Suplemento 106 año del petróleo

DÍA DEL PETRÓLEO | SUPLEMENTO LMN Viernes 13 de diciembre de 2013

HOY SE CELEBRA EL DÍA DE LA INDUSTRIA PETROLERA ARGENTINA, EN CONMEMORACIÓN AL HALLAZGO DE 1907 EN COMODORO RIVADAVIA.

106 años del petróleo

VACA MUERTA. LA PROVINCIA ESPERA OTRO AÑO RÉCORD DE INVERSIONES, DE LA MANO DEL SHALE. SE PREVÉ UN REPUNTE EN LAS CURVAS DE PRODUCCIÓN. EL MAPA DE LOS PROYECTOS MÁS IMPORTANTES DE LAS PETROLERAS PARA 2014. DETALLES DE LA ACTIVIDAD EN YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES.

ENERGÍA Y POLÍTICA. EL ACUERDO CHEVRON-YPF. LAS NEGOCIACIONES CON REPSOL. LOS RESULTADOS DE LA GESTIÓN GALUCCIO. EL CRECIMIENTO DE G&P. LA FRACTURA HIDRÁULICA Y EL CAMBIO DE PARADIGMA. SUBSIDIOS Y PLANES ESTÍMULO. LOS PROYECTOS ENERGÉTICOS ALTERNATIVOS.

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La historia viva en el Museo Nacional del Petróleo

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oy se cumplen 106 años del descubrimiento del primer yacimiento petrolero del país, el 13 de diciembre de 1907, en Comodoro Rivadavia, acontecimiento que quedó instaurado como el Día Nacional del Petróleo.

El paso del tiempo dejó distintos recuerdos que una institución como el Museo Nacional del Petróleo mantuvo, a pesar de las crisis, privatizaciones y el olvido que sufrió este testimonio vivo de la historia del petróleo en la Patagonia y todo el país.

El periodista Franco Córdoba, de la agencia Télam, pinta el escenario de pedazo de historia viva en Comodoro.

Un lugar único El museo fue creado el 26 de mayo de 1987, a través de la resolución número 344, en la que se elegía a Comodoro Rivadavia como el lugar para su ubicación. Con el aval del directorio de YPF, el 13 de diciembre de 1987 se inauguró de manera oficial.

La dirección del museo estuvo encabezada por Humberto Beghin, hijo de uno de los pioneros de la actividad petrolera en Argentina, hasta 1992. Luego por decisión de las nuevas autoridades de la empresa deciden cerrarlo, al ser dependencia de YPF. Fue creado en instalaciones que pertenecían a Talleres Centrales de YPF. La muestra interna se encuentra dentro de un galpón –ya centenario-, adecuado para museo (no construido especialmente).

A partir de 1992 “los procesos privatizadores se continuaron y profundiza-

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SON LOS AÑOS QUE TIENE EL MUSEO NACIONAL DEL PETRÓLEO, UBICADO EN COMODORO RIVADAVIA, CUNA DE LA INDUSTRIA.

ron en la explotación petrolera en áreas centrales y secundarias (las refinerías, los oleoductos, la flota de YPF, etc.)”.

Este plan de privatizaciones y recortes presupuestarios por parte del Estado provocó una nueva organización en las empresas en cuestión. Tal es el caso de YPF Comodoro Rivadavia, que en julio del '92 anunció públicamente el cierre de varias instituciones dependientes de su directorio, entre las cuales se encontraba el Museo Nacional del Petróleo.

El cual cierra sus puertas ese mismo año anunciando la decisión del cierre y ratificando la disposición de dicha empresa de transferir el museo a instituciones idóneas para su uso efectivo y funcional.

Por lo que a partir del año 1993, la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco asume la total responsabilidad sobre los bienes del museo del petróleo, mediante un acta de transferencia anticipada.

Sin embargo, en agosto de 1993 la Universidad de la Patagonia San Juan Bosco recibió la transferencia del Museo Nacional del Petróleo, hasta la actualidad. Además, en abril de 1997 y a través de una ley, pasaría a ser un “bien de interés histórico y cultural”.

Este testimonio de la historia del petróleo en Argentina y de YPF como motor en la industria del país es uno de los cuatro más importantes del mundo, junto con los museos de Rusia, Canadá y Estados Unidos, lo que lo constituye en un Museo de Ciencia y Tecnología.

También es considerado Museo de Sitio, ya que fue emplazado en el mismo lugar donde sucedió el hecho: el descu-

brimiento del petróleo. Muy importante por sus dimensiones (10.000mts.2) El pozo número 2 es sin lugar a dudas el eje del museo, ya que a su ingreso en el barrio General Mosconi, por la calle San Lorenzo 250, tras el acceso principal se divisa el monolito con la inscripción del Pozo nº2 y la fecha del descubrimiento, en un imponente acceso.

A partir de la información con la que cuenta el museo se puede ubicar data de la más precisa y contar así la historia del petróleo en Argentina, desde su origen hasta su extracción y distribución, con material audiovisual y escrito.

El museo tiene para sus visitantes los guías especializados que realizan la visita por el edificio principal, con la apertura del “Túnel del tiempo”, donde comienza a contarse el origen de la vida con la “Teoría del Big Bang”, hasta la actualidad.

Una piedra basáltica de aproximadamente 5 millones de años es la marca del Big Bang y sus “residuos”.

La evolución de los dinosaurios, con diferentes restos fósiles relata este estado de la era animal, para dar paso a lo que luego desencadenaría en la formación de las napas o “trampas” donde se alojará el petróleo, para su posterior descubrimiento y extracción.

Con esto, la muestra de las diferentes formaciones de cuencas sedimentarias de Argentina son otro de los temas que se desarrollan entre la visita al museo, muy bien guiada por el cuerpo de guías del museo.

A partir de ese tramo se encuentra uno de los más importantes espacios en cuanto al museo: el descubrimiento del

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HOY SE CUMPLEN 106 AÑOS DEL DESCUBRIMIENTO DEL PRIMER POZO PETROLERO. COMODORO RIVADAVIA GUARDA LOS TESOROS HISTÓRICOS.

petróleo, la creación y el desarrollo de YPF en las etapas de elaboración, transporte y comercialización de los subproductos.

Los legajos del General Enrique Mosconi, Humberto Beghin, fotografías en el pozo nº 2, telegramas de la época, como así datos precisos de los instantes del descubrimiento en el Campamento Central.

Recuerdos El paseo cuenta con mucha historia plasmada en vitrinas, cuadros y fotografías. La muestra del museo desembarca sobre piezas de incalculable valor, como una maqueta que representa al campamento central con los lugares más emblemáticos y las ubicaciones de equipos de perforación, batería petrolera y hasta playa de tanques.

La flota de Marina mercante de YPF cuenta con la representación de embarcaciones exactas hechas a escala, las cuales engalanan la planta baja y alta del museo, como así también una réplica de la destilería petrolera de La Plata, hecha por propios ex empleados de la empresa.

Los diferentes derivados del petróleo con agua y sin ella, los primeros surtidores de combustible, como así un cuadro de los diferentes tipos de trépanos (con los cuales se realiza la perforación) se encuentran en este recorrido.

Además de este tipo de elementos, que son de mucho cuidado, como todo lo que hay dentro del museo, el sector de las maquinarias de transportes, como así una pequeña flotilla de uso

marítimo.

La réplica de la torre de perforación con la que se descubrió petróleo es otra de las grandes imponentes figuras que engalanan este predio que se encuentra

en el barrio General Enrique Mosconi, con las herramientas y la caldera originales de tal gesta histórica.

Tanques de petróleo, camionetas de la década del 60, la máquina Ruston para trasladar materiales pesados. Como también la grúa que llevaba en el cajón a personas para el traslado desde la punta del muelle hacia el barco y partir hasta Buenos Aires.

Todos estos vehículos se colocan al aire libre en el camino hacia uno de sus costados, donde se levanta una de las torres de perforación tamaño real imponente, para el tramo final del paseo por el museo.

Sin embargo, la biblioteca y archivo que posee este Museo Nacional del Petróleo contiene gran información, como el documento y memorias que existen desde los primeros instantes del descubrimiento del petróleo o del nacimiento y crecimiento de YPF. Las memorias de la Dirección General de Explotación de Petróleo de Comodoro Rivadavia e YPF, desde 1913, los libros de la biblioteca de Mosconi, memorias de YPF, corregidas por el mismo.

La documentación de Mosconi en cuanto a la gestión de 1922 a 1930, en todos los yacimientos del país, actuación de los administradores, directivas generales, relaciones con otros países en materia petrolera, presupuestos, los cuales llegan a 20 tomos de información única.

Se puede tener acceso a los cuadros de exploración de la empresa en diferentes yacimientos de YPF, como la correspondencia que había entre administradores, telegramas y expedientes del control de yacimiento, cifradas por el telégrafo.

Todo este material está supervisado por la directora Graciela Ronconi, quien hace del Museo Nacional del Petróleo un recurso infinito en cuanto a la historia.

A pesar de los más de 30 años que el Museo Nacional del Petróleo tiene en la Patagonia y tras transcurrir la privatización, el pase a manos de la Universidad de la Patagonia San Juan Bosco o el regreso de YPF a manos del Estado, esta institución sigue de pie y día a día suma trabajo y esfuerzo por no olvidar las raíces del petróleo, la Patagonia, YPF y Argentina.

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Neuquén prevé inversiones por u$s 5.560 millones

Por CRISTIAN NAVAZO

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e la mano de Vaca Muerta, la Provincia se prepara para otro año de inversiones récord en la industria petrolera.

Según las proyecciones de la Subsecretaría de Hidrocarburos de Neuquén, a las que accedió La Mañana, en 2014 se esperan desembolsos por 5.560 millones de dólares, un 37 por ciento más que los 4.052 millones con los que cerrará este año.

Si se lo compara con 2012, donde las inversiones alcanzaron los 2.300 millones de dólares, el año próximo la cifra crecerá un 240 por ciento.

De los 5.560 millones de dólares proyectados, la mayoría (4.737 millones) se destinará a la explotación de los yacimientos y el resto (827) a tareas exploratorias.

Se perforarán 653 pozos, contra los 471 de este año. De ese total, 330 se destinarán a formaciones no convencionales y 275 a los yacimientos tradicionales.

Proyectos confirmados Entre los principales proyectos presentados en la subsecretaría, el más importante es el de YPF en Loma La Lata y Loma Campana, donde se asoció con Chevron para perforar el primer piloto de shale oil del país. También hará 16 pozos de shale gas en El Orejano con la norteamericana Dow Chemical.

La petrolera bajo control estatal concentrará en 2014 más de la mitad de las inversiones totales en la provincia con 2.950 millones de dólares.

En segundo lugar se ubicará la francesa Total Austral, con 380 millones de dólares, la mayoría destinados a desarrollar gas convencional en Aguada Pichana y Aguada San Roque.

Mientras que Pan American Energy planea hacer 21 pozos de gas convencionales en Lindero Atravesado, por 185 millones de dólares.

Petrobras destinará 113 millones de dólares al desarrollo de tight gas en las áreas El Mangrullo y Río Neuquén.

En montos de inversión confirmados para 2014, sigue la subsidiaria de Shell, O&G, que hará seis pozos exploratorios de shale oil en Sierras Blancas, con una inversión estimada de 90 millones de dólares.

Por su parte, Pluspetrol proyecta destinar 35 millones para desarrollar el área Aguada Bagüales.

Se espera que las cifras totales se incrementen con el correr de 2014, cuando comiencen a vencer los períodos exploratorios de las áreas licitadas por Gas y Petróleo del Neuquén (G&P).

De hecho, por estos días, cuando se firme el contrato de UTE con la alemana Wintershall, la empresa provincial espera iniciar el año próximo un piloto en Vaca Muerta por 115 millones de dólares.

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SE PROYECTA QUE LOS DESEMBOLSOS DE LAS EMPRESAS AUMENTEN 37% EN 2014, CON RESPECTO A LOS 4.052 MILLONES CON LOS QUE CERRARÁ 2013.

2950 MILLONES DE DÓLARES INVERTIRÁ YPF EL AÑO PRÓXIMO EN LOMA CAMPANA Y EL OREJANO. SE TRATA DE MÁS DE LA MITAD DE LOS DESEMBOLSOS TOTALES ESPERADOS PARA 2014.

E L D E CRE T O QUE CAM BIÓ LA ESCENA Horas antes de que se firmara el acuerdo YPFChevron, el gobierno nacional creó un régimen de promoción petrolero que incluye beneficios para las empresas que presenten proyectos de explotación superiores a los 1.000 millones de dólares.

Lo hizo mediante el Decreto 929, a la medida del acuerdo entre la petrolera nacional y la norteamericana. La norma establece que a partir del quinto año de la ejecución de los proyectos, las compañías tendrán el derecho a comercializar libremente en el mercado externo “el 20 por ciento de la producción de hidrocarburos líquidos

y gaseosos producidos” sin pagar derechos de exportación.

Otro de los puntos centrales es que las empresas podrán girar utilidades al exterior sin ningún tipo de trabas. De esta forma, las petroleras no estarán obligadas a ingresar al país las divisas correspondientes a la exportación del 20% de la producción exportable.

El decreto también incluye beneficios en el mercado cambiario para las petroleras exportadoras. Las empresas tendrán derecho prioritario para conseguir divisas de libre disponibilidad a través

del Mercado Único y Libre de Cambio por hasta un 100% del precio “obtenido por la comercialización interna del porcentaje de hidrocarburos susceptibles de exportación, más el importe correspondiente, en su caso, a las compensaciones recibidas en virtud”, señala el artículo 7.

Si la producción local de hidrocarburos no alcanzase para cubrir la demanda interna, en cuyo caso no quedarían saldos de producción para vender al exterior, las petroleras inscriptas en el régimen podrían obtener en el mercado interno un precio similar al de exportación de ese 20 por ciento.

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LA MAYOR PARTE DE LA ACTIVIDAD EN LAS FORMACIONES SHALE Y TIGHT DE LA PROVINCIA LA CONCENTRA YPF, CON 205 PERFORACIONES.

Hay más de 300 pozos no convencionales

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n la provincia de Neuquén ya hay perforados 323 pozos no convencionales, de los cuales 168 llegaron a formaciones de arenas compactas (tight gas) y 155 tuvieron destino las arcillas compactas como Vaca Muerta y Los Molles (shale oil y shale gas).

Más de la mitad se realizaron en los últimos dos años, con 107 en 2013 y 66 en 2012. La exploración de formaciones no convencionales comenzó en 2006 con ocho pozos, y se hizo más intensa desde 2009, cuando se concretaron 35 perforaciones, de acuerdo a datos de la Subsecretaría de Hidrocarburos.

La mayor parte de la actividad en los yacimientos no convencionales la concentra YPF, con 205 pozos, que representan el 63 por ciento del total.

En segundo lugar aparece la norteamericana Apache, con 74 pozos, la mayoría con destino tight gas. El podio lo completa la francesa Total Austral, que realizó 73 perforaciones, casi todas en formaciones gasíferas. Pluspetrol, con 22 pozos, está dentro de las cuatro compañías con más desembolsos en este tipo de yacimientos.

Los funcionarios provinciales destacan que en los más de 300 pozos no convencionales que hay hasta el momento no hubo ningún incidente ambiental.

Si bien se ven los avances y las inversiones crecieron considerablemente entre 2012 y 2013 (ver páginas 4 y 5), se estima que para que el país recupere el autoabastecimiento se necesitan unos 38 mil millones de dólares para los próximos años.

En el caso del petróleo, será necesario perforar 1.260 pozos, para los cuales se deberán invertir 12.500 millones de dólares. Mientras que en gas se deberán destinar unos 25 mil millones de dólares, y unas dos mil perforaciones.

El Gobierno considera que para lograr este tipo de actividad serán necesarios 100 equipos de perforación adicionales y capacitar a unos 50 mil trabajadores.

REANIMARON EL OCTÓGONO F IS CA L Luis Torraca, gerente de Activo de YPF en Plaza Huincul aseguró ayer que en la comarca petrolera la producción de crudo en yacimientos convencionales se multiplicó por 10 en estos últimos años, después de la expropiación del 51% de las acciones de la empresa nacional.

En una ceremonia que contó con la presencia de los intendentes Ramón Rioseco y Juan Carlos Giannattasio, además del gerente regional de YPF, Carlos Grassia, quedó inaugurada la oficina de Administración de YPF en Plaza Huincul, en el antiguo edificio de la petrolera.

Torraca dijo que para la empresa es una “enorme alegría seguir trabajando en la zona de la cuenca neuquina donde dio inició la actividad petrolera hace más de 90 años”.

“Desde 2012 hemos reforzado el interés y se implementó el proyecto Basamento que permitió una reactivación increíble”, sostuvo el gerente.

Y agregó que “cuando arrancamos en 2012 teníamos 25 metros cúbicos día de producción. Este año llegamos a tener un pico de 300 m3 y en la actualidad cerramos en 270, por lo que hemos multiplicado por 10 la actividad petrolera dentro del yacimiento de Octógono Fiscal”.

Torraca mencionó que el 2013 estuvo marcado por la explotación de 15 pozos nuevos con resultados altamente positivos, entre los que se destaca el de Puesto Cortadera, ubicado pocos kilómetros al oeste de Cutral Co, que es uno de los que mayor producción de gas arroja.

Por otra parte, indicó que el proyecto Basamento permite extraer un petróleo de alta calidad. “Estamos hablando de un líquido del orden de los 45° API con un porcentaje de agua sumamente bajo que facilita mucho las instalaciones que se desarrollan y por ende requiere menor cantidad de energía y menor tamaño de instalaciones, porque no se movilizan importantes volúmenes de agua”.

Finalmente, el gerente de Huincul adelantó que “para 2014 está previsto continuar con una actividad semejante en el orden de los 15 pozos para el proyecto de Basamento, sumado a la reparación de pozos antiguos que son reactivados por el grupo de geología".

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Coco: “El que no invierte, debe devolver acres” Agustin Martinez

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l ministro de Energía y presidente de Gas y Petróleo del Neuquén (G&P), Guillermo Coco, asegura que durante este año, muy movido en materia petrolera para la provincia, se ratificó el potencial productivo de los yacimientos no convencionales neuquinos, aunque espera que el despegue se dé en 2015 y un 2014 de definiciones en materia de inversiones fuertes.

El funcionario que conduce una cartera clave, en diálogo con La Mañan de Neuquén, destacó el modelo petrolero que impulsa la administración de Jorge Sapag, con una presencia activa del Estado en el negocio petrolero.

¿Qué balance hace del año en materia petrolera?

Desde el Gobierno ha sido un año con bastantes novedades. Lo importante es que en los últimos tres años se fue certificando lo que la cuenca en la provincia de Neuquén puede dar en el no convencional. Yo ya no le contesto más a los analistas y pseudo especialistas que discuten si esto da o no da. La realidad es que tenemos un recurso, el petróleo y el gas existen y están debajo del subsuelo neuquino.

De hecho, todos los pozos tecnológicos y de avanzada que se han hecho son todos exitosos, como el de G&P, el descubrimiento que anunció Petrobras días atrás, o el trabajo de Shell.

¿Estamos a las puertas de una nueva etapa en el no convencional neuquino?

Tenemos petróleo y gas, y estamos entrando en la segunda fase de desarro-

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EL MINISTRO DE ENERGÍA ASEGURA QUE LA PROVINCIA SERÁ ESTRICTA CON LOS VENCIMIENTOS EXPLORATORIOS EN VACA MUERTA. Agustin Martinez

llo, que son los pilotos, es decir de qué manera se va a extraer, qué costo va a tener. YPF que es el que más avanzada está ya le encontró la forma en que sea factible económicamente por eso están con un piloto en Loma La Lata Norte con Chevron. Esto lleva su tiempo e inversiones en dinero. ¿Hay más interesados en sumarse a Vaca Muerta?

El mercado sigue activo, hay compañías que están comprando acres a otras empresas. La evolución que ha tenido G&P este año ha sido muy buena, nos hemos asentado como una empresa con futuro. Todavía no somos una empresa consolidada ni muchos menos, somos una petrolera con muchos activos pero que está aprendiendo a operar, a conocer el negocio, que son cuestiones que generalmente los gobiernos no tienen, los gobiernos conocemos de reglamentaciones, de controles y demás. Vamos conociendo el negocio petrolero, que es la idea del gobernador, nos sentamos con las compañías de otra manera porque sabemos los costos, los precios, conocemos de tecnología, los temas sindicales, es decir nos permite tener una herramienta muy poderosa. Estamos dejando a las administraciones que vienen una base de conocimiento que no se tenía antes. ¿La política petrolera de la Provincia es mirada por otros países?

Hemos tenido invitaciones de algunos países para que les expliquemos el modelo neuquino dentro de la política hidrocarburífera y uno de los temas es la creación de G&P y cuál es el perfil que le hemos dado a G&P que no es común en los estados provinciales y ni siquiera en los nacionales, salvo en algunos países. Aquellos países que están armando sus estrategias hidrocarburíferas nos están llamando, lo mismo que algunas provincias. ¿G&P es un modelo hacia afuera?

Sí, sobre todo para aquellos que no tienen uno, porque esta no es una compañía con recursos infinitos, no nació tomando áreas en producción, sino que hemos tenido áreas exploratorias, de riesgo, áreas con no convencional, son todas áreas que se deben desarrollar.

Hemos tenido una cuota de suerte, yo no digo que es una empresa exitosa, sería necio decirlo porque todavía no está consolidada, pero tiene un futuro interesante y es un semillero de conocimiento importantísimo para el gobierno.

Están por lanzar un road show en Estados Unidos…

Le estamos dando forma, la idea es presentar áreas propias y llevar algunas áreas en las que estamos asociados.

Trataremos de llegar para febrero. ¿Ya está definida la salida a la

Bolsa de G&P? La vista de la documentación y no están pidiendo una visita a la empresa.

Nosotros lo hemos demorado porque esta semana inauguramos nuestra base y queremos recibir a la gente de la Comisión Nacional de Valores (CNV) en ella. Una vez que estemos listados, tendremos entre seis meses y un año para salir a cotizar. En estos momentos estamos con una evaluación de varias consultoras para hacer una valuación de G&P. ¿Cómo resultó el pozo de la empresa en Vaca Muerta?

Está en ensayo y ha sido exitoso, está dentro de los parámetros de los pozos descubridores que hubo en la cuenca, encontró petróleo. Si se firma el acuerdo con Wintershall ellos deben tomar la operación de Aguada Federal. Paralelamente ellos ya están preparándose para hacerlo, han contratado gente anticipándose a la firma. ¿El año próximo puede ser el despegue de los yacimientos no convencionales?

No creo, sí puede ser un año de definiciones, pero en 2015 o 2016 son los años donde debemos tener un despegue en cuanto a producción. El año que viene es de despegue porque empiezan a vencerse los cánones exploratorios. Vamos a ser muy estrictos en esos vencimientos. Es muy difícil que demos más plazos. Va a ser la política de la provincia la reversión de acres. El que no invierte devuelve. ¿Esperan un repunte de la producción en 2014?

De petróleo sí, en gas hay que ver, aún lo estamos a analizando, no puedo decir aún si la caída de la curva gasífera se va a detener. Lo que si vemos es que no sucede lo mismo que con el petróleo que de la mano del shale viene creciendo y hoy representa el 7 por ciento de la producción de crudo de la provincia. ¿La Provincia está interesada en tener un porcentaje de las acciones de YPF? Nos interesa tener una porción del paquete accionario, pero hay que ver como se da la negociación con el gobierno nacional.

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El acuerdo que marcará una época

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l 2013 quedará en la historia como el año del acuerdo entre YPF y Chevron. La cuestión petrolera irrumpió en escena y copó la agenda mediática y política como nunca en los últimos tiempos. Desde la expropiación de la petrolera nacional, Neuquén, acompañada de su Vaca Muerta, quedó en el centro de atención.

Ya sea por encarnar la gran esperanza para que el país recupere el autoabastecimiento energético, las oportunidades y miedos que despierta la nueva industria o por el año electoral, la sociedad de la compañía nacional y la norteamericana fue el gran acontecimiento político y empresarial del año.

Si bien las negociaciones duraron largos meses sin que se levantaran voces opositoras, y se definieron en julio, la aprobación del acuerdo en la Legislatura convirtió a Neuquén en el campo de batalla donde el botín donde se dirimieron las elecciones nacionales. Todo ello, revuelto con el interés genuino de una parte de la ciudadanía que, con temor a lo desconocido, ve una grave amenaza ambiental en la explotación no convencional.

ALÍ MOSHIRI, DE CHEVRON, Y MIGUEL GALUCCIO, DE YPF, PACTARON LA SOCIEDAD EN VACA MUERTA.

La concesión La sociedad entre YPF y Chevron abarca el 1,3 por ciento de la superficie total de Vaca Muerta, que tiene 30 mil km2 en la Cuenca Neuquina. Si bien las empresas querían crear una nueva concesión, la Provincia estableció la ampliación del bloque Loma Campana al que se anexó una porción de Loma La Lata Norte. De esa forma, el Gobierno tiene más herramientas para negociar, ya que no es lo mismo dar por caída una prórroga que quitar una concesión, algo que siempre termina en los estrados judiciales, con muchas chances de perder el litigio. Si durante los primeros 18 meses YPF y

COMPENSACIÓN EN OBRAS Neuquén recibirá como compensación del acuerdo Chevron-YPF un paquete de 64 obras que financiará la Nación, por 1.000 millones de pesos. Se trata de trabajos de infraestructura, hospitales, escuelas y viviendas. Los municipios más beneficiados serán Añelo ($292,6 millones), Rincón de los Sauces ($239,9 millones), Buta Ranquil ($63,5 millones), Barrancas ($14,6 millones). También recibirán obras las comisiones de fomento ubicadas en el radio de influencia del desarrollo del shale como Octavio Pico, Aguada San Roque, Los Chihuidos y Sauzal Bonito.

De esos mil millones de pesos, 372 millones se destinarán a la construcción de rutas y obras de interconexión para los municipios de Neuquén, Centenario, Vista Alegre, San Patricio del Chañar y Añelo.

Chevron no cumplen con los desembolsos prometidos para el piloto inicial, la Provincia podrá cancelar la prórroga.

En total la concesión durará 35 años, ya que Loma Campana vence en 2026 y tiene una opción de prórroga por 10 años, según establece la Ley Nacional de Hidrocarburos. A esos plazos la Provincia añadirá una extensión de 12 años, hasta 2048.

Las empresas pagarán un canon de 110 millones de pesos por el derecho de explotación del gas y petróleo convencional. A ello se sumarán 250 millones de pesos por Responsabilidad Social Empresaria para ser destinado a la salud, educación y desarrollo social, que serán girados a la Fiduciaria Neuquina.

También se acordó la reducción del subsidio a la planta de metanol de Plaza Huincul del 50 por ciento retroactivo a agosto de 2012 y hasta el fin del plazo que estaba establecido, lo cual permitirá a la Provincia un ahorro de 200 millones de pesos.

Más de 1.600 pozos La sociedad entre YPF y Chevron contempla tres etapas. En la primera desarrollarán un proyecto piloto de 20 kilómetros cuadrados, con una inversión de 1.240 millones de dólares, para perforar más de 100 pozos en 18 meses. La segunda prevé un desembolso de 9 mil millones de dólares para hacer 900 pozos durante cinco años. A lo largo de los 35 años, se estima un total aproximado de inversión de 16.500 millones de dólares para hacer 1.677 perforaciones.

En los primeros 5 años, el proyecto dejará a Neuquén ingresos en sus cuentas fiscales por 1.350 millones de dólares en concepto de regalías de petróleo gas y por Ingresos Brutos. Durante los 35 años de la concesión la suma ascenderá a 11 mil millones de dólares.

El porcentaje de regalías sobre el proyecto se mantendrá en el 12% de la producción. Al tratarse de un régimen promocional no se aplicará el canon extra del 3% que se incorporó durante la renegociación de los contratos de la 2615.

En 2027, cuando el desarrollo comience a dar ganancias, la Provincia percibirá un 5% sobre la renta.

Entre los beneficios dispuestos por el gobierno local al clúster se encuentra la disminución de un 0,5% en el impuesto de Ingresos Brutos. Además, el proyecto demandará alrededor de 1.500 nuevos puestos de trabajo directos y 10.500 indirectos.

292 MILLONES DE PESOS EN OBRAS DEBE RECIBIR AÑELO EN COMPENSACIÓN POR EL IMPACTO QUE PRODUCIRÁ EL PILOTO NO CONVENCIONAL A POCOS KILÓMETROS DE LA CIUDAD.

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EL ACUERDO ENTRE YPF Y CHEVRON FUE EL ACONTECIMIENTO PETROLERO DEL AÑO. NEUQUÉN FUE LA CAJA DE RESONANCIA DE LA PELEA ELECTORAL.

19 INGRESOS POR REGALÍAS A lo largo de los 35 años que perdurará el proyecto de Loma Campana, la Provincia recibiría unos 8.859 millones de dólares en regalías y 2.225 millones en concepto de Ingresos Brutos.

Según las previsiones optimistas, con ese solo clúster, Neuquén recibirá el equivalente al 50% de los ingresos actuales por regalías.

Hoy por ese concepto entran a las arcas provinciales unos 480 millones de dólares al año. Si se cumplen las estimaciones, el proyecto de YPF y Chevron aportaría un promedio de 253 millones de dólares anuales a la Provincia.

940 MILLONES DE DÓLARES INGRESARÁ LA EMPRESA NORTEAMERICANA EN LOS PRÓXIMOS MESES PARA COMPLETAR LA PERFORACIÓN DEL PILOTO INCIAL. YA APORTÓ 300 MILLONES.

EL GRADO DE AVANCE El piloto entre YPF y Chevron en Loma Campana, en el sector norte de Loma La Lata, avanza como estaba previsto. En esa área ya se perforó un centenar de pozos y hay 19 equipos de perforación en actividad.

En agosto la compañía norteamericana desembolsó los primeros 300 millones de dólares y esta semana anunciaron que ya están firmados todos los contratos y garantías necesarias para que ingrese los 940 millones restantes que están comprometidos para el piloto de 115 pozos.

Hoy la producción de shale oil supera los 13 mil barriles diarios y se prevé que en 2017, con 50 mil barriles de petróleo y 3 millones de metros cúbicos de gas natural asociado por día, Loma Campana se convierta en el principal activo productivo de YPF.

SON LOS EQUIPOS DE PERFORACIÓN QUE TIENE YPF EN ACTIVIDAD EN NEUQUÉN PARA AVANZAR CON EL DESARROLLO DE VACA MUERTA.

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La negociación más necesaria

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l 27 de noviembre pasado se produjo el avance más importante desde la expropiación del 51 por ciento de las acciones de YPF. Fue el día en que el directorio de Repsol aprobó la oferta del gobierno argentino para poner fin al conflicto.

La propuesta económica, según trascendió por parte de medios españoles ya que en Argentina los términos del pacto se mantienen bajo un hermetismo confidencial, consistiría en el pago de u$s 5.000 millones en bonos a diez años con cuatro de gracia, con un 8,75% de rentabilidad. Es decir que comenzará a pagarse a fines de 2017 si se firma en las próximas semanas.

Por estos días se desarrollan reuniones entre los equipos técnicos, financieros y legales entre representantes de la petrolera argentina y la española.

Una de las condiciones exigidas para que este acuerdo pueda concretarse es que se elimine toda posibilidad de que en el futuro puede existir alguna demanda judicial por parte de los accionistas de Repsol. La compañía petrolera española se comprometió a retirar su demanda ante el CIADI, el tribunal Arbitral del Banco Mundial.

La petrolera mexicana Pemex fue un protagonista clave para lograr acercar las posiciones y que finalmente se lograra un acuerdo, al igual que La Caixa Bank, ambas accionistas del grupo petrolero español.

De hecho, el mismísimo presidente del grupo español Repsol, siempre

reacio a negociar con la Argentina esta semana, Antonio Brufau, confió en que se firmará la paz.

La expropiación La administración de Cristina Fernández nacionalizó en abril de 2012 el 51 por ciento de YPF que estaba en manos de Repsol, con duras denuncias vaciamiento y giro al exterior de casi el total de los

dividendos, sin invertir para impulsar la producción de hidrocarburos.

Hace un par de semanas se produjo una reunión entre los ministros de Industria español y de Economía argentino con representantes de YPF, Repsol y de sus accionistas principales Pemex y La Caixabank, y las negociaciones llegaron a buen puerto.

Ahora se discute la “letra chica”,

que incluirá, plazos, montos, condiciones y terminará de definir las interpretaciones acerca de quién ganó y quién perdió con el arreglo. La compañía española contrató al Deutsche Bank para que lo asesore en las negociaciones.

El consejero de Pemex en Repsol, Arturo Henríquez, abogó por un arreglo definitivo “antes de fin de año”, al

tiempo que destacó el hecho de que los gobiernos de Argentina, México y España “se hayan involucrado para impulsar el preacuerdo es un hito y muestra una voluntad de todos por resolver el problema que ahora sería muy complejo de romper”.

Isidro Fainé, el titular de Caixabank, uno de los accionistas y rivales de Brufau, había alcanzado inicialmente un acuerdo secreto para que la compañía recibiera 3.500 millones de dólares en compensación y otros 1.500 millones que Repsol estaría obligado a reinvertir en una sociedad en Vaca Muerta.

El directorio de Repsol lo rechazó, pero luego la presión de Pemex hizo que se alcanzara un nuevo pacto.

De hecho, Cristina agradeció a su par de México, Enrique Peña Nieto, “el preponderante rol” que tuvo la empresa “en el acuerdo alcanzado”. Además, llamó al español Mariano Rajoy por su “participación activa” en las negociaciones.

Repsol perdería con este acuerdo 1.700 millones de euros (más de 2.300 millones de dólares), ya que tenía a YPF contabilizado en sus libros por 5.400 millones de euros (7.350 millones de dólares).

Lo cierto es que a partir del cierre de las hostilidades entre la Argentina y Repsol, la situación de YPF queda más despejada para atraer inversiones como las que ya selló con la norteamericana Chevron para explotar petróleo y gas no convencional en el yacimiento de Vaca Muerta.

Cronología del conflicto 1992-1999 Proceso de privatización en dos etapas de la petrolera estatal argentina YPF, por iniciativa del presidente Carlos Menem (1989-1999). En 1999, Repsol termina de adquirir en 15.000 millones de dólares la mayoría accionaria.

2012 25 de enero: el Gobierno denuncia a RepsolYPF y otras cuatro petroleras por abuso de posición dominante. La presidenta Cristina Fernández reclama a las petroleras reinvertir ganancias en el país para aumentar producción y bajar importaciones.

6 de febrero: el presidente de Repsol, Antonio Brufau, defiende el monto de las inversiones de la firma en el país, de 3.000 millones de dólares.

23 de febrero: funcionarios del Gobierno intentan participar de una reunión de directorio, pero no se les permite. Brufau denuncia que la compañía es “objeto de algunas críticas injustas” que incluyen “amenazas de sanciones o restricciones con dudoso fundamento legal”.

14 de marzo: la provincia de Chubut quita la concesión de áreas de explotación a la compañía con el argumento de falta de inversión. Comien-

za aquí un serie de pérdidas para Repsol que llegan a un total de 16 áreas en seis provincias.

12 de abril: el ministro de Industria español, José Manuel Soria, advierte la “hostilidad contra intereses” de empresas españolas. Lo interpreta como “hostilidad a España” y dice que conllevará “consecuencias”.

16 de abril: El gobierno argentino anuncia el envío al Congreso de un proyecto de ley para expropiar el 51% del paquete accionario de control de la firma, con el objetivo, según la Presidenta, de recuperar el autoabastecimiento de combustibles.

3 de mayo: El Congreso argentino aprueba por

amplia mayoría la expropiación del 51% de acciones de Repsol, que conserva un 6,43% del capital accionario.

16 de mayo: Repsol demanda al gobierno de Argentina ante un juzgado de Nueva York.

18 de mayo: en represalia, Repsol rescinde su contrato de suministro de gas natural licuado (GNL) a Argentina.

1 de junio: El viceministro argentino de Economía Axel Kicillof dice que Repsol “estaba tomando las reservas petroleras y gasíferas de la Argentina como una vaca lechera a la que iban a ordeñar hasta la muerte”.

4 de octubre: Repsol demanda a YPF en Madrid por competencia desleal en el megayacimiento de Vaca Muerta 19 de noviembre: Repsol demanda en Madrid a la estadounidense Chevron por competencia desleal por su preacuerdo para explotar la riqueza de petróleo no convencional de Vaca Muerta.

3 de diciembre: Repsol pide arbitraje ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI), del Banco Mundial y reclama una compensación de 10.000 millones de dólares.

2013 4 de enero: Repsol declara su intención de demandar a la empresa chino-argentina Bridas por firmar un acuerdo con YPF para Vaca Muerta.

31 de mayo: YPF promueve una demanda contra el presidente de Repsol por pagos de honorarios en exceso a directores cuando conducía YPF. 26 de junio: Repsol rechaza una oferta de conciliación del gobierno argentino.

25 de noviembre: Funcionarios de Argentina, España y México llegan a un principio de acuerdo en Buenos Aires para una compensación por la expropiación.

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EL ACUERDO PARA COMPENSAR A REPSOL POR LA EXPROPIACIÓN DEL 51% DE YPF PODRÍA DEFINIRSE EN LAS PRÓXIMAS SEMANAS. NEGOCIAN LOS DETALLES.

“EL ACUERDO CON REPSOL ES POSITIVO, PERO NO RESUELVE LA CRISIS ENERGÉTICA. ES UN PASO MUY IMPORTANTE, PERO HAY QUE REVER EL MODELO”.

“CALCULO QUE EN POCAS SEMANAS PODREMOS VER AVANCES SIGNIFICATIVOS. LO QUE COBREMOS DEBE SER UNA CIFRA CIERTA”.

Antonio Brufau, presidente de Repsol.

Emilio Apud, ex secretario de Energía.

BRUFAU, MAL PARADO Para el economista Carlos Rodríguez Braun, el presidente de Repsol Antonio Brufau “queda muy mal parado” tras el principio de acuerdo alcanzado entre Argentina, México y España por la expropiación del 51 por ciento de las acciones de la petrolera española en YPF, ya que, indicó, el Ejecutivo “fue el que más insistió con la vía judicial” para solucionar el conflicto.

Rodríguez Braun afirmó que “recuperar relaciones normales con el gobierno argentino es lo que más interesa” a España.

El economista argentino, residente en España donde es catedrático en Ciencias Económicas de la Universidad Complutense de Madrid, evaluó

AFP

“ESTO ES MUY BUENO PARA ARGENTINA Y PARA YPF, PORQUE VA A VALORIZAR SUS ACTIVOS, SUS INVERSIONES, SUS POSIBLES SOCIOS, LE VA A ABRIR MUCHAS PUERTAS EN EL MUNDO”.

“FALTA DISCUTIR DETALLES Y FORMAS, PORQUE UNA OPERACIÓN DE ESTA MAGNITUD TIENE MUCHÍSIMA LETRA CHICA PARA DISCUTIR. LO IMPORTANTE ES QUE REPSOL DESISTIRÍA DE TODOS LOS LITIGIOS EN TRIBUNALES INTERNACIONALES”.

Jorge Sapag, gobernador de Neuquén.

Axel Kicillof, ministro de Economía.

que “el balance (del acuerdo) es positivo en la medida en que se interpreta esto como el final de la incertidumbre” A su criterio, para España “es mejor un acuerdo regular que un pleito interminable”, y sostuvo que ahora que se va a cerrar el mismo, “uno de los problemas de fondo es el destino final de Antonio Brufau”.

Rodríguez Braun consideró que “el papel de Brufau es muy oscuro” en todo esto, porque indicó que “es una persona que tendría que haber estado llevando el peso de las negociaciones”.

En declaraciones a radio El Mundo, señaló que en lugar de Brufau, esas negociaciones “las llevaron adelante políticos esencialmente, como el presidente del gobierno español (Mariano Rajoy) con el mexicano (Enrique Peña Nieto)”.

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Fabian Ceballos

Mejoran los números de YPF

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esde la nacionalización del 51% del paquete accionario de YPF, en abril de 2012, la gestión encabezada por Miguel Galuccio mostró varios avances. Hoy el valor de la compañía se estima en 20.511 millones de dólares, de los cuales 10.461 millones le corresponden al Estado argentino por su participación en los títulos.

Por otro lado, las utilidades operativas de la petrolera alcanzaron los 3.444 millones de pesos durante el tercer trimestre del año, con una mejora interanual del 104%, mientras que las inversiones aumentaron 94,4% con relación con igual período de 2012.

Mientras que la producción neta de hidrocarburos en los campos operados por YPF verificó un incremento del 3,4% en petróleo y del 4,7% en gas natural frente al tercer trimestre de 2012.

Más producción La empresa logró su cuarto trimestre consecutivo de crecimiento de la producción de hidrocarburos y pudo revertir la tendencia de declino de los últimos años.

Además, se registró un importante crecimiento de la producción de gas que incluso alcanzó a superar a la de petróleo.

“Estos niveles de producción fueron impulsados por sólidos resultados financieros que permitieron sostener altos niveles de inversión. En el tercer trimestre del año, la compañía invirtió 8.028 millones de pesos, lo que representa un aumento del 94,4% respecto de los 4.129 millones de pesos del tercer trimestre de 2012”, señaló YPF. Además, el EBITDA (beneficio antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones) de la compañía fue de 7.690 millones de pesos, un 72,8% superior al del tercer trimestre de 2012, y la utilidad neta totalizó 1.414 millones de pesos, lo que representa un crecimiento interanual del 87%.

Hacen cola para asociarse Desde que se hizo pública la inminente solución a la puja con Repsol por la expropiación, varios interesados golpearon las puertas de la torre de YPF en Puerto Madero.

La primera de la fila fue la estatal mexicana Pemex, socia del grupo español, que tuvo un rol activo en busca del acuerdo.

El presidente de YPF, Miguel Galuccio, inició negociaciones con las autoridades de la firma mexicana para un acuerdo de inversión, similar al cerrado meses atrás con la petrolera estadounidense Chevron.

“Vamos a trabajar para desarrollar junto con Pemex una asociación con múltiples facetas que podrían incluir algún tipo de participación en Vaca Muerta y de intercambio de conocimiento y tecnología”, adelantó el directivo argentino.

La falta de compensación a Repsol era mencionada por analistas como uno de los obstáculos para que Vaca Muerta reciba las inversiones necesarias para su desarrollo, que según estimaciones de YPF, demandará más de 37 mil millones de dólares en los próximos cinco años.

YPF tiene derechos sobre el 40 por ciento de los 30.000 kilómetros cuadrados de Vaca Muerta y este año lleva perforados alrededor de 90 pozos de crudo en el área.

Hasta el momento firmó un acuerdo con la estadounidense Chevron para desarrollar un área de Vaca Muerta con una inversión de 1.240 millones de dólares, y otro con Dow Chemical, que destinará u$s 120 millones para producir shale gas.

En la lista de empresas que se acercaron a YPF en los últimos días están Anadarko Petroleum, ConocoPhillips, Southwestern Energy, la británica BP, la italiana Eni; la malaya Petronas y la china CNOOC, según consignó la revista Petroquímica.

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LA GESTIÓN BAJO CONTROL ESTATAL INCREMENTÓ LAS UTILIDADES, LAS INVERSIONES Y LA PRODUCCIÓN, Y CERRÓ DOS ACUERDOS EN VACA MUERTA. María Isabel Sanchez

Al destacar los principales hitos del tercer trimestre, la compañía mencionó que “se logró el acceso al mercado internacional en materia de financiamiento con una colocación de 150 millones de dólares, la primera operación de este tipo de los últimos 15 años”.

También resaltó la “firma del acuerdo con Dow Argentina para el desarrollo de un proyecto piloto en el bloque El Orejano, en Neuquén, que contempla una inversión de 120 millones de dólares” por parte de esa empresa “destinada a la producción de gas no convencional”.

En ese proyecto la petrolera nacional ya destinó 68 millones de dólares. Realizarán otros 16 pozos dedicados exclusivamente a la extracción de shale gas.

Más gas Los ingresos del tercer trimestre de 2013 ascendieron a 24.244 millones de pesos (+39,5% interanual), de los cuales 1.656 millones de pesos corresponden al Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural.

“Estos números reflejan la fuerte apuesta de YPF por la producción de nuevo gas, tras la importante decisión del gobierno nacional de fijar el nuevo precio de 7,5 el MBTU, en diciembre último”, señaló la petrolera.

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POR CIENTO FUE EL INCREMENTO DE LAS INVERSIONES DE LA COMPAÑÍA ESTATAL EN EL TERCER TRIMESTRE DEL AÑO, EN COMPARACIÓN CON 2012.

Añadió que “de esta manera, la generación de caja alcanzó los 9.356 millones de pesos, un 168% mayor a la del mismo período del año anterior (5.872 millones de pesos)”.

“Este incremento es sustancial para el Plan de Negocios de la compañía, cuyo financiamiento se sustenta en un porcentaje significativo -en torno del 70%- con la generación de sus propios recursos”, indicó YPF.

UN BONO CON MAYOR ATRACTIVO YPF anunció esta semana en la Bolsa de Comercio porteña el lanzamiento de un “Bono YPF Plus”, cuya renta básica será ajustada, como hace medio siglo, por la evolución creciente de su producción de hidrocarburos.

A este anuncio formulado por Miguel Galuccio, presidente y CEO de YPF, quien dijo que la empresa inició una gira por el exterior, vía Nueva York, para promocionar un bono senior no asegurado a cinco años por u$s 300 millones, cuya colocación está prevista para el lunes próximo y que se negociará en la bolsa de Luxemburgo bajo legislación de Nueva York.

De la mano de Galuccio, el bono lanzado el martes pasado con ajuste por la producción de Hidrocarburos por encima de la renta básica del 19% nominal anual tendrá un “up side” (máximo) de 24% al incluir el potencial aumento de esa producción.

Separados por 55 años, ambos bonos (el de 1958 y el de hoy) fueron y son una auténtica representación de “indexación genuina” por estar ligada a la mayor producción de lo que se elabora o extrae y no, a un mero ajuste financiero por inflación, como lo fueron muchos de los títulos públicos lanzados desde 1974 conocidos como ‘VANA’ (valores nacionales ajustables).

En el siglo XX, a fines de los años

’50, en 1958, YPF -por entonces una empresa íntegramente estatal- lanzó en la Bolsa porteña dos series del denominado “Bono de Reactivación YPF”, en láminas de m$n100 (cien pesos moneda nacional) cada una, cuya renta básica se ajustaba según la producción de petróleo por encima de un crecimiento de 15.000 barriles/ día o fracción no menor a 8.000 barriles/día.

Ese bono, emitido a 10 años de duración, registró un éxito sin precedentes en la historia bursátil respecto de la deuda pública emitida por el Estado y, debido al autoabastecimiento petrolero alcanzado en ese entonces por la administración del presidente Arturo Frondizi, su cotización en Bolsa superó su valor nominal de 100 pesos moneda nacional por los amplios ajustes que fue recibiendo periódicamente.

El peso moneda nacional, nacido en 1887 y universalizado en el país desde 1900 fue sustituido por el ‘Peso Ley 18.188’, el 1 de enero de 1970, en la proporción de 1 peso Ley por cada 100 m$n (pesos moneda nacional).

El “YPF Plus” es un bono minorista dirigido a pequeños ahorristas por un monto mínimo de $50 millones ampliable a $150 millones que se ofrecerá entre el 16 y el 19 de este mes y será cotizable en los mercados y bolsas de todo el país.

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LA NACIÓN AMPLIÓ EL PLAN DE ESTÍMULO PARA INCLUIR A LAS PYMES PETROLERAS. YA HAY NUEVE GRANDES PRODUCTORAS ADHERIDAS.

E

l gobierno nacional extendió a las pequeñas y medianas empresas petroleras del plan de estímulo a la inyección de gas natural, mediante la aplicación de un esquema de subsidios a partir del cumplimento de metas productivas que se extenderá hasta el 2017.

El plan apunta a brindar incentivos al sostenimiento y aumento de la producción de medio centenar de empresas que tienen una inyección reducida de gas o sin inyección actual pero que puedan incorporarse a la producción.

La novedad es la creación de un segmento del programa vigente desde 2011 Plan Gas I, para pymes que inyecten debajo de 3,5 millones de metros cúbicos por día.

Las 50 empresas que por volumen de producción están en condiciones de “adherir voluntariamente” al programa podrán acceder a subsidios de entre 4 y 7,5 dólares adicionales por millón de BTU que produzcan, por encima de una base de producción predeterminada, es decir que será aplicable sólo al excedente de inyección.

El cálculo se hace a partir de una Inyección Base Ajustada que contempla un declino de 15 por ciento, por lo que el subsidio de incentivo se podrá comenzar a percibir escalonadamente en la medida en que se supere ese nivel.

En el caso de las empresas que no cumplan ese umbral productivo, tienen que tomar el compromiso de proveer al sistema -casi con seguridad de productores externos- el gas faltante para completar el cálculo mínimo del declino de 15 por ciento.

Las empresas que ingresen al plan se comprometen a tener una producción que como mínimo siga una trayectoria de declinación del 15 por ciento. Debajo de ese margen tienen que aportar el volumen de gas faltante, pero por encima el volumen adicional inyectado recibe el

subsidio.

En busca del preciado gas

Más inyección Según las estimaciones de Economía y de Planificación Federal, este plan permitirá en el período 2014-2017 alcanzar una inyección adicional de 5 millones de metros cúbicos por día, una inversión de 2.500 millones de dólares, la creación de 1.000 puestos nuevos, y la sustitución de importaciones por 3.000 millones de dólares.

Al Plan Gas I, ya adhieren las empresas grandes como YPF, PAE, Total Austral, Wintershall, Sinopec, Enap, Pampa Energía, Roch y Petroquímica Comodoro Rivadavia.

Estas nueve compañías, que totalizan el 80% de la inyección de gas, revirtieron la tendencia de declinación y tienen como metas para el período 2013-2017 la inyección de 20 millones de m3/día adicionales; una inversión de 10.600 millones de dólares y sustitución de importaciones por otros 15.000 millones de divisas.

El cálculo de producción se realizará mensualmente, y la liquidación de los subsidios correspondientes será trimestral sobre la base de un sistema de “alícuota quebrada”, es decir que crece escalonadamente de acuerdo con el alcance de las distintas metas de producción planteadas.

Desde el Gobierno aseguran que el Plan Gas permitió inyectar un 4% más de gas, que representó un ahorro para el país de 800 millones de dólares en importación de energía.

Las condiciones para las empresas más chicas son diferentes aunque el espíritu del programa es el mismo.

Costo Según las proyecciones oficiales, el costo fiscal del incentivo totalizará al 2017 los 676 millones de dólares, ya que prevé subsidios crecientes de 104 millones a diciembre de 2014; 150 millones, a 2015; 194 millones a 2016 y 227 millones en el año final del programa.

El plan puede prorrogarse por un año más, hasta 2018.

MÁS REGALÍAS El gobierno de la Provincia llevaba bien encaminadas las negociaciones por el cobro de regalías en base al precio del “gas nuevo”.

Al cierre de este suplemento, aún no se había firmado el acuerdo, pero estaba al caer la firma con YPF, por el cual Neuquén recibirá una compensación por el valor que establece el Plan Gas (7,50 dólares el millón de BTU) para las empresas que incrementen sus curvas de producción.

La Provincia insistió durante varios meses para que las productoras paguen regalías en base a ese precio, mientras que las compañías pretendían hacerlo sobre el valor en boca de pozo, que se ubica muy por debajo, unos 2,50 dólares en promedio. La diferencia, para

llegar a los u$s 7,50, la cubre la Nación mediante un subsidio.

Una vez cerrado el acuerdo con YPF, el resto de las empresas deberán aceptar las mismas condiciones, o de lo contrario el Gobierno irá a la Justicia. La francesa Total y la alemana Wintershall también están dispuestas a pagar.

7,5

DÓLARES EL MILLÓN DE BTU ES EL PRECIO QUE PAGA EL GOBIERNO NACIONAL A LAS EMPRESAS QUE SUBAN LAS CURVAS PRODUCTIVAS.

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UNA COMISIÓN CONFORMADA POR FUNCIONARIOS DE NEUQUÉN Y RÍO NEGRO PUSO EN DISCUSIÓN LA NECESIDAD DE AUMENTARLE EL CANON A LAS PETROLERAS.

Debaten el precio del agua

E

l uso del agua es uno de los aspectos fundamentales en la explotación de las formaciones no convencionales. Si bien la mayor parte de los caudales de los ríos neuquinos van a parar al mar, la demanda habitual de las petroleras se incrementará y las provincias de Río Negro y Neuquén buscan aprovechar la ocasión para actualizar el canon que cobran a las empresas.

Días atrás, diputados y funcionarios de áreas ambientales de ambas provincias se reunieron en la Legislatura y acordaron trabajar en una “actualización” del precio. Coincidieron en el retraso en la región y pusieron como ejemplo a Santa Cruz, donde se cobra 15 veces más que en el resto de las provincias patagónicas gracias a una ley que ata el valor del metro cúbico al precio del litro de gasoil.

El incremento del canon se trató durante la reunión de presentación de la nueva “Comisión Legislativa Interprovincial de las cuencas de los ríos Limay, Neuquén y Negro y del lago Nahuel Huapi”. El cuerpo está formado por diputados y funcionarios de ambas provincias, además de directivos de la Autoridad Interjurisdiccional de Cuencas (AIC).

Juan Gardes, del Departamento Provincial de Aguas (DPA) rionegrino, advirtió que “las provincias no estamos teniendo una política común” sobre el cobro del agua a las petroleras. Destacó que la flamante comisión tienen “la fuerza política” necesaria para imponer criterios como región.

Remarcó que el agua tiene “un valor social o componente económico” que no es tenido en cuenta y por eso cada provincia patagónica se maneja con parámetros distintos.

Subrayó que, en ese escenario heterogéneo, Santa Cruz “está a la cabeza porque cambia el valor del agua según el valor del litro de gasoil”, lo que le permitió llegar a 15 pesos por metro cúbico para las petroleras.

Un peso Horacio Carvalho, director de Recursos Hídricos neuquino, admitió que acá “estamos bastante atrasados y recién el año pasado aumentamos un 80%”, con lo que llegaron apenas a un peso por metro cúbico, similar a lo que cobran Mendoza y Río Negro.

El incremento derivó en presentaciones judiciales de las petroleras, porque en Neuquén se les cobra de manera retroactiva a partir de una declaración jurada “sobre la cantidad de agua que usaron en el año”.

Con la última suba, Neuquén pasó de 8 millones de pesos recaudados en 2012 a 18 millones en 2013, con lo que se constituyó un fondo para obras hídricas. Carvalho anticipó que preparan otra suba gradual para 2014, pero seguirán lejos de Santa Cruz “porque arrastramos un valor histórico y no podemos aumentar 400% de una vez”.

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MILLONES DE PESOS RECAUDÓ NEUQUÉN POR EL CANON AL AGUA EN 2013, CON LO QUE SE CONSTITUYÓ UN FONDO PARA OBRAS HÍDRICAS.

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PARA EL AÑO PRÓXIMO EL GOBIERNO NEUQUINO ESPERA QUE COMIENCE A REPUNTAR LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DE LA MANO DEL SHALE OIL.

Se empiezan a llenar los oleoductos

María Isabel Sanchez

E

l año próximo comenzará el repunte de la producción petrolera, luego de una década de caída sin freno, según las previsiones del gobierno provincial.

Para 2014 se espera que la fama mundial de Vaca Muerta se vea plasmada en los oleoductos.

Según el proyecto de presupuesto elevado por el Ejecutivo a la Legislatura, se prevé un incremento de las regalías “fruto de que se detiene el declino en los volúmenes de producción y comienza a crecer moderadamente”.

Se proyecta que los ingresos por ese concepto crecerán un 25% el año próximo para alcanzar los 3.620 millones de pesos.

Además se cree que aumentarán los precios en boca de pozo, con lo cual la Provincia cobrará la Renta Extraordinaria que se acordó durante la renegociación de los contratos petroleros de la Ley

2615, es decir un 1% de regalías.

La suba de las regalías obedecerá a la mejora de la cotización del barril del petróleo y al incremento de la producción del shale oil de Vaca Muerta.

A su vez, el panorama gasífero, según estima el Gobierno, también tendrá una mejora ya que se detendrá el declino de la producción, aunque no hay indicios de una suba sustancial en los precios.

“Hoy tenemos un panorama francamente alentador, derivado de los cambios en la política energética general y de la consolidación de la Provincia del Neuquén como poseedora de una de las reservas más grandes del mundo de hidrocarburos no convencionales”, indicaron desde el Ministerio de Economía.

También señalaron que “esta verdadera revolución” de los no convencionales “será la clave para dar continuidad al proceso de crecimiento económi-

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DÓLARES EL BARRIL SERÁ EL PRECIO PROMEDIO DEL PETRÓLEO QUE ESPERA LA PROVINCIA, CON LO CUAL COBRARÁ RENTA EXTRAORDINARIA.

co provincial”.

Crudo liviano “Las mayores expectativas están en el crudo liviano de las formaciones no convencionales”, indicó a La Mañana el director provincial de Hidrocarburos y Energía, Alex Valdez. Explicó que hoy el petróleo de Vaca Muerta (shale oil) alcanza al 7% de la producción total de la provincia, que se ubica en los 18

mil metros cúbicos diarios (m3/d). Para el año próximo se estima que se incremente hasta los 19.300 m3/d (un7% más), de la mano del crudo no convencional, que representará el 10%.

La mayor parte de ese incremento se explica por el piloto que tienen en marcha YPF y Chevron en Loma Campana, donde perforarán 115 pozos.

“Es un proceso que va avanzando, varias empresas están perforando y trayendo mayor tecnología y cada vez hay más equipos en actividad”, señaló Valdez.

El incremento de la producción petrolera en 2014 irá de la mano de la suba de la cotización del barril de crudo, que pasó de los 74 dólares el año pasado a 78 en la actualidad y se estima que pasará la barrera de los 80 el año próximo. Con esos valores, la Provincia recibirá, además del 12% de las regalías y el 3% del canon extraordinario, un 1% en concepto de renta extraordinaria, que se pautó durante la

renegociación de las concesiones de la Ley 2615. Si el precio supera los 83 dólares, las empresas deberán pagar otro punto porcentual más.

Con ese panorama, la Provincia espera recaudar regalías por 3.620 millones de pesos, un 25% más de lo calculado para este año, según el proyecto de Presupuesto 2014 que presentó esta semana en la Legislatura.

De todas formas, ese aumento no alcanzará a acomodar las cuentas provinciales y se prevé un déficit de 849 millones de pesos.

Freno a la baja del gas Por otra parte, la producción de gas, un insumo vital para la industria, la generación eléctrica y los hogares y cuyas costosas importaciones despertaron el alerta rojo en el gobierno nacional, detendrá su estrepitosa caída, según los pronósticos oficiales.

Neuquén aporta el 43% del gas que se extrae en el país, con lo cual la merma del 6 al 8% anual de los últimos tiempos impactó de lleno en el sistema energético nacional. “Para 2014 esperamos una producción similar a la de este año o por lo menos una declinación mucho menor”, aseguró Valdez.

Y agregó que Nación y Provincia buscan que las empresas incrementen sus inversiones en la extracción de gas.

Para el año próximo se proyectan varios desarrollos de gas en arenas compactas (tight gas) y la concreción del acuerdo entre YPF y Dow para producir shale en El Orejano.

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Un año de crecimiento para G&P

G

as y Petróleo del Neuquén (G&P) cierra una año de plena expansión. Creada en 2008, la empresa provincial inauguró esta semana su base operativa en esta ciudad, en la calle Aramendia al 200, y tiene en ensayo su primer pozo en Vaca Muerta donde ya cerró un millonario acuerdo con la firma alemana Wintershall. Además, en

febrero iniciará un road show en Estados Unidos en busca de inversores.

La perforación, bautizada Aguada Federal, fue fracturada por la empresa Halliburton, mientras que la operación de las maniobras estuvo a cargo de G&P con ayuda de ingenieros de la norteamericana EOG Resources.

En la locación, por primera vez en la provincia se montó un equipo de trata-

miento de agua de retorno (flowback).

Una planta móvil de la compañía Nalco descontaminará unos 2.000 m3 de agua que devolverá el pozo en los próximos meses y que luego se destinará a la inyección en pozos de la empresa Total en Aguada Pichana.

El agua utilizada proviene del río Neuquén y se tomó de un cargadero de YPF en la zona de Loma La Lata Norte,

mientras que la arena que se inyecta para que no se cierre la formación por las presiones de la roca es de origen nacional.

El pozo Aguada Federal está ubicado a 39 km de Añelo y es la primera perforación que hizo la empresa provincial para estudiar el comportamiento de la formación Vaca Muerta. Alcanzó una profundidad de 2.924 metros y descu-

brió petróleo en la formación Quintuco, a los 2.630 metros. Ahora, el pozo está bajo testeo y luego se mantendrá en ensayo extendido durante doce meses.

Acuerdo alemán Directivos y un equipo de ingenieros de la alemana Wintershall, que acordó asociarse con G&P en esa área para desembolsar 3.335 millones de dólares,

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INAUGURÓ BASE OPERATIVA, DEBUTÓ EN VACA MUERTA, INYECTARÁ GAS AL SISTEMA Y CERRÓ UN ACUERDO MILLONARIO CON WINTERSHALL.

presenciaron las maniobras.

La sociedad de G&P con Wintershall es el segundo proyecto más grande que se pondrá en marcha en Vaca Muerta por su volumen de inversiones, detrás del de YPF y Chevron en Loma Campana.

La sociedad quedará conformada en un 50 por ciento para cada empresa.

G&P mantendrá la concesión y la potestad sobre el recurso, mientras que la compañía alemana será la operadora.

El trato contempla una primera fase exploratoria mediante la cual se perforarán seis pozos (dos verticales y cuatro horizontales) en los próximos dos años, que demandarán una inversión de entre 105 y 115 millones de dólares, en función de cómo avancen los costos.

Coco explicó que G&P financiará esos desembolsos por el pago de 30 millones de dólares que deberá realizar Wintershall en concepto de ingreso al área. Ese dinero deberá desembolsarlo una vez que quede conformada la UTE, en la segunda quincena de diciembre.

Si la etapa exploratoria es exitosa, las empresas iniciarán un piloto de 20 pozos horizontales, que durará entre cuatro y cinco años, para luego ingresar en la fase de desarrollo pleno del bloque Aguada Federal, que abarca 97 km2 sobre Vaca Muerta. Esa etapa demandará la realización de 120 pozos durante unos 10 años.

El segundo más grande Las empresas pedirán a Nación que incluya el proyecto dentro del régimen de promoción petrolera para inversiones mayores a los 1.000 millones de dólares que apuntaló al acuerdo YPF-Chevron.

De esta forma, la compañía alemana podría comercializar sin retenciones el 20 por ciento de lo producido a partir del quinto año de iniciada la inversión y disponer libremente de las divisas generadas por la exportación de ese porcentaje de petróleo o gas.

LA PAZ CON PETROBRAS Gas y Petróleo del Neuquén (G&P) y Petrobras firmaron la semana pasada un acuerdo para explorar el área Parva Negra, en medio de las negociaciones por el conflicto judicial por la reversión de Veta Escondida por falta de inversiones.

La compañía brasileña deberá perforar cuatro pozos no convencionales de gas en Vaca Muerta que demandarán una inversión de 54 millones de dólares.

G&P tendrá el 100 por ciento de los derechos sobre el área que se dividirá en Parva Negra Este y Parva Negra Oeste, que totalizan una superficie de 572 km2.

Los pozos se harán en el sector Este, mientras que el Oeste será revertido a G&P. Petrobras Argentina será el operador con el 85% de participación en la Unión Transitoria de Empresas (UTE). La firma provincial tendrá el 15% restante y mantendrá la titularidad del permiso exploratorio.

Además, se informó que G&P participará “en los trabajos ya realizados sin necesidad de efectuar desembolso económico alguno”.

El acuerdo llega en un contexto de recomposición de la relación entre la Provincia y la petrolera brasileña tras el conflicto por la reversión del área Veta Escondida por falta de inversiones, que derivó en un reclamo que está en la Corte Suprema de Justicia de la Nación.

El tema ya fue resuelto extrajudicialmente y es evaluado por el directorio de Petrobras y de la francesa Total, que también está asociada en Veta Escondida. El 23 de diciembre próximo el gobernador Jorge Sapag viajará a Brasil para firmar el trato.

3.335 SON LAS INVERSIONES QUE CONTEMPLA LA SOCIEDAD DE G&P CON WINTERSHALL SI EL PROYECTO EN VACA MUERTA ES VIABLE.

DE LA MANO DE ENARSA Desde la compañía provincial estiman que el año próximo la firma G&P se ubicará en el rango de las petroleras medianas del país, cuando comience a inyectar entre 700 mil y un millón de metros cúbicos de gas diarios al sistema nacional.

Semanas atrás comenzó la obra del gasoducto que sacará la producción de los yacimientos de G&P a partir de marzo y que demandará 30 millones de dólares.

Ambas firmas perforarán siete pozos más en el bloque Aguada del Chañar para alcanzar una producción de gas de un millón de m3 diarios de gas.

Además, la empresa neuquina estudiará desarrollar el área Portezuelo Minas, donde Enarsa mostró su interés de participar.

Mientras que en el bloque Ingeniero Cánepa las empresas estatales tienen un proyecto de gas convencional y perforarán Vaca Muerta para ver las condiciones. Invertirán 6 millones de dólares en exploración.

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Qué es y cómo se explota el shale

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l shale es un tipo de roca sedimentaria que contiene petróleo y gas en condiciones distintas a las habituales, por lo tanto se lo denomina no convencional.

Si bien la técnica de perforación es igual a la utilizada en los pozos convencionales, se requiere la aplicación de nuevas tecnologías para extraer el petróleo y el gas, dada la baja permeabilidad que tiene la roca.

Durante millones de años, desde la roca generadora migran los hidrocarburos hasta alcanzar una “trampa” o techo que impide su salida al exterior, quedando alojados en los poros de la roca.

De esta manera, se crean los yacimientos convencionales, de donde se extrae el petróleo y/o gas de forma habitual.

Los reservorios denominados tight sands (arenas compactas), que también han recibido la migración de hidrocarburos, y shale, en el cual el petróleo y/o gas aún se encuentra en la roca generadora, poseen muy baja permeabilidad.

Esta característica no permite el flujo de los hidrocarburos a caudales económicamente atractivos, por lo cual es necesario estimularlos de manera hidráulica para generar canales de alta permeabilidad que posibiliten la extracción.

Revolucionaron los EE.UU. El mundo ha alcanzado hace pocos años su máxima capacidad de producción de petróleo convencional (alrededor de los 75 millones de barriles diarios -mbd-).

Se estima que a escala global el consumo actual es de 90 millones de barriles por día, y se prevé que para 2030 alcanzará los 105 millones de barriles diarios.

Hoy, los recursos no convencionales contribuyen de manera significativa a satisfacer la demanda de hidrocarburos en EE.UU. donde el desarrollo del shale gas y su proyección han permitido disminuir significativamente las importaciones de gas y petróleo (el gas no convencional alcanza un 40% de la producción total y el petróleo alrededor de un 20%) y tener un horizonte de autoabastecimiento. Argentina está comenzando a transitar este camino que le permitirá resolver sus necesidades energéticas y recuperar el autoabastecimiento.

Las estimaciones sobre el potencial

María Isabel Sanchez

Una formación conocida en Neuquén La formación Vaca Muerta tiene características muy valoradas por los expertos: cubre una superficie de 30.000 km2, de los cuales YPF posee la concesión de más de 12.000 km2. Esta formación tiene tres propiedades geológicas que la convierten en una formación de shale de clase mundial: su tamaño, su espesor y su contenido de riqueza orgánica.

Por otro lado, el shale de Vaca Muerta tiene ventajas como: • La diferencia de profundidad entre los recursos y los acuíferos.

• El espesor de la columna litológica forma una barrera impermeable que aisla la zona de interés.

• Se encuentra alejado de los centros urbanos.

El shale se conoce a nivel internacional desde 1913

y se sabe de la existencia de ese tipo de formaciones en la Argentina desde la década de los setenta. Antes su producción era inviable, ya que no se contaba con la tecnología necesaria para hacerlo. Innovaciones más recientes facilitaron una combinación de prácticas que ahora permiten extraer recursos de formaciones de shale de manera sustentable.

Esa tecnología especial consiste fundamentalmente en la inyección de agua y arena a alta presión en los pozos, para facilitar que el hidrocarburo alojado en la roca generadora fluya hacia la superficie, para su puesta en producción.

El proceso desde la perforación de un pozo hasta su puesta en marcha lleva de 50 a 100 días y el pozo queda en producción entre 20 y 40 años.

de shale gas y shale oil en la Argentina abren un nuevo panorama energético.

Según un informe publicado por la Administración de Información Energética (EIA) del Departamento de Energía de Estados Unidos, la Argentina ocupa el segundo lugar en el mundo en recursos no convencionales (shale) de gas y el cuarto en petróleo. Esto permitiría garantizar el autoabastecimiento energético por, al menos, los próximos 50 años.

En algunas zonas de los Estados Unidos, como el estado de Pennsylvania, el shale se encuentra a cientos de metros de profundidad, cercano a los acuíferos de agua dulce, lo que obliga a tener un especial cuidado durante las operaciones de estimulación de los pozos.

En Argentina, en cambio, la profundidad del shale es mayor a los 2.000 metros, muy por debajo de los acuíferos de agua dulce. Adicionalmente, entre el shale y los acuíferos existe una barrera resistente (otras formaciones de roca) que separa al acuífero de la zona de producción de los hidrocarburos.

Durante la perforación de los pozos se atraviesan acuíferos. Para efectuar la operación se utiliza una tecnología similar, probada en la perforación de pozos convencionales, experimentada por la industria desde hace varias décadas.

Otra diferencia fundamental es la ubicación geográfica del shale: en algunos lugares de Estados Unidos, como el estado de Texas, el desarrollo del shale se realiza cerca de ciudades densamente pobladas, lo que implica preparaciones especiales para la adecuación de caminos, infraestructura y locaciones, entre otros cuidados.

La Argentina tiene la particularidad de que las formaciones no convencionales se encuentran en su totalidad alejadas de los centros urbanos. Esto representa una ventaja con respecto a otros países, ya que el estar lejos de las ciudades facilita el desarrollo de los recursos.

Seguridad La industria petrolera tiene un marco regulatorio nacional. A su vez, las provincias tienen sus propias regulaciones, que son de particular importancia porque se adaptan a las condiciones geográficas locales. La producción de shale, al igual que todos los procesos de pro-

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LOS YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES REPRESENTAN UN NUEVO DESAFÍO QUE CAMBIA LOS PARADIGMAS EN LA INDUSTRIA PETROLERA.

SE USARÁ EL 0,1% DEL CAUDAL DE LOS RÍOS

ducción del sector petrolero, se ajusta a las regulaciones vigentes y a las normas para el cuidado de la salud, la seguridad y el medio ambiente.

También la propia industria petrolera tiene, a nivel internacional, prácticas para una mejora continua. El American Petroleum Institute (www.api.org) cuenta con un programa aprobado por el Instituto Nacional Norteamericano de Normas (ANSI), que acredita una larga historia en la elaboración de normas técnicas, prácticas y documentos de orientación para las operaciones petrolíferas y gasíferas. El API posee documentación específica que proporciona una guía concreta para la práctica responsable.

Impacto ambiental A su vez, la tecnología aplicada para la producción de shale posee grandes niveles de exigencia, lo que otorga a la operación los más altos estándares de seguridad para evitar los riesgos ambientales.

La intensidad sísmica en la operación es cien mil veces menor que las detectadas por el ser humano, por lo cual no existe riesgo asociado de actividad sísmica.

Además, la producción impacta menos en la superficie que otras formas de producción de energía, como la solar y la eólica. La razón reside en que se perforan varios pozos desde una misma locación y que esa operación, compleja desde el punto de vista del desarrollo industrial, se produce a más de dos mil metros de profundidad.

Esta actividad emplea un 99,5% de agua, que es reutilizada; arena y apenas un 0,5% de aditivos en promedio. Estos aditivos se utilizan en productos de uso doméstico y en aplicaciones comerciales: cloruro de sodio (utilizado en sal de

mesa), sales de borato (en cosméticos), carbonato de potasio (en detergentes), goma guar (en los helados), alcohol isopropílico (utilizado en los desodorantes).

Según YPF, el desarrollo del shale implica una actividad sostenida que requiere la utilización de mano de obra capacitada, fortalecimiento de proveedores locales y aplicación de tecnología de punta, lo cual genera un ciclo virtuoso de crecimiento y desarrollo de las economías regionales.

El impacto en la generación de empleo es muy significativo. Sólo el desarrollo de un cluster de shale, que abarca una superficie de 290 km2, implica la creación de 1.600 puestos de trabajo directos y casi 5.000 indirectos.

Fuente: ypf.com

TRATAN EL AGUA DE RETORNO El agua que devuelven las formaciones no convencionales, denominado flowback, es uno de los aspectos ambientales más críticos y que más temor causa entre quienes se ponen a la explotación de este tipo de yacimientos.

Para encarar ese problema, la empresa Nalco Champion lanzó el primer equipamiento fabricado en la Argentina para el tratamiento del flowback. El equipo está instalado en Aguada federal, donde Gas y Petróleo del Neuquén (G&P) perforó su primer pozo en Vaca Muerta.

Al ser móvil, el equipo permite hacer el tratamiento pozo por pozo del flowback proveniente de las fracturas hidráulicas. YPF también planea instalar una planta de tratamiento pero de mayor envergadura para tratar el agua de Loma Campana, donde perfora el piloto de shale oil junto a Chevron.

Otro de los temas preocupantes es el abastecimiento del agua, que hoy se saca en su mayoría del río Neuquén. En ese sentido, la Provincia impulsa el proyecto Red Azul que consiste en montar un sistema de ductos para que el Estado pueda vender el agua en bloque. La idea es que los acueductos lleguen a reservorios desde donde se abastecerá a los yacimientos. Desde la Gobierno destacan que de esa forma se evitará la polución del transporte a través de camiones y la apertura de caminos en el campo.

El agua utilizada para el desarrollo de recursos no convencionales es captada de los cursos de agua de la superficie y representa un porcentaje ínfimo del caudal.

Un ejemplo es el desarrollo de recursos no convencionales en la cuenca neuquina, que consumirá sólo el 0,1% del caudal de los ríos de Neuquén; esto representa volúmenes muy inferiores a los utilizados para el consumo agropecuario en la provincia, según las estimaciones de YPF. El agua utilizada es manejada de diversas maneras cumpliendo con todas las regulaciones y el cuidado ambiental durante el proceso. Las regulaciones para el uso, tratamiento y reutilización de aguas son rigurosas, y se realizan controles por parte de las autoridades medioambientales de aplicación a nivel provincial y nacional.

Adicionalmente a esto, desde la petrolera nacional destacan que en Argentina no hay posibilidad de que el agua utilizada se mezcle con los acuíferos. Las perforaciones se realizan entre 2.000 y 4.000 metros de profundidad, y a más de 2.000 metros por debajo de las napas, ubicadas por lo general a profundidades menores a 300 metros.

Por lo tanto, no hay posibilidad de comunicación física entre las formaciones de shale y los acuíferos, señalan los expertos.

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EL DESARROLLO DE LOS YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES ES POSIBLE, PERO SE NECESITA MÁS INFORMACIÓN PARA CONOCER SU VERDADERO POTENCIAL.

El Estado como punta de lanza

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l desarrollo de los no convencionales es factible, pero para ello se requiere de más información basada en datos locales, lo que permitirá brindar mejores y más confiables estimaciones acerca de volúmenes de hidrocarburos recuperables, la productividad inicial de los pozos, las tasas de extracción y declinación, las producciones de agua de pozo y los posibles impactos ambientales, permitiendo así generar un mayor conocimiento sobre el manejo de este recurso y, a partir de ello, adaptar y/o diseñar marcos regulatorios y de promoción que propicien el desarrollo del shale.

Alcanzar este objetivo requiere de un plazo no menor de 5 a 10 años, con un final abierto hasta no tener resultados concretos y tangibles de la explotación de los no convencionales. Por lo tanto, diversificar la ampliación de la oferta de hidrocarburos es uno de los caminos a seguir. Para ello, el Estado a través de su empresa nacional YPF no sólo debe incursionar en el shale, sino que además debería ser punta de lanza en la exploración de las cuencas conocidas y de las demás cuencas que aún no están en producción.

Debería además implementar mejoras productivas tendientes a incrementar la tasa de recuperación de los pozos actualmente en producción, reactivar la explotación secundaria y terciaria (de donde provendrían buena parte de los recursos convencionales aún no explotados) e incursionar en la exploración/ explotación de hidrocarburos en el exterior a fin de aprovisionar con petróleo o gas producido fuera del país los faltantes de oferta. Estas medidas a implementar por el lado de la oferta per-

María Isabel Sanchez

masiva y sostenida en el tiempo, programas como el Pronuree o iniciativas concretas orientadas a disminuir los consumos específicos del sector transporte o promoviendo el uso de medios de transporte masivo o impulsando el uso del ferrocarril en el transporte de cargas).

En todos estos casos se deberían establecer metas e indicadores de perfomance. También debería promoverse la sustitución energética, tanto en la demanda final de energía (a través de la penetración de renovables en usos calóricos, por ejemplo) como en la oferta (con una mayor participación de la hidroenergía, la energía nuclear y de las renovables), y creando conciencia en la ciudadanía sobre la importancia de la energía, creando campañas y planes que fomenten el uso racional.

Todas estas medidas posibilitarían disminuir la presión sobre la demanda de hidrocarburos y además ampliar la oferta. Argentina debería convertir esta debilidad que hoy se presenta desde el punto de vista del abastecimiento hidrocarburífero en una fortaleza, sentándose a definir y diseñar una política energética que permita superar la situación actual y generando las bases para construir una matriz energética diversificada y sustentable.

mitirían morigerar el impacto sobre la balanza de pagos de aquí al 2020, año en el que se recuperaría el autoabastecimiento, tanto en gas como en petróleo, si se siguiera dicho escenario.

No obstante, para llegar a lograrlo y

mantenerlo se deberían invertir de aquí al 2030 unos 200.000 millones de dólares durante dicho período (140.000 millones de dólares en el caso del petróleo y 60.000 millones de dólares en el caso del gas natural).

Es por ello que además de estas medidas deberían implementarse otras, desde el punto de vista de la demanda. En ese sentido, el Estado debería tener una actitud proactiva en el campo de la eficiencia energética (poniendo en marcha en forma

Conclusiones del trabajo “Shale oil y shale gas en Argentina. Estado de situación y prospectiva”, realizado por el ingeniero en petróleo e investigador de la Fundación Bariloche Nicolás Di Sbroiavacca.

El autor retrata un profundo escenario de las cuencas no convencionales en la Argentina y su posible desarrollo, que se puede encontrar en la web http://www.fundacionbariloche.org. ar/fundacion_noticias.php.

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SEGÚN EL ÚLTIMO INFORME DE LA EIA, EL PAÍS OCUPA EL SEGUNDO LUGAR EN EL RANKING DE RESERVAS DE SHALE GAS, DETRÁS DE CHINA.

Argentina desplazó a EE.UU.

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l país desplazó a Estados Unidos del segundo lugar en reservas de shale gas y ya ocupa el cuarto puesto a nivel mundial en reservas de shale oil, según un informe de la Energy Information Administration (EIA, por sus siglas en inglés). Las reservas mundiales de shale gas, en tanto, se incrementaron un 10% con respecto a 2011, con una participación del 32% en las reservas totales de gas natural en el mundo, mientras que el shale oil abarca un 10% de los stocks globales, con una estimación de 345.000 millones de barriles. La EIA elaboró un primer documento basado en las existencias de shale gas en abril de 2011.

Sin embargo, el reporte de este año es el primero enfocado también hacia las reservas de shale oil.

Sobre Argentina, el organismo señaló que las reservas “técnicamente recuperables” mediante la técnica de fracking (método de extracción para hidrocarburos no convencionales) ascienden a 27.000 millones de barriles de petróleo, mientras que las de gas alcanzan los 22.710 billones de metros cúbicos.

Estas cifras posicionan al país segundo a nivel mundial detrás de China y por delante de Argelia y EE.UU., tercera y cuarta respectivamente.

Con respecto al shale oil, los cinco primeros puestos son ocupados por Rusia, Estados Unidos, China, Argentina y Libia.

“Argentina tiene potencial de shale oil y shale gas de clase mundial, posiblemente el de mayor prospectiva por fuera de Norteamérica”, señaló el

informe de la EIA. Entre las cuencas destacadas, la EIA identifica a la cuenca neuquina -sede de los yacimientos de Vaca Muerta y Los Molles- con una producción diaria de entre 180 y 600 barriles y “significativos programas de exploración y una producción comercial en etapa temprana” por parte de compañías como Apache, EOG, ExxonMobil, Total, YPF y otras empresas más pequeñas.

También se identifican otras tres cuencas de importancia: Golfo San Jorge (norte de la provincia de Santa Cruz y sur de Chubut), la Austral-Magallánica (Santa Cruz y Tierra del Fuego) y la cuenca de Paraná, que se extiende desde el sur de Brasil e incluye las provincias de la Mesopotamia hasta Córdoba y Santa Fe.

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AFP

La oportunidad para un gigante sediento

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l pueblo de Xinchao, en la provincia de Zhejiang en el este de China, es el epicentro de un audaz plan del gobierno comunista para abastecerse de una fuente de energía más limpia que la quema de carbón: el shale gas.

Este año la Royal Dutch Shell recibió la aprobación oficial de su asociación con Sinopec, empresa de propiedad estatal en la provincia occidental de Sichuan. Se espera que después de la fase de prueba inicial de perforación se pueda pasar a la producción de gas comercial en unos pocos años.

La idea de China es pasar de ser un principiante absoluto a uno de los mayores productores mundiales de gas de esquisto en menos de una década.

La polución del aire en ese país se ha vuelto tan visible que las autoridades se han visto obligadas a reducir la utilización el carbón, utilizado en el 70 por ciento de las centrales eléctricas.

El shale gas es una gran oportunidad para reducir la polución, y China cuenta con la mayor cantidad de recursos de ese tipo en el mundo.

En EE.UU. el gas natural proveniente de formaciones shale produjo una verdadera revolución energética en los últimos ocho

años. Pero al país le tomó 60 años y decenas de miles de pozos para alcanzar su producción actual de alrededor de 170.000 millones de metros cúbicos al año.

China espera pasar de no producir

nada a superar la mitad de la tasa de producción de EE.UU. en menos de una década, hasta alcanzar los 100.000 millones de metros cúbicos en 2020.

La gran desventaja del país asiático es la escasez de infraestructura como gasoductos, plantas de tratamiento, redes, instalaciones petroleras.

A ello se suma un problema aún más difícil de sortear. El alto volumen de agua necesaria para el fracking será un gran desafío para un país que ya tiene una grave escasez.

Además, los costos de extracción serán mayores. Mientras las formaciones de Estados Unidos se encuentran a unos 2.000 metros de profundidad, y en Argentina entre los 2.000 y 3.000, en China son mucho más profundos, hasta de 4.000 metros.

En marcha Sin embargo, algunos resultados preliminares son auspiciosos. Un área piloto de la multinacional Sinopec logró una producción promedio por pozo de 150 mil metros cúbicos diarios en la zona del proyecto, que está ubicada en el distrito Fuling (suroeste de China).

“El país debe construir más zonas piloto para el desarrollo del gas de esquisto, intensificar la investigación tecnológica y la producción de equipo doméstico, así como ofrecer más apoyo gubernamental al sector”, sostuvo la empresa.

De acuerdo con el plan de gas de esquisto 2011-2015, China tiene planeado producir 6.500 millones de metros cúbicos de gas de esquisto anualmente para el año 2015.

Según la Administración de Información de Energía de EE.UU., China tiene 1.100 billones de pies cúbicos de gas de esquisto recuperable. Le sigue Argentina con 802 TCF. China también tiene la tercera mayor reserva de petróleo de esquisto del mundo en 32 mil millones de barriles.

Para que la economía de China pueda seguir creciendo necesita alimentar un enorme apetito de energía. Por ello, el futuro de la industria global del shale gas dependerá de que haga el mayor consumidor de energía del mundo.

Aunque se ha limitado la información pública sobre los avances, se estima que China ha perforado unos 100 pozos de exploración en los últimos años.

En junio de este año, Pekín anunció un aumento de precios del gas de al-

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PARA BAJAR LA CONTAMINACIÓN POR LA QUEMA DE CARBÓN Y REDUCIR LAS IMPORTACIONES, BUSCAN EXPLOTAR LAS GRANDES RESERVAS DE SHALE GAS.

SHELL TOMÓ LA PUNTA rededor de 8 dólares el millón de BTU, con lo cual el precio está cerca del nivel de equilibrio que necesita el shale en su desarrollo inicial.

El acceso de los operadores extranjeros es limitada, ya que no se les permite comprar directamente las licencias para explotar las formaciones no convencionales.

1.100 TRILLONES DE PIES CÚBICOS (TCF) SON LOS RECURSOS ESTIMADOS DE SHALE GAS QUE TIENE CHINA. SE TRATA DE LOS MAYORES DEL MUNDO. EN SEGUNDO LUGAR ESTÁ ARGENTINA, CON 802 TCF.

Shell y la estatal Sinopec Corp están perforando pozos de exploración para probar el potencial del shale en el centro de China, donde se ha hecho muy poco en cuanto a prospección petrolera. El potencial chino atrajo a empresas internacionales como Shell, Exxon Mobil, Chevron, Eni y Total, pero Shell fue el primero en conseguir un contrato de producción compartida.

El acuerdo de estudio conjunto en el bloque XEX se celebró en junio de 2012, pero no se ha mantenido en la confidencialidad.

En agosto se completó un pozo pero fue sellado después de los resultados de la fracturación hidráulica ya que no eran muy satisfactorios.

Shell y Sinopec están perforando el segundo pozo, Engye-1, y tienen un tercero previsto. Sinopec es el operador del proyecto.

China, todavía en las primeras etapas del desarrollo del combustible, ha perforado menos de 150 pozos de exploración, sobre todo alrededor de la cuenca de Sichuan, en el suroeste de ese país.

Por otro lado, en la misma zona Shell está realizando perforaciones de evaluación del bloque Fushun-Yongchuan en asociación con la estatal PetroChina. Intentan iniciar su producción comercial a partir de 2014.

Shell estima que gastará este año unos mil millones de dólares para explorar el shale gas chino.

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LA REVOLUCIÓN DEL SHALE EN NORTEAMÉRICA YA IMPACTÓ EN LA ELITE DE LA INDUSTRIA, AL IMPULSAR A VARIAS EMPRESAS MEDIANAS Y PEQUEÑAS.

El shale ya modificó el ranking de las 50 petroleras más grandes

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LAS GIGANTES SAUDI ARAMCO, NIOC, EXXON MOBIL, CNCP, PDVSA, BP, ROYAL DUTCH SHELL, GAZPROM, CHEVRON Y TOTAL INTEGRAN EL TOP TEN.

n la última edición de su "Ranking Anual sobre las 50 empresas de petróleo más grandes del Mundo", la consultora especializada Energy Intelligence destacó que la revolución del shale en Norteamérica ya impactó en la elite de la industria, al impulsar a varias empresas medianas y pequeñas dedicadas a la explotación de no convencionales.

Como una nueva prueba del efecto del gas y petróleo de esquisto en el mercado mundial, esta empresa global, referente en el análisis del mercado y de la actividad petrolera, indica que es muy posible que esta tendencia se mantenga en los próximos años.

Así, contrapone los resultados favorables y el dinamismo de estos pequeños jugadores pioneros en el shale con estancamiento de las grandes petroleras globales.

Por ejemplo, mientras Chesapeake irrumpió en el ranking por primera vez y Apache, Devon, Occidental y Anadarko mostraron sólidas ganancias, Chevron y Total bajaron en la lista y Exxon Mobil, BP y Royal Dutch Shell se detuvieron.

“Si bien el boom del shale y el tight es el factor clave en el ascenso de estas empresas de upstream, su buena performance se debe también a su ágil capacidad de respuesta a las señales del mercado y opciones de riesgo/re-

compensa. Además, las empresas como Conoco, Marathon, Hess y Murphy Oil han comenzado a alejarse de las operaciones de refinación para concentrarse en el upstream.

A esta lista de jugadores exitosos se podrían añadir empresas canadienses en

ascenso como Suncor y Canadian Natural Resources -incluidas en el ranking- que también se benefician del desarrollo no convencional en América del Norte”.

El top ten De todas formas, las gigantes Saudi

Aramco, NIOC, Exxon Mobil, CNCP, PDVSA, BP, Royal Dutch Shell, Gazprom, Chevron y Total encabezan el listado de compañías.

De ellas, varias están ya embarcadas en proyectos de no convencionales a lo largo y ancho del globo.

Por ejemplo, Chevron se sumó al primer piloto de shale oil en marcha en Vaca Muerta junto con la petrolera nacional YPF. Además, en la formación neuquina ya realizan pozos exploratorios Total, Exxon y Shell, entre otras. Gazprom avanza con perforaciones en Rusia, buscando ser pionera en el mercado Europeo, que aún duda sobre sumarse al boom.

Energy Intelligence es una de las empresas líderes en información, análisis e investigación sobre el mercado energético. también es sede de varios eventos clave para la industria, incluyendo la prestigiosa Conferencia Oil & Money, de la que participó el pasado octubre Miguel Galuccio y en donde el CEO de YPF adelantó que “la revolución energética producida por el desarrollo de los no convencionales en los Estados Unidos puede ocurrir en los próximos años en la Argentina”.

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EL SENADO PRESENTÓ UN PROYECTO PARA PONER FIN AL MONOPOLIO DEL ESTADO EN LA INDUSTRIA PETROLERA. VAN EN CAMINO HACIA EL LIBRE MERCADO.

Cambio histórico en el petróleo mexicano

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AFP

l Senado mexicano dio a conocer un histórico proyecto de ley de energía la semana pasada que va más allá de lo esperado para poner fin al monopolio del Estado sobre la industria petrogasífera.

Tras meses de negociación entre el gobernante Partido Revolucionario Institucional (PRI) y el mayor conglomerado opositor, el Partido de Acción Nacional (PAN), por fin se despachó el proyecto de ley al Senado. El PAN, alineado a la derecha del espectro político, se estaría saliendo con la suya con un proyecto de ley proclive al mercado.

La legislación, que actualmente se analiza en las comisiones del Senado, admitiría una serie de contratos de exploración y producción, además de licencias, producción compartida y reparto de utilidades. El único mecanismo que seguirá prohibido será la concesión.

El extenso documento de 300 páginas estipula que “en cualquier caso, los hidrocarburos en el subsuelo son propiedad de la nación” y todos los contratos futuros entre el Estado y los privados reforzarán aquello.

No obstante, el cambio más importante introducido desde que el presidente Enrique Peña Nieto presentara su propuesta energética en septiembre pasado es que los privados sí tendrían derechos a los hidrocarburos sobre boca de pozo.

Las concesiones y contrataciones estatales en todas las actividades en los sectores midstream y downstream también estarían permitidas en virtud de la normativa propuesta.

de Petróleo.

El organismo recaudará todos los ingresos públicos y privados del petróleo adeudados al Estado y enviará la mayor parte a las arcas del gobierno para financiar el presupuesto nacional, pero invertirá el remanente.

El fondo, que tendría a Banco de México como fiduciario, separaría a la Secretaría de Hacienda y Crédito Público de la industria petrolera.

la creación de valor económico.

En virtud de la propuesta de ley se le otorgará a la empresa estatal -expuesta históricamente a los caprichos políticosuna nueva autonomía y se sometará a reestructuración para cumplir con los estándares internacionales de la industria.

Como firma estatal, se le dará derecho prioritario sobre todas las actividades de exploración y producción. El Estado llevará a cabo una “ronda cero” en la cual Pemex reivindicará sus derechos en ciertas áreas geográficas. Las áreas no reservadas por Pemex se abrirán a nuevos esquemas contractuales.

Cambia Pemex El proyecto de ley recalca la transformación de la petrolera estatal mexicana Pemex en una “empresa pública productiva” cuyo objetivo primordial será

Fondo petrolero Uno de los mayores aciertos del PAN en el proyecto es la creación del fondo soberano para administrar los ingresos del petróleo, denominado Fondo Mexicano

AFP

300

PÁGINAS TIENE EL PROYECTO, QUE ESTIPULA QUE “LOS HIDROCARBUROS EN EL SUBSUELO SON PROPIEDAD DE LA NACIÓN”.

Organismos de control Sin embargo, el PAN no consiguió lo que quería en regulación, pues había solicitado que los reguladores energéticos CRE y CNH se convirtieran en organismos constitucionalmente autónomos.

A los reguladores se les otorgará nueva autonomía en el proyecto de ley, sólo que no a nivel constitucional. También asumirán nuevas responsabilidades.

La CRE regulará y gestionará las contrataciones y concesiones en todas las actividades midstream y downstream.

En tanto, la CNH será el organismo técnico a cargo de administrar los contratos de exploración y producción, junto con la Secretaría de Energía (Sener).

El proyecto de ley también dispone de la creación de otros reguladores: la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, el Centro Nacional de Información de Hidrocarburos y el Centro Nacional de Control de Gas Natural.

La legislación pondría fin al monopolio estatal y permitiría contratar a privados. Los detalles del nuevo sector petrolero mexicano no estarán garantizados hasta que el próximo año se presente la legislación secundaria.

Fuente: BNAmericas.

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PARA EL AÑO PRÓXIMO EL GOBIERNO NEUQUINO ESPERA QUE EMPIECE A REPUNTAR LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DE LA MANO DEL SHALE OIL.

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e acuerdo a la actualización de datos sobre existencias hidrocarburíferas a escala planetaria llevada a cabo por la británica BP, los venezolanos retuvieron por segundo año consecutivo la corona en el sector petrolero, mientras que hay un nuevo campeón en el gasífero, ya que Irán sobrepasó a Rusia.

La edición 2013 del “Statistical Review of World Energy” puntualiza que, gracias a los avances tecnológicos que viabilizan la extracción de su crudo pesado, Venezuela tiene reservas probadas por 297.600 millones de barriles de petróleo, 31.700 millones por encima de su escolta, Arabia Saudita, que cuenta con 265.900 millones de barriles, consignó la revista Petroquímica.

Luego se ubican Canadá (con 173.900 millones), Irán (157.000 millones) e Irak (150.000 millones). Completan el top ten Omán (101.500 millones), Emiratos Árabes Unidos (97.800 millones), Rusia (87.200 millones), Libia (48.000 millones) y Nigeria (37.200 millones), en ese orden.

La Argentina, por su parte, se ubica en el 30⁰ puesto del ranking –a la par de Siria–, con reservas por 2.500 millones de barriles.

De acuerdo con el informe, hoy el planeta alberga un total de 1.670.000 millones de barriles; es decir, un 1% más que la temporada pasada. Este volumen sería suficiente como para cubrir las necesidades mundiales (de mantenerse el actual ritmo de producción) durante los próximos 53 años.

Nuevo puntero En cuanto al gas natural, Irán dio la gran sorpresa al llegar a un volumen de reservas probadas por 33,6 billones de metros cúbicos (m³), superando de ese modo al anterior líder, Rusia, que dispone de 32,9 billones de m³.

Ambas naciones figuran por encima de Qatar (25,1 billones), Turkmenistán

Venezuela mantiene el liderazgo mundial en reservas de crudo

(17,5 billones) y Estados Unidos (8,5 billones). Siguen en el listado Arabia Saudita (8,2 billones), Emiratos Árabes Unidos (6,1 billones), Venezuela (5,6 billones), Nigeria (5,2 billones) y Argelia (4,5 billones).

La Argentina recién figura en la 35⁰ colocación –compartida con Bolivia,

Brunei y Siria–, al disponer del equivalente a 0,3 billones de m³.

BP redujo sustancialmente su estimación de reservas mundiales de gas natural, que por estos días oscilan en torno a los 187,3 billones de m³, un 10% menos que un año antes. Así, el planeta tendría cubiertos sus requeri-

mientos por 56 años.

El principal productor Tener las mayores reservas no implica necesariamente explotarlas al máximo. De hecho, ni Venezuela ni Irán lideran la extracción planetaria de petróleo y gas.

El principal productor petrolero es Arabia Saudita, que extrae 11,5 millones de barriles diarios. Luego se posicionan Rusia (con 10,6 millones), Estados Unidos (8,9 millones), China (4,1 millones), Canadá (3,7 millones), Irán (3,7 millones), Emiratos Árabes Unidos (3,4 millones), Kuwait (3,1 millones), Irak (3,1 millones) y México (2,9 millones).

El país gobernado por Nicolás Maduro recién aparece en la 11ª ubicación, con 2,7 millones de barriles por día.

En el campo gasífero, el productor número uno es Estados Unidos, con 681,4 millones de m³. Le siguen Rusia (con 592,3 millones), Irán (160,5 millones), Qatar (157 millones), Canadá (156,5 millones), Noruega (114,9 millones), China (107,2 millones), Arabia Saudita (102,8 millones), Argelia (81,5 millones) e Indonesia (71,1 millones), en ese orden.

Según Bob Dudley, CEO de BP Group, la última edición del “Statistical Review of World Energy” resalta, más que nada, la enorme flexibilidad con la que el mercado energético se adapta a los cambios que siguen registrándose en la economía mundial.

“Se observa una ralentización en el crecimiento del consumo de energía, lo cual se vincula en gran medida con la desaceleración económica, pero también con un crecimiento generalizado de la eficiencia en el uso energético. Al mismo tiempo, la oferta se sigue diversificando y cada vez más países están incrementando su aporte al suministro global”, indicó Dudley.

Además, aseguró que Estados Unidos se afianzó como el mayor productor hidrocarburífero del planeta, sobre todo en virtud de sus recursos no convencionales, al tiempo que las interrupciones en el abastecimiento de crudo que tuvieron lugar en algunas zonas de Medio Oriente y África pudieron ser compensadas por una mayor producción de otros miembros de la OPEP.

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DÍA DEL PETRÓLEO | SUPLEMENTO LMN Viernes 13 de diciembre de 2013

TOTAL, PAE Y WINTERSHALL DESTINARÁN 1.000 MILLONES DE DÓLARES PARA INYECTAR MÁS GAS DESDE VEGA PLÉYADE Y CARINA ARIES.

Retoman el desarrollo del offshore

U

tros cúbicos de gas por día, hasta llegar a un máximo de 10 millones de metros cúbicos.

n consorcio petrolero operado por la firma Total anunció una inversión de 1.000 millones de dólares para el desarrollo del yacimiento offshore de gas Vega Pléyade, y sumar pozos adicionales en el yacimiento Carina, ambos en la Cuenca Marina Austral frente a las costas de Tierra del Fuego.

Total Austral será el operador de los proyectos con el 37,5 por ciento de participación; junto a Wintershall Argentina, con el 37,5 por ciento; y Pan American Energy, con el 25 por ciento restante.

Las proyecciones sobre la mayor producción que significará la entrada en producción de los dos proyectos fue estimada en 7,5 millones de metros cúbicos de gas por día, lo que se sumará a los 18 millones que actualmente produce el prolífico yacimiento.

También Carina La inversión estimada en unos 1.000 millones de dólares se dividirá en 850 millones para Vega Pléyade y otros 150 millones para Carina, yacimientos que forman parte de la concesión Cuenca Marina Austral 1 (CMA-1), operada por Total Austral y sus socios desde 1978.

El director de Total Exploración-Producción Américas, Ladislas Paszkiewicz, subrayó que el consorcio tomó “la decisión final de inversión para iniciar el desarrollo del yacimiento de gas Vega Pléyade, ubicado costa afuera de la provincia de Tierra del Fuego”.

El yacimiento será desarrollado a través de una plataforma de 50 metros de profundidad y conectada a través de un gasoducto de 77 kilómetros de ex-

tensión (72 de ellos submarinos) hasta las instalaciones de tratamiento en las costas de Río Cullen y Cañadón Alfa, que se encuentran actualmente en opera-

ción.

Vega Pléyade entrará en producción en el tercer cuatrimestre de 2015 para aportar en su inicio 6 millones de me-

Más gas Para el año próximo Total Austral y sus socios anunciaron que realizarán una campaña de perforación de nuevos pozos, también costa afuera de Tierra del Fuego, para reforzar el potencial de producción del yacimiento Carina, en producción desde 2005, lo que permitirá aportar más de un 1,5 millones de metros cúbicos por día.

Paszkiewicz aseguró que “este desarrollo confirma el compromiso del Grupo Total y sus socios a seguir constribuyendo con el abastecimiento de gas del país a largo plazo, como lo viene realizando desde hace más de 35 años.”

La producción de Vega Pléyade, junto con la de otros yacimientos operados por Total Austral en la zona, permitirá optimizar el abastecimiento de las plantas de tratamiento que ya se encuentran en operación allí.

El consorcio también prevé conectar un pozo submarino en la concesión Leo al gasoducto que se construirá hasta Vega Pléyade, a fin de obtener una producción adicional de 1 MMm³/día de gas.

En paralelo, la Nación concedió a esas compañías tres áreas de la plataforma continental marina. Las concesiones son por 25 años y prorrogables.

Se trata de Carina Norte, de 165,45 kilómetros cuadrados; Carina Sudeste, de 133 kilómetros cuadrados; y Leo, de 59,22 kilómetros cuadrados.

Por otra parte, se entregó por 25 años el lote Tauro-Sirius a Total y Eni Argentina.

SE BUSCAN PLATAFORMAS El consorcio utilizará una plataforma (jacket y topside) que pesa 26.000 toneladas. Tenderán un gasoducto submarino de 77 kilómetros de extensión, con un diámetro de 24 pulgadas.

Para su instalación se precisan barcos especializados con grúas de gran porte y preparados para la instalación de caños de gran diámetro, que pueden operar en condiciones meteorológicas y oceanográficas extremas y comparables con las del Mar del Norte.

El barco de instalación llegará a fines de 2014 y su trabajo demandará hasta seis meses.

Luego estarán en condiciones de realizar los pozos. Para ello se necesita una plataforma de perforación tipo Mar del Norte (heavy duty jack up) que pueda posicionarse sobre la plataforma de producción, junto con medios logísticos de apoyo (tres barcos y helicópteros). En Vega Pléyade, la plataforma podría comenzar la perforación no antes de mediados de 2015.

En Carina Aries se prevé hacer tres pozos, tarea que comenzará en los primeros meses del año próximo si hay disponibilidad de equipos.

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Día del Petróleo | SUPLEMENTO LMN Viernes 13 de diciembre de 2013

La encrucijada de los subsidios

E

l Gobierno buscaría avanzar rápido con una corrección en el esquema de tarifas con el fin de achicar subsidios que rondan los 60.000 millones de pesos anuales y generan una fuerte necesidad de divisas para importar, generando al país “limitantes estructurales”, según un estudio privado.

El trabajo de la consultora Ecolatina señala que la demanda creció en línea con el ciclo económico, pero la producción de los principales insumos de la matriz energética viene cayendo año tras año. El informe destaca que este escenario hace que “el crecimiento sea cada vez más vulnerable y dependiente de la capacidad de importar combustibles, más aún con actual déficit energético”.

La producción de hidrocarburos se encuentra fuertemente ligada a los elevados precios internacionales, por lo que se debe destinar una mayor parte del excedente agropecuario a la compra de combustibles.

Debido al retraso de las tarifas energéticas, el peso de los subsidios al sector erosionan las cuentas fiscales.

El estudio considera que el país “no está en un callejón sin salida: se podría dar alivio y mejorar el horizonte hidrocarburífero en forma relativamente rápida si se otorgan señales de precios, lo que requerirá de una administración adecuada del consumo y medidas paliativas por parte del Estado”.

La producción primaria de energía en la Argentina depende en un 90% de recursos fósiles (petróleo y gas), situándose en niveles muy por encima de la escala mundial (53%).

La importancia de los hidrocarburos dentro del sistema energético local es mucho más amplia, ya que

balanza en rojo Según estimaciones de analistas de la industria, la Argentina cerrará este año con desembolsos de entre 12 y 13 mil millones de dólares para importar combustibles y satisfacer su demanda interna de energía, en medio del déficit que afecta al país después de haber perdido el autoabastecimiento en 2010.

Los integrantes del llamado grupo de los ocho ex secretarios de Energía de la Nación, integrado por Emilio Apud, Julio

César Aráoz, Enrique Devoto, Roberto Echarte, Alieto Guadagni, Jorge Lapeña, Daniel Montamat y Raúl Olocco, alertaron que las importaciones de energía podrían registrar una suba interanual superior al 40% este año, frente a los u$s 9.266 millones que desembolsó el Estado en 2012 para combatir el déficit doméstico.

Y aseguraron que “Argentina paga en sus importaciones importantes sobreprecios”, los cuales deberían “ser objeto de especiales auditorías técnicas”.

Indicaron en su documento que “no haber construido a tiempo infraestruc-

tura portuaria y de almacenamiento y regasificación” generó que el país “hoy sea un importador ineficiente y poco competitivo y transparente de gas natural licuado (GNL)” para abastecer sus necesidades internas.

“Vaya como ejemplo que nuestras importaciones de GNL son realizadas a precios cercanos a los 17 dólares por millón de BTU (unidades térmicas británicas, en inglés), cuando otros países importadores de la región lo hacen a precios notoriamente inferiores, como República Dominicana, con valores cercanos a los 10 dólares por millón de BTU”, sostuvieron.

también dos tercios de la generación de energía eléctrica corresponden a fuentes térmicas.

Tarifas congeladas En los últimos diez años, el congelamiento de tarifas a los servicios energéticos para contrarrestar los efectos de la crisis del 2001 se tradujo en un fuerte incremento del consumo de energía, lo cual obligó al Estado a subsidiar a las empresas prestadoras de servicios energéticos para mantenerlas operativas, garantizar los suministros y cubrir las diferencias en las cada vez más caras importaciones de gas.

La producción de petróleo viene cayendo desde 1998 y la de gas lo hace desde 2004.

La falta de exploración y el agotamiento de los pozos se refleja en la caída de las reservas de hidrocarburos.

La vida útil de los yacimientos de petróleo es de once años, mientras que en el caso del gas son de siete años, valores que se ubican muy por debajo de los registrados apenas unos años atrás.

A lo largo de la década del 90 las reservas aumentaron entre puntas, mientras que desde 2003 cayeron 50% en el caso del petróleo y 12% en el caso del gas.

Esto muestra que en el primer período la producción se abasteció de los nuevos descubrimientos, pero en los últimos años se fueron consumiendo las reservas existentes.

Esta situación le genera al país limitantes estructurales. En primer lugar, se encuentra el problema de la Balanza de Pagos: como consecuencia de la creciente importación de combustibles (creciendo 22% por año entre 2000-2012), el déficit energético es cada vez más abultado (este año

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DÍA DEL PETRÓLEO | SUPLEMENTO LMN Viernes 13 de diciembre de 2013

LOS FONDOS DESTINADOS AL SECTOR ENERGÉTICO ALCANZAN EL 3,1% DEL PBI, UNOS $60.000 MILLONES. EL DÉFICIT ENERGÉTICO COMPLICA LAS ARCAS.

DE VIDO, DURO CON LOS OCHO alcanzaría u$s 6.500 M).

A importar Así, el continuo desfasaje entre producción y consumo de energía hizo que el país pasara de exportador neto (20002010) a importador neto (desde 2011) de combustibles (entre 1966 y 1989 el país fue importador neto).

El sector del petróleo y gas se encuentra atado a los precios internacionales que se mantienen en niveles elevados, debiendo destinar una parte cada vez mayor del excedente agropecuario a la compra de combustible que podría producirse localmente.

En 2005 se destinaba menos del 20% de las exportaciones de soja para importar combustibles mientras que en la actualidad las compras energéticas consumen más de la mitad del aporte del principal complejo agropecuario.

Ecolatina señala que sin correcciones de tarifas en el futuro cercano, el peso de los subsidios será cada vez mayor y erosionarán las cuentas fiscales.

Los subsidios destinados al sector energético alcanzan el 3,1 % del PBI, 60.000 millones de pesos.

“Se podría dar alivio y mejorar el horizonte hidrocarburífero en forma relativamente rápida, si se otorgan señales de precios, lo que requerirá de una administración adecuada del consumo y medidas paliativas por parte del Estado”, indicó Ecolatina.

La consultora estimó que el Gobierno “seguramente aplique correcciones a las tarifas en los próximos meses con el fin de moderar el incremento de los subsidios en 2014”.

Pero advirtió que “esto por sí solo apenas servirá para ganar tiempo si no se acompaña con medidas que apunten a corregir las causas que generaron los desequilibrios de la economía en general y del sector energético en particular”.

Quien recogió el guante de la embestida del grupo de los ocho ex secretarios de Energía fue el ministro de Planificación, Julio De Vido, quien dijo que “nuestro país hubiera ahorrado durante estos años de crecimiento más de 5000 mil millones de dólares por año, si ellos hubieran terminado Yacyretá y Atucha II”.

Además resaltó, que “de haber contado con el gas que, tanto (Alieto) Guadagni como los otros ex secretarios, autorizaban a exportar a precio vil a Chile, cediéndole en transferencia recursos, que equivalen a un quinto del crecimiento del PBI chileno de esos años, nos hubiéramos ahorrado 5 años de importación de GNL, que representan alrededor de 30 mil millones de dólares, siendo un ruinoso negocio para el tesoro nacional”.

“Las mismas empresas que exportaban el gas a 2 dólares luego lo revendían a 29 en Santiago, haciendo fabulosas diferencias al otro lado de la Cordillera, incluso dejaban para cobrar la mayor parte de la carga impositiva en Chile generando un caso de elusión impositiva mayúsculo que debiera ser investigado”, descargó.

“Estos ex funcionarios no sólo dejaron al sector energético sin un horizonte sino que destruyeron lo que había”, sostuvo el titular de la cartera de Planificación.

De Vido subrayó “que Guadagni y sus compañeros asisten a cuanto seminario se celebre para detractar al Gobierno y olvidan mencionar que exportaron energía porque la industria estaba fundida y millones de compatriotas a los que se les cobraban tarifas en dólares mientras estaban sumidos en el desempleo y la pobreza”.

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INTENTARÁ AVANZAR EN EL RECORTE DE SUBSIDIOS ENERGÉTICOS A GRANDES EMPRESAS, PARA LUEGO APLICAR TAMBIÉN UNA QUITA A PARTICULARES.

El Gobierno busca ahorrar 15 mil millones de pesos

T

ras Navidad y Año Nuevo, el Gobierno buscará avanzar en el recorte de subsidios a servicios de luz, agua y gas a grandes empresas, en un intento por ahorrarse unos 15.000 millones de pesos, para luego aplicar también una quita a particulares.

El riesgo es que las empresas trasladen los recortes de subsidios a los precios, lo cual recalentaría aún más la inflación.

En el caso de los usuarios residenciales, la administración nacional tomaría como parámetros la categoría de los barrios y los niveles de ingreso en los hogares para comenzar a reducir las partidas que destina el Estado a subsidiar tarifas.

De todos modos, los primeros en ver recortado este beneficio serán grandes empresas de la talla de los supermercados Coto, Walmart, la cervecera Quilmes, la automotriz Peugeot, la cadena de restaurantes de comidas rápidas McDonald´s e incluso el centro comercial Alto Palermo, según trascendió.

Según la agencia Noticias Argentinas, espera en breve el Gobierno anuncie su decisión de podar los subsidios que reciben este tipo de firmas, en busca de ahorrarse unos 15.000 millones de pesos por año, régimen que entraría en

vigencia a comienzos de 2014.

La Casa Rosada buscaría luego avanzar sobre los particulares, con una quita gradual del beneficio estatal, una vez iniciado el año que viene, tratando de evitar que esa decisión se sume de inmediato a otra medida “antipática” lanzada recientemente, como el recargo del 35 por ciento al turismo en el exterior.

Recorte Al igual que contener el drenaje de reservas del Banco Central -la sangría ya supera los 12.500 millones de dólares en lo que va del año-, aminorar el gasto público en momentos de déficit fiscal en ascenso y elevados niveles de inflación también parece haberse convertido en prioritario para el Gobierno.

Por consiguiente, la administración que preside Cristina Fernández le daría continuidad entre fines de este año y comienzos de 2014 a aquel plan de recorte de subsidios que puso en marcha hace dos años -y luego interrumpió-,

después de la reelección presidencial en los comicios de 2011.

Para el ministro de Economía, Axel Kicillof, “hay gente que tiene salarios elevados y recibe subsidio. Esa es una política que hay que mejorar”.

Subsidio a los ricos De acuerdo con datos del Palacio de Hacienda, el 30 por ciento más rico de los consumidores del país se lleva el 60% de los subsidios que otorga del Estado, por la Casa Rosada considera oportuno reanudar aquellas correcciones vinculadas con la “sintonía fina” de la que hablaba Cristina a comienzos de su segundo mandato.

La clave es cómo hacer para no aplicar un ajuste que afecte a la mayoría de la población.

Trascendió que la idea del Gobierno sería, al menos en un principio, recortar los subsidios tomando como parámetros la categoría de los barrios y el nivel de ingresos de cada hogar, con un piso inicial estimado en 25.000 pesos.

ASEGURAN QUE NO HABRÁ PRECIOS DOLARIZADOS El Gobierno nacional aseguró que la Argentina no volverá a tener precios dolarizados de la energía “como había en mayo de 2003” y dejó algunas dudas sobre cuál será la estrategia con el esquema de subsidios millonarios vigente para luz y gas.

Es que si bien rechazó que esté en marcha un “ajuste”, el jefe de Gabinete, Jorge Capitanich, ratificó que se estudian posibles “recortes” de los subsidios al consumo de servicios públicos en el área energética El ministro de Planificación, Julio De Vido, dijo que se apunta a “reducir el subsidio” a servicios públicos “en aquellos sectores de mayores ingresos”. Indicó que “la política de subsidios no va a cambiar, durante estos años ha habido oportunidades de quita y reducciones, con tipificaciones para no afectar a todo el mundo”.

De Vido dijo que “la política de quitar, reducir o eliminar se va a hacer como se hizo en los últimos años”.

“Lo que no va a haber es

precios dolarizados de la energía como había en mayo de 2003”, señaló el funcionario.

“Sacando a Venezuela y Bolivia, Argentina es el país que tiene los combustibles y todos los tipos de energía más baratos de la región”, manifestó De Vido, y señaló que “el modelo ha mantenido valores populares de los costos de la energía en general”.

Además, reiteró que el país está “camino al autoabastecimiento energético” y advirtió, de cara al verano, que cada vez que haya un corte de luz habrá “una multa” para las distribuidoras.

El titular de Planificación Federal advirtió: “No esperen un tarifazo ni una quita indiscriminada de subsidios, porque no es nuestra política. Lo que vamos a analizar es quiénes pueden tener tarifa sin subsidio y se los vamos a ir quitando”.

Finalmente, señaló que “se anotó un número muy reducido” en el registro de renuncia voluntaria a subsidios que implementó el Gobierno.

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Suben proporción de biodiésel para reducir las importaciones

E

l Gobierno decidió días atrás subir del 8 al 10 por ciento la proporción de biodiésel en el gasoil, con el fin de reducir las importaciones de energía y así llevar alivio a las reservas del Banco Central.

La medida también favorecería a los productores locales del biocombustible, castigados por las barreras de ingreso al mercado europeo.

La proporción obligatoria de biodiésel en el gasoil pasará del 8% actual a 9% en 2014 y 10% en 2015.

El ministro de Planificación, Julio De Vido, anunció la medida y aseguró que no tendría ningún efecto en el costo de los combustibles.

De Vido estimó que la proporción de biodiésel argentino que se vende en el mercado interno pasará del 21% actual a un 33%.

La disposición tendría un doble objetivo: reducir la importación de combustibles y dar un estímulo a productores locales de biodiésel, perjudicados por las barreras no arancelarias que el mercado europeo impuso en represalia por la estatización de YPF. El Banco Central cerró noviembre con una pérdida de u$s 2.132 millones en las reservas.

Esa baja representa una baja del 40% de lo que se había ido en octubre y la peor baja desde 2008.

La industria del biodiésel sufre el impacto del alza de aranceles dispuesta por la Unión Europea, por considerar

Destino estadounidense Estados Unidos se convirtió en el principal destino de las exportaciones de biodiésel argentino, y subirían a partir del cierre del mercado español, sostuvo la consultora Oil World, con sede en Hamburgo, Alemania.

Las exportaciones argentinas de biodiésel tienen ese destino ya que hay una fuerte demanda de Estados Unidos.

Argentina es el mayor exportador de biodiésel del mundo, al que se le cierra el mercado español, pero sin embargo tendría, en parte, una salida en el país del Norte.

Estados Unidos son responsables de las compras de los dos tercios de las ventas al exterior de biodiésel del país, según los registros desde septiembre hasta fin de 2013, afirmó la consultora.

“Una gran parte de las importaciones de biodiésel de Estados Unidos está destinada a la reexportación a los países africanos y asiáticos”, sostuvo Oil World.

que el precio del biodiésel argentino está por debajo del costo de producción, implica el virtual cierre de ese mercado (ver recuadro).

La disputa comercial se inició en mayo, en sintonía con los reclamos de productores europeos por el bajo precio del biodiésel argentino.

En forma provisoria, se aplicó un arancel de entre el 6 y el 10%, un cambio que produjo una brusca caída en la actividad.

De acuerdo con Carbio (Cámara Argentina de Biocombustibles), de 2007 a 2012 las ventas al exterior se multiplicaron por 10 (de 168.365 toneladas a casi 1,6 millones).

En la Argentina hay 29 plantas de biodiésel funcionando, 11 de las cuales son consideradas “grandes”, esto es, que cuentan con una capacidad para producir al menos 200.000 toneladas.

El Gobierno estima que estas medidas significarán un ahorro de unos 50 millones de dólares para la Argentina (según precios actuales).

Cabio expresó su “satisfacción” y “pleno apoyo” a la decisión del gobierno nacional de aumentar el corte de gasoil con biodiésel.

El volumen de aumento establecido en esta etapa representa unas 450.000 toneladas de biodiésel, lo que posibilita diversificar la matriz energética con un producto renovable nacional en su totalidad, precisó la Cámara en un comunicado.

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EN ARGENTINA, LA CUOTA OBLIGATORIA DE BIODIÉSEL EN EL GASOIL PASARÁ DEL 8% ACTUAL A 9% EN 2014 Y 10% EN 2015.

BUEN RENDIMIENTO DEL ETANOL De acuerdo con los ensayos desarrollados por Carbio, se comprobó la “perfecta viabilidad del uso del biodiésel al 20 por ciento en mezclas con

gasoil”.

“El país cuenta con la factibilidad técnica de incrementar el uso de ese biocombustible en transporte general

y público, agro y mayor corte en generación eléctrica de manera sustentable desde lo técnico, ambiental y económico”, estimó el informe.

La Cámara de Alcoholes aseguró que los motores que equipan los automóviles disponibles en el mercado nacional tienen “mejor prestación cuanto mayor es el porcentaje de bioetanol mezclado con cualquiera de las naftas que se ofrecen en los surtidores del país”.

Así se verificó en 205 ensayos realizados en el taller del preparador de motores Orestes Berta por requerimiento de la Cámara de Alcoholes, cuyas pruebas se hicieron con combustible de surtidor mezclado con porcentajes crecientes de bioetanol hasta alcanzar 20 por ciento.

A medida que se aumenta el porcentaje de bioetanol en las naftas se observa una mejora en la calidad de la combustión para todas las marcas y en cualquier condición de marcha, apuntó el estudio.

Además, el relevamiento concluyó que la curva de potencia entregada por el motor ensayado resulta igual o superior a la del combustible de surtidor actual.

En tanto, en todos los porcentajes

de bioetanol experimentados se optimiza el avance de encendido, eliminando el riesgo de detonación con la consecuente disminución de riesgo mecánico para el motor.

Por último, debe considerarse que la mayoría de los motores que equipan los vehículos de producción nacional son importados de Brasil, donde están preparados para operar con combustibles con hasta 25 por ciento de bioetanol.

Respecto de los dichos del titular de Fiat Argentina, Cristiano Rattazzi, la Cámara de Alcoholes apuntó que “queda absolutamente desvirtuada la afirmación pública de un alto directivo automotriz que expresó que los motores admiten hasta 10 por ciento de biocombustibles pero tienen problemas con porcentajes superiores”.

“Esa declaración, que no tiene fundamento alguno, tuvo vasta repercusión en la prensa y sólo consigue provocar confusión e infundir temores injustificados en los automovilistas”, criticaron.

LA PELEA POR LAS TRABAS ARANCELERIAS La Cámara Argentina de Biocombustibles (Carbio) está molesta por los derechos antidumping aplicados por la Unión Europea contra las importaciones de biodiésel nacional. Estima que la medida provocará pérdidas superiores a los 1.500 millones de dólares para 2014.

La entidad aseguró que hay "una evidente agresión contra la industria" nacional y denunció que el objetivo de la Unión Europea es “destruir” a los productores locales.

Por otra parte, España decidió directamente excluir a los argentinos de los potenciales exportadores de biodiésel.

“La imposición de derechos de importación por parte de la Comisión Europea es una evidente agresión contra la industria de biodiésel argentina”, indicó la Cámara. Y destacó su “profundo malestar por la publicación del Reglamento de la Unión Europea que impone a partir del día 27 de noviembre derechos antidumping contra las importaciones de biodiésel de soja procedente de la Argentina”.

Las empresas productoras y exportadoras miembros de Carbio consideraron que esta medida “es puramente proteccionista y no tiene fundamento alguno”.

“Los altos derechos de importación fijados se basan exclusivamente en cálculos artificiales que suponen niveles de renta no realistas para ningún tipo de industria, y son absolutamente incompatibles con las reglas de la Organización Mundial del Comercio (OMC)”, afirmó la entidad que nuclea a los productores de biocombustibles en el país.

Agregó que “estas medidas tienen como efecto directo el de destruir una industria nacional altamente eficiente, generadora de divisas y de empleos genuinos que no recibe ningún tipo de subsidios y que no aplica práctica desleal

alguna".

“La Unión Europea confirma su vocación proteccionista y contraria al fomento del desarrollo de los países emergentes como la Argentina, evitando el diálogo y la negociación y propiciando medidas injustificadas y legalmente insostenibles”, denunció.

Carbio dijo que continuará “colaborando con la Cancillería argentina en el cuestionamiento de esta medida ilegal en el foro multilateral apropiado, la OMC”. También decidió llevar el caso ante la Corte de Justicia Europea para procurar su anulación.

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EN LOS ÚLTIMOS DOCE MESES LOS PRECIOS DE LAS NAFTAS Y EL GASOIL REGISTRAN INCREMENTOS QUE RONDAN EL 40 POR CIENTO.

Los combustibles le ganan a la inflación

L

Omar Novoa

En tanto, el gas oil subió de $5,49 a $7,62, un 39%, lo cual genera problemas en el sector logístico, al encarecer el transporte.

El incremento del 40% en los últimos 12 meses cuadruplica el índice de inflación del INDEC y es 90% superior al 26% del alza promedio de los precios al consumidor medido por las consultoras privadas.

Pero también supera el incremento de 26,3% en el valor del dólar oficial, que el Gobierno comenzó a acelerar sin pausa.

El estudio sectorial señala que con este aumento por encima del resto de los indicadores, los valores de los combustibles contribuyeron a potenciar la inflación, por la incidencia en los costos de logística de las empresas.

El problema es que el precio de los combustibles tiende a subir, porque las petroleras presionan en ese sentido para hacer más atractivo el negocio hidrocarburífero.

Un círculo vicioso que intentará administrar el equipo económico con las herramientas a su alcance, aunque la realidad demuestra que el mercado se termina imponiendo a la lógica de los funcionarios.

os precios de los combustibles se aceleran y ya le ganan la carrera a la inflación, porque aumentaron por encima de las mediciones que realizan consultoras privadas, y al dólar oficial, a pesar de que se acentuó la devaluación en las últimas semanas.

Este fenómeno se dio en especial en los dos últimos años: entre 2010 y 2011, la nafta súper subió por encima de la inflación relevada por el sector privado, que ronda el 25% anual, según datos de la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos (CECHA).

En 2012 este comportamiento se acentuó y la súper subió de $4,83 a $6,25, casi un 30%.

Pero en lo que va del año el ajuste de precios llega al 33% y si se toman los últimos doce meses a 39,5%, unos 12 puntos por encima de la inflación promedio.

Un año atrás, el precio de la nafta súper en Capital era de $5,98 mientras que ahora de $8,35.

En el caso de la Premium, los precios asombran: aumentó de $6,54 en noviembre de 2012 a $9,29 en la actualidad, un 42,5%.

PEDIRÁN UNA SUBA DEL 30% El Sindicato de Obreros y Empleados de Estaciones de Servicio (Soesgype) adelantó que el próximo año solicitará un ajuste salarial por encima del 30 por ciento. En principio, los empleados de las bocas de expendio planteaban unificar los convenios colectivos de trabajo en todo el país conforme a las referencias de Buenos Aires, pero los empresarios rechazaron la propuesta.

Durante todo el año, Oscar Díaz, presidente de la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina (CECHA) reclamó a las au-

toridades de YPF una mejora en los márgenes de ganancia de los expendedores minoristas del 2 por ciento, sin encontrar respuestas por parte del departamento comercial, a pesar de haber concretado numerosos encuentros en la torre de Puerto Madero para debatir sobre el tema.

De cara a 2014, en cambio, el dirigente dijo a surtidores.com que la actualización tendría que ser de 3 por ciento: “A pesar de los aumentos de precios la situación de las estaciones no cambió. Vamos a solicitar una reunión formal con directivos de

YPF para pedirles que recompongan las comisiones en por lo menos 3 puntos porcentuales para hacer frente a los sueldos y otros gastos operativos que siguieron creciendo, como los pasivos ambientales”, sostuvo.

Dadas las condiciones de comercialización que establece la petrolera estatal por funcionar bajo el sistema de consignación, Díaz explicó que “un local que despacha 200.000 litros mensuales no alcanza a cubrir el costo laboral de 10 empleados y recién a los 300.000 cubre todos los gastos del negocio”.

El dirigente aseguró que hay un número importante de establecimientos que todavía se encuentran en esta situación.

De mantenerse este esquema, Díaz advierte que será difícil llegar a un acuerdo con el sindicato cuando comience la discusión salarial.

“Va a ser una negociación complicada, no por falta de voluntad nuestra, sino por los problemas de rentabilidad que padece la actividad”, señaló.

Fuente: surtidores.com

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LAS PETROLERAS YA COMUNICARON SU INTERÉS EN COMPRAR 200.000 METROS CÚBICOS DE COMBUSTIBLES DURANTE EL PRIMER CUATRIMESTRE DE 2014.

Se importará más nafta y gasoil

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l año próximo se prevé un incremento en la importación de naftas para hacer frente al crecimiento sin pausa de una demanda que ya supera la capacidad de refino del país.

Según indica el "Inversor On Line", las petroleras ya le comunicaron a la Secretaría de Energía su interés de comprar 200.000 metros cúbicos (m3) de combustibles durante el primer cuatrimestre de 2014, en el marco del artículo 31 de la Ley de Presupuesto, que autoriza al Ejecutivo a habilitar la importación de naftas sin impuestos.

De acuerdo a esa información YPF, que acapara el 55% del mercado, busca el aval del Gobierno para importar, entre enero y abril, 120.000 m3 de naftas sin pagar la carga tributaria, que en el caso de las naftas ronda el 50% del precio final en surtidores.

En total, el sector -integrado además por Shell, Petrobras, Esso y Oil- importará alrededor de 200.000 m3 en el período, es decir, un 60% de lo importado en todo 2013 (343.000 m3), según las cifras oficiales.

La importación de naftas es un buen negocio para las petroleras, que llegan a tener un mayor margen de ganancias que con la venta de los productos destilados en sus propias refinerías.

Importar es más barato Si se tiene en cuenta los 7.000 pesos el metro cúbico de nafta, en promedio, que cuesta la importación, y los 8.500 de costo final que tiene la nafta destilada en Argentina, la conveniencia del negocio es clara.

El hecho de que los combustibles importados sean más baratos obedece a los impuestos que pagan los productos de refino en el país, sobre todo el Impuesto a los Combustibles Líquidos y Gas Natural, que supera el 40% del precio en los surtidores, más la tasa hídrica.

Sin impuestos, el metro cúbico importado supera los 5.000 pesos, mientras que el precio a la salida de refinería está por debajo, alrededor de 4.100 pesos, de acuerdo a las

cifras de "El Inversor On Line".

La asignación de cupos para comprar naftas desgravadas de impuestos es decidida por la Comisión de Planificación y Coordinación de Inversiones Hidrocarburíferas, que funciona bajo la órbita del ministro de Economía, Axel Kicillof.

La resolución del tema preocupa pequeñas y medianas refinadoras locales, que suelen vender su producción, en general naftas vírgenes, a las grandes

petroleras. Les preocupa que las refinadoras -en especial, YPF- opten por traer naftas importadas en lugar de comprar las producidas localmente.

La Ley de Presupuesto 2014 autoriza a las petroleras a importar 1,2 millones de m3 de naftas sin impuestos, es decir, cuatro veces más que este año. También se prevé la compra en el exterior de hasta 7 millones de metros cúbicos de gasoil.

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MILLONES DE M3 DE NAFTAS ES EL CUPO ASIGNADO PARA IMPORTAR EN EL PRESUPUESTO NACIONAL 2014, CUATRO VECES MÁS QUE ESTE AÑO.

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Cosechar los vientos neuquinos

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l Gobierno neuquino impulsa una carpeta de seis proyectos eólicos ubicados en el interior de la provincia, con diversos grados de avance, para los cuales busca financiamiento.

Para ello, reservó de manera permanente y con fines de utilidad pública, lotes de propiedad fiscal seleccionados por ADI-NQN para el desarrollo de proyectos de inversión que contemplaran la generación, transporte y distribución de energía eléctrica mediante molinos.

Los adjudicatarios de cada área dispusieron de dos años para realizar la campaña de medición y durante este período tuvieron la opción para decidir el desarrollo para la explotación de parques eólicos, cuyas dimensiones y capacidades estaban dadas por factores tales como la intensidad del viento y la capacidad de transporte del sistema eléctrico.

Entre los requisitos, se pidieron estudios de factibilidad, y la obligación de obtener una estadística de los parámetros del recurso eólico, fiable y homologada internacionalmente. Todo ello es necesario para la aceptación de los proyectos por parte de las entidades de crédito.

Este proceso, que comenzó en 2010, permitió poner en la consideración de inversores privados un total de 63.076 hectáreas de tierras; 57.452 hectáreas de propiedad fiscal y 5.624 en manos de privados.

Los concursos realizados hasta la fecha despertaron el interés de firmas especializadas de primer nivel de países como Alemania. Se adjudicaron un total de 14 áreas en toda la provincia.

Tres de las empresas que resultaron adjudicatarias de las campañas de

medición del recurso eólico, luego de evaluar la calidad del recurso durante casi dos años, ejercieron la opción para llevar a cabo seis parques eólicos.

Los proyectos y sus grados de avances son los siguientes: “PICÚN LEUFÚ” Cuenta con una campaña de medición de 2 años certificada por reconocida consultora internacional. Asimismo, se realizó una solicitud ante las autoridades competentes del permiso de conexión del parque eólico al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

Además, se presentó el estudio de impacto ambiental ante la Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sostenible de la Provincia del Neuquén.

Ubicación: al noreste de la ciudad de Picún Leufú.

Ciudades más cercanas: Picún Leufú (30 km.), El Chocón (24 km.)

Altitud: 785 msnm Empresa Adjudicataria: WPD Argentina SA asociada con Sadesa para llevar a cabo la construcción y operación del parque eólico.

Punto más cercano al SIN: 8 km.

Potencia nominal propuesta: 100 MW. Inversión estimada: u$s 200 millones.

Requiere financiación.

“LA AMERICANA” Cuenta con una campaña de medición del recurso eólico de 2 años que se encuentra homologada por una certificadora internacional.

Se pidió el permiso de conexión del parque eólico al SADI y se hizo el Estudio de Impacto Ambiental para ser presentado ante la Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sostenible de la Provincia.

Ubicación: al norte de Zapala.

Ciudad más cercana: Zapala (4 km).

Altitud: 1050 msnm.

Empresa Adjudicataria: WPD Argentina SA asociada con Sadesa para llevar a cabo la construcción y operación del parque eólico.

Punto más cercano al SIN: 3 km.

Potencia nominal propuesta: 50 MW. Inversión estimada: u$s 94,5 millones.

Requiere financiamiento.

“SUBIDA DEL CAPO” Se inició la certificación del recurso eólico, con una campaña de medición de 2 años. Se pidió permiso de conexión al SADI. Se presentó el estudio de impacto ambiental a la Provincia y se solicitó ante la Secretaría de Energía la habilitación como Agente del Mercado Eléctrico Mayorista (que permite la comercialización de la energía).

Ubicación: al este de Zapala.

Ciudad más cercana: Zapala (6 km).

Altitud: 1010 msnm.

Empresa Adjudicataria: Sowitec Argentina SA. Punto más cercano al SIN: 1 km.

Potencia nominal propuesta: 75 MW propuesto en 2 etapas. 1ª etapa: 39 MW; 2ª etapa: 36 MW. Producción de energía anual: 268.811 MWh Inversión estimada: u$s 142 millones.

Requiere financiación.

“ARROYITO III” Se inició la certificación del recurso eólico, con la campaña de medición de 2 años. Se pidió el permiso de conexión al SADI. Se presentó el Estudio de Impacto Ambiental y la habilitación como Agente del Mercado Eléctrico Mayorista.

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EL GOBIERNO DE LA PROVINCIA TIENE EN CARPETA SEIS PROYECTOS EÓLICOS. SE HIZO LA MEDICIÓN DEL RECURSO Y SE BUSCA FINANCIAMIENTO.

ENERGÍA LIMPIA PARA CHORRIACA

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Ubicación: al este de Cutral Co. Ciudad más cercana: Cutral Co - Plaza Huincul (40 km).

Altitud: 830 msnm.

Empresa Adjudicataria: Sowitec Argentina SA. Punto más cercano al SIN: 21 km.

Potencia nominal propuesta:186 MW. Inversión estimada: u$s 267 millones.

Requiere financiación.

MILLONES DE DÓLARES COSTARÁ CADA UNA DE LAS GRANJAS EÓLICAS CERCA DE AÑELO. QUIEREN INICIAR UNA PARTE EN 2014.

“AÑELO I” Desde enero de 2012, la empresa realiza las campañas de medición y para ello instaló un mástil de medición de 85m con anemómetros a cuatro alturas diferentes.

El estudio de impacto ambiental se encuentra en estado avanzado, asimismo el estudio de conexión a la red está en ejecución. La Provincia firmó un convenio en septiembre en Alemania

con la empresa ABO Wind para buscar financiamiento para iniciar una parte del parque en 2014.

Ubicación: a norte de Añelo.

Ciudad más cercana: Añelo (5 km).

Altitud: 488 msnm.

Empresa Adjudicataria: ABO Wind Energías Renovables SA.

Punto más cercano al SIN: 2,5 km LAT (Loma La Lata - El Trapial).

Potencia nominal propuesta: 100 MW. Inversión estimada: u$s 200 millones (aproximado). Requiere financiación.

“AÑELO II” Se realizan campañas de medición.

El Estudio de Impacto Ambiental está avanzado.

El estudio de conexión a la red se encuentra en ejecución.

Ubicación: al este de Añelo.

Ciudad más cercana: Añelo (21 km).

Altitud: 500 msnm.

Empresa Adjudicataria: ABO Wind Energías Renovables S.A. Punto más cercano al SIN: 12 km LAT (Loma La Lata - El Trapial).

Potencia nominal propuesta: 100 MW. Inversión estimada: u$s 200 millones (aproximado). Requiere financiación.

La semana próxima se inaugurará el parque eólico que brindará energía eléctrica a los habitantes del pequeño pueblo de Chorriaca, en el norte de la provincia de Neuquén.

La localidad está aislada del sistema eléctrico interconectado, y sus pobladores se calefaccionan y cocinan mediante leña, gas envasado y electricidad. El servicio eléctrico actualmente lo presta el EPEN a partir de una central térmica de unos 120 KW instalados, que funcionó durante años con un servicio de 12 a 18 horas, y que a principios del año pasado pasó a funcionar todo el día. A los pobladores más alejados se les suministra energía por medio de paneles fotovoltaicos individuales.

Mediante el aporte de la Global Sustainable Electricity Partnership (GSEP), una asociación sin fines de lucro conformada por las 12 principales empresas generadoras del mundo, se proyectó la obra que dotará de energía limpia al pueblo.

La iniciativa fue impulsada por Duke Energy, empresa que opera el complejo hidroeléctrico Cerros Colorados y la central térmica Alto Valle y que forma parte del GSEP. Se montó un equipo híbrido diésel eólico, que tiene 75 KW eólicos y un sistema de control y regulación mediante un generador gasolero, que se complementa con la central que hay en el lugar.

La obra demandó una inversión de 2,5 millones de pesos e involucró una microcentral hidroeléctrica en Cochico.

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Argentina tiene un gran potencial para las energías renovables

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as energías renovables cuentan en la Argentina con el mayor potencial de Latinoamérica, y colocan al país en una posición de vanguardia en esta materia respecto de sus vecinos, según un análisis del Centro Estratégico para el Crecimiento y Desarrollo Argentino (Cecreda).

“Con la Ley 26190, y su aplicación realizada a través de Programas como GENREN I y II y PERMER, el Gobierno ha comenzado a dar grandes incentivos para desarrollar una política de Estado para el sector de las energías renovables”, destacó el informe.

Precisó que “las energías renovables en la Argentina contribuyen actualmente a menos del 1 por ciento de la generación eléctrica total del país”.

Hay que destacar que el informe no considera dentro de esas fuentes de energía a las grandes represas, que otorgan el 27% de la capacidad eléctrica instalada del país.

Haciendo esa salvedad, de acuerdo con el estudio, “hacia el fin de 2011 Argentina contaba con 553 megavatios (MW) instalados correspondientes a fuentes de energías renovables”.

De ese total, 77 por ciento “proviene de instalaciones de pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, de menos de 30MW”, y que totalizan “32 instalaciones con 428MW”.

El segundo lugar lo ocupa la energía eólica, con 18 parques instalados con una capacidad de 65MW, que representa 12 por ciento del sector.

El tercer lugar es para las tres instalaciones de biomasa por 58MW, que significan el 11 por ciento del sector, en tanto que las de energía solar y geotermia en conjunto sólo suman 2MW. Patagonia fértil “Argentina cuenta en la Patagonia con recursos eólicos inagotables. A su vez, en el noroeste hay numerosos días de sol fuerte al año para la energía solar mientras que la zona cordillerana posee una gran cantidad de sitios para la energía geotérmica”, subrayó el Cecreda.

Puntualizó que “la cordillera de los Andes y provincias como Córdoba, poseen condiciones buenas para las instalaciones hidroeléctricas”.

De este modo, aseguró que “hay grandes capacidades para las fuentes de energías renovables en Argentina”.

La primera ley de incentivo a las nuevas fuentes de energía renovable en Argentina fue la 25019, modificada por la 26190, que establece como objetivo lograr hasta 2016 una contribución de las fuentes de energía renovables hasta alcanzar el 8 por ciento del consumo de energía eléctrica nacional.

“Con eso el Gobierno otorgó a las energías renovables el carácter de interés nacional. Si bien lo hecho hasta el momento resulta aún insuficiente para alcanzar la meta del 8% para 2016, inversiones adicionales generarían la inercia para alcanzar el objetivo”, afirmó el análisis.

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MEGAVATIOS DE ELECTRICIDAD EN EL PAÍS PROVIENEN DE INSTALACIONES DE PEQUEÑOS APROVECHAMIENTOS HIDROELÉCTRICOS.

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SON LOS PARQUES EÓLICOS QUE HAY MONTADOS EN TODA LA ARGENTINA, CON UNA CAPACIDAD DE 68 MEGAVATIOS.

Señaló que “la ley se orienta hacia la diversificación de la matriz energética, la reducción del uso de combustibles fósiles, la creación de empleo y la promoción de la inversión en el país”.

Estímulos El informe destacó que “como parte de la transformación de la Ley 26190 en práctica y para alcanzar lo fijado, en 2009 se realizó, como primer paso, el Programa GENREN I (Generación de Fuentes Renovables), que consistió en una licitación realizada por la empresa Enarsa”.

En el marco de este programa, 32 proyectos privados con una capacidad de 895MW habían sido aprobados en 2010. Los proyectos aprobados correspondieron a energía eólica (754MW), térmica con biocombustibles (110MW), minihidro (11MW) y solar fotovoltaica (20MW).

En septiembre de 2010, en una segunda etapa más conocida como GENREN II, el Gobierno autorizó a participar en una segunda licitación de 1.208MW, 13 exclusivamente para proyectos eólicos a aquellas compañías que habían ofertado ya en GENREN I. Otro programa llamado Permer (Programa de Energías Renovables en Mercados Rurales) tiene como objetivo abastecer de electricidad proveniente de energía solar a escuelas, salas de emergencia médica, zonas residenciales y destacamentos policiales, todos ellos ubicados en hogares rurales.

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EL PAÍS ESTÁ A LA VANGUARDIA EN ESTA MATERIA RESPECTO DE LA REGIÓN, SEGÚN UN ANÁLISIS DEL CENTRO ESTRATÉGICO PARA EL CRECIMIENTO Y DESARROLLO.

INICIAN UN PROYECTO GEOTÉRMICO EN LA CORDILLERA Una Unión Transitoria de Empresas (UTE) avanza en San Juan en plena cordillera de Los Andes con perforaciones para establecer si en el área es posible la generación de energía geotérmica, que se produce con el vapor del agua caliente de napas subterráneas.

La UTE está formada por Energía Provincial Sociedad del Estado (EPSE), Geotermia Andina y la minera Barrick, y opera a 4.000 metros de altura en la zona conocida como Los Despoblados.

San Juan quiere desarrollar esa planta, que será la primera de energía geotérmica que tendrá la provincia, y estará en sintonía con la política de energías limpias y renovables que impulsa el Gobierno, sumándose a la solar y la eólica.

“A mediados de 2014 queremos tener la factibilidad terminada. Ese es el último paso para la compra de la maquinaria que generará energía”, dijo Giorgio Stangalino, presidente de la empresa italiana Geotermia Andina.

La zona fue elegida para los primeros estudios porque allí hay manifestaciones visibles del calor que emana del interior de la tierra, y también por su posición estratégica: está junto al camino que conduce a la

mina Veladero que opera Barrick.

En plena cordillera de los Andes y con una temperatura de 10º bajo cero, el agua caliente brota hacia la superficie creando pequeñas lagunas y produciendo un espeso vapor.

En un principio se pensó en explotar esto como baños termales de altura para el turismo, pero los estudios indicaron que había arsénico y otros componentes naturales del suelo que no eran buenos, y se decidió entonces la investigación para ver si era posible explotar los vapores y transformarlos en energía.

Para este mes está previsto el inicio de la segunda etapa, con pozos que superarán los 1.000 metros, y que concluirá en mayo o junio de 2014. El objetivo es medir la temperatura a esa profundidad, ya que para la generación de energía se necesitan 150º o más.

La presunción es que habiendo obtenido 57º a 250 metros, es posible que los 150º se encuentren a menos de 1.000 metros.

Después de esta etapa, San Juan estaría en condiciones de iniciar la construcción de la planta generadora de energía geotermal.

OTRA VUELTA PARA CHIHUIDO La Nación y la Provincia dieron por caída la preadjudicación de la represa Chihuido I y anunciaron el llamado a una nueva licitación internacional el 20 de diciembre.

El gobierno nacional se comprometió a obtener el financiamiento, tomar endeudamiento en forma directa y emitir los avales para la concreción de la obra sobre el tramo medio del río Neuquén, valuada en 2.100 millones de dólares.

La presa fue incorporada el road show que realizó esta semana el ministro de Planificación, Julio De Vido, por Rusia y China, en busca de fondos para 14 obras estratégicas de infraestructura, en los mismos términos que los utilizados en las represas del río Santa Cruz.

De Vido destacó que Chihuido I captó un especial interés del banco ruso VTB, de capitales mayoritariamente estatales.

La apertura de sobres de la nueva licitación se realizará el 23 de abril próximo. A esta situación se llegó luego de que el consocio que resultó adjudicatario en 2010, conformado por brasileña OAS, la constructora CPC (de Cristóbal López), Hidrocuyo, Rovella Carranza y Electroingeniería, no consiguiera el financiamiento

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EL INSTITUTO ARGENTINO DEL PETRÓLEO Y DEL GAS (IAPG) ES EL REFERENTE TÉCNICO DE LA INDUSTRIA PETROLERA. EL DETALLE DE LOS CURSOS 2014.

Calendario 2014 de cursos MAYO Martes 13 de mayo - viernes 16 de mayo PROTECCIÓN ANTICORROSIVA 1.

Corrosión Miércoles 28 de mayo - viernes 30 de mayo MEDICIONES DE GAS NATURAL. Downstream Gas JUNIO Lunes 02 de junio - miércoles 04 de junio GESTIÓN DE INTEGRIDAD DE DUCTOS. Corrosión.

Jueves 05 de junio - viernes 06 de junio RBCA - CARACTERIZACIÓN Y ACCIONES CORRECTIVAS BASADAS EN EL RIESGO. Seguridad y medio ambiente Lunes 09 de junio - miércoles 11 de junio INTRODUCCIÓN AL PROJECT MANAGEMENT. OIL & GAS. Economía, Gestión y Toma de Decisiones Martes 10 de junio - miércoles 11 de junio PLANTAS DE REGULACIÓN DE GAS NATURAL. Downstream Gas Lunes 23 de junio - viernes 27 de junio EFICIENCIA ENERGÉTICA EN INDUSTRIAS DE PROCESO. Seguridad y medio ambiente JULIO Miércoles 02 de julio - jueves 03 de julio DECISIONES ESTRATÉGICAS EN LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO Y DEL GAS. Economía, Gestión y Toma de Decisiones Viernes 11 de julio TALLER DE LIDERAZGO EN LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO Y DEL GAS. Economía, Gestión y Toma de Decisiones Lunes 14 de julio - viernes 18 de julio INTRODUCCIÓN A LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO. Introducción a la Industria Lunes 14 de julio - viernes 18 de julio EVALUACIÓN DE PROYECTOS 1. TEORÍA GENERAL. Economía, Gestión y Toma de Decisiones Lunes 21 de julio - viernes 25 de julio ASPECTOS DE LA INGENIERÍA DE RESERVORIOS RELACIONADOS CON LOS RECURSOS NO CONVENCIONALES. Reservorios Lunes 21 de julio - viernes 25 de julio INTRODUCCIÓN A LA CORROSIÓN. Corrosión Lunes 28 de julio - viernes 01 de agosto INTRODUCCIÓN A LOS REGISTROS DE POZO ABIERTO. Introducción a la Industria AGOSTO Lunes 04 de agosto - viernes 08 de

agosto INYECCIÓN DE AGUA. PREDICCIONES DE DESEMPEÑO Y CONTROL. Reservorios Martes 05 de agosto - viernes 08 de agosto INTRODUCCIÓN A LA INDUSTRIA DEL GAS. Introducción a la Industria Lunes 11 de agosto - viernes 15 de agosto INGENIERÍA DE RESERVORIOS .

Reservorios Martes, 12 Agosto - Viernes, 15 Agosto PROTECCIÓN ANTICORROSIVA 2.

Corrosión Miércoles 20 de agosto - viernes 22 de agosto FACTORES ECONÓMICOS DE LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO. Economía, Gestión y Toma de Decisiones Lunes 25 de agosto - viernes 29 de agosto INTERPRETACIÓN AVANZADA DE PERFILES. Reservorios

SEPTIEMBRE Lunes 01 de septiembre - martes 02 de septiembre TÉRMINOS CONTRACTUALES Y FISCALES INTERNACIONALES EN E&p. Economía, Gestión y Toma de Decisiones Lunes 01 de septiembre - viernes 05 de septiembre MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL. Operaciones e Ingeniería de Producción Jueves 04 de septiembre - viernes 05 de septiembre NEGOCIACIÓN, INFLUENCIA Y RESOLUCIÓN DE CONFLICTOS. Economía, Gestión y Toma de Decisiones Lunes 08 de septiembre - martes 09 de septiembre PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ELÉCTRICAS Y PUESTA A TIERRA. Operaciones e Ingeniería de Producción Lunes 08 de septiembre - viernes 12 de septiembre INGENIERÍA DE RESERVORIOS DE GAS. Reservorios

Jueves 11 de septiembre - lunes 15 de septiembre INGENIERÍA DE RESERVORIOS. Reservorios Jueves 11 de septiembre DOCUMENTACIÓN DE INGENIERÍA PARA PROYECTOS Y OBRAS. Operaciones e Ingeniería de Producción Lunes 22 de septiembre - sábado 27 de septiembre NACE – PROGRAMA DE INSPECTOR DE RECUBRIMIENTOS - Nivel 1. Cursos NACE Miércoles 24 de septiembre - miércoles 01 de octubre SEMINARIO DE LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO Y DEL GAS Y SU TERMINOLOGÍA EN INGLÉS. Introducción a la Industria Jueves 25 de septiembre - viernes 26 de septiembre CALIDAD DE GASES NATURALES (Incluye GNL). Downstream Gas OCTUBRE Martes 07 de octubre - viernes 10 de

octubre EVALUACIÓN DE PERFILES DE POZO ENTUBADO. Reservorios Viernes 10 de octubre - sábado 11 de octubre SISTEMAS DE TELESUPERVISIÓN Y CONTROL SCADA. Operaciones e Ingeniería de Producción Martes 14 de octubre - viernes 17 de octubre TALLER DE ANÁLISIS NODAL. Operaciones e Ingeniería de Producción Lunes 20 de octubre - viernes 24 de octubre EVALUACIÓN DE FORMACIONES. Reservorios Lunes 20 de octubre - viernes 24 de octubre INGENIERÍA DE OLEODUCTOS Y POLIDUCTOS TRONCALES. Operaciones e Ingeniería de Producción Lunes 27 de octubre - miércoles 29 de octubre TRANSITORIOS HIDRÁULICOS EN CONDUCTOS DE TRANSPORTE DE PETRÓLEO. Operaciones e Ingeniería de Producción Martes 28 de octubre - miércoles 29 de octubre FUSIONES Y ADQUISICIONES PETROLERAS. Economía, Gestión y Toma de Decisiones NOVIEMBRE Lunes 10 de noviembre - sábado 15 de noviembre NACE – PROGRAMA DE PROTECCIÓN CATÓDICA - Nivel 1 – Ensayista de Protección Catódica. Cursos NACE Lunes 10 de noviembre - martes 11 de noviembre SISTEMAS DE TELESUPERVISIÓN Y CONTROL SCADA. Operaciones e Ingeniería de Producción Miércoles 12 de noviembre - viernes 14 de noviembre PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL. Downstream Gas Lunes 17 de noviembre - sábado 22 de noviembre NACE - PROGRAMA DE PROTECCIÓN CATÓDICA Nivel 2 – Técnico en Protección Catódica. Cursos NACE Miércoles 26 de noviembre - viernes 28 de noviembre GEOLOGÍA, GEOFÍSICA Y PETROFÍSICA APLICADAS EN LA CARACTERIZACIÓN DE RESERVORIOS NO CONVENCIONALES:: Reservorios DICIEMBRE Lunes 01 de diciembre - viernes 05 de diciembre EVALUACIÓN DE PROYECTOS 2. RIESGO, ACELERACIÓN Y MANTENIMIENTOREEMPLAZO. Economía, Gestión y Toma de Decisiones

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LA CONEXIÓN AL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA CENTRAL NUCLEAR SE RETRASÓ UNOS MESES POR FALLAS EN LA ÚLTIMA ETAPA DE PRUEBAS.

Atucha II aún se hace esperar

A

nunciado para noviembre pasado, el inicio de la operación comercial de la central nucleoeléctrica Atucha II se postergó hasta el año que viene debido a fallas durante la última etapa de pruebas. Una vez conectada al Sistema Interconectado Nacional, la instalación aportará 745 megavatios.

Cuando entre en funcionamiento habrán pasado 32 años de obra. Se espera que a mediados del año próximo quede en condiciones de entrar en servicio.

La primera prueba de sincronización de la central con la red eléctrica nacional se realizó en septiembre pasado.

Aportó un pico de 35 MW. Con vapor de origen no nuclear, se impulsó por primera vez la turbina principal a 1.500 rpm, generando energía y sincronizándose la central con la red eléctrica, por un lapso aproximado de 20 minutos.

El objetivo de la prueba fue el de demostrar, antes del inicio de la puesta en marcha nuclear, que las estructuras, componentes y sistemas de la central cumplen con las bases originales de diseño y con los criterios de funcionamiento especificados, indicó un comunicado.

Los sistemas de la planta fueron llevados por primera vez a las condiciones de operación normal, mediante el calor aportado por el funcionamiento de las dos bombas principales de refrigeración y las cuatro bombas del moderador.

La prueba finalizó con éxito.

La Central Nuclear Atucha II es una planta nucleoeléctrica con una potencia de 745 MW eléctricos, que funcionará a

base de uranio natural y agua pesada.

La central se encuentra sobre la margen derecha del río Paraná, en la localidad de Lima, Partido de Zárate, a 115 kilómetros de la Ciudad de Bue-

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SERÁN LOS AÑOS QUE DEBIÓ ESPERAR ATUCHA II PARA ENTRAR EN FUNCIONAMIENTO SI PUEDE SER CONECTADA DURANTE 2014.

nos Aires.

La piedra fundamental de Atucha II se colocó en 1982, y entre 1994 y 2006 estuvo paralizada hasta el relanzamiento del Plan Nuclear Argentino impulsado por el Gobierno Nacional.

Las obras civiles y el montaje mecánico de los principales componentes concluyeron en septiembre de 2011.

En esa fecha, con la visita de la Presidenta, Cristina Fernández de Kirchner, se dio inicio a las tareas para la puesta en marcha de la planta.

Cuando entre en funcionamiento comercial el turbogrupo de Atucha II pasará a ser la máquina de mayor potencia unitaria del sistema interconectado nacional, posición que ahora ocupa la de la Central Nuclear de Embalse.

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