190

CONTROL DE CALIDAD 207

316

CONTROL Y SUPERVISION DE PLANTAS 43 88

DISEÑO - PUBLICIDAD Y SEÑALIZACION 128 166

DISTRIBUIDORES DE GAS 181

332

GuÃa Clasificada de Anunciantes 95

349

ELECTRICIDAD - REDES Contratapa

ECOLOGIA - MEDIO AMBIENTE 222 311

205 159

203

254

292

ELECTRICIDAD AUTOMOTOR

126

350

GuÃa Clasificada de Anunciantes FARMACIAS

EMERGENCIAS MEDICAS 237

288

EQUIPAMIENTO VEHICULAR 291

FERIA, EXPOSICIONES Y EVENTOS

EQUIPOS VIALES ALQUILER Y VENTA 151 302

ESCRIBANIA 196

FERRETERIA Y MATAFUEGOS

213

ESLINGAS DE ACERO 135

GuÃa Clasificada de Anunciantes FRENOS

351 263

108

GRUAS - TRANSPORTES 259

GRUPOS ELECTROGENOS

39 57

HIDRAULICA 299

247

189

GRUAS Y ACCESORIOS

307

HIDROLAVADORAS 10, 323

257

352

GuÃa Clasificada de Anunciantes

HORNO - CALDERAS

293 Ret. Tapa

INMOBILIARIAS HOTEL - MOTELES - POSADAS - APART 54 190

168 181

154 241

INSTITUCIONES INDUMENTARIA DE TRABAJO 318 193

231

280

117

310

GuÃa Clasificada de Anunciantes IZAJES

353 7

249

LABORATORIO INDUSTRIAL 116

LUMINOTECNIA 170

LIBRERIA Y PAPELERIA 208

MADERAS 258

LOGISTICA 152 248

191

MAQUINARIAS VENTA Y ALQUILER 300

LUBRICANTES - SERVICIOS

120

354

GuÃa Clasificada de Anunciantes

MATERIAL E INSTRUMENTAL MEDICO

322 321

335

MATERIALES - REPUESTOS E INSUMOS PETROLEROS

MEDICION Y CONTROL

179 149

331

MATERIALES DE CONSTRUCCION

182

METALURGICA

230

327

GuÃa Clasificada de Anunciantes MODULOS HABITACIONALES - TRAILERS

355

MUNICIPIOS 81

139

53 238

NEUMATICOS

318

103

189

157

229

172

333

356

GuÃa Clasificada de Anunciantes 209

OBRAS VIALES - MOVIMIENTO DE SUELOS 289

OBRA SOCIAL 309

OPTICA 287

PINTURERIAS 326

PLANTA DE ENFRIAMIENTO - EQUIPOS 8

PRODUCTORAS DE PETROLEO Y GAS 29 12

283

GuÃa Clasificada de Anunciantes 137

357

RECARGA DE MATAFUEGOS 313

RECURSOS HUMANOS 275

131

217

129

REGALOS EMPRESARIOS 324

105

168 23

REJILLAS METALICAS 3

RENT A CAR 228

358

GuÃa Clasificada de Anunciantes 199

158

269

REPUESTOS - INSUMOS PETROLEROS 185

167

157

333

337 113

171

211

GuÃa Clasificada de Anunciantes

359 69

281

249 221

274

REPUESTOS MAQUINAS VIALES 54

240

SEGURIDAD INDUSTRIAL 277 119

213

SEGUROS 47

SEGURIDAD Y VIGILANCIA 279

288

360

GuÃa Clasificada de Anunciantes

SEGUROS

SERVICIOS PETROLEROS 141

138

Ret. Tapa

284 89

156 114

239 96

SEMIRREMOLQUES 183

133

GuÃa Clasificada de Anunciantes SERVICIOS PETROLEROS

361 156

115

109

195 49

291 147

176

265

362

GuÃa Clasificada de Anunciantes

SERVICIOS PETROLEROS

282

33 56, 304

251 246

107

41 73

243 295

317

235

GuÃa Clasificada de Anunciantes 226

363 26

215 65

SERVICIOS QUIMICOS 175

SINDICATOS 235 79

119

SOFTWARE PARA EMPRESAS 169

SOLDADURA - ACCESORIOS 217

147

364

GuÃa Clasificada de Anunciantes

SUBASTAS INDUSTRIALES

178

116

TALLER DE AUTOMOTORES - MAQUINAS

262

TRANSPORTADORA DE PETROLEO 329

TANQUES DE AGUA INDUSTRIALES 155

TRANSPORTE DE PERSONAL

122

TARJETAS DE CREDITO 271

267

TORNERIAS INDUSTRIALES

185

111

GuÃa Clasificada de Anunciantes TRANSPORTES DE CARGAS GENERALES

365 30

225

TRATAMIENTO DE AGUA - PLANTAS 319 153

9 193

TRANSPORTES DE CARGAS LIQUIDAS Y SOLIDAS

TUBERIAS 163

124

TUBOS 6

205

VIAJES Y TURISMO 121

184