105 años del petróleo by Diario LM Neuquén

Día del Petróleo | SUPLEMENTO LMN Jueves 13 de Diciembre de 2012

Como cada 13 de diciembre, se conmemora el primer hallazgo de oro negro en Comodoro Rivadavia. Hace 105 años, el desarrollo de hidrocarburos era sólo un sueño. Un siglo después, la extracción se moderniza y el país ingresa en una nueva etapa donde buscan potenciarse los yacimientos no convencionales a través de nuevas técnicas de perforación.

Hitos del petróleo en Argentina

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La perforación en la Argentina puede hallar sus comienzos antes de 1900. En 1886, Carlos Fader fundó la Compañía Mendocina de Petróleo, que perforó y explotó pozos petrolíferos en el faldeo del cerro Cacheuta, sobre la base de la geología de superficie realizada por el geólogo Rodolfo Zuber y de las manifestaciones de afloramientos existentes en el área. Años más tarde, en 1906, el español Francisco Tobar perforó su pozo “República Argentina” en la Quebrada de Galarza (provincia de Salta), cuyo resultado fue petróleo surgente. Sin embargo, el verdadero boom de las perforaciones petroleras mundiales se produjo a partir de un hecho ocurrido en enero de 1901, cuando Anthony Lucas, un dálmata radicado en los Estados Unidos, perforó un pozo en Spindletop, Texas, hasta una profundidad de 311 metros. Cuando bajaban la columna de barras de perforación para continuar profundizando el pozo, éste comenzó a fluir. Primero arrojó el lodo de perforación y luego comenzaron a surgir grandes cantidades de petróleo, tirando fuera del pozo las barras de perforación. Se calcula que la producción inicial fue de más de 100.000 barriles por día. Ese día se había perforado por primera vez en un reservorio en domo de sal, y comprobado que la perforación era un medio idóneo para conseguir producciones en gran escala del hidrocarburo. A partir de ese momento comenzó un nuevo capítulo de intensa actividad y desarrollo tecnológico en la perforación. 1907: petróleo en Comodoro Rivadavia Es destacable el hecho de que apenas seis años después de este acontecimiento, en latitudes australes, se produjo el descubrimiento de petróleo en Comodoro Rivadavia, cuando, el 13 de diciembre de 1907, un equipo de perforación del Ministerio de Agricultura operado por la cuadrilla de José Fuchs y con la supervisión de Humberto Beghin, realizó el hallazgo a 539 metros de profundidad. Se considera este hito como el comienzo del desa-

rrollo petrolero en nuestro país ya que, no obstante la existencia de actividad anterior, como ya se mencionó, esta no había adquirido características de mayor importancia. De allí que todos los 13 de diciembre se celebre el día del petróleo. 1922: creación de YPF Con la creación del gigante estatal, todas las perforaciones realizadas en sus inicios se hicieron por el sistema de percusión en sus dos variantes: 1) A cable: con máquinas Pensilvania de origen estadounidense con capacidad perforante de hasta aproximadamente 600 metros. 2) Con barras huecas: de la firma austríaca Fauck con capacidad perforante de hasta aproximadamente 1.000 metros. El accionamiento de estos equipos se llevaba a cabo por medio de máquinas de vapor o, en el caso de perforaciones en yacimientos en explotación, con motores eléctricos, conectados a sus líneas de alta tensión. 1938: pozo escuela de YPF en Comodoro Rivadavia Por este pozo pasaba todo el personal que ingresaba para el Sector Perforación, para ser capacitado en la teoría y práctica de esta especialidad, antes de ser destinado a los equipos. 1938: perforación en el mar, costa de Comodoro Rivadavia La perforación costa afuera (offshore) arranca en nuestro país con los pozos realizados en la restinga de la costa frente a Comodoro Rivadavia. Fueron perforados desde plataformas, construidas aprovechando la gran amplitud de mareas de esa zona y el suave declive del fondo marino, ya que esto permitía armar las plataformas en los intervalos en que el mar se retiraba lo suficiente como para poder trabajar sobre suelo libre de agua. 1939-1945: Segunda Guerra Mundial La contienda mundial provocó un gradual entor-

metros de profundidad tenía el primer pozo que se perforó en el país, en Comodoro Rivadavia. Estuvo a cargo de una cuadrilla dependiente del Ministerio de Agricultura.

pecimiento de la actividad de perforación en el país debido a la falta de materiales y suministros imprescindibles para operar, causado por la concentración de toda la producción industrial estadounidense en el esfuerzo bélico. No se pudo siquiera contar con la alternativa de la industria europea, que era precisamente teatro de operaciones del conflicto. La falta de suministros afectó más a los equipos rotary que a los de percusión. Aun así, gracias al empeño del personal de los talleres de YPF, pudo atenuarse la situación. 1958: Contratos para el autoabastecimiento Los contratos firmados en 1958 se dividieron básicamente en tres tipos: - De perforación en yacimientos de YPF en el flanco sur de la Cuenca del Golfo San Jorge, a saber: Transworld Drilling por 1.000 pozos, Southeastern Drilling por 600 y Saipem (del Grupo ENI) por 300. - De explotación: con Pan American Argentina para yacimiento Cerro Dragón, con Banca Loeb para yacimiento La Ventana; y con Tennesee para el yacimiento Río Grande. - De exploración: Esso Cuenca Neuquina (Neuquén), Shell Cuenca Neuquina (Río Negro). 1977: perforación offshore En 1975 se decidió adquirir una plataforma semisumergible, esta vez nueva, decidiéndose por un modelo “pentágono” de fabricación francesa, que sería bautizada con el nombre “Gral. Enrique Mos-

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coni”. Se trataba de un diseño de última generación que podía perforar en profundidades de agua de hasta 200 metros, tal como había salido de los astilleros franceses de CFEM en Dunkerque. Y podía ampliar su capacidad a prácticamente el doble de esa cifra, y operar en casi toda la plataforma continental argentina. Estaba equipada con un poderoso equipo perforador con capacidad de alrededor de 7.000 metros y contaba, entre otras caracterís-

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ticas destacables, con una propulsión propia, un equipamiento para buceo hiperbárico y todo el conjunto de herramientas necesarias para la perforación. La plataforma se construyó durante 1976 y llegó a aguas argentinas en enero de 1977. 1991: La privatización de YPF Cuando se produjo la transformación de YPF en Sociedad Anónima, la perforación fue considerada una actividad no estratégica para la empresa, razón por la cual y de acuerdo con el sindicato, se organizó una Compañía Perforadora con equipos cedidos por YPF S.A. y gerenciada por el gremio, con las tarifas que regían en el mercado y trabajo garantizado para todas sus máquinas. 1995: récord de pozos En 1995 se perforaron 1.746 pozos, 165 de los cuales fueron exploratorios. 1999: pozo récord en extensión Se realizó un pozo de 1.690 metros de profundidad vertical y 10.585 metros de extensión horizontal perforado por la compañía Total Austral en la Bahía de San Sebastián (Tierra del Fuego). 1999: pozo récord en profundidad Fue el pozo Tuyunti x 1, perforado por la PAE en la provincia de Salta. Profundidad vertical final: 6.028 metros. 2000: llegó el primer equipo automatizado

YPF S.A. contrató el primer equipo de perforación automático hidráulico robotizado “Apache”, provisto por la firma Venver, que emplea menos personal, acelera los tiempos operativos y reduce drásticamente los accidentes personales. 2010: perforación automatizada En esta época, la ex Repsol YPF compró 5 equipos Drilmec automatizados. La perforación en la actualidad En los últimos 20 años, el desarrollo de herramientas e instrumentos de medición, basados en el espectacular desarrollo de la electrónica y la computación, ha permitido la realización de proyectos tales como perforaciones a gran profundidad, de trayectoria horizontal, con trayectorias de gran longitud (pozos extendidos) y multilaterales y en grandes profundidades de agua, lo que seguramente no pudo ser imaginado por aquellos pioneros como Drake, Lucas, Fuchs y Beghin. Las compañías perforadoras que permanecen en actividad en el mercado argentino después del arribo de nuevas empresas perforadoras, de las compras, de las ventas y de las fusiones habidas a lo largo del tiempo son: YPF SP, San Antonio, DLS, Key Energy, Helmerich & Payne, Ensign, Nabors, Quintana Well Pro, Estrella International Energy Services Ltd., Petreven, Venver y Sinopec. Fuente: Artículo del ingeniero Gabino Velasco, publicado en la revista Petrotecnia de octubre de 2012.

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El ministro de Energía, Guillermo Coco, hace un balance de lo que dejó el año en materia petrolera para Neuquén y habla de los principales temas que se discutirán en 2013. Ve con optimismo el anuncio de la presidenta Cristina Fernández acerca del incremento del precio del gas en boca de pozo.

“El aumento del precio del gas es un paso muy importante” Agustin Martinez

¿Qué balance hace del año en materia petrolera para la provincia? El balance de 2012 es positivo por algunos objetivos relevantes que se había planteado el gobierno de Neuquén. Uno tiene que ver con nuestra empresa, Gas y Petróleo del Neuquén, que cumplimos con lo que nos había pedido el gobernador Jorge Sapag que era como primer medida comenzar el desarrollo del área Aguada del Chañar Septentrional donde estamos en sociedad con Enarsa. De hecho, ya estamos perforando pozos de desarrollo y pensando las inversiones. También estamos perforando en Vaca Muerta. Por otro lado presentamos la empresa a la bolsa, que era el objetivo planteado a principios de año y que se veía como difícil de concretar pero se pudo cumplir. En cuanto a inversiones a nivel global de la cuenca, dentro de la provincia seguimos con el mismo ímpetu y continuidad de trabajo que traíamos desde 2011. Las curvas de inversiones se han venido cumpliendo y en algunos casos están por encima de las curvas previstas para este año, con lo cual se vio satisfecha la expectativa que teníamos. ¿Cuáles son los planes para 2013 del Gobierno en materia petrolera? Hay todo un plan hidrocarburífero y ambiental. De hecho vamos a tener una cartera independiente de Medio Ambiente. Vamos a seguir instrumentando normativas nuevas en función de la nueva actividad que se está desarrollando en el territorio neuquino. Vamos a afianzar G&P, a buscar socios estratégicos, inversores, para sentar las bases de una verdadera empresa petrolera neuquina.

¿Qué opina del embargo a Chevron? ¿Se entra en la etapa del desarrollo no conven- con el gobierno federal se paga 7,50. No solamente tenemos que mirar a Chevron sino cional? a toda la industria. Se sienta un precedente Ese va a ser el gran tema del segundo semestre de ¿Servirá de estímulo para las inversiones? muy grave con empresas que son aceptadas 2013. Ya se están terminando áreas exploratoSi las condiciones del programa son buenas, sirve en Argentina y que tienen razones sociales rias, hay algunas compañías que han pedido la como gatillo disparador. Ya el hecho de que haya nacionales. No hay una compañía petrolera en comercialidad de bloques. Esa es la gran discusión un reconocimiento de precio para el gas, y lo el mundo que no tenga conflictos, pero si con de 2013, cómo serán los planes de inversiones, que es muy importante, que cuando ese gas sea cada conflicto que hay en el mundo los estudios cómo van a ser los pilotos, etc. redireccionado a otro sector se pague ese valor, es de abogados ven que hay un campo propicio un paso muy importante. para embargar bienes de esa compañía en ¿Cómo impactó la reestatización de YPF? Cada vez hay más redireccionamiento al sector Argentina es muy peligroso y atenta contra las Es un proceso que está en transcurso. No sólo es el residencial. En 2012 por primera vez prácticainversiones extranjeras en el país. Y sobre todo hecho de la reestatización de YPF sino también la mente se redireccionó el gas de la provincia de llama la atención lo rápido que se consolidación de una YPF estatal tomó la medida. que se ha visto en el transcurso de 2012 y que continuará en 2013. ¿Qué acciones va a tomar la Provin "Si se miran los presupuestos que YPF armó para 2013, se cia en este conflicto? ¿Cuál será el rol de Neuquén ve que el objetivo principal son las inversiones en Neuquén, para la empresa? sobre todo en el petróleo y el gas no convencional", aseguró Se está pidiendo información, ya lo hizo en el Congreso del senador El punto más importante tal vez el ministro sobre la estatización de la empresa petrolera. Horacio Lores y hay una firme decisión sea el rol de la provincia como del gobernador y de la provincia de accionista de YPF, lo cual se irá Neuquén de seguir adelante con consolidando cuando se defina este tema. Se está atentando también contra los Neuquén a los domicilios. El hecho de que se rela expropiación de la empresa. Basta con ver los recursos de la provincia. El recurso es de todos los presupuestos que la compañía armó para 2013, conozca a las operadoras el precio de 7,50 vaya a donde vaya el gas, va a incentivar a las compañías neuquinos, no vamos a dejar que se embarguen y ahí se ve que el objetivo principal son las invery que ni un solo neuquino se vea perjudicado por a invertir. siones en Neuquén, sobre todo en el petróleo y el este tema. Ahora resulta que los neuquinos nos gas no convencional, y el ímpetu que puede llegar a tomar de ser exitoso el programa que lanzó el ¿Ese mayor precio en boca de pozo se traslada- tenemos que hacer cargo de los problemas de los ecuatorianos. ría a la tarifa? gobierno nacional con un precio de 7,5 dólares el No. Lo que estaría haciendo en principio este millón de BTU para gas nuevo. ¿Ya se afectó el cobro de regalías? programa, si bien no tengo la certeza de cómo se Estamos trabajando desde el punto de vista implementará, es reemplazar gas que está com¿Cómo se va a implementar ese programa? administrativo para cobrar las regalías de Chevron, No conocemos la letra chica del programa, pero es prando el gobierno al exterior por gas nacional en algunos casos esas regalías están puestas como a un promedio del 50 por ciento del valor de similar al Gas Plus, donde todo el gas nuevo por garantía de los bonos que sacó el Gobierno. importación. arriba de una curva de producción consensuada

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YPF, G&P y petroleras privadas ya avanzaron en planes de negocios y prevén cerrar otros en Neuquén. Sólo en exploración, se duplicarán los fondos, que tendrán un piso de u$s 1.000 millones. El repunte de la actividad comenzará a percibirse en el segundo semestre.

Un 2013 con u$s 3.700 millones de inversiones

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El 2013 llegará con buenas noticias para la provincia. Entre los proyectos confirmados y aquellos que aún están por cerrarse, se prevén inversiones por 3.700 millones de dólares. De ellos, habrá al menos 1.000 que irán destinados a la exploración de petróleo y gas no convencional, una cifra que representa el doble de lo ejecutado este año en ese rubro. Más allá de lo no convencional, ya están definidos unos 463 millones de dólares para la exploración de recursos, en su mayor parte tradicionales. Ese monto corresponde a las previsiones de las empresas Shell, Total, Apache y Chevron. En estos días se espera que se defina el monto de la inversión para 2013 de otros cuatro jugadores decisivos, sobre todo apuntando a Vaca Muerta: YPF, Petrobras, Pluspetrol y PAE. Al cierre de este año, se habrán invertido en total 2.036 millones de dólares en la provincia, si se suman los 1.524 millones de dólares que desembolsaron las petroleras en explotación

de los yacimientos, más lo destinado a exploración. En 2012 se perforaron en la provincia 82 pozos no convencionales y 180 convencionales. Con los 463 millones de dólares de Shell, Total, Apache y Chevron se prevé la perforación no convencional de 31 pozos de petróleo y 17 de gas. Detalles Por su parte, la petrolera bajo control estatal YPF invertirá unos 12 mil millones de dólares en Neuquén durante los próximos cinco años, según se desprende del Plan de los 100 días que presentó el presidente de la compañía, Miguel Galuccio, en el edificio de Puerto Madero meses atrás. De todas formas, esos montos de inversión no son sólo para la exploración de hidrocarburos sino que también incluyen otras inversiones para producción y refinación. La anglo-holandesa Shell, una de las tres petroleras privadas más grandes del planeta, está ultimando detalles para comenzar la perforación de las áreas Sierras Blancas y Águila Mora, en la formación Vaca Muerta, en busca

de petróleo no convencional. Serán, en total, 10 pozos en el bloque neuquino que marcarán el regreso de la compañía al upstream local de hidrocarburos. Los trabajos están en manos de la empresa de servicios petroleros Schlumberger. A su vez, Shell estaría trayendo al país un equipo de Nabors -una empresa norteamericana de servicios petroleros- para empezar a perforar durante los primeros meses de 2013 el bloque área Cruz de Lorena. El plan de Shell sería perforar 24 pozos en Neuquén en los próximos dos o tres años con una inversión estimada en u$s 400 millones. La empresa está avanzando con las obras para instalar sus oficinas comerciales en Neuquén cerca del aeropuerto. Por su parte, la norteamericana Chevron, que opera el yacimiento El Trapial (uno de los mayores campos petrolíferos del país), colocó un pozo horizontal exploratorio en Vaca Muerta que le costó cerca de u$s 17 millones. La perforación arrojó indicadores favorables -con muy buenos niveles de presión. Otra petrolera estadounidense, EOG Resources, el mayor productor de shale oil de los Estados Unidos, es también uno de los que más avanzó con la exploración de yacimientos no convencionales en la Argentina tras asociarse con Medanito en el área Aguada del Chivato. La petrolera quiere seguir testeando el potencial de la ventana de petróleo no convencional de Vaca Muerta. Para eso, instaló en Neuquén a un gerente de Perforación con amplia experiencia en los plays no convencionales de EE.UU. También la francesa Total, el principal productor de gas de Argentina (representa casi un 30% de la extracción del fluido), prevé dinamizar desde el año que viene los trabajos de exploración en Vaca Muerta en busca de shale y tight gas. La compañía europea perforará seis pozos horizontales dentro de las áreas Aguada Pichana-San Roque para evaluar una potencial explotación comercial de shale gas LA HORA DE G&P El otro actor clave en la provincia es G&P, la compañía estatal neuquina que tiene bajo su responsabilidad la operación de los yacimientos secundarios de la provincia para lo cual conformó diversas UTE con la mayoría de las petroleras para la exploración. Está próxima a terminar su primer pozo con horizonte en Vaca Muerta y comenzó a desarrollar el bloque septentrional de Aguada del Chañar donde halló crudo y gas con Enarsa. El 15 de octubre venció el plazo que tenían las petroleras para presentar su plan de inversiones de exploración y explotación de hidrocarburos para 2013, según lo establecido por el Decreto 1277, que otorgó al viceministro de Economía, Axel Kicillof, amplias facultades para intervenir en el mercado de petróleo y gas. El funcionario distribuyó entre las empresas un formulario Excel para recabar una enorme cantidad de información sobre reservas, exploración, producción, refinación y almacenaje de hidrocarburos, con el foco en las inversiones que realizarán las operadoras durante el año próximo.

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El 10 por ciento del gas y casi el 5 por ciento del petróleo que se producen en la provincia se extraen mediante las nuevas teconologías para el shale. El suelo neuquino atrae cada vez más a las empresas, que ven a este tipo de explotación como el futuro para el sector.

La producción no convencional gana terreno

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Los yacimientos no convencionales ya aportan el 10 por ciento del gas que produce la provincia, es decir, unos seis millones de metros cúbicos por día, mientras que la extracción de shale oil (petróleo de roca madre) alcanza los 870 metros cúbicos diarios, el 4,8 por ciento del total de Neuquén. La actividad en este tipo de yacimientos comenzó en 2008, y estaba orientada a los reservorios tight, que son areniscas de baja permeabilidad. En ese entonces ya se vislumbraba la necesidad de gas que tiene hoy el país y que el año pasado desestabilizó la balanza energética. Las especulaciones acerca de un aumento en el precio del gas en boca de pozo que estimulara la inversión para así evitar costosas importaciones, más señales como el programa Gas Plus, hicieron que entre 2008 y 2009 la mayoría de los proyectos no convencionales estuvieran concentrados en ese hidrocarburo. Las operadoras que tienen más avanzadas esas iniciativas son la norteamericana Apache y la francesa Total. De todos modos, apenas el 30% de los proyectos de Gas Plus aprobados recibieron precios superiores a los 4 dólares el millón de BTU. El resto no logró comprador y debió vender a los valores del mercado, que son un 50% más bajos. Hacia el shale oil El año pasado las empresas se volcaron hacia el shale oil de Vaca Muerta, atraídas por el aumento del precio del barril de crudo en el mercado interno, que ya supera los 70 dólares. YPF tiene el mayor descubrimiento de ese tipo de petróleo en Loma La Lata Norte, que bajo la gestión de Repsol perforó una veintena de pozos y

Bruno Tornini

para este año tenía pautados realizar unos 50 para desarrollar el área. En 2011 se hicieron 71 pozos no convencionales, 40 con horizonte de crudo y 31 de gas. De esas últimas, seis son de shale (gas de roca madre) y 25 de tight. Además hubo unos 24 descubrimientos, la mayoría de ellos (19) en reservorios no convencionales. Once de esos pozos hallaron shale oil en la formación Vaca Muerta, cuatro shale gas en las capas geológicas Molles y Quintuco y cuatro encontraron tight gas en Mulichinco. En la actualidad hay activos 219 pozos no convencionales, 85 de ellos son de shale y 134 de tight gas. La mayoría son pozos de desarrollo de las áreas donde hubo descubrimientos importantes como Loma La Lata Norte. Vaca Muerta El objetivo principal de las operadoras en Neuquén pasa por Vaca Muerta, uno de los mayores reservorios de petróleo y gas no convencional del mundo. Aunque también hay otras capas geológicas ricas en ese tipo de hidrocarburos como Los Molles, que se encuentra a profundidades mayores. Mientras que formaciones como Mulichinco se caracterizan por la presencia de tight gas. La denominada “ventana de petróleo” se ubica en la zona de Loma La lata y sus alrededores, sector conocido como la zona caliente en la incipiente carrera no convencional en la provincia. Mientras que el descubrimiento de YPF junto a EOG Resources, en Bajada del Toro, abrió una nueva ventana de crudo en la zona de Rincón de los Sauces. En el centro-oeste neuquino, con epicentro en el yacimiento Aguada Pichana, predomina el gas.

Alrededor de un centenar de perforaciones realizadas en la provincia durante los últimos años demostraron el gran potencial que tiene la zona para el desarrollo de no convencionales. Un estudio realizado por la secretaría de hidrocarburos en 2010 determinó que las formaciones los molles y vaca muerta tienen el equivalente a 26 yacimientos loma la lata en gas.

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A la presentación en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires y el Mercado de Valores, este año la empresa provincial sumó el inicio del desarrollo del bloque de Aguada del Chañar, donde perforó dos pozos exitosos con la nacional Enarsa. Y un tercer hito para la corta historia de la compañía es la perforación por cuenta propia de su primer pozo hacia Vaca Muerta.

Se abre otra etapa en la vida de G&P

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El 2012 fue trascendental para Gas y Petróleo del Neuquén (G&P), la compañía estatal provincial creada hace cuatro años. A la presentación en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires y el Mercado de Valores, de semanas atrás, se suma el inicio del desarrollo del bloque de Aguada del Chañar donde perforó dos pozos exitosos con la empresa nacional Enarsa. Y un tercer hito para la corta historia de la compañía es la perforación por cuenta propia de su primer pozo hacia Vaca Muerta. Se trata de Aguada Federal, que está en etapa de terminación. Ubicado en el corazón de la “zona caliente” de los yacimientos no convencionales en la provincia, un equipo de la empresa DLS perforó 2.900 metros para llegar a la preciada formación Vaca Muerta. Alrededor de Aguada Federal hay 11 empresas que prestan servicio y trabajan unas 40 personas por turno. Una vez terminado el pozo se estudiará toda la información y se completará el programa de fractura para poder hacer la estimulación hidráulica de Vaca Muerta a fines de enero o principios de febrero. Más allá de que es la primera inversión cien por ciento propia, el gran desafío de G&P es su debut como gerenciadora de un proyecto de perforación. En los dos pozos descubridores que perforó con Enarsa se contrató toda la cadena de servicios, por lo cual las perforaciones fueron entregadas una vez terminadas, como una especie de “llave en mano”. Ahora la diferencia es que G&P está incluida en todo el proceso, con la ingeniería realizada por los profesionales de la empresa. Junto con el éxito del proyecto, uno de los grandes desafíos es reducir los costos no sólo de perforación sino fundamentalmente el de la estimulación hidráulica. Los directivos de la empresa creen que pueden bajarlos a la mitad mediante variables como la arena de fractura, la potencia de energía utilizada y el uso del agua, entre otros factores. En forma paralela, a unos kilómetros de allí un equipo de San Antonio perfora el primero de una serie de 7 pozos de gas y 28 de petróleo para desarrollar los hallazgos que tuvo G&P en sociedad con Enarsa. Para conectar la producción a la red troncal se construirán instalaciones y un gasoducto, que estaría listo para julio de 2013. Debut en la bolsa A estos dos proyectos se suma el próximo debut en la bolsa de G&P. La CNV aprobaría en los próximos días el ingreso a la bolsa de la petrolera provincial. Para poder dar este paso, la petrolera neuquina debió someterse a auditorías de una de las consultoras más importantes del mundo, que revisó sus balances, compras, licitaciones. Luego logró la certificación de reservas por parte de Gaffney, Cline & Asociados, que determinó que cuenta reservas totales del área por 725 Mm3 de líquidos y 1.415 MMm3 de gas en el bloque central del área Aguada del Chañar, donde perforó dos pozos descubridores de gas y petróleo en sociedad con Enarsa. La empresa aspira a captar, a través de esta Oferta Pública de Acciones (OPA), aproximadamente u$s 500 millones en los próximos años, para financiar el desarrollo de nuevas e importantes áreas de la que es titular.

60 Además del debut en el mercado financiero nacional, la G&P piensa lanzarse el año próximo en bolsas de Toronto y Nueva York. La idea es conseguir financiación accesible y barata, y a largo plazo para poder convertirse en una petrolera de tamaño mediano. Según el vicepresidente de G&P, Rubén Etcheverry, “El mercado bursátil posibilita a los propietarios de las empresas una rápida conversión en liquidez del capital invertido en el negocio. Y sobre todo permite acceder a financiamiento del que se necesita para el desarrollo de yacimientos no convencionales, como operadores o para acompañar a nuestros socios en los bloques que estamos en UTE”. Por otro lado, estudia dónde realizará en 2013 un pozo exploratorio en alguna de sus áreas en busca de una nueva ventana de hidrocarburos no convencionales. Además, de la mano de G&P el Gobierno quiere darle un mayor protagonismo a Hidrocarburos del Neuquén SA (Hidenesa) y convertirla en una compañía prestadora de servicios petroleros. Pretende que se asocie a la petrolera estatal en el desarrollo de bloques como Aguada del Chañar. De esta manera, dejará de ser una mera distribuidora de gas para competir en el mercado petrolero local. Para que Hidenesa pueda transformarse en prestadora de servicios petroleros deberá ser fortalecida con fondos del Tesoro o con préstamos que le podría dar G&P para adquirir equipamientos. También podría recibir créditos blandos del BPN, una opción que estudia el gobierno provincial para fortalecer sus empresas. Socios grandes Gas y Petróleo del Neuquén tiene más de 70 áreas propias. En 60 de ellas está asociada a veinte petroleras internacionales de primer nivel, gracias a las tres rondas licitatorias que lanzó y de las cuales obtuvo 167 millones de dólares. Entre ellas se encuentran Total Austral, Energy Operations Argentina, Medanito, YPF, Petrobras, Roch, Apache, O&G Development, Madalena Austral, Petrolera Pampa, Argenta, Exxon Mobil, Americas Petrogas. También avanza en propuestas en conjunto con el Ministerio de Energía de la provincia como la creación del Plan Red Azul, para comenzar hoy desde el shale con la reconversión productiva provincial, a través de una red de acueductos que lleven el agua necesaria para las fracturas hidráulicas. “La empresa ha logrado sinergia con el resto de la industria, con iniciativas como los workshops colaborativos, entre los que se destacó el Cluster shale Neuquén, subworkshops por temas de interés común con el resto de los operadores y la comunicación permanente del alcance y perspectivas de los nuevos recursos de la cuenca neuquina (artículos, difusión, conferencias, libro Yeil, etc)”, asegura Etcheverry. Hasta ahora G&P se encargó de promocionar el shale Neuquén, poner en valor sus yacimientos, la cuenca neuquina, invitar y seducir inversores y capitales. En su nueva etapa, con el ingreso al mercado financiero busca convertirse en una jugadora clave en el mapa petrolero provincial.

Son las áreas de G&P en las cuales está asociada a veinte petroleras internacionales de primer nivel, gracias a las tres rondas licitatorias realizadas.

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El flamante directorio Presidente: Guillermo Coco Vicepresidente: Rubén Etcheverry Directores titulares: Guillermo Coco Rubén Etecheverry Sergio Schroh Gonzalo Peres Moore (con carácter independiente) Emilio Ocampo (con carácter independiente) Directores suplentes: Omar Gutiérrez Carlos Alberto Celeste Guillermo Gesualdo Oscar Alberto Domínguez (con carácter independiente) Nilda Minutti (con carácter independiente)

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La Provincia analiza extender otra vez el permiso de explotación a las empresas que presenten programas de desarrollo de yacimientos no convencionales. Buscan otorgar un horizonte de previsibilidad para las compañías. También estudian la licitación por capas geológicas, una opción que se utiliza en otros países como Rusia y Canadá.

Contratos petroleros: camino a la segunda prórroga

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El boom del shale que Neuquén espera para los próximos años traerá consigo un nuevo debate político y legal: la segunda prórroga de las concesiones petroleras y su implementación. El goberna-

dor Jorge Sapag ya anunció que tiene la intención de extender los contratos para permitir un horizonte más previsible a las empresas, que ya evalúan planes de largo plazo para el desarrollo de no convencionales.

Tal como lo hizo en su primera gestión, el mandatario busca tentar a las compañías con una prórroga anticipada. Aunque no dio mayores detalles sobre el tema, lo que la Provincia analiza es exigirle a las firmas adjudicatarias de áreas que presenten planes para el desarrollo de no convencionales. Si los planes convencen, se trabajará en las prórrogas de los contratos, la mayoría de los cuales vencen en 2027. Sapag dijo que las negociaciones están en una instancia preliminar y que “la idea es trabajar con las empresas que tengan voluntad” de hacerlo. El marco para extender los contratos, señaló, está dado por el acuerdo hidrocarburífero que firmaron los gobernadores con Nación a mediados de año. Entre los puntos del acuerdo se incluyó el de las condiciones para negociar nuevas prórrogas. En ese contexto y considerando que hace pocos días se confirmó la extensión de los contratos de YPF en Santa Cruz por 25 años, el gobernador planteó el inicio de las charlas con las operadoras que ya están en la provincia y con otras, para nuevas concesiones. Modelos Una eventual prórroga anticipada podría implicar, si se repiten los caminos de 2008, más fondos para la provincia. En aquella oportunidad, a partir de la Ley 2615, la provincia obtuvo aportes

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15%

fue el porcentaje en el que quedaron las regalías con el aporte del canon extraordinario, a partir de la prórroga de los contratos petroleros de 2008. La extensión de las concesiones permitió a la provincia embolsar varios cientos de millones de pesos, que fueron destinados a obras a través de la Fiduciaria Neuquina.

por encima de los 1.800 millones de pesos y un canon extra para llevar las regalías del 12% al 15%, además de un eventual incremento según el precio interno del barril y del gas. En 2001, el gobierno de Jorge Sobisch utilizó un mecanismo similar para

extender la concesión de Repsol-YPF por el yacimiento de Loma de la Lata-Sierra Barrosa. En ese momento, la empresa le pagó 300 millones de dólares al Estado nacional, que todavía no había transferido el dominio a las provincias, y comprometió inversiones para los años siguientes. Claro que un mecanismo de este tipo podría exigir una ley nacional e implicará un debate político profundo como el que se dio en 2008. Sin embargo, la relación de fuerzas del MPN es favorable para que una maniobra de este tipo consiga las adhesiones. Plan B En caso de que las petroleras no estén interesadas en el desarrollo de no convencionales o sus planes de inversión no satisfagan a la Provincia, existe otra alternativa que ya está aplicando en otros lugares del mundo pero que no está exenta de polémica. Son las denominadas concesiones 3D. Esto implicaría partir las capas geológicas en dos: una convencional y otra no convencional y licitarlas por separado. Es decir que podrían existir dos operadoras sobre la misma área pero perforando a niveles distintos. En el caso de Neuquén, podría darse

áreas son las que busca prorrogar la provincia de Rio Negro. Las mismas fueron adjudicadas por el gobierno nacional antes de que se delegue esa potestad a las provincias. Weretilneck envió un proyecto de ley a la Legislatura para modificar la legislación vigente y poder obtener otras condiciones.

que la Provincia licite una capa no convencional, mientras que la convencional ya esté adjudicada a una empresa. Casos así se dieron en Rusia y Canadá, donde existe legislación sobre el tema. En Argentina, en cambio, aún es materia de debate. Este tipo de licita-

Avance en otras provincias Mientras que en Neuquén el tema aún permanece en el plano de las declaraciones, otras provincias patagónicas avanzan con procesos de renegociación de contratos petroleros. En Río Negro se anunció la extensión de las concesiones de 21 áreas petroleras otorgadas en la década del 90 y la licitación de 15 bloques de alto riesgo exploratorio. Así lo anunció el gobernador Alberto Weretilneck al presentar el plan para el manejo de los hidrocarburos en suelo rionegrino, que se remitió a la Legislatura y que también se envió a la Nación para su visto bueno. En el caso de la provincia vecina, la concesión de las áreas a negociar vencen entre 2015 y 2017 y fueron licitadas en su momento por el Estado nacional. Ahora, el Gobierno busca un cambio de ley en la Legislatura para adaptar la normativa a los nuevos momentos. En Chubut se está trabajando en un proceso similar, ya que la gran mayoría de los contratos vence en 2015. Antes de la estatización de YPF, cuando se le quitaron áreas a la petrolera, en ese entonces bajo control de Repsol, el gobernador Martín Buzzi señaló que estaba analizando eventuales licitaciones en 3D. En Salta también se está dando un proceso similar y Santa Cruz hizo lo propio con las áreas otorgadas a YPF.

ción podría aplicarse perfectamente a las nuevas áreas, pero ¿qué ocurre con las que ya están licitadas y adjudicadas? El tema ya está siendo estudiado y se está repasando la letra fina de las

normativas ya suscritas. El debate comenzará a darse, seguramente, cuando el shale deje de ser una promesa y comience a avanzar en inversiones concretas.

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Los recursos no convencionales representan una oportunidad única para Neuquén y Argentina. La regulación del Estado se convierte en un punto clave a la hora de controlar el impacto ambiental, social y económico. El shale como oportunidad para cambiar la matriz de la provincia.

Diversificación e innovación productiva

•

El desarrollo de los yacimientos de hidrocarburos no convencionales (YHNC) en la región implica una gran oportunidad para nuestra economía, lo cual es evidente, pero también para la inclusión social y el crecimiento cultural. Más aún, en contra del alarmismo ultrambientalista, también permitirá avanzar en pos de la sustentabilidad ecológica. Como diría Jack, el Deconstructor -remedando a Derrida-, vayamos por partes, pero apuntando a un colofón integrador,

como diría Hegel, el totalizador. Shale y no convencionales Los recursos geológicos convencionales y no convencionales no difieren en cuanto a su producto: ambos generan el mismo tipo de gas y petróleo, pues provienen de los propios sistemas geológicos. La diferencia consiste en que los primeros generan petróleo con presión espontánea o con poco esfuerzo de bombeo, mientas los segundos se encuentran embebidos en la “roca madre”, en po-

ros de escasa o nula permeabilidad. En otras palabras: los pozos convencionales aprovechan los hidrocarburos que fluyeron durante millones de años y se concentraron, mientras las tecnologías para los no convencionales se las ingenian para liberar los recursos entrampados en la roca madre. Esas diferencias geodinámicas determinan distintas formas de exploración y explotación. Los YHNC se hallan a más de 2.500 metros de profundidad y debajo de los YHC, pues el gradiente de presión tectónica determina que la migración de gases y líquidos apunte hacia la superficie. Sin embargo, los métodos de perforación son los mismos, salvo la necesidad de utilizar más potencia. La cuestión cambia cuando el trépano llega unos cientos de metros antes de la zona interesante (Vaca Muerta, Agrio, Molles, Laja y otras): allí las herramientas son reemplazadas por una broca motoriza-

da, capaz de ser conducida horizontalmente por la capa rica en hidrocarburos y por tramos de hasta 2.000 m de longitud. En toda su extensión el pozo es aislado por entubamiento de metal (casing) y afirmado a la roca con cementos especiales. Luego se procede a fracturar la roca, a gran presión, con agua que transporta arenas cerámicas artificiales resistentes, las que, ubicadas en los intersticios de las microfracturas, impiden el cierre de aquélla, facilitando los flujos de gas y petróleo. La terminación (work over) también requiere de técnicas especiales, logrando sostener la explotación por décadas. El cambio de paradigma: uso del agua y servicios de terceros Para un pozo con varias estimulaciones hidráulicas se requieren, típicamente, 20.000 m3 de agua. Por ello, de lograrse los planes de YPF y Gas y Petróleo de

Por LUIS FELIPE SAPAG (*) Neuquén SA (GyP), habría 2.500 perforaciones en los próximos cinco años, que requerirán de 50.000.000 m3 de los ríos de nuestra cuenca. La cifra es muy grande; sin embargo, con el valor mínimo de los estiajes anuales de los ríos Colorado, Limay y Neuquén, implica solo el 0,11 % del conjunto de sus caudales, cuando para riego hoy se utiliza el 7 % y para consumo humano menos del 2 % (Ver gráficos adjuntos). Si se toman los valores de caudales medios, los números bajan a la mitad. Una vez utilizada, aproximadamente un tercio del agua de fracturación vuelve contaminada a la superficie, la que obligatoriamente deberá ser purificada. Todo ello conllevará un gran esfuerzo de inversiones en caminos, acueductos y plantas de tratamiento, utilizando conocimien-

2.500 tos fisicoquímicos a desarrollar. La complejidad de los YHNC es alta; además del sensible tema del agua se necesitan importantes aportes financieros, científicos y tecnológicos; de logística y de gestión de seguridad, medio ambiente y calidad, así como lo más decisivo: la promoción de obreros, profesionales, empleados y gerenciadores capacitados para semejantes desafíos. Con los yacimientos tradicionales era posible el modelo del enclave; es decir, explotaciones valladas y aisladas de la comunidad, para permitir la libre disponibilidad de productos y ganancias. En contraste, para desarrollar los YHNC, las operadoras necesitan vincularse íntimamente a las comunidades cercanas y los Estados provincial y municipales, así como a universidades, sindicatos y empresas de todo tamaño. Sin esas relaciones también podrían salir adelante, y de hecho lo harían aún en caso de no existir políticas concretas de intervención por parte de nuestras instituciones estatales y privadas. Pero los costos serían más altos; no sólo económicos, sino también sociales, políticos y ambientales. La base de la diversificación productiva El panorama de nuestra provincia frente al desafío del shale y las tecnologías no convencionales es el siguiente: - Más de 100 pozos de exploración han confirmado la existencia de inmensas formaciones de HNC en la cuenca sedimentaria neuquina. La ri-

0,11% del caudal de los ríos neuquinos será utilizado para la fractura hidráulica si se calcula que en los próximos cinco años se perforarán 2.500 pozos. Para riego, se utiliza el 7% y para consumo humano menos del 2%, según calculó el Ministerio de Energía de la Provincia.

queza está disponible, la cuestión es ponerla en valor. - Los gobiernos nacional y provincial lideran decididas políticas en ese sentido, pero no disponen de suficientes recursos financieros y tecnológicos, por lo cual se requiere la inversión privada, que en este caso es mayormente extranjera. - Las empresas foráneas poseen estrategias divergentes respecto de las necesidades locales, por lo que es menester imponer condiciones y regulaciones. En esa dirección, la declaración de interés público de la cadena de valor hidrocarburífera por el Estado nacional fue una decisión ineludible. - Neuquén necesita diversificar sus

pozos de exploración de yacimientos no convencionales podrían ponerse en marcha en los próximos cinco años, si se cumplen los planes de YPF y G&P.

fuentes de creación de valores, pues el “monocultivo” de los YHC no genera suficientes regalías e inclusión social. Los neuquinos sabemos que el futuro depende de aprovechar nuestras potencialidades agroindustriales, turísticas, mineras y culturales. - Los YHNC no son renovables, pero su fabulosa cuantía los convierte en prácticamente inagotables, con lo cual se incorporan legítimamente a las fuentes de diversificación productiva. Ello siempre que logremos desarrollarlos sustentablemente; es decir, con capacidad de sostenerse sin deteriorar la vida en todas sus formas, las demás cadenas productivas y la evolución cultural de nuestras poblaciones. - Es más, dada su magnitud, podremos promover y financiar las actividades renovables a partir del shale. Los peligros de la transnacionalización de la cadena de valor y los impactos ambientales son consustanciales a los YHNC, pero si aquellos se controlan podremos desarrollar con autosuficiencia las otras oportunidades. Por ejemplo, turismo, agricultura e industrias, y ciencia, tecnología y capacitación podrán financiarse a partir del programa para los NC. Gas y Petróleo de Neuquén y el cluster En ese diagnóstico se apoyan las políticas provinciales respecto de los YHNC, las que van mucho más allá de esperar futuras regalías por el previsible aumento de la producción. Veamos: - GyP funciona como dueña de los yacimientos y operadora. De esa manera producirá, además de regalías, renta petrolera; es decir, ganancias a disposición del Estado para sus políticas de distribución. En pocos años estará en condiciones de cubrir el déficit estructural de la caja provincial de jubilaciones y la obra social. También de financiar proyectos de innovación y producción. - GyP y el gobierno articularán acciones con todas las demás empresas. En ese sentido, el principal proyecto asociativo es la Red Azul, una trama de acueductos que, partiendo de los ríos, abastecerán los yacimientos, en los que está prohibido tomar agua de las napas. Las obras serán financiadas por el conjunto de las empresas petroleras y también satisfarán las necesidades de riego y consumo humano de las poblaciones urbanas y rurales cercanas. De esta manera, el shale se convertirá en directo promotor de la diversificación productiva. - El publicitado “Cluster Shale” es la extensión del mismo criterio de liderazgo estatal y colaboración privada a todas las actividades comunes, tales como relaciones laborales, seguridad, transportes, redes de gasoductos y oleoductos, infraestrucutras, tratamientos de efluentes, cuidado del medio ambiente y todo lo relacionado con responsabilidad social. En especial, estará en el centro de la planificación la transferencia, investigación y desarrollo de tecnologías, así como la capacitación de recursos humanos, lo que implica un papel privilegiado del sistema educativo y las universidades. Colofón positivo En síntesis: los YHNC son el eje de un salto cuantitativo y cualitativo en el de-

sarrollo provincial. La deconstrucción negativa es posible: si no hacemos nada o equivocamos las políticas gubernamentales, económicas, sociales y culturales, corremos los peligros de la contami-

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nación, la exclusión y el expolio de las multinacionales. Pero la totalización positiva también es viable, pues, como bien dice la sabiduría popular, todo tiene que ver con todo. Depende de nosotros: del Estado en todos sus

niveles y de la participación de las comunidades involucradas e interesadas en el trascendente tema de los YHNC. * Vicedecano UTN y diputado provincial.

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La caída en la producción de petróleo y gas impactó en uno de los principales ingresos neuquinos, cuya participación en los recursos totales cayó 12 puntos en los últimos cinco años. La tendencia seguirá en 2013. Los no convencionales son la esperanza de fondos frescos.

Las regalías pierden peso en la economía provincial

•

La caída de la producción de hidrocarburos impactó de lleno en los ingresos provinciales. En los últimos cinco años bajó 12 puntos la participación de las regalías dentro de los recursos totales. Si se toman como referencia los valores presupuestados para 2013, el declive alcanzará los 16 puntos. Mientras que en 2007 los fondos que ingresaban en concepto de derecho de explotación de los recursos naturales provinciales cubrían todo el gasto salarial, hoy apenas sirven para afrontar la mitad y el año que viene sólo permitirán cubrir el 38%. Las regalías crecieron en el último lustro a valores interanuales de entre el 6 y el 8% gracias a la suba del precio del petróleo, en momentos donde la producción se derrumbó. Lo hicieron muy por debajo del crecimiento que tuvieron otros componentes del presupuesto provincial como los ingresos propios y la coparticipación federal. El otro punto que permitió atemperar la caída fue la devaluación del dólar, ya que las regalías se liquidan en pesos pero con esa moneda como referencia. Todo esto motivó en los últimos años los ingentes pedidos del gobernador Jorge Sapag para que Nación autorice una suba de los precios del gas en boca de pozo, valor de referencia para la liquidación de derechos de explotación. A más precio, más regalías. La cuenta es sencilla y en eso piensa el mandatario a partir del último anuncio que eleva los valores para los proyectos futuros. Dinámica Tras la renegociación de los contratos petroleros en 2008, a los 12 puntos de las regalías (el famoso “octavo”) se le sumaron otros tres puntos de canon y una variación que depende del precio interno de los hidrocarburos en boca de pozo, una verdadera telaraña de valores cruzados y alterables, sobre todo en el caso del gas.

Maria Isabel Sanchez

El dinero se liquida entre el 15 y el 16 de cada mes en pesos, pero con precios fijados en dólares. Las empresas hacen una declaración jurada con los valores de su producción y allí liquidan automáticamente, en un mecanismo similar al de Ingresos Brutos, las regalías correspondientes a partir del volumen y precio de venta que obtuvieron. La Provincia realiza una suerte de doble control que depende de las carteras de Economía y Energía. En este último caso, el cruce de valores se realiza a través de un esquema elaborado en base al sistema de la consultora del ex secretario de Energía durante la gestión de De la Rúa, Daniel Montamat. Sus servicios fueron contrata-

12%

es el porcentaje de regalías que cobra Neuquén, al que se suman tres puntos del canon extraordinario. La cifra corresponde al famoso octavo (12,5%), un valor que se tomó como referencia históricamente para el pago de derechos de uso del suelo, como en este caso.

En 2013, la Provincia espera recaudar por regalías 2.894 millones de pesos. Se contempló un incremento en el precio del gas.

dos en 2006 por el ex gobernador Jorge Sobisch para realizar una auditoría por regalías mal liquidadas. Los controles que se aplican actualmente sobre los niveles de producción que declaran las empresas hacen foco en el transporte y en la compra de insumos, entre otros factores que permiten dimensionar la extracción. Precios Además de los volúmenes, las regalías dependen del precio que obtienen las operadoras al vender el gas y el petróleo. En el caso del gas, por sus diversas tarifas (en su mayoría controladas por el Estado), se registran oscilaciones importantes a lo largo del año. En invierno, por ejemplo, la mayoría del fluido se destina a los hogares, que pagan los precios más baratos y, por lo tanto, se desploman las regalías. Sólo cuatro provincias concentran el 80% de las regalías hidrocaburíferas del país. Además de Neuquén -que está a la cabeza-, se anotan Chubut, Santa Cruz y Mendoza. Son, no por casualidad, las provincias con mayor grado de autonomía del país y las que mejores indicadores sociales tienen. La realidad, sin embargo, parece estar cambiando. Aunque los fondos propios pican en punta, Neuquén es cada vez más dependiente de los recursos que envía Nación a través de coparticipación, ingresos que, por otra parte, no son una variable manejable. Sin embargo, la explotación de recursos no convencionales podría abrir una nueva puerta de financiamiento para las complicadas cuentas provinciales.

La caída seguirá en 2013 Según los números del proyecto de presupuesto para 2013 que ingresó la semana pasada en la Legislatura, las regalías seguirán creciendo a un ritmo mucho menor que otros ingresos. “El proyecto de presupuesto contiene valores para el conjunto de las tres regalías (petroleras, gasíferas y, muy por debajo, hidroeléctricas) que son apenas un 11% superiores a los del Presupuesto 2012, como resultado de que se espera que en 2013 continúe la caída de los volúmenes de producción de petróleo y gas, aunque los precios de este último jugarían a favor”, indica un documento elaborado por el Ministerio de Economía. “Esto implicará que los ingresos por regalías pasen de representar un 29% de los recursos totales en 2011,

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a un 27% que se espera para el cierre de 2012, y a un 24% previsto para 2013”, remarca el trabajo. “Esta evolución negativa -en un proceso que ya lleva varios años- condiciona todo el esquema de financiamiento provincial, a pesar de los redoblados esfuerzos en materia de recaudación propia, que tiene como hitos la importante reforma tributaria que se aplicó a partir de 2010 y las recientes que implicaron incrementos selectivos de las alícuotas del Impuesto sobre los Ingresos Brutos”, se aclara. Como una clara señal de este cambio en la canasta de recursos, desde Economía aseguraron que por primera vez en la historia la recaudación propia de la Provincia superará a las regalías -sin computar el Canon Extraordinario de Producción-.

Sólo cuatro provincias concentran el 80% de las regalías hidrocaburíferas del país. Además de Neuquén -que está a la cabeza-, se anotan Chubut, Santa Cruz y Mendoza. A partir de la vuelta al Estado de YPF y la consecuente ola de exploración, podrían sumarse nuevos subestados al club petrolero.

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El país norteamericano vuelve a tomar protagonismo de la mano de los no convencionales: desbancó a Rusia en la producción de gas y aspira a encabezar el ranking del petróleo en 2017. China también se suma al tren del shale y algunas naciones sudamericanas aspiran a seguir la misma senda. Por la crisis, Europa pierde terreno, tanto en consumo como en extracción.

El mapa mundial de los hidrocarburos

Hecho en Estados Unidos •

De la mano de la explotación de recursos no convencionales, Estados Unidos recupera su rol de pionero en la industria hidrocarburífera y ocupa las primeras posiciones en el ranking de países productores. Según el anuario de British Petroleum (BP), el país de norte cerró el 2011 en puesto número uno en el caso del gas y el tercero para el petróleo, aunque un estudio de la Agencia Internacional de Energía ya adelante que también encabezará este ranking en 2017. El arrastre del shale gas y oil también reposicionó a China, que aspira a ser potencia en esta materia. Sin embargo, en el mapa mundial aún perduran Rusia, Arabia Saudita e Irán como los grandes productores del globo, aunque la mayoría de su industria está destinada a los yacimientos convencionales. El shale, sin embargo, vino para cambiar todo el mercado. El fuerte despegue de Estados Unidos se motiva en el descubrimiento de la capa geológica Marcellus, que tiene el doble de reservas que Vaca Muerta. Según cifras de la Administración de Información Energética (EIA por sus siglas en inglés) existen reservas recuperables que asegurarían el suministro de gas al mercado local durante un siglo. En 2008, el gas no convencional suponía el 6% del consumo estadounidense. En 2035, según la última estimación de la EIA, podría alcanzar el 56,8% de la producción total. A ese ritmo, en 2017, Estados Unidos podría comenzar a exportar gas y ya está previendo este escenario: comenzó a construir plantas de licuado para vender el fluido al exterior. Tal fue el impacto para el mundo

energético doméstico que inclusive bajó el precio del recurso de forma marcada, generando un contraefecto impensado: cada vez más empresas que tienen el gas como un insumo clave vuelven a radicarse en el país por su bajo precio. Producción mundial Según un anuario de BP, la producción de gas creció un 3,1% en 2011. Otra vez, Estados Unidos picó en punta, con un aumento del 7,7%, que fue el más

importante en volumen. La estadística lo ubica como el principal productor del mundo. Siempre tomando en cuenta el volumen, detrás del país del Norte se ubicaron Qatar (28,8%), Rusia (3,1%) y Turkmenistán (40,6%). Cayeron fuerte Libia (75,6%) y Gran Bretaña (20,8%). “Al igual que en el caso del consumo, la Unión Europea registró la caída más importante de producción de gas del mundo, con un resultado negativo

del 11,4%. Fue por una combinación de la madurez de sus yacimientos y el débil consumo local”, define el anuario. En cuanto al petróleo, la producción mundial creció un 1,3%. En volumen, Irak, Arabia Saudita, Kuwait, Emiratos Árabes y Estados Unidos son los países con mayores subas interanuales, aunque en términos porcentuales sorprende Colombia, que incrementó su producción con un 16%. Otra vez Europa es la que más redujo

su producción, sobre todo de la mano de Noruega y Gran Bretaña. Consumo En tanto, el consumo mundial de gas natural creció en 2011 un 2,2% en comparación con el año anterior. “Ese crecimiento estuvo por debajo del promedio en todas las regiones salvo en América del Norte, donde los bajos precios condujeron a un fuerte crecimiento”, señala el informe. “Fuera de Norteamérica, los aumentos más importantes estuvieron en China (21,5%), Arabia Saudita (13,2%) y Japón (11,6%). Estos incrementos fueron compensados de forma parcial por la gran caída que se registró en la Unión Europea (-9,9%), de la mano de una débil economía, aumento de precios de gas, un clima más templado y el crecimiento continuo de la energía renovable”, amplía el anuario de BP. En cuanto al petróleo, el consumo se sostuvo a nivel mundial y sólo se incrementó un 0,7% entre 2010 y 2011. Curiosamente (o no tanto si se piensa en la crisis), es que su uso mostró una caída en los países que integran el OCDE, y subió en los países que no lo integran. Intercambio comercial “De la mano de la caída en el consumo de gas nivel general, el intercambio comercial global del fluido apenas creció un 4% en 2011. Los barcos de GNL crecieron un 10,1% con Qatar cubriendo casi toda esa demanda, con un 87,7% del mercado. Entre los importadores de GNL, Japón y Gran Bretaña fueron los principales”, explica el informe. En el caso del petróleo, el estudio reseña que “el comercio global de petróleo creció un 2%, o 1,1 millón de barriles diarios”.

10,1%

Creció en 2011 el comercio de GNL a través de barcos. Casi el 90% del mercado es abastecido por Qatar, un proveedor de Argentina.

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La OPEP admite el impacto de los no convencionales La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) reconoció, por primera vez, la semana pasada que los yacimientos no convencionales están cambiando significativamente el panorama de los suministros globales. También remarcó que la demanda de crudo aumentará más lentamente de lo se había previsto anteriormente. "Dados los recientes incrementos significativos en la producción de petróleo y gas no convencionales en Norteamérica, está claro ahora que esos recursos podrían jugar un rol cada vez más importante en las perspectivas de suministro a largo y mediano plazo para los países que no pertenecen a la OPEP", dijo el cartel de países en su reporte anual. El organismo fue el que más tiempo demoró en reconocer el impacto que las nuevas tecnologías como la fractura hidráulica podrían tener en el suministro. Según su pronóstico, el petróleo no convencional contribuirá con un suministro de 2 millones de barriles por día (bpd) al 2020 y 3 millones de bpd al 2035. En

comparación, 2 millones de bpd equivalen a la producción actual del miembro de la OPEP Nigeria, el mayor exportador de África. Problemas de cartel En realidad, el tema no se queda sólo en lo económico. Existe una tensión política en cuanto al protagonismo de los países de la OPEP, ya que los principales productores de no convencionales están hoy por fuera del cartel. En junio, ministros del Petróleo incluyendo a Rafael Ramírez de Venezuela restaron importancia a su exploración en el marco de una reunión de la OPEP en Viena. El secretario general de la organización, Abdullah al-Badri, dijo en aquella oportunidad que el petróleo no convencional aún no supone una amenaza para el grupo debido a que la creciente demanda absorbería la mayor producción. "No nos preocupa mucho", afirmó.

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Pese a que la vuelta de YPF a manos del Estado generó una reactivación en el sector, 2012 cerrará con otra caída en la extracción de petróleo y gas, que sigue en picada. Como consecuencia, se sostendrá la importación de GNL, que obligará al país a desembolsar 3.300 millones de dólares el año que viene.

Producción nacional

Una caída sin freno •

Argentina cerrará otro año con números negativos en el balance hidrocarburífero. Según proyecciones propias a partir de los números de producción de la Secretaría de Energía de la Nación, la caída en gas será del 2,3%, mientras que la de petróleo rondará el 2,1%. Esto, a pesar de que la estatización del 51% de las acciones de YPF logró torcer la senda de caída en las mediciones intermensuales a partir de mayo, aunque las variaciones apenas movieron el amperímetro de los números generales. De todas formas, atemperaron la línea de declive. El cóctel de motivos es el mismo de siempre: declinación de yacimientos maduros, ausencia de exploración y freno a las inversiones de la mano de precios que no convencen al sector privado. El contraefecto es el aumento sostenido de la compra de gas y derivados de petróleo al exterior, un costo cada vez más oneroso para las cuentas nacionales. A tal punto esto es así, que la Casa Rosada tuvo que salir a cuidar los dólares del intercambio comercial para evitar escasez de la moneda verde. ¿El resultado?: las restricciones a la compra de divisas. También hay un factor externo a los temas geológicos y económicos. En 2011, los días operativos de los yacimientos de Santa Cruz fueron mucho menores, a raíz de una fuerte medida de fuerza del sindicato petrolero en la provincia, que paralizó yacimientos entre mayo y julio. Los números “La oferta de crudo cae desde 1998, cuando el país alcanzó el récord de 50 millones de m3. Este año, en el mejor de los casos, la producción orillará los 40 millones de m3”, señalaron desde la Secretaría de Energía en un informe publicado meses atrás. Sin embargo, hacia fin de año el nivel de producción comenzó a declinar. Según las estimaciones propias, el año cerrará con 32,5 millones de m3, contra los 33.231 del año anterior. En el caso del gas, la situación fue distinta, ya que ni aún exprimiendo al máximo los yacimientos actuales se logró revertir la situación. Se calcula que el 70% del gas de la cuenca neuquina

32,5

millones de metros cúbicos será, según proyecciones, la producción de petróleo para 2012. Se trata de una caída del 2,1% comparado con el año pasado. La extracción de crudo muestra números negativos desde 1998, cuando se alcanzó el récord de 50 millones de métros cúbicos.

se extrae en baja presión, según estimaciones del mercado, lo que anticipa que en el corto plazo la oferta seguirá reduciéndose.

En este caso, se espera que 2012 cierre con una producción de 44,4 mil millones de m3 contra los 45,5 mi millones del año anterior.

Mediciones El último mes relevado por la Secretaría de Energía fue octubre. Según reseñó el Instituto Argentino de la Energía General Mosconi, durante octubre “se agudizó la caída en la producción de petróleo respecto a igual mes del año anterior, retrocediendo un 5,93%, con marcada contracción en los operadores YPF y Petrobras”. “Considerando la variación por año móvil acumulado, la producción anual de petróleo permaneció casi invariable, un 0,72%. Luego de la tibia mejora registrada en el invierno, la producción de petróleo rápidamente vuelve a mostrar números negativos. En el caso de YPF, durante octubre la compañía retrocedió significativamente su nivel de producción de crudo un 5,84% respecto al mismo mes del año anterior.

Por ello, si bien la producción acumulada de YPF por año móvil, (noviembre de 2011-octubre de 2012) muestra un incremento del 6,29% respecto al año móvil anterior, debe tenerse en cuenta que este último recoge casi cuatro meses de huelga en la provincia de Santa Cruz, lo que provocó una caída del orden del 30% en la producción mensual de petróleo”, remarca el informe. En cuanto al gas natural, la producción se redujo un 6,08% comparado con igual período del año anterior, acompañando el cambio de período estacional. Mientras que en el año móvil la caída es del 2,49% en el volumen acumulado por año móvil. En el caso de YPF, la producción mensual de gas natural se contrajo un 3,58% respecto a igual período de 2011, con una tasa de variación interanual del 3,28%.

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El alto costo de las importaciones El país se encamina en 2013 a un nuevo récord de importación de GNL. Las compras de gas por barco llegarán en 2012 a un total de 65 cargamentos que implicarán para el Estado un desembolso de u$s 2.500 millones. Para 2013 el Ministerio de Planificación Federal, que conduce Julio De Vido, establece que se van importar 83 barcos de 135.000 metros cúbicos de GNL cada uno que, a los valores del mercado, representarán una factura anual en torno de los u$s 3.300 millones, según citó el diario Clarín. Claro que este escenario podría empezar a revertirse a partir del año que viene si la suba del precio del gas en boca de pozo impacta en nuevos proyectos de gas no convencional en el país. Ese es el objetivo que persiguen desde Nación y que tuvo su hito en la vuelta de YPF a manos del Estado y el trabajo para arribar al autoabastecimiento. El saldo de la balanza energética comenzó a arrojar números negativos a partir de 2008, año en el que comenzaron a llegar las barcazas con GNL. El precio que Argentina paga por el gas que compra en el exterior es mucho más caro que el que autoriza en el mercado interno. Los valores en boca de pozo del fluido rondan los 2,50 dólares por millón de BTU, una cuarta parte de lo que cuesta traerlo desde Bolivia (u$s 10,70) y una sexta o séptima parte de lo que vale el que llega por barco (u$s 16/17).

En gas, se perdió la punta Trinidad y Tobago desplazó a Argentina como el principal productor de gas de América del Sur por primera vez en la década. La pequeña isla, de tan sólo 1,5 millones de habitantes, se posicionó en los últimos años como un exportador neto de GNL y, de hecho, nuestro país es uno de sus principales clientes. Si se toma como referencia la participación en la región (incluyendo a América Central pero no a México), la isla caribeña produjo el año pasado el 24% del gas. Le siguen Argentina con 23%, Venezuela con 18,6%, Brasil con casi 10% y Bolivia con poco más de 9%. El dato da cuenta de la gran cantidad de terreno perdido por Argentina en el desarrollo gasífero. Mucho tiene que ver en ese escenario la declinación del yacimiento neuquino Loma La Lata, explotado al máximo por la YPF de Repsol que, además de menguar la producción, no realizó casi tareas de exploración. También la falta de políticas energéticas claras que garantizaran precios rentables, un tema clave en un mercado integrado por empresas internacionales que desembarcan donde mejores beneficios obtienen. La nueva YPF bajo dominio estatal tiene ahora el desafío de revertir esa balanza y volver a colocar al país entre los más importantes productores. La urgencia de la consigna del autoabastecimiento se vislumbra a todas luces en el escenario del consumo gasífero de la región. Argentina sigue siendo por lejos el país que más recursos de este tipo utiliza, con un 30% del total. Detrás aparecen Venezuela, con 21%, Brasil, con 17,28%, y Trinidad y Tobago, con algo más de 14%. Otra vez, los números excluyen a México.

2004

fue el año en que la producción de gas mostró su pico. A partir de allí, todo fue caída. Los yacimientos maduros, la falta de exploración y las inversiones retrasadas ante los bajos precios colaboraron con el cuadro. Los yacimientos neuquinos fueron los más afectados por la merma.

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En abril se definió la expropiación del 51 por ciento de la histórica petrolera argentina. Apremiado por las crecientes importaciones energéticas, el Gobierno decidió avanzar sobre Repsol. La medida se justificó en una política de "vaciamiento" de la compañía por parte de los españoles.

El día que YPF volvió al Estado

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Este año estuvo marcado por un acontecimiento que sacudió la modorra del declinante mercado petrolero. La vuelta de YPF bajo control del Estado mediante la estatización y la intervención de la compañía que estaba en manos de la española Repsol significa un golpe de timón para la industria. Aún es temprano para vislumbrar las consecuencias que tendrá la decisión del gobierno nacional. La principal causa de la medida se explica en el creciente descalabro de la balanza energética. Los 10 mil millones de dólares que se debieron desembolsar este año para importar gas y combustibles líquidos eran sólo el comienzo de una escalada que amenazaba con poner en jaque las finanzas del Gobierno. Tras meses de rumores y especulaciones mediáticas, en abril la presidenta Cristina Fernández decidió expropiar el 51% de las acciones de YPF y declaró de interés nacional el autoabastecimiento energético. Ese porcentaje pertenecía a Repsol, la principal apuntada por el vaciamiento de la empresa. El líder de la avanzada fue el viceministro de Economía, Axel Kicillof, a quien se le atribuye ser el cerebro de la medida más importante en materia petrolera durante el kirchnerismo. Según trascendidos, fue él quien alertó a la Presidenta de las maniobras de Repsol para desinvertir en el país y destinar las ganancias de YPF a financiar activos más jugosos en otras partes del mundo. Eso, sumado a una estrategia de desabastecimiento que, según Kicillof, perpetraron los españoles para presionar por incrementos en los precios, sobre todo del gas. Una cuestión clave que empujó a la Rosada a tomar esta medida fue la escasez de dólares. En 2011 se destinaron 9.397 millones de dólares para importar combustibles, casi el equivalente al saldo comercial del total del país. Al hacer cuentas no muy complicadas, Kicillof vio cómo la empresa española paralizó su actividad productiva, lo cual no le impidió multiplicar sus ganancias por encima del promedio. Esas ganancias, sin embargo, no sirvieron para capitalizar a la firma, sino que se giraron al exterior en forma de dividendos, un proceso que se acentuó fuertemente con la compra de parte de la empresa por parte de la familia Eskenazi, que pagó su participación con una suerte de crédito interno mediante

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el envío del 90% de las ganancias a la casa matriz. Vaciamiento Los números convencieron al Gobierno del “vaciamiento” que aplicaba sistemáticamente Repsol sobre su filial argentina. Los indicadores demostraban caída de producción, caída de reservas, pérdida de participación en el mercado y, a su vez, aumento de ganancias. Según un trabajo del Ministerio de Economía, entre 1998 y 2011 la producción total de petróleo de Argentina se redujo en 15,9 millones de m3, de los cuales 8,6 millones fueron responsabilidad de Repsol. Mientras que la producción total de gas, combustible vital para la generación de electricidad, para los hogares y para la industria, se redujo entre 2004 y 2011 en 6,6 miles de millones de m3, de los cuales 6,4 miles de millones correspondieron a la empresa. En resumen, YPF fue responsable del 54% de la caída de la producción de petróleo y del 97% de la caída de la producción de gas, al punto de perder su liderazgo histórico en manos de la francesa Total en los últimos años. De forma paralela, se desplomaron las reservas, de la mano de la escasa inversión en exploración. De un promedio anual de 110 pozos exploratorios que se realizaban en la etapa de la YPF estatal (1970-1992), se redujo en 2010 a tan sólo 30 pozos. Para el Gobierno, el actual déficit energético de Argentina se encuentra estrechamente asociado con las políticas llevadas adelante por parte del accionista mayoritario, Repsol. La caída de las inversiones se evidencia en la pérdida de participación en el mercado. Ganancias Pese a que YPF se achicaba año a año, sus reservas y su producción caían, el negocio era altamente rentable. Entre 1997 y 2010 la compañía obtuvo utilidades por 16.600 millones de dólares y distribuyó dividendos por 14.200 millones, es decir, el 85%. La capitaliza-

Pese a que YPF se achicaba año a año, sus reservas y su producción caían, el negocio era altamente rentable. Entre 1997 y 2010 la compañía obtuvo utilidades por u$s 16.600 millones y distribuyó dividendos por 14.200 millones.

ción quedó así diluida. De esta forma, Repsol recuperó su inversión inicial para adquirir YPF y le sobró para retirar más de 8,8 mil millones de dólares entre 1999 y 2011, considerando los dividendos distribuidos y la venta de parte del paquete accionario. YPF repartió entre sus accionistas el 52% de sus utilidades en 2006, el 57% en 2007, el 255% en 2008 -la cifra es mayor a 100 porque se incluyeron utilidades acumuladas-, el 140% en 2009 y el 76% en 2010. Petrobras, por caso, distribuyó el 46% en 2010. Total el 38%, Cevron el 31%, Exxon el 25% y Shell el 45%. El promedio mundial petrolero es del 26%. Vaca Muerta Otro de los detonantes de la estatización fue la aparición de Vaca Muerta, la estrella mundial de las formaciones no convencionales. Al presentar el Informe Mosconi, de la intervención de YPF, Kicillof aseguró que Repsol tenía entre sus planes vender su participación en ese mega yacimiento neuquino. “Hace decenas de años que se conoce, pero Repsol no iba a poner un cobre para explotarlo, porque pensaba venderlo, para lo cual mantuvieron 142 reuniones con otras empresas desde fines de 2011”, aseguró. “Pusieron 300 millones de dólares para delinear Vaca Muerta y luego se dedicaron a ofrecer este yacimiento en el exterior”, agregó. La formación Vaca Muerta se extiende en un área de unos 30.000 km2 en la provincia de Neuquén, dentro de los cuales YPF posee una participación de 12.000 km2 (40% del total). Los primeros resultados indican que un 77% de su área tendría petróleo y el resto se repartiría entre gas húmedo y gas seco. Repsol YPF trabajó sobre una zona de menos de 1.000 km2, equivalentes al 8% del área bajo su concesión. A principios de este año, encargó a Ryder Scout una auditoría externa de sus reservas y recursos contingentes y prospectivos no convencionales de Vaca Muerta. El estudio determinó un total

de 1.525 millones de barriles equivalentes de petróleo (mbep) de recursos contingentes, es decir, aquella acumulación de hidrocarburos que aún no se tiene en cuenta para ser comercializada pero que puede ser extraída con la aplicación de tecnología. YPF realizó la explotación de parte del yacimiento. Según el estudio de la intervención, al 31 de diciembre de 2011, se produjeron más de 700.000 bep provenientes de la formación Vaca Muerta, lo que representa un 2% de las reservas consideradas probadas. Puso poco en producción “Este incremento en la extracción de shale oil fue mínimo en relación con la producción diaria, ya que el máximo alcanzado representó menos del 0,5% de la producción local”, indica el informe. Repsol destinó unos 300 millones de dólares a Vaca Muerta, pero señaló que para su desarrollo se requería un plan de inversiones de unos 28.000 millones en los próximos años para la realización de casi 2.000 pozos productivos de petróleo, para lo cual serían necesarios 60 equipos de perforación adicionales a los existentes en el país. Como no tenía las espaldas financieras para semejantes desembolsos, la compañía negociaba asociaciones con las principales petroleras del mundo. La intervención constató que entre diciembre de 2011 y marzo de este año hubo 142 reuniones con directivos de las empresas Talisman, Exxon, Chevron, Petrominerales, Statoil, Conoco, Vale, Andarko, Southwestern, Sinopec, Hess y Shell. Según la intervención, más que sociedades, Repsol buscaba desprenderse de los activos de YPF que ahora tenían un mayor atractivo y valor por los gigantescos hallazgos de Vaca Muerta. “La intervención ha podido comprobar que todavía no se encuentra definido un bloque de desarrollo ni una modalidad operativa típica de los desarrollos de recursos no convencionales”, dice el Informe Mosconi, al justificar la hipótesis de que los directivos españoles planeaban vender Vaca Muerta y no desarrollarla.

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YPF tiene la concesión de 44 de las 139 áreas productivas neuquinas, entre ellas Loma La Lata, el yacimiento de gas más grande del país. Además extrae el 35% del gas y del petróleo que salen del subsuelo provincial. Pero lo más importante hacia un futuro cercano es que la petrolera está sentada sobre unos de los tres reservorios más grandes de shale oil del mundo: Vaca Muerta.

El rol clave de Neuquén

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Buena parte del futuro de Neuquén está atado a la suerte de YPF, la mayor jugadora del motor económico de la provincia. Tiene 44 de las 139 áreas productivas neuquinas, entre ellas Loma La Lata, el yacimiento de gas más grande del país. Además ex-

trae el 35% del gas y del petróleo que salen del subsuelo neuquino. A nivel nacional produce el 23 y el 34%, respectivamente. El 72% del gas y el 22% del crudo que extrae YPF en todo el país proviene de estas tierras. De los 11.251.354,750 m3 de petróleo que produjo la empresa

el año pasado, 2.587.498 fueron neuquinos. Mientras que 7.711.648 miles de m3 de gas sacó de los yacimientos neuquinos de un total de 11.251.354 miles de m3. Áreas En Neuquén están los principales activos

de la compañía. De las 103 concesiones que tenía en todo el país a principios de año antes de la ofensiva por la falta de inversiones, 44 correspondían a esta provincia. Pero lo más importante hacia un futuro cercano es que la petrolera está sentada sobre unos de los tres reservorios más grandes de petróleo no convencional (shale oil) del mundo. La formación que contiene gigantescos recursos de crudo de alta calidad, Vaca Muerta, abarca 30 mil metros cuadrados a lo largo de la provincia, de los cuales 12 mil kilómetros están bajo concesión de YPF. Regalías Para graficar el peso que tiene YPF en la provincia basta con ver que en 2011 liquidó unos 811 millones de pesos en regalías por la producción de gas y petróleo. El monto representa alrededor del 36% de los ingresos totales que tuvo el Estado neuquino

La provincia de Neuquén será dueña del 10,45% del paquete accionario de YPF. Así consta en el anexo del acuerdo federal para la implementación de la Ley Nº 26.741 que firmaron las provincias petroleras con la Nación. para efectivizar el traspaso se fijarán condiciones a través de un nuevo pacto.

72 en este concepto. Esos fondos alcanzan para pagar unos cinco meses de salarios de los 45 mil empleados estatales. Más allá de los ingresos directos, YPF es el primer contribuyente que tiene la Provincia a la hora de los tributos provinciales. Aporta por Ingresos Brutos y también por Sellos, cada vez que se firma un contrato. Acciones La provincia de Neuquén será dueña del 10,45% del paquete accionario de YPF. Así consta en el anexo del acuerdo federal para la implementación de la Ley Nº 26.741 que firmaron las provincias petroleras con la Nación. Allí se estipula el futuro reparto del 24,99% del paquete que les corresponde a los distritos que integran la Ofephi, según estableció la norma que expropió el 51% de las acciones de la compañía hidrocarburífera más importante del país. La transferencia efectiva de las acciones se realizará una vez que se defina el litigio con Repsol, y mientras tanto serán administradas por la Nación. Para establecer las condiciones de esa cesión, la Casa Rosada firmará un acuerdo con cada una de las provincias, entre ellas Neuquén, en el que se reglarán las condiciones de transferencia, según explica el acuerdo federal. El documento aclara que ese futuro convenio, cuya fecha de firma aún no está definida, se determinarán “las condiciones específicas tales como la reversión de áreas, la renovación de concesiones, el otorgamiento de nuevas áreas, el establecimiento para la compañía de la primera opción en bloques de exploración revertidos a otras operadoras y en nuevos bloques, así como las condiciones para la exploración y la explotación de nuevos bloques con reservas no convencionales”. El documento aclara que se garantiza “el derecho imprescriptible e inalienable de las provincias a la obtención de regalías por los recursos naturales enclavados en su territorio”. Distribución "equitativa" El reparto del 49% de las acciones de la petrolera, cuando se concrete, se regirá según “los niveles de producción actual y previstos” en las reservas de interés que la empresa posee en cada provincia. Así quedó plasmado en el artículo segundo del convenio, en donde cada gobernador, al firmarlo, aceptó el criterio de distribución equitativa planteado por el gobierno nacional. El reparto tendrá a Neuquén con casi la mitad de las acciones de las provincias, lo que equivale a un 10,45% del total del paquete. Juntas, Santa Cruz y Mendoza no llegan a ese porcentaje. Luego aparecen Chubut, con el 2,10%; y Río Negro, con el 0,80%. Tierra del Fuego, Salta, La Pampa y Formosa se repartirán, en ese orden de jerarquía, poco menos del 2% restante. En el convenio también definió que para efectivizar el traspaso se fijarán condiciones a través de un nuevo pacto, entre otras cosas, para definir "la manera de ejercer los derechos políticos que las acciones sindicadas conferirán".

del gas y el 22% del crudo que extrae YPF en todo el país proviene de Neuquén. En 2011 extrajo 7.711.648 miles de m3 de gas de los yacimientos neuquinos.

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Los millones para Vaca Muerta La petrolera bajo control estatal YPF invertirá unos 12 mil millones de dólares en Neuquén durante los próximos cinco años, según se desprende del Plan de los 100 días que presentó el presidente de la compañía, Miguel Galuccio. La empresa prevé inversiones globales por 37.200 millones de dólares entre 2013 y 2017, de los cuales correrán por cuenta de YPF 32.600 millones. El 70 por ciento será costeado a través de la generación de fondos propios de la compañía, menos del 20% se conseguirá mediante la obtención de deuda, y otro 10% lo aportará un socio privado. Galuccio presentó en sociedad una “cartera sólida de negocios” que ronda en torno a la formación neuquina Vaca Muerta. Adelantó que ya cerró un trato con la Corporación América, que dirige Eduardo Eurnekián, para desarrollar un cluster de petróleo no convencional (shale oil) en Neuquén. El grupo privado, que tendrá una participación del 50% en la sociedad, aportará 500 millones de dólares para perforar un área de 250 kilómetros cuadrados. Por otro lado, YPF encarará el año próximo un cluster de shale gas por cuenta propia, aunque está dispuesta a recibir socios. El número uno de YPF adelantó que hay importantes avances hacia acuerdos estratégicos con la norteamericana Chevron y Bridas, compañía de capitales argentinos y chinos. Con la firma estadounidense lograron consensuar un proyecto en la ventana de petróleo de Vaca Muerta y se estudia aplicar recuperación terciaria en yacimientos neuquinos maduros. El embargo trabado por la Justicia sobre los activos de esa compañía por una demanda por

que se incrementará un 29% la extracción con la perforación de 5.380 pozos. Para ello se destinarán 19 mil millones de dólares. Una vez más, Vaca Muerta tendrá un papel preponderante gracias a su shale oil.

contaminación ambiental en Ecuador hace tambalear esa sociedad estratégica de la nueva YPF. Hoy en día esa formación no convencional produce 6.800 barriles de petróleo diarios. Allí, YPF completó 27 pozos y se piensa cerrar el año con 26 pozos más. Relanzamiento del gas Uno de los principales ejes del Plan de los 100 días es el relanzamiento de la industria del gas para sustituir las costosas importaciones que el año pasado le significaron al Estado diez mil millones de dólares y que además fue una de las principales causas para estatizar el 51% de la compañía que estaba en manos de Repsol. YPF invertirá 6.500 millones de dólares entre 2013 y 2017 para hacer 1.160 perforaciones con lo cual multiplicará por diez el promedio de pozos gasíferos de los últimos dos años.

Para hacer los proyectos viables, el gobierno nacional reformuló el programa Gas Plus y firmó un contrato con la empresa para pagar 7,5 dólares por millones de BTU. La idea es aumentar 23% la producción de gas entre 2013 y 2017. Cerca del 80% provendrá del shale y del tight gas de Vaca Muerta. En cuanto al crudo, el plan prevé

Resultados Galuccio señaló que con la cartera de proyectos presentada ayer YPF podrá crecer a un 4% anual. Mientras que si se consigue un socio para desarrollar otro cluster de shale gas, el crecimiento llegaría al 9%, cifra que consideró como espectacular para una petrolera. Del total de inversiones de la compañía para los próximos cinco años, de 37.200 millones de dólares, un 73% se destinará a la explotación, un 22% al refino, logística y red comercial, y un 4% a la exploración. El presidente de YPF destacó que en sus primeros tres meses de gestión logró aumentar 7% la capacidad de refino y reducir un 47% las importaciones de combustibles, sobre todo de fuel oil para las usinas térmicas. También destacó que se frenó la caída de la producción de gas. Mostró que la compañía tiene recursos petroleros por 2.400 millones de barriles y gasíferos por 400.000 millones de m3. El 50% del crudo corresponde al shale de Vaca Muerta y el 72% del gas al no convencional neuquino.

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Cutral Co y Plaza Huincul nacieron y se desarrollaron a la luz de la YPF estatal. La privatización concentró el mercado y derivó en una caída marcada de la producción. La vuelta al Estado abre nuevas expectativas para la provincia.

Un motor para la provincia

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En la provincia de Neuquén, la explotación de hidrocarburos ha jugado un rol protagónico en el desarrollo económico y define una historia estrechamente ligada al asentamiento poblacional. La administración de la explotación nacional del hidrocarburo, a cargo de YPF desde 1922, faculta el surgimiento del núcleo urbano Plaza Huincul, que se origina a partir de la transferencia de tierras que la empresa estatal le hiciera a tal efecto, y es allí donde confluyen los trabajadores y técnicos que desarrollaban las tareas de explotación. Pocos años después se conforma el llamado “Barrio Peligroso” que albergaba a obreros en busca de trabajo en la industria petrolera y que sería la base de la actual localidad de Cutral Co. Junto a Plaza Huincul, conformaron la llamada “comarca petrolera”, que fue creciendo a la par de la empresa estatal. Por otra parte, en la década de 1960, YPF monta los primeros campamentos exploratorios en la zona del paraje llamado “Rincón de los Sauces”, hasta entonces habitado por crianceros, que dará sus frutos en 1968 con el hallazgo de petróleo en Puesto Hernández. Es así que se produce una rápida transformación convirtiendo el campamento petrolero en el pueblo de Rincón de los Sauces, hoy devenido en municipio de primera categoría. Tras las privatizaciones sufridas en la década del 90, un oligopolio conformado mayoritariamente por empresas trasnacionales sustituyó al monopolio estatal del sector, de las cuales tan sólo tres nuclean más del 80% de la producción de petróleo y gas natural. Las mismas se apropiaron de la mayor parte de la renta generada en los últimos años, mientras que Neuquén recibió como ingresos por regalías y otros impuestos sólo el 20% de la misma. En resumen, contrariamente a lo sucedido durante la vigencia de la empresa hidrocarburífera estatal, la trayectoria de la explotación privada podría sintetizarse en sobreexplotación, contaminación y escaso o nulo compromiso con la

sociedad que las alberga. YPF estatal Luego del surgimiento de Plaza Huincul a partir del primer campamento de YPF, el aumento de la producción petrolera, junto con la complejidad de las actividades, permitió el crecimiento poblacional de Cutral Co, que fue convirtiéndose en un centro comercial y de servicios para esta área. El gobierno nacional, a través de la compañía estatal, y la acción del gobierno territorial abastecieron de los servicios urbanos necesarios, de viviendas, salud y educación, mientras que en Plaza Huincul fue directamente la empresa la que construyó viviendas, escuelas y proveedurías para sus trabajadores. La empresa YPF contaba con una política de contención y control social hacia sus trabajadores y por extensión hacia todo el pueblo, ya que era la principal fuente de trabajo. En esta estructura, el Estado garantizaba la situación laboral con buenos salarios, subsidios familiares, bonificaciones y una jubilación, cobertura de salud y acceso a la vivienda; todo lo cual aseguraba el futuro para los trabajadores y sus familias, el progreso económico y el ascenso social. (1) Además, la vida comunitaria giraba en torno de la empresa, que controlaba el hospital público, los servicios, el club social, proveía gratuitamente los servicios básicos, proveedurías de todos los rubros, cines, instalaciones deportivas de todo tipo, incluyendo estadios y equipos de fútbol por barrios. También se encargaba del proceso de urbanización, asfaltando las calles, construyendo canales y cañerías para traer el agua en forma artificial de lugares alejados, y realizando un plan de forestación para modificar el aspecto desértico del lugar. En Cutral Co, la empresa jugó un rol activo junto al municipio y la provin-

cia. En 1952, YPF perforó ocho pozos de agua e instaló una nueva central de bombeo, y a partir de la terminación del acueducto (fines de 1962), se comprometió a suministrar 4.300 m3 de agua. La Provincia se hizo cargo de los gastos que demandó la adjudicación y colocación de las nuevas redes de agua y la construcción del tanque elevado de quinientos mil litros. Con anterioridad,

la Municipalidad ya había realizado, con el concurso de terceros, un estudio integral de las redes cloacales y de distribución de agua para las noventa manzanas de la localidad, contemplando las futuras ampliaciones. La explotación privada A partir de la década del 90, y especialmente luego de la privatización de YPF, el mercado de hidrocarburos se caracteriza por una alta concentración y la presencia de un actor dominante: Rep-

Por Nora Díaz (*)

sol-YPF. En el año 2011, siete empresas concentraban el 95,7% de la producción de petróleo en la Provincia de Neuquén y sólo tres el 73,4% de la producción de petróleo: Repsol-YPF SA (35,6%), Chevron Argentina SRL (26,6%) y Petrobras Energía SA (11,3%). Repsol-YPF tuvo una participación significativa en las áreas de mayor importancia en la provincia, entre las que se encuentran Chihuido de la Sierra Negra, El Trapial, Loma La Lata - Sierra Barrosa y Puesto Hernández. La empresa operaba 14 áreas petroleras, siendo la de mayor producción Chihuido de la Sierra Negra con un nivel de extracción anual para el 2011 de 1.160.708 de m3 de petróleo, contando con el 100% de la concesión de la misma. Además, fue beneficiaria del 61% de la concesión del yacimiento Puesto Hernández (operado por Petrobras Energía SA); del 27% de Aguada Pichana y del 34% del yacimiento San Roque (ambos operados por la empresa Total Austral SA), sumado al 37,5% de la concesión de Lindero Atravesado (operada por Pan American Energy); entre otras. (2) Luego del máximo nivel de producción de crudo registrado en el año 1998, la producción total de la empresa en la Provincia ha caído significativamente año tras año (tasa media anual del -11,1%), siguiendo la trayectoria provincial. Esto demuestra que la falta de inversiones en exploración ha llevado a un agotamiento del recurso en los yacimientos existentes. El mercado del gas es aun más concentrado que el de petróleo. Considerando la participación de las distintas empresas privadas que operan en la provincia, se destaca que en el año 2011 el 71,7% de la extracción de gas natural se concentraba en sólo dos empresas: YPF SA (37,1%) y Total Austral SA (34,6%). El principal yacimiento que opera la empresa YPF SA es Loma de la Lata, que presentó una producción de 2.739 millones de m3, mientras que Total Austral SA opera los yacimientos gasíferos de Aguada Pichana y San Roque (ambos con una producción anual cercana a los 1.530 millones de m3 cada uno). Las expectativas ante la reestatización El plan de la nueva gestión de YPF

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apunta a elevar la producción de hidrocarburos a corto plazo mediante la reactivación de pozos inactivos y de la

puesta en marcha de equipos de torre que se encontraban fuera de servicio. En este sentido, se está por lanzar en

Neuquén la iniciativa “plan de victorias tempranas”, que prevé la reactivación de 800 pozos improductivos que YPF había dejado de explotar por falta de rentabilidad. Además existen en la provincia 30 equipos torre que están fuera de funcionamiento. (3) En Neuquén las expectativas con respecto al desenvolvimiento de la empresa mixta se concentran sobre los recursos no convencionales de la formación geológica Vaca Muerta. Sin embargo, para poner en valor esos recursos, en principio, será necesario la articulación con empresas internacionales, ya que el desarrollo de estos recursos requiere inversiones significativas (se deberá invertir alrededor de U$S 28.000 millones en los próximos 6 años) (4) y además porque se requieren equipos y un know how de explotación desconocidas en la Argentina. Al mismo tiempo, resulta necesario desarrollar proveedores, tecnología y recursos humanos nacionales.

Por otra parte, existen dudas sobre las consecuencias ambientales que podría acarrear este tipo de explotación. La recuperación de YPF es tan sólo un instrumento para establecer una política energética integral y de largo plazo. De concretarse los objetivos planteados por la nueva gestión, puede esperarse un incremento de la oferta y un crecimiento sostenido de la producción. (*) Licenciada en Economía. Docente e investigadora de la Facultad de Economía y Administración, UNCo. 1 Klachko, Paula, “Las consecuencias políticas y sociales de la privatización de YPF. El impacto en las localidades de

Cutral Co y Plaza Huincul”, Realidad Económica Nº 209, enero/febrero de 2005. 2 El último dato disponible de la Dirección Provincial de Hidrocarburos y Combustibles data de 2007. 3 Gandini, Nicolás, “Qué harán las Provincias petroleras con la nueva YPF”, Revista Petroquímica N°276, junio de 2012. 4 Declaraciones periodísticas del subsecretario de Hidrocarburos, Energía y Minería de la provincia de Neuquén, tomadas por Revista Petroquímica, Petróleo y Gas, N°276, junio de 2012.

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En la última década, los 10 yacimientos más grandes de Argentina, los que producen más de 3 mil metros cúbicos diarios de petróleo, vieron caer un 40 por ciento su nivel de extracción. Mientras que la producción del top ten de los campos gasíferos acumula una disminución del 25 por ciento, la mayor caída corresponde a YPF.

Se desinflaron los yacimientos

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La madurez de los campos petroleros más prolíficos del país y la falta de nuevos descubrimientos marcaron una declinación alarmante de la producción a nivel nacional. En la última década, los 10 yacimientos más grandes de Argentina, los que producen más de 3 mil metros cúbicos diarios de petróleo, vieron caer un 40 por ciento su nivel de extracción, según datos del Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG). Mientras que la producción del top

ten de los campos gasíferos acumula una disminución del 25 por ciento. En 1998 se llegó al pico máximo de producción de crudo con unos 50 millones de metros cúbicos (MMm³) al año. A partir de allí, la caída no se detuvo hasta los 33,2 millones del año pasado. Los yacimientos que más se desplomaron fueron los de YPF, que en manos de la española Repsol vio cómo se consumían sus reservas y su producción. Un ejemplo claro es el comportamiento de Chihuido de la Sierra Negra, uno de los

millones de metros cúbicos diarios de gas que producía Loma La Lata en 2004. Hoy apenas supera los 15 millones. En manos de Repsol, el yacimiento se desinfló, perdió presión y producción.

campos petroleros más grandes de Neuquén, que en 2004 producía 10.136 m/3 diarios y hoy apenas llega a 3.662, según datos de septiembre. Puesto Hernández, el emblemático yacimiento cercano a Rincón de los Sauces, operado por Petrobras, cayó de 6.184 m3 diarios a 1.900 en la actualidad. El segundo yacimiento petrolero del país y más grande de Neuquén, El Trapial, en manos de Chevron, cayó a la mitad de su producción en ocho años,

al pasar de 7.860 m³/d a 4.160. La caída no es exclusiva de los campos neuquinos. Los Perales, en Santa Cruz, pasó de 4.410 m³/d de crudo en 2004 a 2.330 m³/d este año. Cerro Dragón sale victorioso en este recuento. El yacimiento más grande del país creció de los 11.500 m³/d a los 13.021, bajo la concesión de Pan American Energy. Gas En materia gasífera, el caso más llamativo es el del gigante neuquino Loma La Lata, responsable del cambio de la matriz energética del país. A raíz de su hallazgo en los ’70 se inició una reconversión de usinas eléctricas, la industria, los hogares y los vehículos hacia el gas. De los 30 millones de metros cúbicos diarios de gas que producía en 2004, hoy apenas supera los 15 millones. En manos de Repsol, Loma La Lata se desinfló, perdió presión y producción. El yacimiento de gas más grande de noroeste argentino, Ramos, operado por Pluspetrol, pasó de 8,7 Mm3 al día en 2004 a 3,3. Aguada Pichana, el segundo yacimiento de la cuenca neuquina, que es operado por la francesa Total –líder entre los productores, con un 31% de la oferta nacional– registró una baja, aunque más moderada. Su producción se redujo un 15,4%, de 11,26 a 9,52 MMm³/d. Y, otra vez, Cerro Dragón muestra la contratara al panorama general declinante. Su producción de gas se incrementó más del 50 por ciento en los últimos 8 años (3,5 Mm³/d versus 8,5 Mm³/d).

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YPF ingresó en una nueva etapa de su oscilante historia. Del estatismo de Mosconi al ideario social de Perón. De la privatización neoliberal a la nueva oportunidad de convertirse en una empresa modelo al servicio del desarrollo.

Tiempos de cambio •

El retorno del control por el Estado nacional sobre Yacimientos Petrolíferos Fiscales ha tenido un profundo efecto en el contenido del debate público en la Argentina actual. Fuera de aquellas menciones a un gobierno dispuesto a apropiarse arbitrariamente de una nueva “caja” –YPF se sumaría al destino de los fondos jubilatorios y Aerolíneas Argentinas-, el centro de la disputa logró un rápido y atractivo desplazamiento hacia temas más profundos, propios de la reconstrucción de una comunidad política. Aún más, aquella idea de la existencia de un tesoro a expropiar quedó reducida prácticamente a la nada cuando se hizo público el proceso de descapitalización generado por la controladora multinacional de origen español Repsol. Hoy la preocupación de muchos es cómo llenar esa “caja” para afrontar el deliberado vaciamiento y relanzar la empresa. De allí que la nacionalización de la mayor parte del capital accionario de YPF hace a un debate más atractivo, orientado a la naturaleza de las relaciones entre el Estado y el mercado, lo mismo respecto de una idea de Nación y de desarrollo con bienestar del país. Asimismo, la apertura a esos temas planteó una relectura de dos épocas del siglo XX respecto de qué hacer con la exploración, extracción, explotación y comercialización de combustibles líquidos y gaseosos para un país que no ha dejado de crecer en el último decenio, pero que ha perdido el autoabastecimiento energético. Una de esas épocas pertenece a un pasado supuestamente muy lejano, que marcó la historia de la empresa estatal desde su nacimiento a inicios de la década de 1920 hasta la desnacionalización ocurrida setenta años después. La otra remite a lo ocurrido durante los últimos veinte años.

Por Gabriel Rafart (*) Dario Mardones

Habría entonces una fórmula lineal para esos tres tiempos de una historia que está próxima a cumplir su primer centenario. El primero hace a la construcción de YPF, del nacionalismo petrolero junto a un imaginario de gestión al servicio de un modelo de estado intervencionista y pretencioso, hacia políticas de desarrollo con bienestar del país. Le sigue un tiempo de desnacionalización, de gestión y orden a favor del capital financiero o, si se prefiere, la etapa de

Mosconi fue una suerte de Bismarck criollo. Hay una idea de empresa y gestión que le otorga un parecido de familia. Hablamos de un modelo de construcción autoritaria del poder propio del capitalismo industrial, montado hacia fines del siglo XIX.

destrucción deliberada y alienación de YPF con respecto a la comunidad nacional, todo bajo el libreto neoliberal. El tercer tiempo está en construcción con el retorno del mundo estatal a la explotación petrolera. Aquí cuentan las pretensiones de colocar la empresa de combustibles al servicio de una Argentina menos mercadista y más estatista. Todo ello bajo otra doble presunción: retomar la senda desarrollista y tecnológica perdida, además de colocar sus políticas al servicio de un programa de bienestar que en el discurso oficial se le da bajo una nueva denominación con el mote de políticas inclusivas. Esta última fórmula fue resumida en una de las primeras opiniones en defensa de su nacionalización: “intervención del Estado para activar la producción, hacer crecer el empleo y estimular

el consumo popular para desde allí activar la rueda de la economía”. Políticas y empresas que retoman la idea de un capitalismo regulado. De la Nación a la desnacionalización El desmantelamiento de un Estado de Bienestar argentino -que nunca logró desarrollarse plenamente- por parte de las políticas de corte neoliberales quedará registrado en la historia del país por dos hechos transformados en íconos: la destrucción del sistema previsional solidario y lo ocurrido con YPF. Fue durante los años noventa del siglo XX que la clase política y empresarial argentina se involucró en un proceso similar al ocurrido en otros países de Occidente: privatización, desnacionalización, desregulación, retiro del Estado, pero, sobre todo, el fin de las políticas sociales pertenecientes a la naturaleza de los Estados de bienestar de la posguerra. Desde sus inicios, la empresa petrolera estatal se vio involucrada en estas políticas. Cuando se revirtieron, se perdieron muchas cosas. En el balance negativo cuenta un modelo de gestión y social empresarial que nació con Enrique Mosconi. Aquel Mosconi fue una suerte de Bismarck criollo. Si bien es cierto que se carece de evidencias explícitas que den cuenta de la adhesión de aquel general argentino al modelo de políticas bismarckianas, hay una idea de empresa y gestión que le otorga un

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parecido de familia. Hablamos de un modelo de construcción autoritaria del poder propio del capitalismo industrial, montado hacia fines del siglo XIX, en coincidencia con los inicios de esas políticas de seguridad social para los trabajadores que buscaban mejorar sus condiciones de vida mientras se procuraba canalizar la conflictividad laboral. Ciertamente, Mosconi coincidía en la necesidad de promover una suerte de soldado obrero entre los trabajadores de la empresa que dirigió entre los años 1922 –su fundación- y 1930. Como primer director general, Mosconi decía en sus memorias: “Nos propusimos formar, y esto se logró, un personal de hombres fuertes, sanos de cuerpo y espíritu… La Dirección General se proponía velar y subvenir en la forma más completa posible el bienestar general del personal de la organización, en forma tal que el jefe de familia no sintiera disminuidas sus energías y su capacidad de trabajo… En cambio, exigimos del personal, conducido con estricta equidad y justicia, una disciplina inflexible y una rigidez absoluta en el cumplimiento de deberes y obligaciones”. También abogaba por el nacionalismo que no era necesariamente oligárquico. El mundo social de la empresa debía estar al servicio de ese nacionalismo unificador que había arrancado con el servicio militar obligatorio, la presencia estatal en los territorios nacionales y que siguió con los primeros abordajes de la cuestión social con sentido reformista. Nuevamente Mosconi se manifestaba: “La organización del personal de YPF la hicimos con criterio humano, social y práctico, en bien de los intereses generales y del progreso de la Nación”. Los primeros pasos de la empresa fueron marcados por estos lineamientos. Efectivamente, durante la gestión de Mosconi se concedieron a los trabajadores de la petrolera estatal y sus familias una serie de beneficios sociales, como provisión de viviendas, precios subsidiados de alimentos, servicios de salud y educación, pago de subsidios de paternidad y fallecimientos y bonificaciones por antigüedad. Un conjunto de beneficios, pensados inicialmente para un campo empresario específico que serían parte de su universalización, debían coincidir con una activa política destinada a la soberanía energética. Aquel mundo de beneficios tenía su contracara en el fuerte control de la dirección empresaria sobre los trabajadores, su familia y el entorno. Se ganaba mucho pero se perdía otro tanto en autonomía. Por ejemplo, la actividad sindical no era contemplada. Los destacamentos policiales estaban dentro

del predio de la empresa. La actividad política y sindical era perseguida. Hubo que esperar la llegada de la década del cuarenta para que la vida gremial fuera reconocida e integrada dentro del mundo ypefiano. Efectivamente, con la presencia de Juan Perón en el gobierno, este modelo tendrá un nuevo impulso a partir de su complemento con los idearios de la solidaridad social que planteaba la adaptación de las políticas de bienestar ensayadas en varios estados europeos antes y después de la Segunda Guerra Mundial. Gran parte de la construcción de las políticas sociales de la era peronista, o sea, aquel Estado de Bienestar criollo, debe sus instituciones a la experiencia de la petrolera estatal. Y lo continuó por

Las cosas no funcionaron tan bien para la empresa petrolera como plantearon los promotores de las virtudes de los mercados sin interferencias. Dos décadas más tarde siguió un nuevo acto de revisión, de reparación gubernamental con la estatización de parte de su paquete accionario.

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fueron los diputados nacionales que la madrugada del 24 de septiembre aprobaron la privatización de YPF. Sólo 10 votaron en contra y buena parte del resto se retiró del recinto.

varias décadas hasta que otras fórmulas comenzaron a ganar terreno entre la dirigencia estatal. Hasta fines de la década de los setenta las cosas funcionaron de esa manera. Los cambios se produjeron hace algo más de un cuarto de siglo con el triunfo de un ideario exigente, en que una sociedad globalizada debía despojarse del peso burocrático de esos estados que según se insistía premiaba la ineficiencia y limitaba arteramente la competencia. Lo que siguió es conocido: había que abandonar los costes de la solidaridad social y emancipar a la humanidad y sus empresas del peso de la historia, de las identidades nacionales y de clase. Todo para el triunfo de mercados concentrados e internacionalizados que arrancaban endeudando las empresas estatales, transfiriendo paulatinamente sus activos a operadores inicialmente periféricos, para luego dar el golpe definitivo con la privatización y la subsiguiente desnacionalización. YPF ingresó de una manera salvaje a ese mundo. Ocurrió exactamente hace veinte años. Las cosas no funcionaron tan bien como plantearon los promotores de

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las virtudes de los mercados sin interferencias. Dos décadas más tarde siguió un nuevo acto de revisión, de reparación gubernamental con la estatización de parte de su paquete accionario. Un futuro atractivo: tecnología y capitales Por supuesto que la revisión de esos tiempos, de un pasado no tan remoto y de otro que opera aún presente y exigente, hace también a una idea de tiempos por venir que para los optimistas habla de un futuro glorioso. Estos consideran que el solo hecho del retorno de la bandera argentina a sus oficinas y yacimientos de la empresa lo arregla todo. En cambio, los pesimistas bien intencionados, cuando no los defensores a ultranza de los mercados privatizados, insisten que el país se compró un gran problema que lo pagarán todos los argentinos en un futuro no muy lejano. Sostienen que la demanda iniciada por la operadora despojada –Repsol- en los tribunales especializados del CIADI traerá graves consecuencias para el país. Sin embargo, la realidad desmiente esos pronósticos negativos. Hay que destacar las novedades conocidas recientemente en la muy corta historia que lleva la empresa en manos del Estado nacional. Una dirección inteligente de YPF ha puesto en ejecución varios proyectos para enfrentar su futuro. En principio, el desarrollo de una empresa asociada para crear soluciones tecnológicas que den cuenta de los desafíos que requiere la exploración y extracción de petróleo. La creación de YPF Tecnología SA, con un directorio integrado por YPF y el Conicet, marcharía en ese sentido. La idea nació a partir de comunes perspectivas entre el director de la empresa y el ministro de Ciencia y Tecnología. Aquí cuenta un

ambicioso proyecto de integración entre profesionales y capital empíricos proveniente de la petrolera y los recursos humanos y técnicos del Conicet. La nueva YPF Tecnología tendría a su disposición geofísicos ingenieros en petróleo y mecánica, físicos, químicos, matemáticos, bioquímicos, entre otros profesionales. Por si fuera poco, el retorno de científicos al país permitiría contar con mayor capital humano para la investigación. Hay otro conjunto de medidas tomadas por la dirección empresaria. Apuntan a la complementariedad y asociación con varias empresas líderes del rubro para compartir riesgos en la explotación. Lo mismo que para la obtención de inversiones. El gigante estatal chino del petróleo ya se comprometió con aportar un tercio del capital requerido por la empresa argentina para el próximo quinquenio. Los pasos en esa línea son muy seguros, sobre todo para afrontar la explotación de yacimientos exigentes, entre ellos esa suerte de joya de la corona que sería Vaca Muerta. Por otra parte, el Estado Nacional ha generado un nuevo instrumento que es tanto de inversión como de ahorro. Su segura expansión entre pequeños y medianos ahorristas no sólo aportará capital fresco a YPF, también estará en condiciones de promover una nueva cultura de ahorro y restablecer la soberanía monetaria. Durante más de medio siglo, YPF estatal resultó una organización eficiente en la producción petrolera y gasífera. Fue líder empresario en el país y modelo en muchos aspectos, desde las políticas laborales hasta cuestiones tecnológicas, dejando abundantes beneficios para el país. El nuevo tiempo le da oportunidades para retomar aquel camino. (*) Historiador. Profesor de la Universidad Nacional del Comahue.

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YPF necesitará al menos unos 20 mil millones de dólares en los próximos cuatro años para lograr el autoabastecimiento energético. Para eso, diseñó estrategias para conseguir dinero: la emisión de obligaciones negociables y la conformación de sociedades con empresas extranjeras.

Buscar fondos, el desafío inmediato

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Hablar de yacimientos no convencionales es hablar de inversiones multimillonarias. Según el proyecto que la Provincia presentó a la Nación los días previos a la estatización de YPF, la empresa necesitará unos 20 mil millones de dólares para lograr el autoabastecimiento energético en los próximos cuatro años. La clave será la explotación de la formación geológica

Vaca Muerta, que por su naturaleza exige trabajos más complejos. Con ese norte, la empresa bajo control del Estado salió a buscar fondos a través de tres canales distintos: alianzas con socios privados que aporten capital, emisión de deuda a largo plazo y emisión de obligaciones negociables destinadas a pequeños ahorristas, toda una novedad en el mercado financiero

argentino (ver aparte). Alianzas Aunque aún no hay ningún acuerdo cerrado, el grupo Bridas ya comprometió inversiones por alrededor de 1.000 millones de dólares, que podrían extenderse a montos mayores. El CEO de la compañía, Miguel Galuccio, inició semanas atrás un “road

show” para tentar a compañías del extranjero. Hace algunos días confirmó que el acuerdo de entendimiento que se firmó con Chevron está próximo a cerrarse y que la petrolera estadounidense podría apalancar unos 10 mil millones de dólares en el corto plazo. Galuccio partió a Londres y antes de volver al país hizo un viaje sorpresa a Oslo, donde se reunió con referentes de la estatal noruega Statoil, una de las firmas petroleras más grandes del mundo y que tiene intereses en invertir en Neuquén. Otra que podría entrar en el paquete de empresas aliadas es Exxon Mobil. El esquema de negocios que se plantea en estas sociedades ya es conocido en la provincia. La operadora tiene permiso de explotación en un área específica e inicia una "joint venture" con una firma subcontratista. El acuerdo implica compartir ganancias, en general de forma proporcional al nivel de extracción de hidrocarburos. Esta es una etapa crítica para la YPF que necesita capitalizarse para poder

explotar hidrocarburos por sus propios medios en el corto plazo. Obligaciones Por otra parte, la estrategia que trazó Galuccio llevó a la empresa a lanzar un plan de obligaciones negociables por 7 mil millones de dólares. De ese monto, ya se lanzaron cerca de 1.000 y otros tantos se saldrán a subasta a partir del 17. Las distintas emisiones en el mercado local constituyeron el primer test match para ver la respuesta de los inversores domésticos. En general fue buena, pero contó con un fuerte apalancamiento de la Anses. Aunque la plana mayor de YPF habría sondeado a varias entidades financieras para emitir en el extranjero, la recomendación habría sido de esperar unos meses hasta que se aquieten las aguas de los mercados internacionales. Una emisión en el exterior en este momento podría ser mal vista en varios sentidos. Por un lado, Repsol, que todavía

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pesos cuesta el bono más barato de la compañía que cualquier ahorrista argentino puede adquirir. Cada título pagará un 19 por ciento anual de interés.

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Pequeños ahorristas en la mira

cuenta con un director, podría intentar boicotear la operación debido a su reclamo ante el CIADI por la expropiación del 51% de las acciones de YPF. Por otra parte, la imposibilidad de girar utilidades al exterior y el reciente decreto de intervención en el mercado petrolero harían aconsejable esperar unos meses. Leonardo Bazzi, responsable de Research de la casa de bolsa Puente Hnos. explicó tiempo atrás a este medio que “localmente existe una gran liquidez por parte de inversores institucionales”. “YPF es una empresa muy sólida. Y si ahora se está apuntando a una emisión de bonos corporativos a través de bonos

dólar linked (las cuales son en pesos y se ajustan al valor de dólar oficial), en el último tiempo hubo muchas emisiones de empresas y sobre todo estados provinciales. Además, la propia YPF ya colocó un bono de este tipo en 2010 por u$s 70 millones que vence en 2013”. Para el analista de Puente, lo más probable es que más allá del fondeo en el mercado de capitales, a mediano plazo YPF seguramente “no va a descartar las inversiones directas con empresas del exterior que quieran aliarse. Va a recurrir a todas las alternativas de inversión debido a las ingentes sumas que se necesitan”.

En el tren de la búsqueda de fondos, YPF salió a ofrecer esta semana a los pequeños ahorristas un nuevo bono en pesos como una alternativa de inversión, con una tasa de interés del 19 por ciento anual, superior al rendimiento de un plazo fijo. Si bien la colocación es a un año, el pago del cupón de intereses del bono es mensual, con lo que el inversor tiene la opción de retirar el cobro por intereses cada treinta días. Para los especialistas de Puente Hermanos, el nuevo bono de YPF "es una alternativa para cualquier inversor tradicional, ya que rinde un poco más que un plazo fijo, en pesos". Esto implica que "puede tener rentas un poquito superior y algo más de liquidez este instrumento, ya que se puede vender en cualquier momento en el mercado". De todas formas, si la compra se hace a través de bancos, hay que analizar los costos de cada banco, ya que pueden quitarle atractivo al rendimiento del bono. Si bien éste tiene costo cero, hay que pagar servicios de gestiones y el mantenimiento de la caja de ahorro. Opciones El título está pensado para los

pequeños ahorristas que dejan sus depósitos a plazo fijo y buscan otras opciones de inversión dentro de un menú de ofertas de carácter conservador. El inversor puede ingresar con colocaciones desde los 1.000 hasta los 250.000 pesos. Las entidades que lo ofrecen y que ya están enviando promociones a su clientes son Banco Macro, Macro Securities, Banco de la Nación Argentina, Nación Fideicomisos, Nación Bursátil, Banco Hipotecario SA, Banco Galicia, BACS SA, Santander Río, BBVA Banco Francés, Banco Provincia y Banco Credicoop. Entre las alternativas similares que encuentra el pequeño inversor se está el cheque pago diferido, que rinde casi lo mismo pero no tiene mucha liquidez, y no está muy divulgado para inversores minoristas. Otra opción son las emisiones en pesos atados al dólar (dollar linked), bonos que emitieron recientemente algunas provincias, incluso YPF. Un ejemplo de esto fue el bono cordobés que vence en 2013, con una tasa dólar de 8%, más un ajuste por el movimiento del tipo

de cambio en el período. Público masivo Desde YPF indicaron que "el bono está pensado para un público masivo que no necesita conocimientos financieros avanzados, tiene requisitos mínimos (sólo se necesita estar bancarizado) y es masivo porque se pueden suscribir fácilmente por teléfono o por medio de Internet del banco". El monto total de la primera emisión será de 50 millones de pesos extendibles a 150 millones de pesos, de recibir una importante respuesta. Con este paso, "YPF pone en el mercado la posibilidad de que el público en general se sume a los ya exitosos lanzamientos de bonos que realizó en estos últimos seis meses", indicó la compañía. Asimismo, desde YPF indicaron que, además de la colocación a través de los bancos, está habilitado el sistema de compra vía web, mediante el cual los interesados podrán ingresar en la página de YPF (www.ypf.com.ar) y desde allí elegir la opción del banco con el que el interesado opera habitualmente.

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ypf lanzó un programa denominado Módulos de Abastecimiento Social orientado al mercado automotor liviano de pequeñas localidades del interior que hoy no tienen donde cargar nafta y gasoil. Bajada del Agrio, Las Coloradas y El Huecú son las localidades neuquinas beneficiadas de un total de 15 que contempla la primera etapa.

Llega el combustible a los pueblos

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La petrolera nacional YPF proveerá combustible a zonas que no cuentan con una fuente de abastecimiento cercana, con un programa que en una primera etapa abarcará a 15 localidades de distintos puntos del país. Este nuevo proyecto de integración e incentivo se denomina Módulos de Abastecimiento Social (MAS) y está orientado al mercado automotor liviano a través de puestos de expendio de combustible que estarán ubicados en las zonas más recónditas y profundas del país. “Tomando como referencia los últimos datos del censo nacional, en el país existen 2.764 localidades con menos de 5.000 habitantes cada una. Se realizó un profundo estudio, en el que equipos de YPF recorrieron 70.000 kilómetros, y

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se seleccionaron 15 localidades que actualmente no cuentan con una alternativa cercana de abastecimiento”, señaló la petrolera nacional. Entre ellas, figuran: Iruya, Santa Victoria y Rivadavia, de la provincia de Salta; Comandancia Frías y Charaday, en Chaco; Colonia Carlos Pellegrini y Chavarría, en Corrientes; Astica, en San Juan; Las Analejas, en Mendoza; El Huecú, Bajada del Agrio y Las Coloradas, en Neuquén; Mencué, en Río Negro; y Gualjania y Cushamen Centro, en Chubut. En línea con una de las principales premisas de la actual gestión de la compañía, el diseño está pensado en función de la seguridad y el medio ambiente. Los módulos se proveerán de energías alternativas, como la solar, y contarán con un tanque compartimentado

de 40 metros cúbicos contenido dentro del módulo. Cada módulo contará con una oficina, un depósito y un baño, apto para discapacitados. Además, estarán equipadas con portones corredizos que permitirán cerrar herméticamente el módulo mientras no está operativo. El plazo previsto para el desarrollo e implementación de los 15 módulos que integran esta primera etapa del programa es de 18 meses. YPF sostuvo: “El concepto modular permite reducir al mínimo la inversión en obra civil y da flexibilidad a su implementación, adaptable a diversas condiciones geográficas y ambientales”. En Neuquén Las comunas neuquinas de Bajada del Agrio, Las Coloradas y El Huecú firmaron la carta de instalación, mantenimiento y operaciones de Módulos de Abastecimiento Social de combustible; además de otra propuesta de apoyo mutuo en concepto de capital de trabajo inicial. La iniciativa permitirá a las localidades contar con un surtidor de nafta súper y otro de gas oil con una capacidad de almacenaje de 34 mil litros. Se les sumará un módulo de servicios para la facturación de las operaciones y sanitarios para personas con discapacidad. El objetivo de estos módulos es garantizar el abastecimiento de combustible y fomentar el desarrollo de la red comercial a partir de iniciativas económicas que la respalden. A partir de la propuesta de adhesión, estos municipios de tercera categoría asumirán compromisos vinculados a la ejecución de la obra civil que requiere la instalación. Por su parte, YPF proveerá el módulo de servicios y un aerogenerador que lo abastecerá de energía eléctrica alternativa, por un

valor aproximado de $ 2.000.000 millones de pesos en cada localidad. Para garantizar una correcta ope-

ración del MAS, se capacitará a su personal y a la administración comercial del módulo.

Menos importaciones En el primer semestre de 2012 YPF disminuyó un 47% sus niveles de importación de combustible en relación al año anterior, con lo que ahorró más de u$s 200 millones. Compró 401.750 metros cúbicos (m3) de combustibles líquidos en ese período, mientras que en 2011, el volumen ascendió a 764.702 m3. Es decir que se importó por 405,5 millones de dólares, mientras que en el mismo período de 2011 se había importado por 623,6 millones de dólares. Analizando las compras de gasoil, se denota que durante el período mayo-junio, bajo la gestión de Miguel Galuccio, YPF importó un 26,6% menos respecto del mismo período del año pasado. Mientras que en todo el primer semestre, se observa una disminución del 51 por ciento. La gestión Galuccio marcó como “hito” de la reducción de las importaciones de gasoil “el incremento, en el segundo trimestre de 2012, del procesamiento de crudos y por tanto la utilización de los complejos industriales de YPF en más del 7% comparado con igual periodo del 2011”. El propio presidente de la petrolera destacó: “Las refinerías de YPF pasaron a funcionar desde este mes en su capacidad plena, al ciento por ciento de utilización, con altos rendimientos, casi superando niveles históricos de productos terminados”. Asimismo, desde la compañía destacaron que la producción de fuel oil, que YPF aumentó en 190 mil toneladas adicionales durante el primer semestre, también permitió sustituir importaciones por ese volumen. “Estos registros revelan la optimización de las operaciones de YPF en refinación y producción de combustibles y son el resultado de la inmediata implementación de una nueva política estratégica para garantizar el normal abastecimiento del mercado y, a la vez, reducir los niveles de importación”, explicó la empresa.

Con la creación de YPF Tecnológica SA, la empresa bajo control estatal retoma junto al Conicet la senda del desarrollo científico, con la mira puesta en los no convencionales y en la recuperación de yacimientos maduros.

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Investigación, clave para el desarrollo

YPF bajo control del Estado no sólo se dedicará a la explotación de hidrocarburos sino que apostará fuerte al desarrollo tecnológico, una de las claves en los esquemas productivos que se vienen. En este sentido se creó YPF Tecnológica SA, una empresa que será integrada en un 51% con acciones de la petrolera y otro 49% por el Conicet y que comenzará a funcionar antes de fin de año. El foco central de estudio serán los yacimientos no convencionales y la recuperación de yacimientos maduros, un tema que el CEO de la empresa, Miguel Galuccio, instaló como prioritario en la agenda a corto y mediano plazo. Las nuevas técnicas de extracción de petróleo exigen tecnologías adaptadas a cada territorio. En ese sentido será clave el rol de la investigación para avanzar en nuevos métodos de recuperación de petróleo y gas. Según se informó de forma oficial, la empresa tendrá la misión de investigar, desarrollar, producir y comercializar tecnologías, conocimientos, bienes y servicios relacionados con toda la cadena de valor de la industria energética, incluyendo las energías alternativas, como el biogás, los biocombustibles y la geotermia, entre otras. El 19 de octubre pasado, YPF, el Ministerio de Ciencia y Tecnología y el Conicet suscribieron un acta de intención donde se sentaron las bases para la creación de la nueva compañía. En la reunión, de la que participaron el ministro José Lino Barañao, Miguel Galuccio, y el presidente del organismo científico, Roberto Salvarezza, se consideró el papel fundamental que desempeña la ciencia y la tecnología en el desarrollo económico y social del país y la necesidad de dar respuesta al salto tecnológico que afronta YPF. La firma fue presentada en sociedad por la presidenta Cristina Kirchner. Investigadores La ventaja competitiva de YPF Tecnología para colaborar en el crecimiento energético de la Argentina

radicará en los investigadores y profesionales con amplia experiencia científico-tecnológica que tendrá a disposición, los laboratorios equipados con tecnología de punta y las modernas plantas pilotos con las que contará para desarrollar su misión. El CONICET reúne a más de 7.500 investigadores, 9.000 becarios de doctorado y posdoctorado, y 2.500 técnicos. Además, cuenta con más de 180 centros e institutos de investigación distribuidos en todo el país. Con estas capacidades y el financiamiento del Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación Productiva, el organismo científico aportará capital humano y equipos de última tecnología para la actividad de YPF Tecnología. Líneas A su vez, a través de su participación accionaria mayoritaria, YPF establecerá las líneas de investigación y desarrollo que sean estratégicas para su negocio y aportará capital de trabajo y equipos de investigación. Toda la actividad del Centro de Tecnología Argentina de YPF (ubicado actualmente en La Plata) se integrará a YPF Tecnología.

180 son los centros de investigación que el Conicet tiene a lo largo del país. Con el aporte de YPF, los becarios de distintas localidades podrán ponerse a investigar temas vinculados al desarrollo de hicrocarburos no convencionales.

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entre 2002 y 2011 las reservas comprobadas de gas disminuyeron un 58 por ciento. en el caso del petróleo la caída fue del 53 por ciento. a nivel nacional el más crítico es el panorama gasífero. Hoy quedan 332.510 millones de metros cúbicos, lo que equivale al 50 por ciento de las reservas comprobadas hace diez años.

La Cuenca Neuquina pierde reservas

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Las reservas de hidrocarburos en Argentina llevan una década de franca caída. En el caso del gas natural la merma se marca desde el año 2000, y desde 1999 en el petróleo, salvo una recuperación en 2006. Las reservas comprobadas gasíferas disminuyeron entre 2010 y 2011 un 7%, y acumulan una baja de 50% en los últimos diez años, según cifras de la Secretaría de Energía de la Nación. En el caso del crudo la baja fue menor: 2% entre 2010 y 2011, un acumulado del 12% desde 2002. Las reservas comprobadas totales de hidrocarburos (en toneladas equivalentes de petróleo, TEP) se redujeron

entre 2002 y 2011 un 41%. Gas crítico De acuerdo con un informe del Instituto Argentino de la Energía General Mosconi (IAE), las reservas comprobadas de gas natural eran, al 31 de diciembre de 2011, de 332.510 millones de metros cúbicos, lo que equivale al 50% de las reservas comprobadas diez años antes. A excepción de la cuenca del Golfo San Jorge, donde crecieron 6%, la disminución se produjo en todas las cuencas. En particular, la cuenca Neuquina, que contenía a fines de 2011 el 44% de las reservas comprobadas de gas natural, presenta una disminución del 10%, y acumula desde

2002 una caída del 58%. Si se mide en tiempo, al 31 de diciembre de 2011 el horizonte gasífero era de 7,3 años, poco más que la mitad que el valor correspondiente al año 2002. Debido a que las reservas comprobadas de gas natural han caído a un ritmo mayor que la producción, el horizonte de reservas también ha disminuido, hasta situarse en 7,3 años, es decir, 7 años menor que el correspondiente a 2002. Entre el 31 de diciembre de 2002 y el 31 de diciembre de 2011 se produjeron 448.517 millones de metros cúbicos de gas natural, disminuyendo las reservas comprobadas en 331.013 MMm Esto implica, para toda la industria, un índice de reposición de reservas comprobadas del 26,2% en el período. En cuanto a las reservas probables de gas natural, si bien se observa un incremento del 3% entre 2010 y 2011 presentan una caída del 55% entre 2002 y 2011. Al analizar las reservas posibles y los recursos, se observa que los anuncios de descubrimientos de gas no convencional realizados durante los últimos años, aún no parecen haberse materializado en la incorporación de reservas de ningún tipo. Las reservas comprobadas de gas han caído en todas las cuencas, a excepción

393.996

miles de metros cúbicos son las reservas de petróleo nacionales, un 2% menores que las disponibles al final de 2010, y 12% menos que el 31 de diciembre de 2002.

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a nivel nacional hubo un leve repunte de las reservas de crudo. al 31 de diciembre de 2011, las reservas comprobadas de petróleo equivalían a 11,85 años al ritmo de producción actual, seis meses más que la cifra registrada hacia fines de 2010.

de la Cuenca del Golfo San Jorge (+6%), que al 31 de diciembre de 2011 contenía el 15% de las reservas comprobadas. Las cuencas Neuquina y Austral, que representan el 85% de las reservas comprobadas, disminuyeron entre 2010 y 2011 un 10% y un 2% respectivamente, acumulando desde 2002 una caída del 58% en el caso de la primera y un 30% en el caso de la segunda. En cuanto a la variación entre 2002 y 2011 de las reservas comprobadas de gas natural por operador, realizando un análisis área por área (es decir, teniendo en cuenta las transferencias de activos entre empresas, sus fusiones y adquisiciones), se observa que a excepción de Apache y Sinopec (que adquirió la empresa OXY Argentina en 2010), el resto de las diez principales empresas operadoras del país disminuyeron sus reservas comprobadas de gas natural en el período. El petróleo cayó menos Las reservas comprobadas de petróleo eran, al 31 de diciembre de 2011, de 393.996 miles de metros cúbicos; 2% menores que las disponibles al final de 2010, y 12% menores que el 31 de diciembre de 2002. El 31 de diciembre de 2011, las reservas comprobadas de petróleo equivalían a 11,85 años al ritmo de producción actual, seis meses más que a fines de 2010. La referencia en años está vinculada con el ritmo de extracción y de consumo en determinado momento, por lo cual puede incrementarse el horizonte pese a bajar el volumen físico. Por ello, en este caso, este incremento en el horizonte de reservas responde a una sostenida caída de la producción (6% entre 2010 y 2011), que se da a un ritmo mayor que la caída de las reservas. Como en el caso del gas, se observa una disminución en las reservas comprobadas de petróleo en todas las cuencas, a excepción de la cuenca del Golfo San Jorge, que representa el 65% de las reservas comprobadas del país, y que experimentó entre 2010 y 2011 un incremento del 2%, y acumula un 37% de incremento desde 2002, crecimiento se desaceleró en los últimos años. En la Cuenca Neuquina, que contiene el 22% de las reservas comprobadas de petróleo, se observa una caída del 10% entre 2010 y 2011, y del 53% en una década.

por ciento de las reservas comprobadas de crudo del país corresponde al Golfo San Jorge. La cuenca acumula un 37% de incremento desde 2002, crecimiento se desaceleró en los últimos años.

En toda la década se registró un índice de reposición de reservas comprobadas de crudo del 84% en el período. Mientras que las probables disminuyeron entre 2010 y 2011 en 4,8%. Respecto a 2002, disminuyeron 27%. Al igual que en el caso del gas natural, las reservas comprobadas de petróleo han caído en todas las cuencas, a excepción de la Cuenca del Golfo San Jorge (+2%), que es la cuenca de mayor importancia, con una participación al 31 de diciembre de 2011 del 65% de las reservas comprobadas del país. Al analizar la variación de las reservas comprobadas de petróleo por operador, se observa que, similarmente al caso del gas natural, de los diez principales operadores de Argentina, sólo han incrementado sus reservas en la última década las empresas Pan American Energy (principalmente por el crecimiento de las reservas de cerro Dragón en 2006) y Chañares Herrados.

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En el primer semestre del año se incrementó 46,5 por ciento la importación desde el país vecino. Los volúmenes más altos se produjeron durante la segunda quincena de mayo y en el mes de junio cuando se enviaron entre 13,6 y 13,8 millones de metros cúbicos diarios. El precio pasó de 7 a 11 dólares el millón de btu.

Aumenta la compra de gas a Bolivia

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La importación de gas desde Bolivia promedió en el primer semestre de este año 10,18 MMm³/ día del fluido, contra los 6,95 MMm³/día del mismo período de

YPFB retoma exploración

2011. Según cifras de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) la cifra supera en un 46,5 por ciento a los envíos registrados en el mismo período de 2011. Las exportaciones más bajas se registraron el 10 de marzo cuando enviaron 5 MMm³/día. Mientras que los volúmenes más altos se produjeron durante la segunda quincena de mayo y en el mes de junio cuando se enviaron entre 13,6 y 13,8 MMm³/día. Según el acuerdo firmado en 2006 entre YPFB y Enarsa, en los próximos años el volumen de exportaciones debería alcanzar un promedio de 27,7 MMm³/día, manteniendo ese nivel hasta la finalización de la relación contractual en 2026. Los mayores volúmenes de gas boliviano se produjeron con la inauguración en junio de 2011 del inicio de las ope-

Con el uso de última tecnología en sísmica 3D, YPFB retomó en octubre, después de 15 años, su actividad de exploración. Lo hace en el área Itaguazurenda, en el municipio cruceño de Charagua. La empresa china Sinopec estará a cargo del levantamiento de datos con tecnología necesaria para obtener imágenes de alta calidad del subsuelo. Este trabajo permitirá ubicar el área donde se perforará el pozo exploratorio en las formaciones Iquiri y Tupambi de Itaguazurenda. El gerente general de Sinopec en Bolivia, Shou Tong, detalló que la empresa invirtió 20 millones de dólares en equipo y maquinaria. “Tenemos 50 años de experiencia”, manifestó Tong y agregó que en Latinoamérica tienen instalados en distintos países 30 equipos 3D y en la China 80. La tarea durará al menos seis meses, ya que se realizarán pruebas exploratorias en al menos 7.234 pozos de sísmica.

Millones de metros cúbicos diarios de gas produce Bolivia, menos de la mitad de lo que se extrae de los yacimientos argentinos, unos 120 millones de metros cúbicos. El 80 por ciento del fluido de ese país se destina al mercado externo. El primer comprado es Brasil y el segundo Argentina.

raciones del Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA). Bolivia produce 54 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/día) de gas, menos de la mitad de lo que generan los yacimientos argentinos, unos 120 millones de metros cúbicos. A diferencia de Argentina, que ya casi no exporta gas y ha incrementado

año a año las importaciones, el 80 por ciento del gas boliviano va al mercado externo, fundamentalmente a Brasil, que consume por contrato 31,5 MMm³/ día y en segundo lugar la Argenti-

na, que en junio recibió poco más de 10 millones. El resto, alrededor de 11 MMm³/día, se inyecta en los gasoductos internos de Bolivia. YPFB planea aumentar su oferta de

gas en un 50% en dos años a partir del desarrollo de yacimientos como Margarita, para llegar a 75 MMm³/d. la idea es esportar unos 55 millones de metros cúbicos diarios y aumentar su cuota hacia la Argentina. Crece el precio A raíz del encarecimiento del precio internacional del petróleo y de sus derivados en el mercado de EE.UU., el precio del gas que proviene desde Bolivia se encareció un 35% en los últimos 12 meses. Pasó de 7 dólares por millón de BTU en junio de 2011 y 11 dólares en la actualidad. El acuerdo sobre mayores compras de gas natural consiste en un contrato interrumpible de compra y venta sujeto a la disponibilidad boliviana y capacidad de transporte por ductos en la Argentina.

En cuanto al transporte del gas en el lado argentino, desde Planificación se indicó que "la actual capacidad del sistema del Gasoducto Norte resulta suficiente para un incremento del volumen hasta los 16,3 millones de metros cúbicos", y refirieron que "habrá que realizar obras no muy importantes para ampliar dicha capacidad hasta los 19,2 millones previstos para 2013". El ingreso desde Bolivia esta facilitado por el gasoducto Juana Azurduy (Salta) que, inaugurado el año pasado, puede transportar hasta 27,7 millones de metros cúbicos diarios. Estas mayores compras de gas a Bolivia tornan cada vez más necesario el tendido del retrasado proyecto del Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA), cuyo trazado fue reformulado respecto del proyecto original y que, indicaron en Planificación, "está en proceso de licitación". Desde la cartera de Energía calcularon que la importación de gas natural desde Bolivia en el período 2007/2011 como sustituto del gasoil (usinas e industrias) implicó un ahorro de 6.200 millones de dólares, y de 1.700 millones de dólares si en lugar de dicho gas se hubiera importado igual volumen de GNL. En el mercado local el gas natural producido en yacimientos maduros se paga en boca de pozo entre 2,50 y 3 dólares, y puede llegar a 5 dólares si se extrae de yacimientos nuevos, en el marco del programa "gas plus".

En 2013 aumentaría la compra de gas licuado por barco, que significará para el país desembolsos por unos 3.300 millones de dólares. La nueva YPF es ahora la encargada de gestionar esas compras al extranjero, sobre todo al país árabe.

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De Qatar a Argentina •

Pese a las modificaciones en las políticas hidrocarburíferas, Argentina sigue siendo altamente dependiente de la importación de gas licuado (GNL) a través de barcos. Según una nota publicada por el diario Clarín, que cita fuentes del Ministerio de Planificación Federal, se importarán en 2013, como mínimo, 83 barcos de 135.000 metros cúbicos de GNL cada uno que, a los valores del mercado, representarán una factura anual en torno de los u$s 3.300 millones. Las compras de este tipo comenzaron en 2008 como una medida transitoria y llegarán en 2012 a un total de 65 cargamentos, que implicarán para el Estado un desembolso de u$s 2.500 millones, señaló el matutino. La mayoría del GNL llega desde Qatar y es regasificado e inyectado al sistema en los puertos de Bahía Blanca y Escobar. Se trata del recurso más caro que se paga en Argentina, inclusive más que el que se importa desde Bolivia a través de ductos. El fluido se paga a la producción nacional 2,50 dólares por millón de BTU, mientras que el boliviano está a 12 dólares y el del barco a 16. El aumento del precio en boca de pozo para nuevos proyectos permitirá trocar en el corto plazo parte de la importación. Según se anunció, la idea es no aumentar las tarifas, sino cubrir el desfase con subsidios, lo que arrojará un monto final mucho más barato del que se utiliza hoy para compra de ultramar. Cambio de política Desde el mes pasado, la encargada de "gestionar y licitar" las compras de GNL es la reestatizada YPF, que cobrará una comisión anual de casi 50 millones de pesos y actuará como "intermediaria" de la empresa estatal Enarsa, la cual seguirá siendo la responsable de los pagos y del abastecimiento interno. El directorio de la empresa estatal de energía, que preside Exequiel Espinosa, suscribió el contrato correspondiente, por el cual Enarsa pagará un precio a la petrolera que dirige Miguel Galuccio por el servicio de contratación de buques metaneros y compra del combustible, aunque seguirá estando a cargo de solventar económicamente las contrataciones. Enarsa se encargaba de la adquisición de GNL desde 2008, cuando se empezaron a traer las primeras cargas a la terminal de Bahía Blanca. Con premura, David Tezanos, director de gas y Energía de YPF, trabaja contrarreloj para conformar un nuevo equipo y encarar la licitación de las compras de las cargas para 2013. Es que, a poco menos de un mes para que arranque el año próximo, aún no se compraron los buques para enero y febrero, señáló el diario La Nueva Provincia de Bahía Blanca.

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La generación térmica a partir de gas sigue liderando ampliamente el aporte al mercado mayorista de energía. El consumo aumenta mes a mes de la mano del crecimiento económico, pero las obras de infraestructura no dan abasto.

Del subsuelo a las redes eléctricas

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El gas sigue siendo el insumo privilegiado para la generación de energía eléctrica en Argentina. La diversificación de fuentes se presenta a esta altura como una asignatura pendiente, sobre todo en momentos donde la producción del fluido cayó y es cada vez más caro importarlo. Más allá de las fuentes, el consumo de energía sube mes a mes de la mano del crecimiento económico y del consumo. Cada año miles de familias argentinas suman nuevos aires acondicionados y televisores que disparan la demanda, con una infraestructura que apenas acompaña. La contradicción queda marcada cuando se registran los cortes de luz en grandes localidades. De hecho, las principales mayoristas y distribuidoras muestran números en rojo, en un negocio con las tarifas reguladas y al que se destinan miles de millones de dólares cada año. Días atrás, el gobierno nacional anunció la creación de un cargo en las tarifas para realizar un esquema de obras (ver aparte). Consumo Según el último informe de Fundelec, la demanda eléctrica del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) correspondiente al mes de octubre registró una suba del 6,2% en comparación con el mismo mes del 2011, configurando el segundo aumento más alto del año. Regionalmente, el incremento fue más pronunciado en el interior, donde fue casi dos puntos mayor al crecimiento registrado en la Ciudad de Buenos Aires y alrededores. De este modo, desde enero hasta octubre del 2012, la demanda eléctrica de todo el país acumula un aumento del 3,7% respecto del mismo periodo del año pasado. En octubre de 2012, la demanda neta total del MEM fue de 9.621,4 GWh; mientras que, en el mismo mes

de 2011, había sido de 9.062,4 GWh. Por lo tanto, la comparación interanual da una suba del 6,2%. En lo referente a la comparación intermensual y dado que en septiembre de 2012 se había registrado un consumo de 9.338,5 GWh, octubre verifica una suba de 3% respecto de septiembre. Potencia Por otra parte, con relación a la demanda de potencia, octubre de 2012 verificó, en promedio, picos de 0,3% más altos que los de octubre de 2011 y un 6,6% mayores a los de 2010. En cuanto al consumo por provincia, en el último mes, fueron 24 las empresas o provincias que marcaron subas de sus requerimientos eléctricos al MEM: Misiones (31,3%), Chaco (27,5%), Salta (18,9%), Formosa (18,5%), Santa Cruz (16,7%), y Santiago del Estero (15,9%) son algunas de las que verificaron mayores incrementos. En tanto, registraron bajas del consumo otras tres: la empresa EDES, del sur de la provincia de Buenos Aires, (-3,3%), Neuquén (-1%) y San Luis (-0,8%). En el caso de Neuquén, el indicador sufre una distorsión muy grande en función de la demanda de la Planta de Agua Pesada, que hace disparar o derrumbar los indicadores según sus ritmos productivos. Generación Según datos globales de todo el mes, la generación térmica lideró el aporte de producción al cubrir el 62,7% de los requerimientos. Por otra parte, el aporte hidroeléctrico proveyó el 31,6% de la demanda, el nuclear el 3,9%, y las generadoras de fuentes alternativas (eólicas y fotovoltaicas) aportaron 0,3%. Por otra parte, la importación, a la cual se recurrió muy poco, representó el 1,5% de la demanda total.

Las mareas, una nueva fuente Se presentó esta semana en Tecnópolis un sistema de energía a partir de las mareas oceánicas. Según su creador, esta tecnología podría utilizarse desde Tierra del Fuego hasta las costas de la provincia de Buenos Aires. La "energía mareomotriz" es aquella que se genera gracias al ascenso y descenso rítmico del nivel del mar. Este fenómeno de pleamar (marea alta) y bajamar (marea baja) se repite aproximadamente dos veces por día. El sistema de generación de energía a través de las mareas es muy similar al empleado en las plantas hidroeléctricas, excepto que el agua no fluye en un solo sentido, sino que utiliza tanto el flujo como el reflujo. A diferencia de los tradicionales dispositivos mareomotrices, este sistema no requiere turbinado y funciona las 24 horas. Tampoco requiere ningún tipo de combustible para ponerse en marcha, no produce impacto visual ni ambiental y es 100 % ecológico, dado que no afecta la flora ni la fauna. El sistema puede instalarse sobre tierra firme en cualquier lugar de la costa con mareas adecuadas y funciona sobre la base un reservorio que se llena durante el ascenso de la marea. Este llenado hace que las cubas o ascensores –montados sobre cilindros oleohidráulicos– desciendan a una velocidad determinada y originen una energía de presión que hace funcionar un motor hidráulico y un generador/ alternador. Luego, el flujo hidráulico sigue su curso hasta la base de la cuba o ascensor gemelo, logrando su ascenso, hasta ponerlo en posición de carga.

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62%

De la electricidad que se generó en octubre se produjo en las centrales térmicas, alimentadas a gas en su mayoría. Le siguíó el aporte hidroeléctrico (31,6%) y nuclear (3,9%).

Aumento y fondo de inversión El Gobierno invertirá 2.000 millones de pesos para consolidar y expandir las redes de distribución de energía eléctrica y gas natural a través de una segmentación tarifaria fija, que oscilará, de acuerdo al consumo, entre 4 y 300 pesos bimestrales en el caso de la electricidad, y entre 4 y 150 pesos para el servicio de gas. Esta inversión quedará constituida a través de dos fondos fiduciarios de 1.000 millones de pesos cada uno que serán constituidos en el Banco Nación, y cuyo monto serán destinados a obras que incluyen la construcción y ampliación de 25 subestaciones en el sector eléctrico, como así también el tendido de la red de gas en 1.500.000 hogares de todo el país. El anuncio lo realizaron semanas atrás el ministro de Planificación, Julio De Vido, y el viceministro de Economía, Axel Kicillof, en el marco de las medidas implementadas por la Comisión de Planificacion y Coordinacion Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas. Ambos funcionarios coincidieron en resaltar que estos cambios tarifarios, vigentes a partir del 1 de noviembre pasado, se destinarán

"íntegramente" a la concreción de obras necesarias e indispensables para resolver una demanda creciente a partir del modelo de crecimiento con inclusión social iniciado por el ex presidente Néstor Kirchner en el 2003, y profundizado por la presidenta Cristina Fernández de Kirchner. "Es el Estado Nacional, y no las empresas, quien sabe perfectamente lo que tiene que hacer en materia de energía y de hecho quedó demostrado con los 84.389 millones de pesos que se invirtieron en el sector desde el 2003 en adelante", señaló el ministro De Vido durante la conferencia de prensa llevada a cabo en el microcine del Palacio de Hacienda. De Vido cuestionó nuevamente a ex funcionarios de otras administraciones que tuvieron la responsabilidad de gestionar el sector energético y que ahora plantean objeciones a las políticas impulsadas por este Gobierno. "Primero fueron secretarios de Energía y, muchos de ellos, se convirtieron después en testigos de las empresas extranjeras que reclamaban contra la Argentina", señaló el jefe de la cartera de Planificación.

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El año que viene comenzaría la construcción del ÁREA de desarrollo científico de la Provincia. Esperan poder producir un polo de INVESTIGACIÓN para los yacimientos no convencionales.

Alejandría, un centro para el conocimiento

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De la mano de los yacimientos no convencionales tendrá que venir el conocimiento. Con esa premisa, el gobierno provincial puso en marcha la Fundación Alejandría, un organización que aspira a potenciar la investigación y el desarrollo científico sobre el shale gas y oil en la provincia. El gran proyecto en puerta es la creación de un centro teconológico, que estará ubicado en la zona del megaemprendimiento inmobiliario Los Canales de Plottier. Los planos y la maqueta para construcción de los edificios ya están terminados, y las primeras obras podrían comenzar el año que viene.

Tecnicatura en la UTN La Universidad Tecnológica Nacional (UTN) dictará a partir del año que viene una tecnicatura en hidrocarburos no convencionales, con un título de pregrado de validez internacional. Lo anticipó el diputado Luis Sapag, vicedecano de la institución. “Si no es este año, es muy probable que el año que viene la UTN, en su facultad de Neuquén, comience con una tecnicatura superior en recursos no convencionales, con un título de pre-grado de validez nacional e internacional, que va ser pago”, anunció el diputado. Contó también que, como ya existen carreras de ingeniería en petróleo en la zona, está previsto organizar especializaciones de posgrado en perforaciones no convencionales mediante la fundación Alejandría, creada por la empresa G&P.

Del proyecto participan las empresas estatales provinciales Gas y Petróleo del Neuquén (G&P) e Hidrocarburos del Neuquén S.A. (Hidenesa), la Universidad Nacional del Comahue (UNCo), la Universidad Tecnológica Nacional (UTN) Plaza Huincul, la Universidad de Texas y empresas petroleras. Ya se firmó un convenio con la firma Baker que proveerá en comodato el equipamiento para un laboratorio. El proyecto ya cuenta con dos millones de dólares provenientes de aportes de las empresas que ganaron las tres licitaciones de áreas lanzadas por G&P. Diseño Ahora se trabaja en el diseño de las currículas y los planes de grado de las especializaciones en yacimientos no convencionales que se van a dictar en la fundación sin fines de lucro. Se espera poner en

2.500

metros cuadrados tendrá el desarrollo del proyecto de la Fundación Alejandría, que estará ubicado en un predio cedido por el megaproyecto inmobiliario Los Canales de Plottier. La idea es desarrollar un laboratorio y un centro de estudios y de tecnología destinado a las empresas y a los profesionales que quieran profundizar sobre temas de no convencionales.

marcha la iniciativa cuanto antes, por eso, mientras se construya la sede, la UNCo aportará sus aulas y una empresa, su laboratorio. El edificio contará con laboratorios de alta tecnología, sala 3D y auditorio. Este centro estará destinado a la capacitación, entrenamiento, ensayo de laboratorios, intercambios y aplicación de tecnología exclusivamente para hidrocarburos no convencionales y va a ser el primero en toda Latinoamérica. Los trabajos estarán dirigidos a las empresas operadoras y de servicios que demanden asistencia de alta tecnología para sus actividades en

yacimientos no convencionales, así como a todos los técnicos y profesionales que necesiten o deseen capacitarse. La mayoría de las empresas de la Cuenca Neuquina participan del proyecto mediante aportes para financiamiento, tecnología, laboratorios y profesores. Además ya hay convenios con instituciones y universidades, como la Colorado School of Mines y la Universidad de Texas de los Estados Unidos. También hay acuerdos de transferencia de tecnología con empresas especialistas y otras universidades, argentinas y extranjeras.

Abren biblioteca especializada Esta semana, en la Biblioteca Central “Francisco P. Moreno” de la Universidad Nacional del Comahue, se lanzó el Proyecto Biblioteca Universitaria de Petróleo y Gas (BUPG) que manejarán en conjunto la Facultad de Ingeniería y el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG). La misma fue establecida mediante un convenio patrocinado por la empresa Apache Argentina. El objetivo del Proyecto BUPG es poner todos los recursos de información disponibles en la biblioteca del IAPG a disposición de instituciones educativas de nivel terciario y universitario, donde se dictan carreras relacionadas con la industria de los hidrocarburos en todo el país y especialmente en las regiones de mayor actividad de esa industria. El acceso a los recursos bibliográficos se concreta por dos vías: la conformación de módulos de consulta en la sede de las universidades participantes y la prestación de servicios a distancia desde la sede del IAPG.

“Para la Biblioteca es muy importante contar con este nuevo espacio. Es un crecimiento y esperamos cumplir con el objetivo que se planteó”, afirmó la directora de la Biblioteca Central, Eugenia Luque. Carlos Postai, titular del IPAG, recordó que hace un tiempo, cuando trabajaba en una empresa petrolera, habían publicado una nota mostrando las nuevas maquinarias que se habían adquirido. Al próximo número, un aviso de una empresa competidora lo sorprendió. “Estaban en una foto todos los empleados. La imagen llevaba el lema 'El equipo es lo de menos, lo que importa es el factor humano'. Y tiene razón. La universidad es la fábrica del factor humano”, señaló. En este sentido, consideró el aporte como una inversión. “Todos los papers, documentos y materiales van a estar disponibles online”, remarcó.

Con la incorporación de Venezuela, el bloque posee casi el 20% de las reservas probadas de petróleo y el 3,1% de gas natural. Gracias a Vaca Muerta, también es alta la presencia de no convencionales. Bolivia podría aumentar aún más este cálculo.

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El Mercosur, meca hidrocarburífera

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El Mercosur se consolidó como una de las principales potencias energéticas del mundo, al contener 19,6 por ciento de las reservas probadas de petróleo en el mundo, 3,1 de las de gas natural, y 16 de “shale gas”. En tanto, el pedido por parte de Bolivia de incorporarse como miembro pleno coloca al bloque a un paso de constituirse como una potencia aún mayor, especialmente en las áreas de gas natural y shale.

El Mercosur pasó a dominar la mayor reserva de petróleo del mundo, con más de 311.865 millones de barriles en reservas certificadas por la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP). Los recientes descubrimientos off shore de Brasil y la incorporación de venezuela al bloque potenciaron su perfil energético.

Así surge de datos dados a conocer en el marco de la XLIV reunión de Jefes y Jefas del Mercosur y Estados Asociados, que se llevó a cabo la semana pasada en la capital brasileña con la presencia de la presidenta Cristina Fernández de Kirchner y la mayor parte de los mandatarios de la región. El Mercosur pasó a dominar la mayor reserva de petróleo del mundo, con más de 311.865 millones de barriles o en reservas certificadas por la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP). Gigantes Venezuela es precisamente el mayor productor del mundo, con una reserva de 296.500 millones de barriles. Le sigue Brasil, con 12.860 millones de barriles, y Argentina, con 2.505 millones, pero con la proyección de aumentarlas debido a la reactivación de YPF tras la recuperación del manejo por parte del Estado nacional, luego de más de una década del desmanejo que hizo la española Repsol. Por su parte, Uruguay y Paraguay no registran hasta el momento reservas probadas, aunque sí existen proyectos de exploración. En cuanto a las reservas comprobadas de gas natural, el Mercosur cuenta –tras el ingreso de Venezuela– con más de 6,2 billones de metros cúbicos. Venezuela ostenta el 88,70 por ciento de esas reservas, con 5,5 billones de metros cúbicos, seguido por Argentina con de 378.800 millones, y Brasil, con 336.400 millones, en tan-

to que Paraguay y Uruguay no registran nada hasta el momento. Recuperación Aquí, como en el caso el petróleo, Argentina inició desde la recuperación de YPF un proceso de reactivación en la búsqueda de nuevas cuentas gasíferas, lo que podría modificar el estado actual de sus reservas. Asimismo, el ingreso de Bolivia le su-

maría al bloque otros 360 mil millones de metros cúbicos; aunque en este caso el gobierno de Evo Morales anunció que durante 2013 realizarán un nuevo análisis de sus reservas que podría arrojar una cifra el triple de mayor que la actual. Otro de los hidrocarburos con enorme potencial en el continente es el shale gas, y Argentina lidera por lejos en este segmento, con unos 22 billones de metros cúbicos y el 71,89 por ciento de las reservas regionales,

lo que la convertiría en la tercera potencia mundial. A nivel Mercosur, detrás viene Brasil, con 6,4 billones de metros cúbicos; Paraguay, con 1,75 billones; y Venezuela, con 311.500 millones. Así, el Mercosur cuenta con unos 30,5 billones de metros cúbicos de shale gas, y una vez que Bolivia se incorpore como socio pleno, esa cifra aumentaría en 1,35 billón más, reforzando la potencialidad energética de la región.

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En la provincia existen varios proyectos alternativos avanzados. Se prevé la instalación de parques eólicos y la obtención de electricidad a través de geotermia y biomasa. Buscarán un precio preferencial para afrontar las inversiones, más cuantiosas que las tradicionales.

Energías verdes, por u$s 550 millones

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En una provincia donde el petróleo y el gas son los reyes, comienzan a aparecer de a poco otras alternativas energéticas. A fuerza de subsidios y con intervención estatal, la provincia ya tiene proyectos comprometidos por u$s 550 millones. Están destinados a parques eólicos, geotermia y reutilización de la biomasa. La novedad la aportó esta semana la estatal Enarsa, que anunció la instalación de un polo eólico en Plaza Huincul de 20 megavatios (ver aparte). Proyectos El titular de la Agencia de Desarrollo y

Agustin Martinez

Promoción de Inversiones (ADI-NQN), Luis Galardi, señaló a este medio que “el proyecto geotérmico de Copahue para generar 30 MW que fue adjudicado en noviembre del año pasado demandará unos u$s 100 millones. Además, hay u$s 442 millones comprometidos en inversiones asignadas en tres parques eólicos, dos en Zapala y uno en Picún Leufú que permitirán generar 226 megavatios”. Recordó que la ADI licitó en total 14 áreas en la provincia, que, de desarrollarse en su totalidad, podrían sumar inversiones por u$s 2.000 millones. Los vientos neuquinos poseen buenas condiciones para el desarrollo eólico. La mayoría de las mediciones reali-

megawatts de potencia generará el parque eólico que Enarsa montará en Plaza Huincul, con la posibilidad de ampliarlo a 80. Se invertirán en un principio 40 millones de dólares para la instalación de los aerogeneradores.

100

millones de dólares invertirá la empresa canadiense que desarrollará un proyecto de geotermia en Copahue.

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Un parque eólico para Plaza Huincul

zadas arrojan excelentes resultados, sobre todo en la zona centro de la provincia. Además, la extendida red eléctrica neuquina facilita la conexión al sistema integrado y permite reducir costos a las empresas inversoras. Geotermia Más allá del tema eólico, uno de los proyectos más importantes que tiene la provincia es el de geotermia en Copahue, el cual va a sumar 30 MW. El plan ya pasó por todas las instancias de concurso público y quedó en manos de la canadiense Geothermal One, a la que luego se asoció la firma Airheat de Sudáfrica. La inversión total alcanzará los u$s 100 millones y abarcará la planta y los sistemas de transmisión. Aunque hay cierta resistencia de parte de las comunidades mapuches de la zona, se estima que en cuatro años podrá estar en funcionamiento. La geotermia opera utilizando el vapor que sale de la tierra (a modo de caldera) en zonas con condiciones especiales para generar la energía eléctrica. Para ello se deben perforar pozos como

en el petróleo. Los mejores campos geotérmicos se encuentran en general donde ha habido actividad geológica como la cordillera de los Andes que, a su vez, ha sufrido la inclusión de masas de magma caliente del interior de la tierra. Esta masa caliente cuando se pone en contacto con acuíferos puede ser extraída en forma de vapor. Toda la zona sobre la cordillera de los Andes presenta condiciones para la geotermia, al igual que Estados Unidos, Sudamérica y, sobre todo, en el denominado cinturón de fuego en América Central. Biomasa Otra actividad con recursos renovables es la utilización de biomasa, producto de proyectos forestales para aplicar en la generación de energía. La estatal neuquina Corfone está en la etapa de definición del proyecto para poder montar una planta de generación eléctrica utilizando los desechos de la madera. La idea es montar una planta generadora de 2 megawatts con un costo de u$s 5

las empresas que encaran proyectos de energía renovable en la provincia podrán acceder, en caso de lograrse la certificación, a los “bonos verdes”. Se trata de un mecanismo de compensación económica otorgado a partir del Protocolo de Kyoto a aquellos emprendimientos que ayuden a reducir la emisión de gases contaminantes en el planeta.

millones. Desde Corfone creen que el proyecto se presta por contar la empresa estatal con aserradero propio el bosque y sobre todo una línea 33 kwts que podría usarse para la interconexión eléctrica. La iniciativa responde a que más de un 30% de la madera que se corta en el proceso va a desperdicio. El proyecto lo armaron junto al EPEN y también consultaron a expertos. Y buscarán que sea financiado por el Prosap, que dispone de fondos del BID y

La empresa Energía Argentina Sociedad Anónima (Enarsa) desarrollará en Plaza Huincul un parque eólico de 20 Mw en una superficie de más de 400 hectáreas cedidas por el gobierno provincial. "El proyecto puede llegar hasta los 80 megas, a partir de una primera inversión de 40 millones de dólares, mientras que la segunda puede llegar a más de 100 millones de dólares", señaló el intendente de esa localidad neuquina, Juan Carlos Giannatasio. Asimismo, recordó: "El parque comenzó a surgir a fines de diciembre del año pasado, donde tuvimos un encuentro con el presidente de Enarsa, Ezequiel Espinosa". Agregó que "la inversión necesaria la está buscando Enarsa para ser sustentada con fondos internacionales". "Desde su directorio ya mantuvieron encuentros con Milán por la adquisición e instalación de las máquinas, y se contactaron empresas de la región para la instalación de las

torres", afirmó. En un sector de las 440 hectáreas dispuestas para la puesta en marcha del parque eólico, hace un año se instaló una torre de 86 metros de altura para la medición de vientos, a los efectos de obtener los datos sobre los lugares propicios para la instalación de generadores eólicos. Al respecto, el ministro de Desarrollo Territorial, Leandro Bertoya, informó que "están todos los estudios técnicos que avalan la sustentabilidad de esta propuesta". El funcionario explicó que la provincia realizó "esta reserva de tierras para que en forma conjunta con Enarsa, que es la empresa nacional que trabaja junto con el municipio, hagan la presentación del proyecto ejecutivo para luego realizar las inversiones y hacer la transferencia definitiva". En tanto, un equipo técnico contratado por Enarsa está haciendo el estudio de impacto ambiental que produciría la instalación del Parque Eólico en Plaza Huincul.

del Banco Mundial para proyectos ambientales. Tampoco descartan hacerlo con un privado Precio diferencial Un punto clave de estos proyectos es que, por demandar en muchos casos mayores costos de inversión que en los de generación convencional, se prevé un tratamiento diferencial en materia de tarifas para hacerlos más interesantes. El reconocimiento en la tarifa sería a través de Cammesa o de la Secretaría de Energía.

Uno de los parques de Chubut, por ejemplo, entró por la vía del programa GenRen. Se trató de una experiencia piloto donde tienen un precio de la energía superior al que perciben los generadores y donde se les reconocen los costos de producción. En general las adjudicaciones de Enarsa rondaban los 120 dólares el MW/h. Otro factor relevante es que los proyectos requieren de condiciones de mercado adecuados para que las empresas puedan ir financiándose a largo plazo.

Día del Petróleo | SUPLEMENTO LMN Jueves 13 de Diciembre de 2012

• Marzo Jueves 21: Protección contra descargas eléctricas y puesta a tierra. • Abril Miércoles 10 - viernes 12: Protección anticorrosiva 1. Lunes 15 - martes 16: Calidad de gases naturales (incluye GNL). Miércoles 17 - viernes 19: Mediciones de gas natural. Martes 23 - viernes 26: Protección anticorrosiva 1. Jueves 25 - viernes 26: Introducción a la industria del petróleo y del gas. • Mayo Lunes 6 - miércoles 8: Gestión de integridad de ductos. Jueves 9 - viernes 10: Plantas de regulación de gas natural. Viernes 10: Seminario de la industria del petróleo y del gas y su terminología en inglés. Miércoles 15 - viernes 17: Introducción a la corrosión 2. Miércoles 29 - jueves 30: Eficiencia energética en industrias de proceso, seguridad y medio ambiente. • Junio Lunes 3 - viernes 7: Introducción a los registros de pozo abierto. Martes 4 - viernes 7: Introducción a la industria del petróleo. Martes 11 - viernes 14: Protección anticorrosiva 2. Lunes 24 - miércoles 26: Introducción al project management. Jueves 27 - viernes 28: RCBA, caracterización y acciones correctivas basadas en el riesgo.

Calendario de cursos 2013 del IAPG

• Julio Lunes 1 - Viernes 5:Introducción a la industria del petróleo. Lunes 1 - viernes 5: Estimación y evaluación de reservas de recursos convencionales y no convencionales. Miércoles 10 - viernes 12: Factores económicos de la industria del petróleo. Lunes 15 - viernes 19: Evaluación de proyectos 1. Lunes 22 - viernes 26: Interpretación avanzada de perfiles. • agosto Lunes 5 - viernes 9: Inyección de agua, predicciones de desempeño. Jueves 22 - viernes 23: Assessment of unconventional shale resource plays using geochemical techniques. • Septiembre Lunes 2 - martes 3: Términos contractuales y fiscales internacionales en E&P. Lunes 2 - viernes 6: Métodos de levantamiento artificial (artificial lift systems). Jueves 5 - viernes 6: Negociación, influencia y resolución de conflicto. Lunes 16 - viernes 20: Ingeniería de reservorios. Lunes 16 septiembre: Protección contra descargas eléctricas y puesta a tierra. Martes 17: Documentación para proyectos y obras de instrumentación y control. Lunes 23 - sábado 28: Programa de inspector de recubrimientos nivel.

Jueves 26 - viernes 27: Sistemas de telesupervision y control Scada. • Octubre Martes 15 - viernes 18: Evaluación de perfiles de pozo entubado. Lunes 21 - miércoles 23: Project management workshop. Oil & gas. Lunes 21 - viernes 25: Ingeniería de oleoductos y poliductos troncales, fundamentos de diseño conceptual, operación y control. Miércoles 23 - viernes 25: Shale gas & shale oil: reservorios. Lunes 28 - martes 29: Transitorios hidráulicos en conductos de transporte de petróleo. • Noviembre Lunes 4 - viernes 8: Evaluación de formaciones. Lunes 4 - sábado 9: Programa de protección catódica nivel 1. Lunes 11 - Sábado 16: Programa de protección catódica nivel 2. Miércoles 13 - viernes 15: Procesamiento de gas natural. Lunes 18 - viernes 22: Ingeniería de reservorios de gas. Martes 26 - viernes 29: Taller de análisis nodal. Miércoles 27- jueves 28: Caracterización y acciones correctivas basadas en el riesgo. Miércoles 27 - jueves 28: Comunicación en las organizaciones. • Diciembre Lunes 2 - viernes 6: Evaluación de proyectos 2. Miércoles 4 - viernes 6: Geología, geofísica y petrofísica aplicadas en la caracterización de reservorios no convencionales .