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HACIA
Año 2 / Número 5 / Diciembre 2015
ENERGÍA 360
ENERGÍA EL DEBATE
URGENTE La Argentina debe resolver los desequilibrios de su política energética. Subsidios, renovables, shale y tarifas encabezan la discusión. Escriben: Chambouleyron - Sapag - Rolando - Montamat - Bronstein Scheimberg.
Inversiones
U.S. Departament of Energy
Exposiciones
APUESTA POR LAS ENERGÉTICAS
GASODUCTOS, PARA MEJORAR LA ECUACIÓN
OIL & GAS: EL SABOR DEL ENCUENTRO
pág. 20
pág. 25
pág. 52
editorial
Hacia ENERGÍA 360
L
a Argentina necesita recuperar crecimiento econó-
nuestro producto tuvo en la comunidad energética.
mico y más desarrollo social. Para cumplir ambos objetivos, la energía es motor esencial. Lograr una
Por ello, presentamos en este número Energía 360, el
política energética sustentable y eficiente que acompañe
nuevo nombre que tendrá nuestra publicación a partir del
la reactivación es uno de los grandes desafíos que enfrenta
2016, dedicada a contenidos vinculados con una matriz
el nuevo gobierno.
energética moderna, diversificada y sustentable sin abandonar nuestro abordaje a los No Convencionales.
A pesar de las obras y los grandes proyectos -con Atucha II y Vaca Muerta a la cabeza-, en los últimos años han
El crecimiento que el país necesita nos empuja a pensar
aparecido múltiples señales de alerta -internas y externas-
en una nueva ecuación en la que la inversión en fuentes
que obligan a virar el rumbo. Los reiterados cortes en los
renovables conviva con la exploración petrolera; en la que
suministros eléctrico domiciliario y gasífero industrial; el
el desarrollo en nuevos campos de shale y tight contribuya
desacople y la disparidad de las tarifas eléctricas en distin-
a la suba de la producción junto a la recuperación secun-
tos puntos del país; la caída en la producción de petróleo
daria de pozos.
y gas con su consecuente necesidad de importación; y la retracción de los precios internacionales del petróleo son
En este número nos propusimos, tanto desde el planteo
algunas de las realidades con las que deberán lidiar las fla-
de tapa como a través de todas las notas de la revista, pro-
mantes autoridades.
mover este espíritu proactivo y responsable de cara los desafíos que hay que afrontar y las decisiones que se deben
La responsabilidad es enorme: gran parte del éxito de
tomar. Con este fin, convocamos a prestigiosos columnis-
la nueva gestión dependerá de su capacidad para revertir
tas, expertos en las distintas áreas del sector energético,
estas situaciones. Es que -como pocas- la política energéti-
a compartir su visión respecto al presente y futuro de la
ca atraviesa a todos los sectores y condiciona aspectos tan
energía en la Argentina.
sensibles que van desde la igualdad de oportunidades y la satisfacción de necesidades básicas, hasta el crecimiento del empleo y el equilibrio de la balanza comercial.
El camino es largo; tanto, que varios analistas coinciden en que se necesita como mínimo el tiempo de dos períodos presidenciales para construir el mapa energético ópti-
Consientes de este nuevo horizonte, el equipo periodís-
mo para la Argentina, que se adapte a sus particularidades
tico a cargo de Shale Seguro ha tomado la decisión de
económicas y sociales y explote con justicia sus enormes
ampliar su mirada sobre el panorama energético nacional
potencialidades técnicas y sus privilegiados recursos natu-
y mundial. Y lo hace a partir de la excelente recepción que
rales. n
staff DIRECTOR GENERAL: Cr. Jorge O. Candi DIRECTORA DE CONTENIDOS: Andrea V. Perez DIRECTOR COMERCIAL: Ricardo D’Aloia OFICINAS EN: n BUENOS AIRES Juan B. Alberdi 838 -8°C (1424) CABA Tel: 4843-2847
sumario Nota de Tapa Energía, el debate urgente
06
Escriben: Andrés Chambouleyron/Jorge Sapag/ Osvaldo Rolando/Daniel Montamat/ Sebastián Scheimberg/ Víctor Bronstein
09
Profesionales Pocos, demandados y bien pagos
18
Inversiones Momento de renovar la apuesta por las energéticas
20
Documento especial U.S. Departament of Energy Gasoductos, la clave para mejorar la ecuación energética
25
RSE Empresas cada vez más sustentables
40
DESARROLLO El “boom” hotelero se aloja en Neuquén y Añelo
42
Más opciones de viviendas con mejores servicios
46
Entrevista Osvaldo del Campo: “La producción gasífera es cada vez más eficiente”
50
Oil & Gas El sabor del encuentro
54
Fin de semana De los pozos del campo a los hoyos del green
56
n Neuquén
Estudio Jurídico Braceras, Inaudi & Lépore Entre Ríos 427, Piso 6 Tel: 0299-447-1861 estudiobrinle@abognqn.org www.shaleseguro.com info@shaleseguro.com @shaleseguro ShaleSeguroOK Shale Seguro es un producto de Identidad Digital SRL Propiedad intelectual N° 5255796 IMPRESO EN: Galt Printing Ayolas 494 CABA - Buenos Aires www.galtprinting.com
NOTA DE TAPA
ENERGÍA, EL DEBATE
URGENTE Resolver los problemas del sector
estar volcada en el sector Privado. En sucesivas décadas, el país fue y vino varias veces de una punta a la otra de este
energético es tarea ineludible para el nuevo
espectro cuando en verdad, en las democracias modernas,
gobierno. Cómo corregir los desequilibrios y
esa discusión ya quedó saldada hace largo tiempo: el Esta-
trabajar en pos de una matriz diversificada
Privado que sin control buscará siempre su mayor beneficio.
do debe estar presente como factor regulador de un sector Fin de la discusión. Nadie puede aspirar a una ausencia
y sustentable. El país necesita más reservas
de Estado. Ni nadie puede soñar con la aniquilación de
que aseguren el suministro y políticas que
la actividad privada. La clave radica, entonces, en la habilidad del gobernante para actuar como efecto dinamizador,
garanticen consumo responsable y equidad.
controlador y sancionatorio de los diversos sectores económicos. Diagnóstico para un nuevo Plan
Por Andrea V. Perez
En este marco, en la Argentina que se asoma al 2016, la
L
vían el foco de lo importante y empujan a sectores
años un intenso proceso de cambio en este rubro. En conse-
clave de la sociedad a agotarse en luchas internas para diri-
cuencia, la agenda de desafíos que este sector despierta en
mir opciones que parecen antagónicas pero en realidad no
la Argentina son muchísimos y complejos.
a Argentina ha sabido enfrascarse en varios períodos
ENERGIA aparece como uno de los factores fundamentales a
de su historia en debates estériles; de esos que des-
resolver con prontitud. El Mundo ha vivido en los últimos 15
lo son.
Un diagnóstico certero sobre la situación actual del sec-
Supimos debatir -y aún hoy lo hacemos- sobre la dicoto-
tor en el país, debe sustentarse en dos pilares esenciales: la
mía “Campo vs. Industria” como si fuesen ejes de desarrollo
valoración de los logros alcanzados para el reconocimien-
sobre los que no se pudiera –o debiera- trabajar simultánea-
to de los errores y problemas, y la detección de las grandes
mente. Recién en los últimos años, la tecnología nos ayu-
oportunidades de desarrollo que ofrece la Energía. A conti-
dó - y hasta nos obligó- a comprender que ambas opciones
nuación hacemos un breve repaso de algunos importantes
pueden convivir y complementarse. Así creció y se fortaleció
indicadores: n Se lograron mejoras en cuanto a la generación de ener-
lo que hoy llamamos la Cadena Agroindustrial. Otro debate del que fuimos –y somos- altamente partici-
gía eléctrica a partir de la expansión del parque térmico y
pativos, es si la economía tiene que ser de carácter Público
la finalización y puesta en marcha de la central nuclear Atu-
o si, por el contrario, toda la fuerza de la misma tiene que
cha II, la mayoría a través de recursos del Estado. Sin embar-
SHALE Seguro
6
mATRIZ ENERGÉTICA ARGENTINA 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%
3,0%
5,0%
26,0%
5,0%
5,0%
promoción, especialmente si se tiene como meta cumplir
68,0%
43,0%
47,0%
44,0%
44,0%
con lo estipulado por la nueva Ley de Energías Renov-
51,8%
ables, que impone para 2017 que éstas deben cubrir 8% del mix energético nacional (hoy ocupan sólo 1.4%). n Está claro que debe fomentarse un plan de desarrollo
34,3%
para todas las formas de energías renovables (eólica, solar, 1970
2002
1997
Petróleo
mos que la Argentina tiene enorme potencial y que -gracias a los avances tecnológicos- los costos y las posibilidades de
Gas Natural
Otros / Renovables/ Carbón mineral/ Nuclear
Hidráulica
biomasa, mareomotriz, nuclear) especialmente si considera-
2013
generación y almacenamiento son cada vez más eficientes. Pero debe hacerse con los pies en la tierra: para que las “energías limpias” puedan abastecer a la creciente demanda se
Fuente: ABECEB
requieren hoy enormes inversiones y plantear esta salida
importaciones energéticas argentinas
como una opción de corto plazo es un sueño más que un programa de trabajo. n Hoy 87% de la generación eléctrica de la Argentina 11.046 10.155
se obtiene quemando combustibles fósiles, con el gas como recurso estrella. Pensando en sus consecuencias am-
8.871
bientales, esto debe ser claramente una tendencia a revertir.
8.172
n Esta dependencia del gas y el petróleo (y el carbón)
agrava el panorama, especialmente al analizar que la
Millones de u$s
última década estuvo atravesada por una constante declinación en la producción convencional de petróleo 3.588
y gas. Recién con la nacionalización de YPF en 2012 el horizonte comenzó a abrirse y los números de producción,
805
1.164 675 938 563
2005
2006
2007
2008
2009
a recuperarse. Como consecuencia, el aumento de las importaciones 2010
2011
2012
2013
de combustibles alcanzó picos anuales del orden de los
2014
U$S 11.000 millones, siendo el principal factor de incidencia Fuente: Secretaría de Energía de la Nación
en el deterioro de la balanza comercial argentina. n En la otra cara de la moneda, se inició el desarrollo y
explotación de los yacimientos No Convencionales. Los éxitos alcanzados -con YPF a la cabeza- ayudaron a frenar go, el volumen generado y de reservas no logran satisfacer
el declino y abrieron nuevas expectativas sobre la posibili-
el crecimiento de la demanda, especialmente si se proyec-
dad de recuperar el autoabastecimiento. El gran desafío es
tan escenarios de crecimiento económico.
conseguir las inversiones necesarias y mantener la sustent-
n Este hecho pone sobre el tapete la necesidad de un re-
abilidad de los proyectos en un escenario de precios inter-
planteo de las políticas de subsidios para garantizar su
nacionales deprimidos; situación que obliga nuevamente
direccionamiento a los sectores más postergados. Asi-
a analizar la política de precios internos para incentivar la
mismo, se instaló el debate -aún por dirimir- respecto a si
producción.
la política de incentivos debería tender más a promover la
La ruta a seguir
generación y menos el consumo. n En este esquema, las fuentes “verdes” aparecen como
Este repaso nos deja algunas lecciones aprendidas y va-
las candidatas a concentrar buena parte de las políticas de
rios mojones que marcan hacia dónde avanzar:
7
SHALE Seguro
cios para los generadores que cubran sus costos y aliente la reinversión y promover la recuperación de la salud económica y financiera del sector de distribución eléctrica y gasífera. n Es imprescindible una política firme de captación de n La Energía tiene que ser usada de una manera respon-
inversiones extranjeras. Tener más jugadores en el tablero
sable, racional y eficientemente; donde el cuidado del am-
permitirá establecer los mejores precios para el mercado;
biente sea una protección constante.
fomentando la creación de puestos de trabajo y la dinami-
n Un mix energético moderno y sustentable exige que se
zación de la economía.
combine la explotación racional y segura de los combusti-
Tal cantidad de temas obliga a tener una mirada integral
bles fósiles, en cualquiera de sus formas de extracción (con-
sobre la problemática energética. Se trata de un sector es-
vencional; off shore; estimulación hidráulica) con la apuesta
tratégico que, como pocos, está muy expuesto los vaivenes
a las Energías renovables. La diversificación de la matriz es
externos y, al mismo tiempo, incide tanto en la macroeco-
condición necesaria para la seguridad energética.
nomía, como en la competitividad del sector privado y la
n Es necesario mejorar la política de subsidios al consu-
equidad e inclusión social.
mo de energía; con especial protección sobre los sectores
Para continuar profundizando respecto a los temas en
de la sociedad más postergados. Es clave aplicar una tarifa
debate, incluimos a continuación una serie de columnas fir-
“justa” a aquellos que puedan afrontarla y así alentar el uso
madas por expertos de diferentes áreas de la industria ener-
responsable y subsidiar a quienes realmente lo necesiten.
gética, que dan su visión sobre el panorama presente y los
n En simultáneo se debe establecer un programa de pre-
SHALE Seguro
desafíos a resolver. n
8
URGENTE
EL
DEBATE
GENERACIÓN ELÉCTRICA
HAY QUE RECUPERAR RESERVAS POR Dr. Andrés Chambouleyron
te reactivación económica de 2003 se
dad del servicio se deteriore. En segundo
Economista especializado en Energía
recuperó la demanda pero creciendo
lugar -y si queremos que la Argentina
ahora más rápidamente que la oferta:
vuelva a crecer- debemos recuperar los
a capacidad nominal instalada de
4.6% vs. sólo 2.6% promedio anual para
márgenes de reserva llevándolos a nive-
generación eléctrica en el país era
la capacidad instalada, lo cual redujo
les de entre 15% y 20%. Para llegar a un
L
hasta fines del año 2014 de unos
significativamente el margen de reser-
15% de reserva hay que agregar unos
31.000MW. La capacidad efectiva de ge-
va llegando a un mínimo de 2% en el
2.000 MW al parque actual y para llegar al
neración sin embargo es normalmente
año 2007, generando apagones y po-
20%, unos 4.000 MW y de ahí en adelante
menor a la nominal ya que un porcentaje
niendo en riesgo la estabilidad de todo
agregar un 3% por año (1.200 MW) para
de esos 31.000MW no están disponibles
el sistema.
abastecer a una demanda creciendo a la
por motivos como mantenimiento, repa-
A partir de allí el gobierno inició una
raciones, falta de combustible o proble-
serie de ampliaciones de la capacidad
Asumiendo un costo de inversión de
mas de transmisión.
instalada que, sumadas al estancamiento
US$ 1 millón por MW para un ciclo com-
misma tasa.
El gráfico que acompaña a esta colum-
económico desde 2012, lograron aumen-
binado, los montos a invertir para recu-
na ilustra la evolución del porcentaje de
tar el margen de reserva hasta 7 u 8% ha-
perar la reserva están entre US$ 2 mil y
reserva (curva verde, eje derecho), calcu-
cia fines del 2014.
US$ 4 mil millones y más, si se incorporan
lado como la potencia total instalada (ba-
Este repaso de la historia reciente nos
energías no renovables como la eólica.
rras azules) menos la potencia efectiva
deja algunas lecciones útiles: en primer
De ahí en adelante entre US$ 1.200 y US$
disponible dividida por la potencia total
lugar que el aumento de la demanda
1.500 millones por año para abastecer el
instalada entre 1992 y 2014.
debe ir siempre acompañado por un au-
crecimiento de la demanda en una eco-
mento en la oferta para evitar que la cali-
nomía en expansión. n
La curva muestra muchos altibajos pero puede separarse en dos períodos claramente diferenciados y limitados ambos por la crisis de 2002. Entre 1992 y
CAPACIDAD INSTALADA DE GENERACIÓN, DEMANDA MÁXIMA Y % DE RESERVA (1192-2014)
la crisis se observa una capacidad instalada (barra azul) que crecía a un promedio anual de 6%, con una demanda máxima (barra amarilla) que aumentaba en un valor cercano a 4.8% promedio anual. En otras palabras, la oferta de capacidad crecía más que la demanda y la reserva del sistema se ampliaba llegando a un máximo de 32% el año de la crisis. Obviamente, la recesión económica imperante en el país a partir de 1998 redujo el crecimiento de la demanda con el consecuente incremento de la reserva disponible. A partir de la fuer-
Fuente: CAMMLSA
9
SHALE Seguro
toda la demanda que tuviéremos, sino también la de los países vecinos. Instalamos centrales de generación de energía eléctrica abastecidas por gas, nos convertimos en uno de los principales países del mundo en cuanto a vehículos propulsados a GNC, construimos dos gasoductos a Chile para exportar nuestro gas; y así pasamos de tener más de 40 años de reservas en 1998 a menos de 10 años en 2013; y de ser exportadores de gas a importadores. Pero el gas No Convencional nos brin-
TIGHT GAS
da una oportunidad aún mayor. Sólo para tener una dimensión de
LA GRAN APUESTA DE LA ARGENTINA
lo que significa esta oportunidad, podemos mencionar que Loma de la Lata tenía reservas por 12 TCF, mientras que las reservas No Convencionales determinadas para el país por la Agencia Internacional de Energía son de 802 TCF, es decir un volumen 66 veces mayor, convirtién-
Mw/h de energía, y puede generar enor-
dose en la segunda reserva de este tipo
N
mes beneficios económicos a nuestro
sólo por detrás de China.
Por Dr. Jorge Sapag
o podemos pensar en lograr
país, como ya ha sucedido en los EE.UU.
Los precios del gas, a diferencia de lo
la soberanía energética dismi-
Lógicamente también debemos tra-
que ocurre con el petróleo, no represen-
nuyendo el déficit que actual-
bajar en el uso inteligente de la energía,
tan un problema ya que el promedio que
mente tenemos sin tener en cuenta un
debemos invertir en energías renovables
se paga por el gas en la cuenca neuquina
contexto más amplio.
y las empresas deben ser más eficientes
no sobrepasa los 2,50 U$S/MBTU y el gas
en el consumo.
nuevo alcanza los 7,50 U$S/MBTU. En
El cambio climático ha puesto en jaque el uso de las energías contaminantes. La energía nuclear está en declive
tanto, el fluido que importamos en los
oportunidad histórica
barcos metaneros es significativamente
luego del desastre de Fukushima y las
Argentina tiene un gran desafío por
más caro que el nuestro, por lo que lo-
energías renovables aún no tienen un
delante; su matriz energética depende
grar sustituir ese gas sería muy benefi-
desarrollo tal que permitan abastecer la
en 86% de los hidrocarburos y a partir
cioso para nuestro país.
demanda energética de nuestro país.
del desarrollo de Loma de la Lata en la
En el caso particular de la provincia
década del ´80 se inició un proceso don-
del Neuquén, entre el año 2004 y 2013
Entonces, ¿cómo podemos eliminar
de el gas cobró una mayor importancia
tuvimos una caída de 41% de la produc-
Una de las soluciones es el uso del gas
dentro de este mix, hasta llegar al día de
ción. Pero gracias al desarrollo del gas No
natural a partir del desarrollo del tight
hoy a abastecer en más de 50% de la de-
Convencional -tight gas y shale gas- esta
gas y del shale gas. Este combustible
manda energética nacional.
situación está cambiando. Ya en 2014
nuestro déficit energético?
ofrece muchas ventajas, incluyendo la
La creencia que existía en los ´80 y ´90
Neuquén comenzó a crecer nuevamente
emisión más baja de CO2 entre todos los
era que el “gigante gasífero” de Loma
en su producción de gas, y en el último
combustibles fósiles, un bajo costo por
de la Lata iba a poder abastecer no solo
semestre la producción anual creció 9%
SHALE Seguro
10
URGENTE
EL
DEBATE
gracias al empuje del esquisto.
para impulsar el desarrollo del gas: pre-
do en el crecimiento de su PBI y gene-
Actualmente 30% del total de la pro-
cios competitivos; capacidad de trans-
rando una enorme cantidad de empleos
ducción de gas es No Convencional y
porte ociosa, una geología que tiene
directos e indirectos.
25% de las reservas probadas son No
nivel mundial; y una industria con el co-
Convencionales, convirtiendo así al tight
nocimiento para su desarrollo.
Hoy en EE.UU. las plantas que descargaban el gas licuado importado se están
gas no en una promesa, sino en una rea-
Sólo basta mirar la experiencia de
readecuando para comenzar a exportar
lidad a partir de los desarrollos que están
EE.UU. para entender la potencialidad
sus excedentes; pero lo que es más im-
llevando adelante YPF (Sierra Barrosa),
que encierra poder desarrollar nuestro
portante, se han vuelto a abrir fábricas
YPF con Pampa Energía (Rincón del
gas No Convencional. Mientras que hace
de acero, plantas petroquímicas, plantas
Mangrullo), YPF con Dow (El Orejano),
unos años tenían que importar hidrocar-
de etanol, se construyen separadoras de
PAE con YPF (Lindero Atravesado), y To-
buros a costos que hacían inviable el de-
gases ricos, generando aún más valor a
tal (Aguada Pichana), entre otros.
sarrollo de la industria intensiva en el uso
su economía.
Ya somos -de acuerdo a un estudio del
de gas como la siderurgia, la cerámica,
Actualmente nuestro gas se está con-
Boston Consulting Group- el tercer país
vidrios, fertilizantes y la industria petro-
virtiendo en una gran palanca para apo-
con mayor cantidad de pozos realizados
química, debiendo trasladar sus plantas
yar el desarrollo económico y social de
de producción no convencional, por de-
al exterior por pérdida de competitivi-
los argentinos, pero requiere de un con-
trás de EE.UU. y Canadá.
dad; a partir del desarrollo de gas shale y
junto de condiciones que cuesta mucho
tight, esta situación se revirtió impactan-
alcanzar y muy poco perder. n
Hoy tenemos todas las condiciones
11
SHALE Seguro
URGENTE
DEBATE
EL
Tarifa social
un puente hacia el desarrollo con inclusión Por Osvaldo Rolando presidente de ADEERA
L
a comunidad del siglo XXI reconoce y valora a la energía eléctrica como un factor trascendente de desarrollo económico, social y de mejoramiento de la calidad de vida
de sus integrantes. Por eso, es el momento para reflexionar y recomendar una propuesta que contribuya a la búsqueda de la calidad con inclusión de todos los sectores de la sociedad. La decisión de subsidiar los precios de la generación y el transporte es facultad y responsabilidad del Gobierno Nacional. Pero se observa que en el escenario de coyuntura, caracterizado por un subsidio de masivo alcance, se cometen errores de inclusión y se ha perdido la señal de eficiencia, incentivo elemental para
to como en su financiamiento. La definición del universo de los usuarios beneficiados con la
lograr una oferta sustentable y segura. En este marco, debería solicitarse una política sectorial en la
Tarifa Social debe ser realizada por organismos competentes en
que se promueva dejar de subsidiar al usuario que por su situa-
la temática Social Pública de cada jurisdicción, en coordinación
ción puede hacerse cargo de los reales costos del servicio. Y des-
con la Autoridad de Aplicación local de la distribución de electri-
tinar los recursos públicos resultantes a promover inversiones
cidad. Debe tenerse en cuenta la situación social o la imposibi-
para transformar la matriz energética y en redes para eliminar
lidad de efectivizar el pago del usuario y no, exclusivamente, el
generación ineficiente.
nivel de consumo de energía eléctrica.
Desde ADEERA, proponemos la implementación de un Régi-
Este régimen diferencial propuesto sólo podrá afectar a un
men de Tarifa Social, de carácter temporal, que beneficie con
porcentaje determinado de la demanda de cada distribuidor,
un descuento en la factura a aquellos clientes que por su con-
en función de las reales posibilidades que tiene el Estado de fi-
dición socio-económica no puedan afrontar el pago de la totali-
nanciar el subsidio, o la capacidad del resto de los clientes no
dad de sus consumos.
subsidiados para absorber los costos derivados de la aplicación
En esta propuesta de Tarifa Social, parte del componente del
de este régimen.
costo de abastecimiento y de los impuestos deberían ser subsi-
Que los usuarios financien los costos de la actividad de distri-
diados por el Estado Nacional. Y el subsidio a la componente del
bución promueve a que las empresas gestionen su operación,
valor agregado de distribución debería ser determinado por la
mantenimiento e inversiones de una manera más eficiente, que
autoridad regulatoria jurisdiccional respectiva, tanto en el mon-
beneficie a la sociedad en su conjunto. n
SHALE Seguro
12
13
SHALE Seguro
subsidios
1994 tiene pendiente un nuevo pacto fiscal. Un déficit fiscal crónico nos codena a tasas inflacionarias crónicas
un palo en la rueda del plan fiscal
y a la destrucción de la moneda. Los subsidios energéticos hoy constituyen uno de los principales rubros de ese déficit. Con datos cerrados del año pasado, los consumidores argentinos de gas natural pagaron por el producto U$S 4.500 millones. Los proveedores (productores locales, gas de Bolivia, gas
Por Daniel Gustavo Montamat
por barco) cobraron por el suministro
Ex titular de YPF -
U$S 10.300 millones. La diferencia de
Ex Secretario de Energía
U$S 5.800 millones se cubrió con sub-
E
sidios. Son subsidios que benefician sta administración va a trans-
más a los ricos que a los pobres y que
ferir a la que la suceda un des-
han desalentado el uso racional de la
quicio fiscal. El déficit de las
energía. La cuenta eléctrica fue peor.
cuentas públicas nacionales (fiscal y
La demanda agregada del país pagó
cuasi-fiscal) rondará los 9 puntos res-
US$ 2.716 millones y la oferta que ge-
pecto al producto. El gasto público
neró los electrones facturó U$S 10.325
consolidado ya representa 45% del
millones.
producto y la presión impositiva en la década aumentó de 28 a casi 40% del producto. El aumento del gasto se financió con mayor presión tributaria y con emisión inflacionaria. La Argentina en su historia siempre tuvo problemas para financiar al Estado y la prestación de los bienes públicos con recursos genuinos. Lo tuvo al emanciparse de España y perder los recursos fiscales que provenían de las regalías mineras del Alto Perú. Lo tuvo cuando emancipada empezó a depender de los recursos de la Aduana que financiaban a la Provincia de Buenos Aires, y los tuvo a partir de la década del treinta del siglo pasado cuan-
Los subsidios eléctricos sumaron
No hay posibilidad de formular un plan de estabilización serio que apunte a una macro estable sin abordar esta distorsión de la herencia energética
U$S 7.609 millones.
Los subsidios
energéticos totales sumaron U$S 15.700 millones en 2014 y representan alrededor de 3.5% del producto. Este año los subsidios van a seguir creciendo por la mayor incidencia del subsidio eléctrico. No hay posibilidad de formular un plan de estabilización serio que apunte a una macro estable sin abordar esta distorsión de la herencia energética. Es cierto, para reducir los subsidios hay que recomponer las tarifas. Habrá que hacerlo, primero transformándolos en subsidios a la demanda (tanto m3 de gas como kwh por fami-
do perdió su inserción en el comercio
lia, con excedentes que paguen tarifas
mundial y requirió financiamiento para
recompuestas); después focalizándo-
las nuevas demandas sociales.
los vía tarifa social en las familias que lo necesitan.n
Desde la Reforma Constitucional de
SHALE Seguro
14
POR Un discurso del método para la energía
URGENTE
EL
DEBATE
no convencionales
hidrocarburífero, teniendo como objetivo lograr un autoabastecimiento que puede sostenerse en el tiempo, ya que es la única manera de garantizarnos nuestra seguridad energética. Además, debe tenerse en cuenta que la industria petrolera tiene una dinámica particular donde confluyen aspectos económicos, científicos, tecnológicos, políticos, sociales y ambientales, los cuales generan un grado de complejidad importante en el desarrollo de las políticas hacia el sector.
Por Víctor Bronstein
En este sentido, hay cuatro aspectos
Director del Centro de Estudios de
que son relevantes para el desarrollo de
Energía, Política y Sociedad (CEEPYS)
los recursos hidrocarburíferos en nuestro
S
país:
Tanto en nuestro país como a nivel glo-
inversiones y llevar a cabo una políti-
bal, los combustibles fósiles participan
ca energética tendiente a lograr el au-
con más del 85% en la matriz energética
toabastecimiento.
omos una civilización de alta ener-
n Reafirmar la importancia fundamen-
gía sustentada en la combustión
tal de YPF como empresa mixta; dado
de petróleo, carbón y gas natural.
que es la herramienta clave para atraer
n Repensar la relación entre la Nación
primaria.
y las provincias para la implementación
En este contexto, el debate no debe apuntar a lo urgente sino a lo importan-
95% del transporte se mueve con deriva-
te. Y dentro de lo importante, lo primero
dos del petróleo. Esto hace que hoy, sin
n Generar las condiciones para atraer
a tener en cuenta son las cuestiones me-
petróleo no puedan producirse alimen-
inversiones, fundamentalmente para el
todológicas, ya que definen las posibili-
tos. Es decir, hoy el petróleo es irreempla-
desarrollo de los recursos No Conven-
dades y los límites de una política ener-
zable y es el recurso maestro de nuestras
cionales del shale y el tight. Esto no se
gética.
sociedades.
reduce sólo a una cuestión de tarifas sino
de una única política para el sector.
Lo primero que hay que distinguir es
Si bien uno tiene la esperanza de que
también a la capacitación de recursos
que nuestra vida moderna se sustenta en
las energías renovables vayan reempla-
humanos, desarrollo de proveedores lo-
tres flujos energéticos: alimentos, com-
zando progresivamente a los combusti-
cales, costos laborales y obras de infraes-
bustibles y electricidad. Hoy, estos flujos
bles fósiles, hay que reconocer que este
tructura.
están interrelacionados, pero no mez-
proceso será lento y llevará varias déca-
clados. Todos son necesarios, pero no se
das. La Agencia Internacional de Ener-
pueden reemplazar unos a otros. Ade-
gía calcula que para 2040, los combusti-
Las miradas de urgencia sin un análisis
más, hay uno que es el predominante: los
bles fósiles todavía participarán con 79%
metodológico y de perspectivas de me-
combustibles, ya que los otros dos flujos
en la matriz energética mundial, y con
diano y largo plazo nos pueden distorsio-
dependen de ellos.
una perspectiva de aumento del consu-
nar la situación actual del sector, equivo-
mo del petróleo de alrededor de 1 millón
carnos sobre la evolución de la actividad
de barriles diarios cada año.
petrolera en nuestro país y, lo que es más
En nuestro país, más de 60% de la electricidad se genera a partir del gas. A nivel mundial, 40% se genera a partir del car-
Es en este panorama en que uno
bón y 25% a partir del gas. Por otra parte,
debe pensar las políticas para el sector
15
SHALE Seguro
n Apostar a la exploración en nuestro
Mar Argentino.
importante, al confundir el presente nos pueden ocultar el futuro. n
URGENTE
DEBATE
EL
Subsidios y Renovables, ejes de la nueva política pOR Sebastián Scheimberg Coordinador del Área de Energía de Fundación Pensar
A
l planificar una política energética eficiente y sustentable existen dos conceptos fundamentales que deben guiar la tarea: seguridad energética y diversi-
ficación de las fuentes de energía. Ambos tienen una íntima asociación con la disponibilidad de los recursos y la capacidad de aprovecharlos de modo que se promueva el desarrollo eco-
nómico y social. En simultáneo, es imprescindible incluir en la ecuación el cuidado ambiental con el objetivo puesto en reducir los efectos sobre el cambio climático pero reconociendo
nen cayendo a un paso vertiginoso y sin dudas se debe apun-
que toda actividad humana tiene efectos sobre el ambiente.
tar a que su porción en el mix energético sea cada vez mayor.
En este sentido – y con el impulso de la producción en ya-
Sin embargo esto no es suficiente; la realidad es que el gran
cimientos shale y tight- el aumento de la participación del gas
volumen de generación seguirá dependiendo de los hidrocar-
en la matriz energética mundial es bienvenido. Aquí la Ar-
buros por varias décadas.
gentina tiene una enorme ventaja gracias a su gran potencial
Hay que fomentar las llamadas “energías verdes”-solar, eó-
gasífero –convencional y No Convencional-, el cual debe ser
lica, mareomotriz, biomasa, etc.- con otro vector de precios y
desarrollado en forma sustentable, con las debidas medidas,
subsidios, y con un esquema de trabajo moderno y responsa-
auditorías y controles. Ya hay un nivel de consenso suficiente y
ble. El contexto exige tener un plan a largo plazo; el energético
consolidado respecto a que cuidando determinados paráme-
es un sector donde las inversiones maduran en ciclos que pue-
tros -como la localización de las operaciones- el fracking tiene
den llevar décadas. La Argentina está en situación de emer-
impacto muy bajo.
gencia con grandes distorsiones y desequilibrios por lo que el salto hacia una matriz segura, diversificada y sustentable es
Para decidir hacia dónde orientar los esfuerzos se debe so-
cada vez más grande.
pesar también el tema de los costos, aunque no es el único elemento a considerar. Hay que tener una estrategia de diver-
Es imprescindible tener como meta de un plan a 20 años y
sificación de la matriz en términos globales y reales. Hoy los
trabajarlo con coherencia y continuidad. El desarrollo energé-
costos de generar energía a partir de fuentes renovables vie-
tico debe ser una política de Estado. n
SHALE Seguro
16
17
SHALE Seguro
PROFESIONALES
Pocos, demandados y bien pagos son: Company Man, Jefe de Turno, Jefe de Equipo, Enganchador,
Por Florencia Lendoiro
Ingenieros en Perforación y Perforador. En cuanto a las compa-
C
mejor pagos del país, según el último informe sobre
El experto señaló que no es fácil conseguir este tipo de per-
Evolución de Puestos de Trabajo y Remuneraciones del INDEC. En
files “ya que suelen manejar buenos sueldos, razón por la que ya
consultoras privadas, se manejan cifras aún más altas que llegan
están trabajando y sólo migran proactivamente de una empresa a
a los $100.000. No es un dato menor si se tiene en cuenta que la
otra por contactos propios”. Además, explicó que “los lugares de
mitad de los trabajadores de la Argentina percibe una remune-
trabajo suelen ser alejados y con jornadas de, por ejemplo, 21 días
ración mensual de $6.500.
en el campo por 7 días de franco. Esto dificulta la tarea de conseguir
on unos $58.000 mensuales quienes trabajan en la
ñías de servicios, los más demandados son: Ingenieros de cual-
producción de petróleo y gas, son los asalariados
quier especialidad Jr. y Trainee con excelente nivel de inglés.
Los altos salarios de este mercado no son casuales, responden
personal dispuesto a trabajar tantos días seguidos alejados de sus
a condiciones especiales. Por un lado, para el sector se requiere
familias, durmiendo en el mismo lugar en que realizan sus tareas”.
especialización por tratarse de una actividad con un alto grado
Pero estas condiciones de trabajo abren una oportunidad
de complejidad tecnológica; se buscan profesionales con cono-
también para los profesionales del sector, que no sólo tienen la
cimientos específicos y por lo general, con experiencia. Por lo
posibilidad de negociar mejores salarios. Los aspirantes a ocu-
tanto, el perfil buscado por las empresas líderes, no abunda. Por
par un puesto tienen mayores posibilidades de negociar sus
otro lado, quienes desarrollan sus tareas en los campos deben
condiciones de empleo, entre las que se destacan el respeto
someterse al desarraigo y muchas veces trasladan sus familias
por los estándares internacionales de seguridad y el cuidado del
a lugares lejanos.
medio ambiente, temas centrales en esta industria.
Lo cierto es que por la alta demanda y los importantes salarios
Díaz advierte que hay dificultades para encontrar postulan-
ofrecidos, el sector petrolero está experimentando un traspaso
tes que cuadren con los perfiles requeridos pero que con bús-
de profesionales de otras industrias que reconocen el enorme
quedas minuciosas, se consiguen. Los salarios promedios que
potencial que tiene la actividad petrolera y gasífera en el país. El
se pagan para los más demandados, según el especialista,
desarrollo de Vaca Muerta abrió incluso un nuevo mercado para
son: Company Man: $ 45.000, Jefe de Turno $35.000, Jefe
especialistas en hidrocarburos No Convencionales.
de Equipo $ 40.000, Enganchador $ 25.000, Ingenieros en
Un estudio realizado por la consultora Page Group señala
Perforación $ 45.000, Perforador $ 30.000, Ingenieros de
que “la industria petrolera ha sido eje de debate en los últimos
cualquier especialidad Jr. $ 27.000 y Trainee con excelente
tiempos debido al proyecto de Vaca Muerta y el mercado laboral
nivel de inglés: $ 24.000.
en esa zona se ha revalorizado”. Explica que para el downstream
El segmento de Hidrocarburos No Convencionales tiene sus
-donde se incluye a los gerentes de Planta, Producción, Seguri-
propias características. En Vaca Muerta, como caso más em-
dad y Mantenimiento- el promedio salarial es de $75.000 men-
blemático, el boom que se produjo llevó a las compañías
suales, mientras que las posiciones de upstream - Ingenieros,
a bajar ciertas pretensiones por la urgencia de conseguir
Geólogos y Geofísicos- es cercano a los $80.000.
armar sus plantas de empleados. Así lo indicó el gerente co-
Germán Díaz, Director de Grandes Cuentas de Energía y Quí-
mercial de la Región PBA Sur, Pampa y Patagonia de Manpower
mica de Adecco Argentina, explicó a Shale Seguro que los
Group, Hernán Sánchez, cuando difundió el resultado de la últi-
perfiles más buscados de la industria para empresas operadoras
ma Encuesta de Escasez de Talento.
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20 horas semanales, que ofrece una asignación estímulo y obra social. Está dirigida a estudiantes universitarios regulares de las carreras de Ingeniería, Geociencias, Ambientales, Ciencias Económicas y Ciencias Sociales, entre otras. Los aspirantes deben tener 75 % de la carrera aprobada y faltarles menos de un año y medio para recibirse. También se requiere tener hasta 26 años y un muy buen nivel de inglés. Pan American Energy desarrolla un programa de profesionales jóvenes similar. Mediante acuerdos con las principales universidades del país, selecciona geólogos y geofísicos, ingenieros en petróleo, ingenieros no petroleros y profesionales para otras áreas, que una vez dentro del programa, participan de un plan de entrenamiento que incluye capacitaciones específicas, y rotación por diversas gerencias y áreas geográficas de la compañía. El 60% del tiempo que estos profesionales participan del programa, se destina al tipo de capacitación denominada “on the job”, es decir, a través de la propia práctica. Cada joven profesional cuenta con un tutor, que es un empleado de PAE que lo acompaña durante todo el proceso. Quienes trabajan en PAE, además de las capacitaciones en seguridad y cuidado ambiental, cuentan con una variada Por la magnitud e importancia del desarrollo de Vaca Muerta
oferta educativa que responde al programa Performance y
“la dinámica que las empresas han implementado ha priorizado la
Development Management (PDM). Así, dentro de la compa-
velocidad en la cobertura de posiciones sin una estrategia de reclu-
ñía o en prestigiosas universidades, los empleados pueden
tamiento y selección. El foco se ha puesto en la caza de talento ca-
incorporar las competencias que necesitan para desempe-
lificado con la velocidad suficiente para captar un recurso escaso”,
ñarse. Otras compañías tienen programas más diferenciados,
indicó Sánchez. Por eso es que también florecieron los programas de jóvenes
como Shell. La angloholandesa tiene en el país un progra-
profesionales y pasantías con capacitación que llevan adelante
ma para recién egresados de diversas carreras universita-
algunas petroleras. En la misma línea, las universidades o institu-
rias, con el fin de que se incorporen en posiciones que les
tos vinculados al sector ofrecen especialidades para aspirantes a
permitirán desarrollarse a largo plazo en la Compañía. Con-
puestos más complejos o profesionales con potencial.
siste en que el aspirante tome una posición específica en la
En YPF, el programa de nuevos profesionales se ofrece como
empresa con responsabilidades y objetivos claros. Hay dos
inicio de desarrollo en la petrolera estatal. Durante los primeros
requisitos excluyentes: no superar los tres años de expe-
9 meses se accede a un plan de entrenamiento que combina ac-
riencia laboral full- time (pasantías o trabajos part-time no
ciones de formación en aula y experiencias concretas en campo,
cuentan) y no superar los cinco años de graduado.
que entre otras cosas tiene una base generalista y una visión in-
En cuanto a las pasantías, Shell tiene un programa di-
tegrada del negocio haciendo énfasis en las aptitudes técnicas
señado para fomentar el intercambio enriquecedor entre la
y de gestión que el profesional demuestre. En este período se
Universidad, la Empresa y el Estudiante. La duración es de
promueve además, generar una extensa red de contactos para
6 o 12 meses, de lunes a viernes, en jornadas de 4 horas.
el desarrollo profesional en el negocio.
Se desarrollan en la Casa Central, la Planta Sola de Lubri-
YPF también cuenta con un programa de pasantías de
cantes o la Refinería. n
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SHALE Seguro
inversiones
Momento de redoblar la apuesta por las energéticas El temor a una caída mayor de los commodities se disipa y 50% del consumo global y en maíz y soja alcanza a 22% y
Por WALTER NAUMANN
E
29%, respectivamente. n materia de inversiones hay un viejo lema que sos-
Pero al mirar las proporciones de consumo de petróleo
tiene que “en las crisis surgen las oportunidades” y
del gigante asiático, la misma es considerablemente me-
que el mayor premio se lo lleva el inversor de mente
nor: 12%. Y en el caso del gas es mucho menor: sólo 5%.
fría, el paciente, avezado, quien sabe aguardar por el mo-
Por lo anterior, el temor a un menor crecimiento de
mento ideal.
China y el cambio en su estructura económica hacia una
Otro “mandamiento” que suele escucharse a menudo
economía de mayor consumo doméstico y menor peso de
entre los inversores es el que resume el concepto de que el
la inversión y del sector exportador no deberían impactar,
mercado se anticipa a los hechos y según el cual se debe
por sí solo, al petróleo y al gas en la misma proporción que
“invertir con el rumor y vender con la noticia”.
lo hace al resto de los commodities.
En tiempos complejos, tener una visión que no se limite al corto plazo puede permitir obtener grandes resultados.
La mira en EEUU
“Ataque de pánico” excesivo por China
con el exceso de oferta que se produjo en EE.UU. por la
La clave en el retroceso del petróleo tiene gran relación mayor producción en ese país y la consecuente mayor acu-
Durante gran parte del año pasado y algunos meses de
mulación de stocks, situación que aún prevalece.
2015 los precios de las materias primas a nivel mundial se
Según reproduce un informe de la firma de inversiones
han visto corroídos por las perspectivas del fuerte impacto
Puente, la Agencia de Información Energética estadouni-
que produciría el menor crecimiento de China.
dense (EIA) ha denotado que se viene registrando en los
Como consecuencia de este temor, las bajas en los
últimos meses una reducción de los niveles de producción
commodities han sido generalizadas y de una proporción
e inventarios petroleros en EE.UU. Esta desaceleración es
significativa. Se podría decir que los inversores a nivel glo-
consecuencia del freno en muchas plataformas de perfora-
bal ingresaron en una especie de “ataque de pánico” a que
ción, producto de la caída del valor del crudo. Durante lo que va de 2015 se cerraron 859 platafor-
el gigante asiático ralentice su crecimiento. Pero en este marco surge plantearse: ¿Qué tan lógico es
mas en EE.UU., 58% del total de pozos operativos durante
que una desaceleración China impacte a commodities di-
el año anterior. No obstante, el alto nivel de stocks ha evi-
símiles como el carbón, o metales básicos como el cobre y
tado que el barril de petróleo evidencie una recuperación.
níquel, o de productos agrícolas como maíz y soja, y a otros
Según un reciente análisis de la OPEP, el mercado pre-
energéticos como gas y petróleo, en similar proporción?
sentó un exceso de oferta de casi 2,8 millones de barriles
China representa 60% de la demanda mundial de car-
diarios y la producción de los países que nuclea fue leve-
bón, en los principales metales básicos alcanza entre 45%
Cont. en pág. 23
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SHALE Seguro
Gas natural Precio Mensual - Dólares americanos por millón de BTU
Descripción: Natural Gas, Natural Gas spot price at the Henry Hub terminal in Louisiana, Dólares americanos por millón de BTU
Llegó el momento del gas El precio del gas natural en el mercado
Otro factor no menos llamativo es que
usan cada vez más en las flotas indus-
internacional se encuentra en un presen-
quien tal vez sea el inversor más podero-
triales y comerciales. Y estima que el cre-
te muy similar al petróleo, en cuanto a
so y prestigioso del mundo, el magnate
cimiento de su demanda puede ser expo-
que se halla cerca de los valores más ba-
Warren Buffett, manifestó su interés re-
nencial en los próximos años.
jos de la última década.
cientemente por el mercado del Gas Na-
No obstante, parece haber alcanzado
tural Comprimido (GNC).
La Argentina también pisa fuerte La situación local va en línea con la vi-
o en su defecto estar muy próximo a su
Según trascendió, el magnate puso el
sión que describen los grandes analistas
valor piso. Por otro lado, recientemente
ojo en las empresas Enterprise Products
e inversores a nivel global. Recientemente
han comenzado a aparecer ciertas se-
Partners, Cheniere Energy y Chart In-
YPF, a través de su CEO Miguel Galuccio,
ñales que dan indicios de que las estima-
dustries, tres compañías que cotizan en
ha dejado muy en claro que el objetivo
ciones de los expertos, respecto a que no
EE.UU.
estratégico de la compañía es el gas, al
se profundizará la tendencia bajista en
La acaudalada y tradicional familia
manifestar: “El país tiene que estar foca-
oil&gas, crecen en cuanto a probabilidad
Rockefeller, que ha hecho parte de su
lizado en el desarrollo del gas”. Y añadió
de ser acertadas.
fortuna por negocios relacionados al
que “en 2011, YPF perforó un solo pozo.
Una de las señalas más claras es que
petróleo, anunció que está dirigiendo sus
Este año vamos a terminar con 150 pozos
EE.UU. prevé incrementar sus exportacio-
inversiones energéticas principalmente
y con un crecimiento en la producción de
nes de gas natural licuado a Japón, que
al GNC y la energía solar.
25%”.
es el mayor importador mundial. Esto su-
Como si fuera poco, tanto Goldman
Otro de los puntos centrales a nivel
cederá, previa aprobación del Congreso
Sachs como JP Morgan, también han
nacional que está relacionado con pro-
estadounidense, cuando entre en vigor el
comenzado a elevar gradualmente sus
fundizar el desarrollo de gas natural será
reciente Acuerdo de Asociación Transpa-
recomendaciones de inversiones en el
impulsar la industria petroquímica. Para
cífico (TPP).
sector. Los tradicionales bancos de inver-
ello, YPF tomo participación en las em-
Además, Vietnam, otro miembro del
sión de Wall Street, han mencionado al
presas Petroken y Petroquímica Cuyo. En
flamante acuerdo comercial TPP, no es
gas, en particular el GNC como uno de los
la compañía de bandera consideran que
por ahora un importador de gas natural,
sectores a tener en cuenta.
este sector le sumaría un valor agregado
pero se estima que comenzará a serlo en los próximos años.
Goldman Sachs ha resaltado que el gas natural comprimido y el licuado se
SHALE Seguro
22
de “entre U$S 3 y U$S 4 por millón de BTU a la producción de gas”. n
Por su parte, el secretario general de la OPEP tampo-
Viene de pág. 20
mente superior a lo proyectado.
co traza un panorama negativo y expresó recientemente
De acuerdo al informe de Puente, el consenso de ana-
que confía en ver un mercado petrolero más equilibrado
listas mantiene proyecciones en torno a U$S 50 para lo
en 2016. “Necesitamos seguir invirtiendo, es esencial para
que resta del año y que para finales de 2016 se elevan
nuestra industria. Sigo confiado en que los mejores días para
a U$S 59, un valor casi 20% superior al actual. “El exceso
nuestra industria aún están por venir”, manifestó Abdullah
de oferta debería mantenerse a corto plazo, poniendo pre-
al-Badri durante una conferencia que se desarrolló recien-
sión al precio del petróleo, mientras que en el mediano plazo
temente en Kuwait.
se espera una recuperación como consecuencia de la menor
Otras señales surgieron desde Rusia que podría revisar su estrategia y negociar con la OPEP un recorte en la pro-
producción en EE.UU.”, sostiene. Los expertos del mercado, según el sondeo que realiza
ducción para fortalecer los precios, aunque el ingreso o no
Bloomberg, estiman (en promedio) que los barriles de cru-
de una mayor oferta iraní es un factor que también pesará.
do tipo WTI y Brent y el gas natural en EE.UU., registrarán
Irán no cree que la estrategia de la OPEP cambie a cor-
un alza superior a 3% hacia el cierre de año. Mientras que
to plazo, aunque ha pedido en repetidas ocasiones que se
en el caso del gas natural negociado en el Reino Unido ve
trabaje para que los precios refloten y se estabilicen en la
un panorama más estable con variaciones que no supera-
banda de los U$S 70 a U$S 80 el barril. Bijan Namdar Zan-
rán el 3%.
ganeh, ministro de Petróleo de Irán manifestó que con el
23
SHALE Seguro
crudo a los actuales niveles “nadie es feliz, la OPEP debería implementar una reducción del nivel de producción”. Según ha señalado la agencia Bloomberg, Irán tiene campos de crudo que pueden operar con costos muy bajos por lo que puede ganarse una cuota de mercado con facilidad. Los países que ocuparon esa cuota mientras permanecieron las sanciones sobre Irán, ahora deben ir retirándose poco a poco, expresó recientemente Amir Hossein Zamninia, ministro de Asuntos Exteriores iraní. Los precios del petróleo cayeron desde más de U$S 100 por barril en junio de 2014, a su nivel más bajo en seis años y medio en agosto de 2015, por debajo de los U$S 42. Además tocaron uno de sus valores más bajos en la última década, como se observa en el gráfico que muestra el promedio de los precios de las variedades Brent, WTI y de Dubai. No obstante, de acuerdo a sondeos entre analistas de commodities, las proyecciones distan de vaticinar un escenario más bajista de ahora en más para el petróleo y el gas, si bien hay algún grado de divergencia respecto a cuándo comenzarán a recuperarse efectivamente los precios. Desde la consultora especializada en energía Wood Mackenzie, señalan que en el declive que hubo en los precios desde el año pasado hay una gran diferencia respecto al crash que se produjo en 2008. Señalan que la misma radica en que “la demanda de petróleo está en crecimiento y la economía global no está en recesión”. n
petróleo crudo precio mensual- dólares por barril
SHALE Seguro
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GASODUCTOS: LA CLAVE PARA MEJORAR LA ECUACIÓN ENERGÉTICA Con la explotación de hidrocarburos No Convencionales
Según los expertos norteamericanos, el uso de incremento
los EE.UU. no sólo han logrado autoabastecerse en gas y
del uso del gas natural en el sector eléctrico presenta algunos
petróleo, sino que además han conseguido modificar su
desafíos potenciales. Por ejemplo, a diferencia de otros
matriz energética para hacerla más eficiente, más accesible
combustibles fósiles, el gas natural no puede ser fácilmente
económicamente y más sustentable en términos de
almacenado en las centrales de generación eléctrica, por
ambiente.
lo que les debe ser proveído a medida que se lo consume.
La disponibilidad de gas natural abundante y a bajo costo ha
Entonces, tener una adecuada infraestructura de gasoductos
empujado la demanda de este insumo en diferentes sectores
debería pasar a considerarse como un componente clave de
de la cadena industrial que lo usan como materia prima.
la fiabilidad del sistema eléctrico.
La petroquímica local es una de las grandes beneficiadas
Otro de los retos a considerar es la rigidez intrínseca de los
que gracias al shale boom experimenta una importante
sistemas de transportes de gas: las tuberías no se mueven.
reactivación productiva a nivel local.
Si la producción de una cuenca aumenta tanto como para
Sin embargo, el protagonismo lo tiene la generación
saturar los ductos existentes o si la demanda de una región se
de energía eléctrica. Este sector es actualmente el mayor
eleva hasta hacer insuficientes el sistema en funcionamiento,
consumidor de gas natural de los Estados Unidos y se
se requieren grandes obras para hacer ampliaciones y/o crear
espera que la tendencia se mantenga -o incluso crezca- a
sistemas nuevos.
medida que va disminuyendo la cuota asignada al carbón
Así es que, tal como se recoge en el presente estudio, el
dentro del mix energético. Los costos bajos; la eficiencia
reciente crecimiento en la producción de gas natural de
demostrada por las centrales termoeléctricas a gas; y
formaciones de esquisto ha estimulado nuevas obras de
las pruebas científicas de que este combustible ayuda a
construcción de tuberías; es que muchos de los grandes
disminuir la contaminación y mitiga la liberación de gases de
yacimientos No Convencionales están situados fuera de las
efecto invernadero, son razones suficientes para prever que la
regiones con historial de producción de gas natural y por lo
demanda de gas se sostenga.
tanto carecen de la infraestructura asociada. “La mayoría de
En el estudio que presentamos a continuación, el De-
los gastos en gasoductos puestos en servicio a partir de 2010 y
partamento de Energía de los EE.UU., recoge la demanda
hasta el 2013 fueron a proyectos diseñados para el transporte de
de gas de parte del sector eléctrico y analiza su impacto a
gas de esquisto”, señalan los investigadores.
nivel de la infraestructura. Es decir que su preocupación
Esta situación es claramente opuesta a la de la Argentina
radica en prever qué obras serán necesarias para aprovechar
dado que en nuestro país las formaciones de shale y
la abundante producción de shale gas en los sectores y
tight en producción están ubicadas en la Patagonia, zona
zonas geográficas de mayor demanda. Para analizarlo, se
hidrocarburífera por excelencia, y nuestros ductos tienen aún
plantean tres escenarios con niveles de demanda de gas y
capacidad disponible. Hoy el gas natural ya es la principal
políticas energéticas y ambientales diferenciadas.
fuente de energía de la Argentina: equivale al 52% de su
Con este planteo, una vez más la Argentina está ante
matriz energética y hay grandes reservas aún por explotar. Sin
la oportunidad de mirarse en el espejo del desarrollo No
embargo, no estamos exentos de que ya sea por un mayor
Convencional en los EE.UU.; ya no para adoptar conocimientos
nivel de desarrollo económico que dispare la demanda de
técnicos o perfeccionar sus operaciones de Oil&Gas, sino para
energía o por una suba en los niveles de producción de gas
planificar y proyectar una política energética integral y las
natural -convencional y No Convencional-, la infraestructura se
inversiones en infraestructura para sostenerla.
tense y el sistema resulte insuficiente. n
25
SHALE Seguro
Naturale gas infrastructure implications of increased demand from the electric power sector
the U.S. electric power sector (not based on any real or proposed policy) that drives increased electric sector natural gas use. These cases differ only in their underlying assumptions about coal-fired power plant retirements.
1.2 Economics of Natural Gas Transmission New natural gas pipeline development is driven by market supply and demand, which expresses itself in the form of basis differential, or the difference in natural gas prices between two locations or “hubs.” Basis differentials provide an incentive for prospective pipeline shippers (the party that wants to trans-
1. Introduction 1.1 Purpose of This Study
port natural gas) to request that a pipeline company (the party that develops and/or owns the pipeline, often referred to as the
Over the past decade, natural gas production in the United
“operator”) construct new pipeline capacity and enter into long-
States has undergone a revolution. The combination of hydrau-
term contracts for firm pipeline transportation service sufficient
lic fracturing and horizontal drilling technology has allowed
to enable the pipeline operator to proceed with the project.
economic access to enormous quantities of natural gas from
Effectively, such an agreement enables the operator to have
shale formations. As a result, in 2013, the United States became
confidence that a significant share of the project’s development,
the world’s largest producer of hydrocarbons. This development
construction, financing, and operating costs will be recoverable
has had and will likely continue to have significant consequen-
from shippers. Once a new natural gas pipeline is constructed,
ces for the broader economy. The impact of abundant, low-cost
the shipper can rely on its contract for firm transportation servi-
natural gas is particularly important in the electric power sector.
ce to capture the resulting basis differential. Basis differentials,
Increased use of natural gas in electric generation presents
and how the captured revenues compare to the cost of cons-
some potential challenges. While coal can typically be stored on-
tructing pipelines, largely determine how much and in which
site at power plants, natural gas must be delivered as it is used.
locations pipeline capacity is likely to be added.
Because adequate natural gas infrastructure is a key component
The cost of constructing pipelines can be significant. For
of electric system reliability in many regions, it is important to
example, the 1,698-mile-long REX pipeline, which has a capaci-
understand the implications of greater natural gas demand for
ty of 1.8 billion cubic feet per day (Bcf/d), cost approximately $5
the infrastructure required to deliver natural gas to end users,
billion to construct. In order for the economics of the pipeline to
including electric generators.
be favorable, the natural gas flowing through the pipeline must
The United States has more than 217,000 miles of intersta-
generate sufficient revenue over its operating lifetime to justify
te natural gas pipelines to deliver natural gas from producing
the upfront capital investment.
regions to end users. However, the continued development of
Revenue and/or cost recovery for pipeline shippers depends
natural gas from shale formations, which tend to be situated
on the demand for natural gas, which is highly seasonal, particu-
outside of traditional natural gas producing regions, will require
larly in the East. Moreover, pipeline shippers sometimes capture
new pipeline infrastructure and/or the repurposing of existing
high value for short durations, often during peak periods, when
infrastructure.
increased demand, coupled with transmission constraints, cau-
The purpose of this study is to understand the potential in-
ses basis differentials to rise. For example, the “polar vortex,”
frastructure needs of the natural gas pipeline system under
which occurred during the winter of 2013–2014 and plunged
several future natural gas demand scenarios. Specifically, three
the Mid-Atlantic, Northeast, and Southeast into a deep freeze,
scenarios were developed: a reference scenario and two scena-
highlights how pipeline transmission constraints can cause pri-
rios with increased electric sector natural gas demand. Both in-
ce spikes in transmission-constrained markets. In fact, even du-
creased demand scenarios-an Intermediate Demand Case and a
ring normal years in regions served by limited pipeline capacity,
High Demand Case-apply a simple, illustrative carbon policy to
significant transmission constraints can last for weeks. However,
SHALE Seguro
26
Reference Case Total U.S. Natural Gas Demand by Sector, 2015 to 2030
while price spikes and temporary transmission constraints as-
cost to bring production online, and anticipated forward prices.
sociated with extreme weather events can have significant im-
Within the model, there are about 40 natural gas supply regions
pacts on natural gas consumers, a price spike may or may not
in the United States. The model uses depletable resource econo-
provide sufficient revenue to justify additional infrastructure
mics to compute a resource production schedule that maximi-
investment.
zes profit, given endogenously projected wellhead prices. Under this approach, today’s drilling affects tomorrow’s natural gas
2. Model Description, Limitations, and Scenarios 2.1 Model Description
prices and, conversely, expectations about tomorrow’s natural gas prices affect today’s drilling. NAIM also represents the existing interstate pipeline system
This study uses the Deloitte MarketPoint North American
by pipeline segment. The model builds additional pipeline
Integrated Model (NAIM) to analyze the interaction between
capacity when it is economic, given the computed supply-de-
electric power and natural gas markets in North America. NAIM
mand dynamics as well as infrastructure constraints and costs.
includes detailed and comprehensive electricity and natural gas
Specifically, the model builds pipeline capacity if the basis di-
market models. Each sectoral model includes disaggregated re-
fferential across a new pipeline would be large enough to cover
presentations of supply, infrastructure, and demand by geogra-
pipeline variable costs and recovery of upfront capital costs for
phic region within North America. These two sectoral models
expansion, while providing a sufficient rate of return. That is, the
are then integrated both geographically and temporally to pro-
volume of natural gas flows over time must deliver sufficient
duce a comprehensive and self-consistent set of results across
after-tax margins to justify the cost of expansion.
both markets.
The model input that determines the cost of expansion is the
NAIM applies microeconomic theory to solve for market-
overnight capital cost. Estimates of capital cost are derived from
clearing prices and quantities simultaneously across multiple
the cost of actual pipeline projects. For example, a 1 Bcf/d pipe-
markets, multiple commodities, and multiple time steps. It per-
line expansion that costs $500 million would have a capital cost
forms fundamental market analysis of supply and demand wi-
of $1.37 per million cubic feet (Mcf) of
thin each region and their dynamic interactions. The model uses
annual transmission capacity. The cost of each additional Mcf
monthly time steps over a 30-year time horizon, but the elec-
of expansion for a specific pipeline segment is assumed to be
tricity model further disaggregates the monthly time steps to
constant in the model.
more accurately represent load duration curves in each region.
To represent natural gas demand for the residential, com-
On the natural gas side of NAIM, the model represents natu-
mercial and industrial sectors, the model applies growth rates
ral gas producer decisions regarding the timing and quantity
by sector and region derived from the U.S. Energy Information
of reserves to add, given producers’ resource endowments, the
Administration’s (EIA’s) Annual Energy Outlook 2014 (AEO 2014)
27
SHALE Seguro
Reference Case Natural Gas Production by Production Region, 2015 to 2030
2.2 Modeling Limitations
Reference Case to historical state-level demand data. Demand for natural gas from these sectors is assumed to be responsive to
This analysis assumes rational economic behavior with per-
changes in natural gas prices over time. Demand for natural gas
fect foresight, but a variety of barriers may lead to outcomes
from the electric power sector is determined endogenously by
that differ from those projected by this analysis. Real-world mar-
NAIM, which computes fuel use based on competition between
kets may overbuild or underbuild infrastructure in anticipation
different types of power generation.
of future demand and prices. For example, by 2006, FERC had
More specifically, on the electricity side of NAIM, the model
received 43 applications to construct new U.S. liquefied natural
contains a representation of the North American electricity
gas (LNG) import terminals, and a total of 11 facilities were ulti-
system, including electric generation assets, bulk transmission
mately built in anticipation of a large increase in LNG imports
between regions, and load patterns. NAIM projects prices, gene-
that never
ration mix, associated fuel use, and environmental emissions for
Materialized. The approach taken in this study does not try
North American power markets. The geographic scope encom-
to anticipate suboptimal actions. While real-world markets do
passes all areas under the jurisdiction of the North American
not always perfectly align supply and demand, it is difficult to
Electric Reliability Corporation (NERC), which includes portions
determine a credible way to anticipate potential future market
of Canada and Northern Baja Mexico, as well as all of the lower
disequilibrium. In addition, interstate pipeline capacity additions in the mo-
48 United States. Within NAIM there are a total of 76 electricity
del are presumed to use the most efficient routing, regardless of
balancing regions. Electric generating capacity additions are largely endoge-
ownership. Full access to pipeline segments is assumed for both
nous, with some planned and other capacity additions specified
the utilization of existing capacity and future capacity additions.
exogenously, while all capacity retirements are specified exoge-
As such, the model is limited in its ability to account for the po-
nously. NAIM uses technology cost and performance assump-
tential cost of barriers facing many interstate natural gas pipeli-
tions similar to those assumed in EIA’s AEO 2014 Reference Case.
ne projects, including siting and permitting challenges as well
Electric transmission capacity additions are specified exoge-
as cost allocation and cost recovery issues. As discussed later in this report, the amount of new interstate
nously, and NAIM’s total electric load projection is based on the
natural gas pipeline capacity projected in the scenarios consi-
AEO 2014 Reference Case. Finally, the representation of inter-commodity linkages allows
dered in this analysis between 2015 and 2030 (38–42 Bcf/d) is
the model to project how an illustrative national carbon poli-
considerably lower than the amount of new capacity added for
cy might affect each regional electricity market, which in turn
the historical period between 1998 and 2013 (127 Bcf/d).
affects the natural gas market. Integrating the markets for na-
Because this historical capacity was constructed in a market
tural gas and electricity within the model is important because
and regulatory environment prone to the siting, permitting,
future U.S. natural gas demand growth is projected to be largely
and cost recovery issues described previously, it is reasonable
driven by the electric power sector.
to conclude that a smaller amount of total capacity (such as that
SHALE Seguro
28
projected in the Reference Case, Intermediate Demand Case,
the model. This study also does not address how greater natural
and High Demand Case) could be constructed in the future in
gas demand may affect the need for high-deliverability storage,
a similar market and regulatory environment. However, if siting
which becomes important at time scales shorter than the mon-
energy infrastructure becomes more or less challenging in the
thly time resolution of the model, and is often used by natural
future, the level of effort needed to site the pipeline capacity
gas electric power generators. However, none of these assump-
additions projected in this analysis could increase or decrease.
tions is likely to affect the conclusions about interstate natural
Moreover, in the near term, all three scenarios in this analysis
gas pipeline infrastructure. In fact, the lack of natural gas storage
project relatively modest interstate pipeline capacity additions
additions in this study could place more pressure on the natural
(2.2–2.7 Bcf/d annually between 2015 and 2020). Increased
gas transmission system than would be the case if storage ex-
production from shale and other geographically diverse sour-
pansion were explicitly represented, consistent with the inten-
ces of natural gas as well as geographic diversity in the sources
tion to create an upper-bound test case.
of natural gas demand have significantly reduced the need for
2.3 Description of Scenarios
additional construction of interstate natural gas pipeline infrastructure. Projected near-term pipeline capacity additions
In order to analyze the potential impact of increased demand
are smaller than the annual average additions over the last five
from the electric power sector, this report examines three sce-
years for which data are available (8.8 Bcf/d annually between
narios: a “Reference Case” with no national carbon policy, an “In-
2009 and 2013) and also smaller than the average annual capa-
termediate Demand Case” with an illustrative national carbon
city additions reported
policy applied to the electric power sector, and a “High Demand
as planned for the years 2014–2016 by EIA (5.1 Bcf/d annua-
Case” with an illustrative national carbon policy applied to the
lly). Taken together, these comparisons suggest that the rate of
electric power sector and accelerated coal-fired power plant re-
near-term and medium-term pipeline capacity expansion pro-
tirements. The Reference Case does not include an illustrative natio-
jected by this analysis is consistent with the rate of both histori-
nal carbon policy, but it does include existing state renewable
cal and planned capacity expansion. Projections in this study are also limited by the spatial and
energy portfolio standards as well as regional greenhouse gas
temporal resolution of the model. The monthly time resolution
emissions policies, such as the Regional Greenhouse Gas Initia-
in the model may not identify interstate pipeline constraints
tive (RGGI) in the Northeast and Mid-Atlantic and the California
that reflect peak demand days or shorter time intervals. Mo-
Global Warming Solutions Act (AB32). In the Reference Case,
reover, these projections will not capture most future intrastate
approximately 25 gigawatts (GW) of coal capacity are retired af-
pipeline capacity additions (as opposed to interstate pipeline
ter 2014. These retirements have been publicly announced and
capacity additions). Increased natural gas demand will likely
are imposed exogenously in the model.
also require new, smaller pipelines (known as laterals) to con-
In the increased demand cases, an illustrative carbon policy
nect new electric power sector generation. Laterals are difficult
was applied nationally beginning in the year 2020 at a price of
to represent because they depend on the precise locations of
about $32 (2012$) per metric ton of CO2, increasing at a rate of
any new electric generating capacity that is built. Similarly, the
5% per year in real terms. This pathway matches EIA’s AEO 2014
model represents the pipeline gathering system as part of an
$25 Carbon Price side case from 2020 onwards. This illustrative
integrated natural gas gathering and processing system within
national carbon policy is not intended to represent any actual or
each basin, so natural gas gathering pipeline additions are not
proposed policy, but instead is used as a means to drive growth
explicitly modeled. However, these limitations are not likely to
in electric power sector natural gas demand, and consequently
affect the conclusions about interstate natural gas pipeline in-
in natural gas infrastructure. In the Intermediate Demand Case, coal-fired power plant re-
frastructure. Finally, the model computes optimal natural gas storage dis-
tirements are assumed to follow the trajectory in the Reference
patch based on projected monthly prices and storage operating
Case. In other words, no additional retirements beyond those
parameters. The model does not endogenously determine fu-
already announced occur. However, in such a policy scenario,
ture storage capacity, and storage capacity is held constant in
coal-fired power plants for which no announcements have
29
SHALE Seguro
been made to date could in fact retire prior to 2030, which in
tiveness of U.S. LNG exports in global markets based on projec-
turn would require additional generation from other sources,
tions of the domestic price of natural gas, the cost of building
including natural gas.
LNG liquefaction terminals, the cost of transportation and li-
To analyze this, a High Demand Case was also modeled. In this
quefaction, and the price and demand for natural gas in foreign
case, all coal-fired power plants that lacked scrubber-type emis-
markets. Given these conditions, the model determines whe-
sions controls as of the first quarter of 2014 are assumed to retire
ther the capital investment would be recovered. The model’s
in 2017. This assumption results in an incremental reduction of
estimate of LNG export volumes is based purely on underlying
104 GW of coal-fired capacity beyond the 25 GW of capacity that
economic and does not capture purchase decisions of LNG con-
retires in the Reference and Intermediate Demand Cases. Just
sumers who are willing to pay above market prices in order to
as some units that have not yet publicly announced a decision
diversify their LNG acquisition portfolios.
to retire may in fact eventually retire, it is likely that some un-
In general, under an illustrative national carbon policy, a shi-
controlled units will be economic to retrofit and will continue to
ft away from more carbon-intensive generation such as coal to
operate after 2017.
lower-carbon generation such as natural gas and to zero-car-
This analysis focuses specifically on the sensitivity of the in-
bon options such as nuclear, renewables, and energy efficiency
terstate natural gas pipeline infrastructure to varying levels of
would be expected. Because this study examines the impacts of
electric power sector natural gas demand. Additional scenarios
an illustrative national carbon policy on the natural gas pipeline
would be needed to characterize a broader range of possible
system, this section will focus on the impact of these two scena-
natural gas futures. For example, future work might consider al-
rios on electric power sector natural gas demand. See Appen-
ternative natural gas supply assumptions (such as the size of the
dix B. Electric Power Sector Results for additional electric power
natural gas resource base or the rate of technology advances
sector results. Figure 5 compares electric power sector natural gas demand
that affect drilling cost and/or drilling productivity) that could
across the cases. In the Intermediate Demand Case, electric
result in natural gas supply that is higher or lower than Reference Case levels.
power sector natural gas demand increases by about 7.5 Bcf/d
Similarly, future work might consider scenarios in which energy
(about 25%) in 2030 relative to the Reference Case. In the High
efficiency or conservation is significantly deployed to meet end-
Demand Case, electric power sector natural gas demand increa-
user demand, or scenarios with alternative assumptions about
ses by about 14 Bcf/d (about 46%) in 2030 relative to the Refe-
future industrial or transportation natural gas demand.
rence Case.
3. Model Results 3.1 Natural Gas Demand
mand by Region, 2015 to 2030
Figure 6: Reference Case Electric Power Sector Natural Gas DeThe incremental change in electric power sector natural gas
In the Reference Case, total U.S. natural gas demand is pro-
demand between the Intermediate Demand Case and the Re-
jected to grow steadily and reach about 76 Bcf/d by 2030, an
ference Case is shown in Figure 7. Positive values are increases
18% increase from 2015 levels. Reference Case demand in 2030
relative to the Reference Case, while negative values are de-
is close to EIA’s AEO 2014 Reference Case level of approximately
creases. The electric power sector natural gas demand results
80 Bcf/d. Figure 4 shows natural gas demand by sector in the
are consistent with the electric power sector generation results
Reference Case.
presented in Appendix B. Electric Power Sector Results. Nearly
Figure 4: Reference Case Total U.S. Natural Gas Demand by
all regions see an increase in electric power sector natural gas
Sector, 2015 to 2030
demand once the illustrative national carbon policy is applied in
One of the implications of increased natural gas produc-
2020, as natural gas-fired generation replaces generation from
tion from shale formations is that the United States is now an
coal-fired units. However, regions in which coal-fired generation
attractive source of LNG for global buyers. The Reference Case
is replaced with a greater amount of renewable power, such as
projects about 5.1 Bcf/d of U.S. LNG exports by 2020. The volu-
MRO and SPP, do not demand as much incremental natural gas
me of U.S. LNG exports in the model is determined by Deloitte
as other regions.
MarketPoint’s World Gas Model, which computes the competi-
SHALE Seguro
Figure 8 shows the change in electric power sector natural
30
Historical, Planned, and Projected U.S. Interstate Pipeline Capacity Additions, 1996 to 2030
gas demand in the High Demand Case relative to the Reference
Natural gas power generation increases in California to re-
Case. In this modeling framework, the greater number of coal
place decreasing imports of power from the WECC (excluding
plant retirements assumed in this scenario results in greater na-
CA) region. The greater number of coal-fired power plant retire-
tural gas-fired generation and, in turn, greater natural gas de-
ments assumed in the High Demand Case requires replacement
mand in the electric power sector. This increase in natural gas
energy to be made up by natural gas-fired generation in the
demand also begins earlier, reflecting the assumption about the
WECC (excluding CA) region. This effect works in the opposite
timing of coal-fired power plant retirements.
direction as the prior one, resulting in greater WECC (excluding
In the WECC (excluding CA) region, power sector natural gas
CA) power sector natural gas demand in the High Demand Case
demand declines in the Intermediate Demand Case (Figure 7)
relative to the Reference Case (Figure 8).
but increases in the High Demand Case (Figure 8) relative to
3.2 Natural Gas Supply
the Reference Case. In the Reference Case, WECC (excluding CA) exports electricity to California. However, the application of the
Growing demand for natural gas leads to a significant increa-
illustrative national carbon policy in the Intermediate Demand
se in the supply of natural gas. In the Reference Case, total na-
Case increases the costs to operate fossil generation in the
tural gas production is projected to grow by 37% from 2015 to
WECC (excluding CA) region. In light of these higher costs, the
2030, increasing from approximately 71 Bcf/d in 2015 to nearly
WECC (excluding CA) region exports less electricity to California,
98 Bcf/d in 2030 (Figure 9). Reference Case natural gas supply
and fossil generation—and, in turn, power sector natural gas
in 2030 is comparable to EIA’s AEO 2014 Reference Case level of
demand—in the WECC (excluding CA) region declines relative
approximately 94 Bcf/d.33 The Reference Case projection also
to the Reference Case (Figure 7).
shows a continued increase in shale gas production over the
31
SHALE Seguro
projection period. With the most significant contribution co-
present levels of demand. The large shale gas resource poten-
ming from the Marcellus basin, total U.S. shale gas production
tial has effectively made the long-run natural gas supply curve
is projected to reach about 70 Bcf/d by 2030 and to become the
more elastic, and as a result, long-run natural gas demand chan-
dominant source of U.S. natural gas supply (for a description of
ges are less likely to result in major price impacts.
the production regions, see Appendix A.2 Map of Lower 48 Sta-
In the Reference Case, U.S. natural gas prices are among the
tes Shale Plays).
lowest compared to other industrialized countries throughout
In response to the increased use of natural gas for power ge-
the forecast period. Figure 11 shows historical prices through
neration in the Intermediate and High Demand Cases, U.S. na-
2010 as well as the projected price at Henry Hub in the Refe-
tural gas production is projected to increase by 6%–10% over
rence Case. Advancements in the technology used to produce
Reference Case levels in 2030. The majority of production is pro-
natural gas from shale formations, coupled with the global re-
jected to come from shale gas basins, as shown in Figure
cession, caused natural gas prices to fall sharply from 2009 to
10. The remainder, totaling 38% of total natural gas supply
2012. In the Reference Case, natural gas prices slowly rebound
in both the Intermediate Demand Case and the High Demand
and rise throughout the projection period at levels that are suffi-
Case, includes conventional natural gas, offshore natural gas,
cient to incentivize production from marginal sources of natural
associated gas, coalbed methane, and tight gas. Just as in the
gas supply. Henry Hub natural gas prices in the Reference Case
Reference Case, shale gas production in the Intermediate De-
are similar to prices in EIA’s AEO 2014 Reference Case. In 2030,
mand Case is spread across multiple regions. While the volumes
Reference Case Henry Hub prices are projected to be $6.16/mi-
of natural gas supplied are larger in the High Demand Case, the
llion British thermal units (MMBtu), while EIA’s AEO 2014 Refe-
geographic distribution of that supply is similar.
rence Case prices are projected to be $6.03/MMBtu.
Interestingly, while the Marcellus region is the largest sour-
Figure 12 shows average prices from 2015 to 2030 across the
ce of shale gas production in the Reference Case, it is not the
cases for selected major regional natural gas markets and hubs.
largest incremental source, relative to the Reference Case, of
In the Intermediate Demand Case, growing demand for natural
projected future natural gas production in the Intermediate and
gas results in an average increase in Henry Hub prices of $0.19/
High Demand Cases. Instead, the largest source of incremental
MMBtu (or about 4%) from 2015 to 2030 relative to the Referen-
shale gas production in these cases is the Haynesville basin,
ce Case. In the High Demand Case, the average increase in Hen-
which is situated in East Texas and Northwest Louisiana. This
ry Hub prices is about $0.53/MMBtu (or about 10%) from 2015
result follows from the underlying resource economics of the
to 2030 relative to the Reference Case. The largest price impact
shale plays represented in the model. As the lowest-cost Mar-
in these cases is in Massachusetts, which is far downstream in
cellus resources are depleted over the course of the Reference
regional pipeline flows.
Case projection, only higher-cost Marcellus supplies remain
3.4 Natural Gas Transmission Reference Case
available for incremental production in the increased demand cases. Incremental Marcellus production is also likely to require additional infrastructure to bring production to market, diminis-
In the Reference Case, the combination of a geographic shift
hing the attractiveness of Marcellus production relative to other
in regional natural gas production—largely due to the expan-
basins. In addition, the Haynesville is well positioned to supply
ded development of natural gas from shale formations—and
natural gas to southern electricity markets, which account for a
growth in natural gas demand is projected to require more in-
significant share of the increase in demand from the U.S. electric
terstate natural gas pipeline capacity. Figure 13 shows the historical and planned capacity additions
power sector in the Intermediate and High Demand Cases (Fi-
from 1996 to 2016, along with the projected pipeline capacity
gure 7 and Figure 8).
additions between 2015 and 2030 in the Reference Case. Pipeli-
3.3 Natural Gas Prices
ne capacity additions in the Reference Case are projected to be
The United States is estimated to hold about 2,400 trillion
38 Bcf/d between 2015 and 2030. In comparison, between 1998
cubic feet (Tcf) of technically recoverable natural gas in shale
and 2013, nearly 127 Bcf/d of pipeline capacity was added in the
formations, equivalent to approximately 100 years of supply at
United States.
SHALE Seguro
32
Projected Interstate Pipeline Capacity Additions in the Reference Case, 2015 to 2030
Continued integration of shale gas production from the Mar-
pelines, finding alternative routes utilizing available capacity on
cellus basin, which is the largest producing basin in the Refe-
existing pipelines is often less costly than expanding pipeline
rence Case projection, is a key driver of future pipeline capacity
capacity.42 This response is more likely when incremental na-
additions in the Reference Case. Shale gas produced from the
tural gas demand does not strongly coincide with peak natural
Marcellus is both lower in cost and situated geographically clo-
gas demand, which is true in the Reference Case, because the
ser to end-user demand in the eastern United States. As a result,
incremental demand is largely driven by increases in base load
more than half of the 38 Bcf/d of interstate pipeline capacity
natural gas generation in the electric power sector.
additions in the Reference Case are associated with further in-
Figure 14 shows the regional distribution of projected pipeli-
tegrating Marcellus natural gas production into U.S. natural gas
ne capacity additions between 2015 and 2030 (for more detail
markets.
on the regions, see Appendix A.3 Map of Natural Gas Pipeline
Even with the significance of the Marcellus, projected natural
Expansion Regions). In the Marcellus, growth in natural gas pro-
gas production and demand are geographically diverse, so the
duction is projected to require additional expansion of pipeline
need for additional interstate natural gas pipeline infrastructure
takeaway capacity from the region. In total, an estimated 8.4
is lower than would be
Bcf/d of additional pipeline capacity will be needed to integrate
Page 20 U.S. Department of Energy expected if the increased
Marcellus production with regional markets and interstate pipe-
production or demand were concentrated in a particular region.
lines (shown as “Within Marcellus” in Figure 14). Growing Mar-
Furthermore, pipeline capacity additions that were placed in
cellus natural gas production is projected to dominate the Mid-
service between 2007 and the present in order to realign the
Atlantic natural gas market. Not only will natural gas from the
U.S. natural gas transmission system with changing supply and
Marcellus displace flows from other regions, but it will also be
demand conditions driven by increases in shale gas production
exported to other parts of the country. A portion of the growth
are projected to reduce the need for future pipeline infrastruc-
in Marcellus natural gas production is projected to serve nor-
ture.
theastern markets and will require
Another reason that pipeline capacity additions in the Repipeline capacity is not fully utilized during many parts of the
3.2 Bcf/d of incremental pipeline capacity (shown as “Mid-Atlantic to North” in Figure 14).
year. Average capacity utilization between 1998 and 2013 was
Growth in the Marcellus and in the Utica is also projected to
54%. For comparison, projected pipeline utilization for the top
reverse flows that historically have come from west and south of
200 pipeline segments by projected flow volume in the Refe-
the region. In the Reference Case, the model projects 4.4 Bcf/d
rence Case in 2030 is 57%.41 Given the cost of building new pi-
will reverse flow from Ohio to Indiana (included within the to-
ference Case are not greater is that, in many regions, existing
33
SHALE Seguro
tal for “Mid-Atlantic to West” in Figure 14). Other expansions are
are broadly distributed, and because utilization of some existing
projected to increase flows from Pennsylvania and West Virgi-
pipelines can be increased, the need for additional natural gas
nia to Ohio, bringing total Mid-Atlantic to West expansion to
infrastructure is reduced.
7.6 Bcf/d. Flow reversal is also projected southward out of the
In the High Demand Case, electric power sector natural gas
Marcellus to serve markets in the Southeast. Pipelines that cu-
demand is projected to increase by about 14 Bcf/d over Referen-
rrently bring natural gas from the Gulf region to the north are
ce Case levels in 2030. This is a 46% increase relative to Referen-
projected to reverse flow so that Marcellus production can serve
ce Case electric power sector natural gas demand and an 18%
the Virginia and Carolinas markets (included within the total for
increase relative to total Reference Case natural gas demand.
“Mid-Atlantic to South” in Figure 14). As a result of the projected
This increase in demand results in a 10 Bcf/d (10%) increase in
expansions, Virginia is almost completely served by Marcellus
U.S. natural gas production relative to the Reference Case in
production. However, pipeline reversals do not go any farther
2030. Just as in the Intermediate Demand Case, reductions in
south beyond the Carolinas because Gulf production is able to
natural gas pipeline exports account for the difference between
maintain hold of southern markets.
natural gas production and demand. With the increase in natu-
In addition, Midcontinent, Rockies, and Gulf production,
ral gas demand in the High Demand Case, an incremental 3.9
which is largely displaced from eastern markets, is increasingly
Bcf/d (approximately 10% of the total Reference Case capacity
transported to the Midwest and is projected to require 3.6 Bcf/d
additions of 38 Bcf/d) of additional pipeline capacity above Re-
of capacity (shown as “Midcontinent, Rockies, and Gulf to Mid-
ference Case levels is projected to be built by 2030. Just as in the
west” in Figure 14). The greater quantity of natural gas from the
Reference and Intermediate Demand Cases, the wide geogra-
Midcontinent, Rockies, and Gulf region, as well as from the Mar-
phic distribution of both natural gas production and demand
cellus and Utica, that serves midwestern markets, in turn, leads
and the ability to increase utilization of some existing pipelines
to a greater amount of natural gas that is available for export to
reduce the need for additional interstate natural gas pipeline
Canada. As a result, export pipelines from the Midwest to Cana-
infrastructure.
da are projected to expand by 2.2 Bcf/d (shown as “Exports to
Projected pipeline utilization for the top 200 pipeline seg-
Canada” in Figure 14). Finally, as production increases in the San
ments by projected flow volume in the model in 2030 rises to
Juan and Permian basins, more pipeline capacity is projected to
60% in the Intermediate Demand Case and 61% in the High De-
be added to allow natural gas produced in the Rockies and in
mand Case, compared to 57% in the Reference Case.
the Permian basin to increase its share of California and western
Finally, to further understand the reasons for the modest in-
markets (shown as “San Juan/Permian to West” in Figure 14).
cremental infrastructure needs in the Intermediate and High Demand Cases, it is necessary to consider the incremental sour-
Intermediate and High Demand Cases
ces of supply in these cases relative to the Reference Case. As
In the Intermediate Demand Case, electric power sector natu-
discussed previously, while the Marcellus is the largest source of
ral gas demand increases by 7.5 Bcf/d in 2030 compared to the
shale gas production in the Reference Case, driving more than
Reference Case. This is a 25% increase relative to Reference Case
half of the total pipeline capacity additions in the Reference
electric power sector natural gas demand and a 10% increase
Case, the Haynesville basin is the largest source of incremental
relative to total Reference Case natural gas demand. The impact
shale gas supply in the Intermediate and High Demand Cases,
on natural gas production is lower, at 6.1 Bcf/d (6%) over Refe-
relative to the Reference Case. Compared to the Marcellus, in-
rence Case levels in 2030. Higher
creased production of shale gas in the Haynesville basin requi-
U.S. natural gas demand results in lower U.S. pipeline exports
res little or no additional interstate pipeline capacity in order to
to Canada, which in turn reduces the need for additional U.S.
access markets, because the region has a history of natural gas
natural gas production. Moreover, only a relatively modest 1.4
production and is already well served by interstate natural gas
Bcf/d (about 4% of the total Reference Case capacity additions
pipelines. However, even if the incremental natural gas supply
of 38 Bcf/d) of additional pipeline capacity beyond Reference
in the Intermediate or High Demand Cases were to come from
Case levels is projected to be built by 2030. As in the Reference
another basin with a history of natural gas production, the addi-
Case, because incremental natural gas production and demand
tional infrastructure requirements would be unlikely to affect
SHALE Seguro
34
Historical, Planned, and Projected Capital Expenditures on U.S. Interstate Pipeline Capacity, 1996 to 2030
the conclusions about infrastructure needs relative to historical
the Reference Case (shown as “Mid-Atlantic to West” in Figure
experience.
15) is reduced by 3.5 Bcf/d in the Intermediate Demand Case
Figure 15, which compares the incremental regional pipeline
and by 2.9 Bcf/d in the High Demand Case. Given the increased
capacity additions in the Intermediate and High Demand Cases
demand for natural gas in the Southeast, the tendency to send
to those in the Reference Case, demonstrates that the regional
natural gas northward to midwestern markets is lower than the
incremental capacity additions (and subtractions) are compara-
tendency to use Gulf production in the Southeast, so fewer pi-
tively small, relative to the level of capacity additions in the Re-
peline capacity expansions are projected into the Midwest from
ference Case (shown in gray). However, there are some modest
the Gulf in the Intermediate and High Demand Cases than in the
changes in regional capacity additions between the cases.
Reference Case (shown as “Midcontinent, Rockies, and Gulf to
In both increased demand cases, greater natural gas demand
Midwest” in Figure 15).
within the Mid-Atlantic and southeastern regions results in re-
In both increased demand cases, more pipeline capacity addi-
gionally produced natural gas remaining within the region or
tions are projected relative to Reference Case levels within the
being sent to southeastern markets (shown as “Within Marce-
West as well as westward from the San Juan and Permian basins
llus” and “Mid-Atlantic to South” in Figure 15). Furthermore, in
to meet growing demand for natural gas in California and wes-
both increased demand cases, the demand for natural gas in
tern markets (shown as “Within Western States” and “San Juan/
midwestern markets (and the resulting tendency to send natu-
Permian to West” in Figure 15). While there are not any coal-fired
ral gas westward) is lower than the demand in the Mid-Atlantic
power plants to displace in California, natural gas demand in-
(and the resulting tendency to use such supplies within the
creases because of reduced imports of electricity and the resul-
region), so the 7.6 Bcf/d of projected capacity expansions in
ting higher utilization of in-state natural gas-fired power plants.
35
SHALE Seguro
Finally, compared to the Reference Case, which projects 2.2
gas demand from the electric power sector increases, the in-
Bcf/d of pipeline capacity additions to support U.S. exports to
cremental increase in interstate natural gas pipeline expansion
Canada, the Intermediate Demand Case projects 0.5 Bcf/d fewer
and associated investment is modest, relative to historical ca-
capacity additions, while the High Demand Case projects 1.0
pacity additions. The projected rate of interstate pipeline ca-
Bcf/d fewer capacity additions (shown as “Exports to Canada” in
pacity expansion in the scenarios considered in this analysis
Figure 15). These reductions in export volumes follow from the
is lower than the rate of historical capacity additions over the
increasing demand for natural gas in the United States relative
past 15 years and is consistent with information currently avai-
to Canada, driven by the growing demand from the U.S. electric
lable on planned capacity additions over the next 3 years. In
power sector.
the scenarios considered here, 38–42 Bcf/d of new and expanded interstate pipeline capacity is projected to be constructed
3.5 Expenditures on Natural Gas Transmission Infrastructure
between 2015 and 2030, compared to nearly 127 Bcf/d of pipeline capacity added in the United States between 1998 and
The projected capital expenditures required to construct, ex-
2013.
pand, and modify interstate pipeline infrastructure described in
Similarly, capital expenditures on new interstate pipelines in
the previous section are shown in Figure 16. Total capital expen-
the scenarios considered here are projected to be significantly
ditures on pipeline capacity expansion in the Reference Case are
less than the capital expenditures associated with infrastructu-
projected to be about $42 billion between 2015 and 2030. In
re expansion over the last 15 years. The scenarios in this analy-
comparison, between 1998 and 2013, pipeline capacity expen-
sis project $42 billion to $45 billion in capital expenditures
ditures totaled more than $63 billion. In the Intermediate De-
on new, expanded, and modified interstate pipeline capacity
mand Case, the incremental capital expenditures are projected
between 2015 and 2030, while pipeline capacity expenditures
to be about $0.6 billion, 1.3% higher than the Reference Case,
totaled more than $63 billion between 1998 and 2013.
and in the High Demand Case, the incremental capital expen-
The results of this study are consistent with a recent report
ditures are projected to be about $2.8 billion, 6.5% higher than
prepared by ICF International for the Interstate Natural Gas
the Reference Case.
Association of America (INGAA) Foundation. Average annual
Projected regional pipeline capital expenditures are displa-
expenditures on interstate natural gas pipeline infrastructure
yed in Figure 17. The largest interstate pipeline capital expendi-
range from $2.6 billion to $2.8 billion across the cases conside-
tures in the Reference Case are projected to be in the Marcellus
red in this analysis between 2015 and 2030. The INGAA study,
to construct pipeline takeaway capacity. In the Intermediate
which utilizes a different set of input assumptions and projec-
and High Demand Cases (Figure 18), expenditures to expand
tion methodologies, projects annual expenditures that range
Marcellus takeaway capacity and to transport natural gas
between $2.7 billion and $4.0 billion across the cases conside-
southward increase relative to the Reference Case. Furthermore,
red in its analysis.
in these cases, expenditures to transport Marcellus production
Two primary factors mitigate the need for additional in-
westward and Midcontinent, Rockies, and Gulf production nor-
terstate natural gas pipeline infrastructure and related capital
thward decline relative to the Reference Case, consistent with
expenditures in these scenarios. First, the growth in both na-
the changes in pipeline capacity additions between the cases
tural gas demand from electricity generation and natural gas
(Figure 15). Finally, in both cases, expenditures to bring Roc-
production is broadly distributed rather than geographically
kies and southwestern natural gas into and around California
concentrated, reducing potential interstate pipeline capacity
increase compared to Reference Case levels (shown as “Within
constraints as well as the need for new interstate pipelines. Se-
Western States” and “San Juan/Permian to West” in Figure 18),
cond, increasing utilization of capacity that is not fully utilized
also consistent with the changes in pipeline capacity additions
in existing interstate natural gas pipelines, re-routing natural
between the cases.
gas flows, and expanding existing pipeline capacity are potentially lower-cost alternatives to building new infrastructu-
4. Conclusion
re and can accommodate a significant increase in natural gas
This study concludes that, under scenarios in which natural
SHALE Seguro
flows. n
36
37
SHALE Seguro
convencionales
LA SEGUNDA
OPORTUNIDAD La recuperación secundaria de yacimientos es una de las razones que explica que YPF haya logrado revertir la tendencia en caída de la producción. Si bien la explotación de formaciones de shale y tight se llevó gran parte de los esfuerzos de la petrolera, también se han logrado importantes avances con positivos resultados gracias a los trabajos sobre campos maduros.
S
egún información de la propia compañía de bandera,
74% de la producción de YPP proviene de bloques de más de 20 años
74% de su producción proviene de bloques que tienen más de 20 años y que se distribuyen a lo largo y
ancho del país. En este contexto, lograr la revitalización de esos yacimientos maduros a través de mayor inversión, incorporación de nuevas tecnologías y mejoras en los sistemas de gestión se consolidó como uno de los grandes pilares de la estrategia de
26%
30%
la YPF nacionalizada para lograr aportar más petróleo al saldo nacional. A medida que estos yacimientos maduros se agotan o pierden presión, se inicia una etapa de declive en la producción de petróleo. Una forma de recuperar la presión perdida en los reservorios es mediante la inyección de fluidos producidos cómo
44%
el agua y el gas. Esta técnica destinada a extender la vida útil de los pozos, recibe el nombre de Recuperación Secundaria. Según ingenieros expertos en la materia, “se entiende cómo
Entre 0-20 años
recuperación secundaria a la producción debida al incremento de presión que produce el inyectar en los reservorios fluidos que son comunes en el mismo, cómo agua y gas, inyectándose el primero
Entre 20-35 años
Más de 35 años
Fuente: YPF
en la parte baja del reservorio y el segundo en la parte más alta del reservorio, esto debido a que por densidades son las posiciones re-
objetivo de inyectar es doble: presurizar los reservorios y dispo-
lativas que adoptarían naturalmente en relación al petróleo exis-
ner el agua producida en el yacimiento.
tente en la roca”.
En nuestro país, la inyección de agua en los pozos se inició ya
Su utilidad se descubrió accidentalmente en los EE.UU. a fi-
a mediados del siglo pasado, y es actualmente una metodología
nales del siglo XIX cuando se comenzó a desechar el agua de
extendida en todo el país. YPF produce 14.000 m3/d de pe-
producción en pozos que habían dejado de producir. El agua
tróleo gracias a la técnica de recuperación secundaria lo que
ingresaba a los reservorios depletados prácticamente por gra-
constituye el 50% de la producción total de la compañía, con
vedad. Desde entonces el proceso se ha perfeccionado y hoy el
lo que tiene cada vez más protagonismo. La producción secun-
SHALE Seguro
38
la producción 500 millones de barriles.
Producción primaria y recuperación secundaria
El valor de esta política de trabajo fue reconocida por el propio Miguel Galuccio durante su exposición en la universidad de Harvard en Boston, en el marco de la 12 Annual Energy Sym-
Caudal Oil (m3/día)
posium, evento del que participó en su calidad de CEO de la petrolera argentina. Allí, Galuccio destacó el crecimiento de la producción de YPF,
Pronóstico de producción primaria
los niveles record de inversión en todos los segmentos de la em-
Volumen Incremental de Secundaria
presa, y describió los pilares de crecimiento de la compañía para el futuro en torno al desarrollo del shale, el tight gas, la recuperación secundaria y terciaria en yacimientos maduros, y la oportunidad que significa el offshore.
Límite Económico
Los resultados de YPF en Chubut son prueba de la eficacia de
Tiempo
esta estrategia. Gracias a la aplicación de esta técnica, la compañía obtuvo allí la producción de petróleo más alta en los últimos 34 años, con lo que revirtió el declino de los campos
daria es incremental sobre la producción primaria, y su volumen
maduros de la provincia. Los yacimientos chubutenses como Restinga Alí, El Trébol-
es fácilmente estimable al calcular la diferencia entre la produc-
Escalante y Zona Central-Cañadón se caracterizan por ser
ción primaria y la total. A partir de políticas de perfeccionamiento e inversiones en
formaciones maduras, algunas con hasta más de 80 años de
tecnología, YPF tiene como objetivo incrementar el factor de
actividad. Sin embargo, producto de la tarea desplegada por la
recuperación de esos campos maduros del actual 20% a un
compañía, al cierre del pasado mes de mayo la producción de
valor cercano a 35%. De cumplirse esta meta, el impacto sobre
petróleo de YPF en esa zona patagónica alcanzó los 6.077 m3/d,
la producción sería notorio, especialmente si se tiene en cuenta
que la ubica como la mayor producción de petróleo mensual
que el aumento de sólo un punto porcentual equivale a sumar a
desde enero de 1981. n
39
SHALE Seguro
rse
E
EMPRESAS CADA VEZ MÁS SUSTENTABLES
l compromiso con el medio ambiente, con las comunida-
se desarrollan los programas para conocer los resultados y
des donde se opera y con los proveedores que integran la
oportunidades de mejora en cada una de las acciones que
cadena de valor, es hoy una prioridad para las compañías
realizan en conjunto.
petroleras. Esta realidad demanda no sólo modernizar la gestión
Para Geoffrey A. Strong, Director General de Exploración y
para hacerla más transparente y responsable, sino también des-
Producción en Chevron Latinoamérica, según explicó en el
tinar enormes recursos a controlar y promover el cumplimiento
informe de responsabilidad corporativa, para pensar en resulta-
de estos objetivos.
dos sustentables es esencial el valor que debe darse a las comu-
Algunas de las grandes empresas que operan en el país son
nidades donde se opera. “Más de 1,3 millones de personas se
ejemplo al incluir estas pautas en sus planes de gestión, que ac-
beneficiaron de nuestros programas sociales en Latinoamé-
tualizan todos los años y están en línea con sus inversiones. Por
rica en 2014. Este resultado es producto de una energía humana
ejemplo, Pan American Energy tiene una estrategia de negocios basada en la sustentabilidad y la innovación. Entre 2001 y
“La realidad demanda
2014, invirtió en la Argentina U$S 11.000 millones, período en el que incrementó su producción de petróleo y gas natu-
modernizar la gestión
ral en un 28% y 55%, respectivamente. El desempeño de esta firma, aseguran, se sostiene debido
para hacerla más
a un modelo de gestión con una visión a largo plazo y con innovación constante, focalizada en la exploración y producción
transparente y responsable”
responsable de petróleo y gas, y el estricto cuidado por las personas y por el ambiente. En YPF, la gestión de sustentabilidad se basa en estrictas políticas de Calidad, Medio Ambiente, Seguridad y Salud (CMASS). Desde la compañía explican que se destinan todos
puesta en acción, para alcanzar un futuro mejor y más sustenta-
los recursos necesarios brindando las condiciones para que sus
ble”, dijo. Y agregó: “continuaremos con nuestros esfuerzos en co-
procesos sean planificados, ejecutados, controlados y mejora-
laboración que mejoren la salud y la educación, generen empleo,
dos continuamente.
sirvan de apoyo a las cadenas de suministro locales, y fortalezcan las economías nacionales”.
La petrolera estatal aplica en su estrategia los criterios de CMASS durante todo el ciclo de vida de sus activos, asegurando
En esa firma, llaman OE a su “Sistema de Gestión de la Exce-
la integridad de sus instalaciones, adoptando y desarrollando
lencia Operacional”. Bajo esta estrategia manejan la seguridad
las mejores prácticas de la industria. Esto le permite actualizar
de los procesos, la salud y seguridad personal, el ambiente, la
los proyectos constantemente en toda la cadena productiva.
confiabilidad y la eficiencia. Auditan los procesos, normas y re-
También en PAE, cada dos años se realiza un Estudio de Se-
quisitos reglamentarios para asegurar su cumplimiento, identifi-
guimiento de Indicadores y Cuadro de Situación en las áreas
can y mitigan el riesgo de incidentes y garantizan la preparación
donde opera, con el objeto de conocer el diagnóstico en ma-
para la respuesta de emergencia. La capacitación constante de sus empleados y de las comuni-
teria de carencias o necesidades de la población cercana para
dades donde operan es central también en para el éxito de las
entender hacia dónde direccionar sus aportes a la comunidad. Además, mantiene contacto permanente con las autorida-
compañías del sector. Desde amplios programas de integración
des provinciales y municipales, y organizaciones con las que
hasta mínimos detalles del trabajo diario, son fundamentales
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40
so con sus trabajadores. Para eso, establece en su gestión Seis
para cumplir con las metas de sustentabilidad. En Shell destacan que en los últimos años, la actividad petro-
Reglas de Oro: Compromiso compartido, Conducción segu-
lera registró un fuerte crecimiento en la zona neuquina por el
ra, Permisos de trabajo, Excavaciones, Trabajos en altura y
impacto de las nuevas exploraciones y los proyectos e inversio-
Operaciones de izado. Estas pautas incluyen prevención en
nes en Vaca Muerta. Esta nueva dinámica generó la necesidad de
seguridad vial, control de los elementos de protección personal
capacitarse para responder a la demanda del mercado laboral.
y el movimiento de carga en forma adecuada.
Por eso, acaban de finalizar la tercera edición de la capaci-
La cuestión medioambiental atañe particularmente a todas
tación para la industria del petróleo de la que egresaron 80 jó-
las empresas y afecta sus decisiones de negocio. Para atender
venes, en el marco de un convenio entre Shell Argentina y la
el cuidado del entorno, desde 2002 las operaciones de PAE
Municipalidad de San Patricio del Chañar.
cuentan con un Sistema de Gestión Ambiental, certificado
También las petroleras se concentran en maximizar su valor
bajo la Norma ISO 14001. Incluye Estudios de Impacto antes,
para los accionistas. En caso de PAE, su Política de Operación
durante y después de la implementación de sus proyectos para
Sustentable alcanza a todos sus stakeholders y atraviesa en for-
proteger los ecosistemas en los que actúa, y evitar cualquier im-
ma transversal a toda la compañía. Abarca tanto a su gestión de
pacto.
los recursos humanos, como a sus políticas de transparencia ha-
Estas exigencias marcan el día a día de todas las empresas pe-
cia los inversores y a sus esfuerzos para garantizar la seguridad
troleras que deben interactuar con un escenario cada vez más
de las operaciones.
complejo y exigente en materia de regulaciones y con públicos
En esa línea, YPF también cuenta con un fuerte compromi-
desafiantes, altamente informados y conectados. n
41
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desarrollo
El “boom”
Por Silvia Nuñez (Corresponsal en Neuquén)
hotelero E se aloja en Neuquén y Añelo
l fenómeno del shale impacta por lo menos en 15 localidades neuquinas pero en dos de ellas el efecto es mayor: en la ciudad de Neuquén y en Añelo, ésta última reco-
nocida como la capital nacional de los hidrocarburos No Convencionales. En este escenario vertiginoso, la construcción y el rubro servicios, de la mano de los hoteles y con el desembarco de cadenas internacionales, son indicadores claros del horizonte que se plantea para esta provincia patagónica. En los últimos 8 años se habilitaron 25 nuevos hoteles en
la ciudad de Neuquén, lo que representa un incremento de 93%. Datos concretos: hace un año se inauguró un hotel cuatro estrellas; hace cuatro meses un hotel tres estrellas; y ya se terminó otro de 10 pisos que funcionará como apart hotel. Lo que se viene: para los primeros meses del 2018 tiene fecha de inauguración el “Hotel Garden Tower Neuquén” perteneciente a
la cadena Hilton. Será de cuatro estrellas y con un edificio que – con 30 pisos- pasará a ser el más alto de la ciudad. También ya se perfila el “Cyan Nqn Soho”, de 10 pisos, que será explotado bajo el formato de “condo hotel”. También a esta tendencia se sumará el grupo Fën, que ya presentó un proyecto para la edificación del complejo NQN Plaza, de la cadena de hoteles Dazzler. Se trata de un hotel 4 estrellas, de 61.000 m², que se levantará en la estratégica esquina de avenida Argentina y Leloir, frente al predio donde se construye el complejo Garden Tower, según confirmó el mismo Martini desde la municipalidad neuquina.Tendrá 16 pisos, 208 habitaciones, 400 departamentos, tres cocheras, un gimnasio y locales comerciales, sumado a tres subsuelos de cocheras. Añelo hoy cuenta con cuatro establecimientos; próximo a inaugurar uno de cuatro estrellas; en construcción se encuentra otro que sumará además un spa y oficialmente ante el municipio local, ya hay otros cuatro proyectos presentados. “Neuquén es tierra de expectativas y desarrollo. Es la provincia que más crece y que más metros cuadrados construye”, aseguran desde el gobierno provincial a quien quiera oír y más aún, a quienes pretenden sembrar zozobra por estas tierras a propósito de los vaivenes del precio del crudo. Las 15 localidades recostadas sobre Vaca Muerta, que ocupan 30 mil kilómetros cuadrados, tienen actualmente una población que orilla los 450 mil habitantes. Dentro de 10 años prevén que Cont. en pág.44
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42
43
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Viene de pág.42
se duplicará. En Añelo, ya en el centenario de su creación, habitan unas 12 mil personas mientras que en la capital neuquina lo hacen 250 mil. Lo cierto es que los distintos sectores involucrados en la economía de las dos ciudades donde más repercute el fenómeno del shale, coinciden en los evidentes signos de ascenso. Y si de crecimiento se habla, los edificios para hoteles son una constante. Incluso, se considera que Neuquén junto a otros dos estados patagónicos, son los tres distritos que ofrecen mayor cantidad de alojamiento de calidad a nivel país.
Los detalles Desde la municipalidad de Neuquén, el subsecretario de Turismo, Roberto Martini, planteó en detalle el actual panorama. Considerando todas las categorías, la ciudad cuenta con 53 establecimientos hoteleros, que equivalen a poco más de 3.300 camas y representa el 14,8 % de la oferta provincial (22.380 plazas en total, según datos proporcionados por la Subsecretaría de Turismo de la provincia). El 54 % de las plazas se concentran en las categorías de 3, 4 y 5 estrellas. “Efectivamente, la ciudad está siendo objeto de importantes inversiones reales en hotelería y también cuenta con numerosas presentaciones de carpetas con anteproyectos de establecimientos de alojamiento”, afirmó. En ese contexto, describió por ejemplo, la inauguración hace poco menos de un año, del hotel “Comahue Business”, perteneciente a la cadena HA Hoteles (Alvarez Argüelles), categoría cuatro estrellas. Cuenta con 58 habitaciones dobles, más salón de eventos y se encuentra a escasos metros de la neurálgica Avenida Argentina, como también del clásico y tradicional “Hotel del Comahue”, perteneciente a la misma cadena. Hace aproximadamente cuatro meses inauguró nuevo edificio el “Hotel El Cortijo”, de categoría tres estrellas, que cuenta con 76 habitaciones dobles, tres salones para eventos y está ubicado a sólo cinco cuadras del centro de la ciudad. “También se acaba de terminar un edificio de unos 10 pisos en el centro de la ciudad, previsto para funcionar como apart hotel. Y en cuanto a lo que está por venir, ya en plena etapa de construcción, se puede mencionar el “Hotel Garden Tower Neuquén” perteneciente a la cadena Hilton, cuya terminación está prevista para los primeros meses de 2018”, explicó Martini. De acuerdo a la información presentada ante la comuna neuquina, se trata de un hotel cuatro estrellas, con unas 170 habitaciones dobles, más algunos departamentos de la torre superior que potencialmen-
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te podrán ser anexados a la explotación hotelera. La particula-
por la demanda de la industria petrolera. Acá la ecuación que
ridad de este edificio es que pasará a ser la construcción más
se hace es muy simple: como existe mayor demanda que oferta,
alta de la ciudad con alrededor de 30 pisos. “Están previstos
se espera contar con una rentabilidad superior al alquiler de un
en el proyecto diferentes espacios de gastronomía, salones para
departamento, considerando el crecimiento de Neuquén como
eventos y demás servicios propios de establecimientos de este tipo
plaza turística.
y envergadura”, agregó el funcionario de Turismo.
En este punto Martini marca algunas consideraciones. “El fe-
En la misma línea y ya encaminado en sus primeras etapas
nómeno de Vaca Muerta sólo ha potenciado lo que se venía dando
de construcción se encuentra el futuro “Cyan Nqn Soho”, de 10
o lo que se veía: Neuquén siempre trabajó con una fuerte demanda
pisos, 3.000 metros cuadrados y 69 unidades de alojamiento,
corporativa, es decir, hombres de negocios, trabajo, trámites, com-
que será explotado bajo el formato de “condo hotel”, ubicado a
pras, etc. Es evidente que esto con Vaca Muerta y otros espacios de
cinco cuadras del centro de la ciudad. Las previsiones, según el
producción asociados a los No Convencionales irán haciendo cre-
grupo inversor - las empresas AADESA y el grupo BPC- es que
cer la demanda”, consideró el funcionario de la municipalidad de
comience a funcionar hacia mediados de 2017. Se adelantó que
Neuquén. Y agregó: “Los inversores no ponen sus recursos aleato-
su diseño simulará la arquitectura de Nueva York de finales del
riamente. Los nuevos hoteles que mencioné tienen un promedio de
siglo XIX y apunta a inversores que eligen comprar una unidad
0,5 empleados por cama. Si Vaca Muerta en la realidad desarrolla
del complejo hotelero como si se tratara de un departamento,
lo que viene prometiendo, el crecimiento será de niveles... diría im-
apuntando a un perfil jerárquico y dominado especialmente
Cont. en pág. 48
45
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Más opciones de vivienda con mejores servicios Además de los proyectos destinados a alojar a los visitantes que llegan a trabajar en los yacimientos, Añelo también se extiende para atender a la creciente demanda de viviendas, oficinas y servicios urbanos. Ingeniería Sima es una de las compañías que trabaja para ampliar y mejorar la infraestructura de la localidad. Esta empresa neuquina con fuerte trayectoria en los servicios de O&M y en la ejecución de obras “llave en mano”, se encuentra embarcada en un desarrollo urbanístico sobre 9 hectáreas, en Añelo, con una inveroperando. Por ello, en conjunto con
tituye una actividad principal de la
El proyecto contempla: un área
este proyecto, la empresa ya finalizó
empresa, enfrentando la creciente ac-
comercial con hipermercado, locales
las obras de apertura y enripiado de
tividad en yacimientos shale y tight.
y oficinas corporativas; un comple-
calles, red eléctrica y de agua para el
“Nuestro objetivo es transportar el
jo hotelero con unidades de estadía
desarrollo de 9 manzanas del loteo
agua a las locaciones de manera ex-
prolongada operadas por la empre-
social construido en la zona de mese-
peditiva y optimizar el tiempo en el
sa Hoteles Land, un área gastronó-
ta de Añelo.
que se desarrollan los servicios” expli-
sión de gran envergadura.
mica, un salón de eventos con sala
Como otras empresas que rápi-
de capacitación, cancha de fútbol y
damente reconocieron el potencial
Adicionalmente y como capítulo
un loteo destinado a viviendas tipo
del desarrollo No Convencional neu-
aparte, apoyados en su infraestruc-
residencial. “Bancos, restaurantes,
quino, Sima amplió su core business
tura y know-how relacionado a la
consultoras, servicios de telefonía y
con nuevos servicios para la creciente
logística, Ingeniería Sima también
un supermercado están empezando
industria del oil&gas. Así, creó la divi-
ejecuta la distribución de arena de
con la instalación de su local en el
sión “Shale Oil & Gas” que desarrolla y
fractura a granel, con un centro de
centro comercial”, manifestó Diego
gerencia nuevos negocios asociados
distribución mecanizado emplazado
Manfio, Vicepresidente de Ingenie-
a esta industria y lo hace desde distin-
en Añelo. Este costado se suma al ser-
ría Sima. Desde la compañía se in-
tos frentes.
vicio de herramientas, en el que viene
có el directivo.
formó además que esta inversión en
En ese sentido, el propio Manfio ex-
incursionando en los últimos años,
desarrollo urbano se enmarca en la
plicó que el manejo integral de agua
de completación para coiled tubing,
búsqueda permanente de crear valor
-que abarca las etapas de captación,
ofreciendo tecnología específica para
compartido con los sectores regiona-
bombeo, acumulación, posterior tra-
pozos horizontales de largo alcance,
les y provinciales, donde se encuentra
tamiento y disposición final- cons-
con múltiples etapas de fractura. n
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47
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Viene de pág.45
rrollo también de un hotel de nivel superior, de 10.000 m2 con
predecibles. Se habla de una ciudad de 1 millón de habitantes en
140 habitaciones, al que ya bautizó “Wenelen Executive Offices &
poco tiempo. Según se observa, cada 10 años Neuquén duplica su
Hotel Neuquén”. “Además han presentado proyectos Howard Johnson con un
población”. La cadena Howard Johnson se sumó a esta tendencia, ya en
hotel en el loteo “La Forestada” (un barrio abierto, sobre 75 hectá-
el filo del 2015, inaugurando su hotel categoría cuatro estrellas,
reas, entre la Ruta Provincial 17 y el río Neuquén); Sur Urban Solu-
que dispone de 56 habitaciones dobles, un restó, un spa, un área
tions con su proyecto “Oasis Añelo” y “Álamos de Añelo”, que tiene
de gym-fitness, salones de reuniones y un amplio espacio verde
previsto un desarrollo multipropósito que incluye un apart hotel
que incluye piscina para adultos y niños. Se trata del estableci-
con 48 habitaciones, además de salas de reuniones y sala de con-
miento hotelero más cercano al Aeropuerto Internacional. De la
venciones, entre otros servicios”, confirmó el funcionario de Añelo.
inauguración participó el gobernador Jorge Sapag y también
Y agregó: “También contamos con el desarrollo de ‘Land Express
estuvo presente el ministro de Turismo de la Nación, Enrique
Hotel’, ubicado en el desarrollo multipropósito de la empresa Sima”
Meyer, quien destacó que “es la primera vez en la Patagonia” que
(ver nota pág. 46).
se construye un hotel de una cadena internacional que, además,
Como si fuera poco, De Caboteau afirmó: “además han demos-
“es la más grande de Argentina”. Por la cadena, estuvieron el pre-
trado interés diversas firmas de renombre, como Fën pero que aún
sidente de Howard Johnson Argentina, Alberto Albamonte
no consiguen tierra, debido a la escasez de oferta y los altos costos”.
y el gerente del hotel en Neuquén, Pablo Michelini.
Fën Hotel Franchising & Management gerencia diferentes cadenas como “Esplendor” y “Dazzler”, con presencia en varios paí-
Añelo, cada vez más confortable
ses y se caracteriza por aplicar la modalidad de negocios donde
La otra localidad que también vive la demanda de plazas ho-
el inversor compra unidades del edificio por el que recibe un
teleras es Añelo, donde el crecimiento es mucho más urgente
título de propiedad y lo explota contratando a la empresa de
en proporción al propio avance de la urbe. Se trata del centro
management hotelero, que aporta la marca y lo administra. Un
urbano más cercano al yacimiento Loma Campana en la forma-
dato no menor, también proporcionado desde el municipio de
ción Vaca Muerta y a unos 100 kilómetros de la capital neuquina.
Añelo: “el metro cuadrado de obra de una empresa constructora,es
Allí no sólo se busca atender la demanda de hospedaje sino
de u$s 1.100. Una constructora de primera línea ronda los u$s
que en paralelo se trabaja en el rediseño de la ciudad para poder
1.600. Conclusión: se habla de un precio de $16.000”.
hacer frente a la explosión demográfica que ya se palpita.
Este crecimiento exponencial que registra la localidad epi-
Víctor de Caboteau, subsecretario de Obras Públicas del
centro de Vaca Muerta, a la que en paralelo buscan proveer
municipio, comentó que en la actualidad cuentan con: “‘Hos-
contra reloj de servicios básicos -como energía eléctrica- para
pedaje Añelo 1 y 2’; Hotel y Casino Marbella y Apart Hotel Land Ex-
que puedan operar las bases de multinacionales que ya están
press. En construcción se encuentra un hotel de cuatro estrellas, que
asentadas, tiene su correlato en los negocios inmobiliarios.
sumará además un spa y existen tres proyectos más que por ahora
Las fuentes consultadas opinaron que la transformación que
son sólo eso, presentaciones”. También comentó que próxima-
se espera desde la explotación del shale no se mide por las
mente quedará inaugurada la primera etapa del hotel y casino
turbulencias de coyuntura. Las inversiones anunciadas, las
cuatro estrellas, “Leonardo Da Vinci”, que sumará 48 habitacio-
iniciadas y las concretadas, en materia inmobiliaria y de
nes. En una segunda etapa, el proyecto contempla 120 habita-
servicios, miden como mínimo un horizonte de 10 años.
ciones y un Centro de Convenciones.
Esos mismos actores convienen en que Neuquén será el centro
El funcionario además informó que a esta ampliación de la
de gravedad de los negocios de gas y petróleo de los próxi-
oferta de servicios de hospedaje se deben agregar el hotel y spa
mos años. También acuerdan que la situación actual, sujeta
cuya construcción lleva a delante la firma Dypsa: el “Wenelen-
al precio del petróleo, no es determinante en este tipo de in-
Executive Hotel” con 94 habitaciones, más dos departamentos,
versiones porque se trata de megaproyectos que en algunos
piscinas y business center, entre otras comodidades. Esta misma
casos demorarán de dos a tres años hasta su funcionamiento
desarrolladora anuncia en su página web que proyecta, lindero
a pleno. Y todos opinan, que para entonces, el escenario será
al Shopping Alto Comahue -en la capital neuquina- el desa-
diferente. n
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entrevista
“La producción gasífera es cada vez más eficiente” Osvaldo del Campo, CEO del grupo Galileo, reflexionó sobre el mercado de los HNC y las innovaciones tecnológicas. “Hoy hay parámetros distintos, los costos son diferentes, los diagramas de los yacimientos son otros. Eso te obliga a no resolver problemas nuevos con métodos viejos”, aseguró. Explicó además sus nuevos sistemas de compresión distribuida que permiten duplicar la producción de pozos. Y sostuvo que su concepto de gasoducto virtual “abrirá un montón de posibilidades de nuevos clientes que hoy están fuera del sistema”.
¿H
ay modelos de negocios diferentes para yaci-
¿Qué hace un equipo de compresión distribuida?
mientos convencionales que para los que no
Hace todo el trabajo de compresión en el mismo lugar. To-
lo son?
mamos desde el pozo y directamente desde ahí vamos a los
Nosotros planteamos dos modelos de negocios. No es que
gasoductos. Esto incrementa la producción, simplifica la ins-
todo lo que se hizo está mal, pero hoy los parámetros son otros,
talación y además baja drásticamente el costo del armado del
los costos son diferentes, los diagramas de los yacimientos son
yacimiento. Se bajan los diámetros de cañería hasta la mitad y
distintos. Eso te obliga a no resolver problemas nuevos con mé-
se reducen las grandes obras civiles de estaciones de compre-
todos viejos. Al gas No Convencional hay que producirlo con
sión. Como esto va directamente colocado al lado del pozo, no
métodos no convencionales.
requiere de obra ni instalación.
¿Cuáles son esos modelos?
¿Tiene incidencia en los costos?
Uno es para los nuevos yacimientos conectados. Ya hemos
El costo de producción de un yacimiento normal, de alrede-
desarrollado un novedoso concepto para distintas petroleras:
dor de 1 U$S/Mbtu entre la amortización de toda la inversión
la compresión en cabeza de pozo. Son equipos que ofrecen un
de superficie (sin contar la perforación) más el OPEX de compre-
esquema diferente y un concepto innovador en diagramación
sión, se baja a la mitad.
de un yacimiento. Su ventaja principal es el incremento de pro-
¿Es adecuado para todos los yacimientos?
ducción y una reducción del costo operativo. Lo empezamos
Para aquellos que ya están conectados bajo métodos conven-
hace cinco años en la Argentina y ya se transformó en un stan-
cionales es una solución. La más revolucionaria e innovadora es
dar. Prácticamente todas las petroleras lo están usando. Ahora le
conectar por vías No Convencionales y monetizar de manera no
dimos una vuelta más y hoy llegamos a un esquema nuevo que
convencional nuestro concepto de gasoducto virtual. ¿Esto significa que no se utilizan los gasoductos conven-
llamamos “compresión distribuida”. Antes se concentraba toda
cionales?
la potencia de compresión en estaciones que tomaban el gas de los pozos y lo comprimían. Esto evolucionó al segundo modelo
Claro. Gasoducto virtual es una marca nuestra aunque en el
de cabeza de pozo que aumentaba la producción. Hemos lle-
mundo ya se usa. El producto tiene la misma calidad que si fuera
gado a aumentar la producción hasta cuatro veces. En un pozo
por un gasoducto, pero físicamente ese gasoducto no está. Hay
de shale o de tight, según los últimos tests que realizamos con
camiones o trenes que llevan el gas por vías no convencionales.
petroleras, se está multiplicando por 1,5 o 2 veces la producción
El concepto nació usando GNC -que nos da un rango de acción
del mismo pozo perforado al lado o en el mismo lugar.
limitado, de 100 o 150 kilómetros- y luego extendimos esa fron-
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Pensemos que, de momento, solo 2.000 pozos de los 55.000 que hay, están conectados. Hay muchos pozos en el país que no están conectados al sistema de gas porque no es rentable. Sucede que si el pozo produce poco no se justifica un ducto. Hay muchos que en pequeños volúmenes pueden producir. Se captará el gas que está disperso y esto permitiría reducir la importación. ¿Cuánto tiempo llevaría ese proceso de implementación? Son acciones muy innovadoras y llevan su tiempo. Pero con compresión hicimos un trabajo fuerte y ya se convirtió en un standard. Hoy nadie diseña un yacimiento sin compresión en cabeza de pozo. Ahora estamos imponiendo este concepto de “compresión distribuida” y estamos seguros que en dos años será una práctica extendida. Además ya hay tres petroleras que están iniciando el uso de gasoductos virtuales para captación en pozos remotos. ¿Qué capacidad de producción tiene hoy el Grupo Galileo para adecuar este tipo de pozos?
tera al sumar el GNL, prácticamente sin límite. Hoy llevar GNL de Neuquén a Buenos Aires tiene un precio comparable con traerlo
Hay capacidad, vamos adaptándonos. Exportamos 80% de
por el ducto.
la producción a 65 países. En este contexto, el mercado argen-
¿Qué implicancia tiene en el sistema?
tino es importante porque en los dos últimos años ha crecido
El gasoducto virtual lo introducimos primero para conectar
en forma notable y desde la empresa podemos ir destinando la
a los usuarios con los ductos. Después vimos que se podían co-
producción dependiendo de la demanda.
nectar los pozos con los ductos y hoy estamos trabajando en
¿Cuáles son sus principales mercados?
conectar los pozos con los usuarios sin pasar por los ductos.
Los mercados van cambiando. Ahora exportamos mucho a
Entonces hoy se puede producir el GNL en el pozo e ir de ahí
EE.UU y Australia. Pero nuestros mercados estrella están en Asia
directamente al consumo sin pasar por ductos. Esto va a abrir
y Europa, dependiendo del área de negocios.
un montón de posibilidades de nuevos clientes que hoy están
¿La baja actividad en Brasil ha afectado a su empresa?
fuera del sistema. Actualmente 50% de la matriz energética ar-
En Brasil la actividad del GNC está amesetada desde hace mu-
gentina es gas natural. Esa participación entendemos que tiene
chos años. La actividad petrolera nunca arrancó con la fuerza
que subir 10 o 20 puntos más porque tenemos la segunda re-
que se esperaba y la gasífera es muy limitada porque en volu-
serva de gas del mundo; sería ridículo que no suba. Ya pasó en la
men total consume la mitad de la Argentina cuando es una eco-
historia cuando descubrimos Loma La Lata como país, pasamos
nomía 5 veces más grande. Hace años que no es un mercado
del 20% al 50%. Así que seguramente va a suceder.
que nos afecte.
¿Se ampliaría el uso del GNL con este nuevo concepto?
¿Galileo produce todo en la Argentina?
Sí. El año que viene vamos a hacer un evento para introducir
Nuestra tecnología es 100% de producción nacional. Somos
el GNL al uso vehicular y de transporte en general, que por aho-
una empresa argentina y 70% de los componentes de los equi-
ra en la Argentina sólo se usa para el Buquebus. Los camiones de
pos son locales, excepto los que no se fabrican acá y debemos
larga distancia o trenes seguramente se van a cambiar al GNL. Es
importarlos.
un combustible que va a costar la mitad del diesel. Es toda una
¿Cuál es su perspectiva para 2016?
posibilidad para el productor de tener una mejor monetización
Esperamos crecer mucho en la industria local. Proyectamos
de su yacimiento y para el usuario, una ventaja enorme de aho-
convertir en standard algunas de nuestras líneas de negocios
rro de costo.
y hacernos fuertes porque sabemos que la industria petrolera
¿Cuántos pozos podrían pasar a ser rentables?
será fuerte el año que viene. n
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planificación
Generación de valor a través de Proyectos Todas las empresas desarrollan nuevos planes. Y de esto depende su permanencia en el mercado o qué posición ocuparán en el futuro, más allá del tamaño de la empresa, el rubro, o su situación competitiva.
A
Lic. Pablo Zarbo, PMP
disciplina que se enfoca en identificar
las que desarrollamos nuestras activi-
Fundador de Impala Risk
la necesidad que le da razón de ser al
dades tuvieron, históricamente, már-
@pablozarbo
proyecto, y detecta los medios necesa-
genes de retorno que han ido disminu-
rios para llevarlo a buen puerto. Para
yendo progresivamente. Sin embargo,
través de los proyectos se
ello, articula una serie de técnicas y
existen empresas que no reaccionan
cambia un estado de situación
métodos orientados a que el proyecto
a este nuevo escenario y consideran
actual y se lo convierte en uno
cumpla con los objetivos propuestos.
que pueden seguir (no) gestionando
deseado. Los proyectos, por lo tanto, convierten la estrategia en realidad, y la visión en valor. Sin dudas, pensar,
Los objetivos principales suelen caracterizarse por: n Lograr
que hace décadas. Sin un enfoque de
los entregables solicitados
planificar y actuar en términos de pro-
con la calidad establecida-Gestión del
yectos es una gran herramienta para
Alcance.
que la gestión del mercado energético en conjunto gane en profesionalismo y eficiencia. Llamamos proyecto a un emprendimiento temporario (con inicio y fin), y con características que lo convierten en único. No hay dos proyec-
n Cumplir
sus proyectos, de la misma manera gestión de proyectos adaptado al entorno, la empresa no tiene futuro. n Ni
con el plazo de entrega –
Gestión del Plazo. n Finalizar
reactivo ni proactivo: predic-
tivo. Claramente la gestión reactiva ya no es suficiente para lograr objeti-
el proyecto dentro del
vos. La aceleración de la competencia
presupuesto acordado-Gestión de los
generó un cambio de paradigma que
Costos.
requiere superar incluso lo proactivo,
n Aceptación del cliente-Gestión de
Interesados.
y los equipos de gestión de proyectos requieren desarrollar modelos
tos iguales, aunque podamos reutilizar
Algunas de las características actua-
predictivos que apalanquen acciones
experiencias anteriores (buenas o ma-
les de la Dirección de Proyectos que-
adecuadas para mantener la salud del
las). Sin embargo existen métodos y
dan claramente evidenciadas si pen-
proyecto y el negocio.
formas de gestionar los proyectos de
samos en cómo compañías petroleras
La incertidumbre, elemento inhe-
manera que generen lo que la estrate-
y gasíferas deberían desempeñar su
rente a todo proyecto, es un elemen-
gia espera de ellos.
gestión y gerenciar su negocio:
to clave que se debe gestionar. Así se
En este sentido, el Project Management (Dirección de Proyectos) es una
n Cambio
de entorno, cambio de
busca mejorar las probabilidades de
gestión. Muchas de las industrias en
lograr los objetivos que le dieron ra-
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ficios esperados en auténticas pesadillas para la empresa. Los proyectos exitosos se caracterizan por un adecuado seguimiento, alertas tempranas de desvíos, y toma de decisiones acorde. n Sin
proyectos, o con una mala
gestión de los mismos, no hay futuro. Esto implica, desarrollar nuevas habilidades, adaptadas al acelerado entorno competitivo actual. Estas habilidades deben trascender lo técnico, y afianzar comportamientos de gestión acordes a las nuevas zón de ser al proyecto, y anticiparse a
son intensivos en inversión de capi-
realidades. Esto constituye una opor-
los problemas.
tal, lo cual genera mayor necesidad
tunidad para el desarrollo de carrera
CAPEX requiere mayor
de una adecuada gestión. Una ges-
de los profesionales, y un diferencial
gestión. Típicamente los proyectos
n Mayor
tión de proyectos pobre (o, incluso,
para las empresas que, en definitiva,
vinculados con la industria del shale
inexistente) puede convertir los bene-
compiten por proyectos.n
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expo oil&gas
EL SABOR DEL
ENCUENTRO
E
l recordado slogan de cerveza Quilmes pinta a la per-
siciones en la agenda de la industria a nivel global y durante
fección las razones que subyacen al crecimiento y el
2015 atrajo nuevamente la mirada internacional. Grandes or-
éxito de las grandes muestras, exposiciones y congre-
ganizadores extranjeros -como Charles Maxwell y CWC- pu-
sos del sector petrolero argentino. Con Buenos Aires y Neu-
sieron pie en Buenos Aires y Neuquén respectivamente, con
quén como sedes consolidadas las oportunidades de diálogo
congresos y seminarios que reunieron a destacados expertos,
e intercambio de experiencias se amplían y los participantes
quienes lograron abordar de forma integral la complejidad
se multiplican. El desarrollo No Convencional adquiere espe-
de este proyecto, cubriendo desde cuestiones técnicas hasta
cial protagonismo y renueva las expectativas.
temas de educación, RSE e integración social. Ambas compa-
Diciembre 2015 es sin dudas un momento bisagra, ideal
ñías ya planifican repetir la experiencia en 2016.
para hacer balances y planificar a futuro. Los excelentes re-
LAS CIFRAS DEL ÉXITO
sultados de la última edición de la Expo Argentina Oil & Gas (AOG 2015) merecen mención especial en el recuento de lo-
AOG 2015, la exposición organizada por el IAPG durante
gros y deben ser vistos como un fuerte envión para que más
el pasado mes de octubre en el predio ferial de La Rural en
expositores se sumen a la exhibición Oil & Gas Patagonia
el centro porteño, recibió a más de 21.000 visitantes pro-
2016, a realizarse del 21 al 24 de septiembre en el ya tradicio-
fesionales que recorrieron los stands de las 335 empre-
nal Espacio Duam de la capital neuquina.
sas expositoras. Además de los jugadores líderes del sector
Ambas muestras, organizadas por el Instituto Argentino
petrolero y gasífero local, empresas de Alemania, Bélgica,
del Petróleo y del Gas (IAPG), son los eventos cumbres que
Canadá, China, Brasil, EE.UU., Reino Unido, Rusia, Turquía y
sirven como indicadores del presente y el futuro de la indus-
Uruguay dijeron presente con imponentes stands y marcaron
tria hidrocarburífera argentina.
la importancia de sus operaciones en la Argentina.
El año deja además un saldo muy positivo en torno al inte-
Con la empresa Messe Frankfurt Argentina como realiza-
rés que despierta el desarrollo No Convencional del país. El
dora, la muestra dio lugar a foros de negocios, intercambio
potencial del shale de Vaca Muerta escala cada vez más po-
de experiencias y presentación de novedades, maquinarias
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Valoramos poder conocer y charlar en un ámbito diferente “más relajado- con las operadoras. Estar presente en un escenario tan importante es bueno para marcar presencia, reforzar la estrategia de la marca y su posicionamiento en el mercado”. Leonardo Brkusic, Director del Grupo Argentino de Proveedores Petroleros (GAPP), valoró la decisión de las empresas miembro de la agrupación, que se animaron a apostar fuerte a la expo con dos stands, a través de los que lograron reforzar su presencia institucional compartiendo espacio con nombres de la talla de YPF, PAE, Pluspetrol, Wintershall y Total, entre otros. Sus palabras coinciden con el análisis de la Arq. Mercedes Lanzani, Directora Ejecutiva de Bauniline, empresa con trayectoria en la realización de grandes eventos para el sector petrolero. Esta compañía tiene a su cargo la organización de Oil & Gas Patagonia 2016 y cuenta en su haber la experiencia de la edición 2014 del evento que reunió en Neuquén a casi 150 expositores, distribuidos en más de 3.100 m2 de stands. Según Lanzani, el éxito de este tipo de convocatorias se explica porque “detrás de cada stand hay un equipo y una estrategia creativa para diseñar el espacio en el que cada empresa recibe a sus clientes en un encuentro personal. En las exposiciones la gente se vincula en un ambiente distendido y con especial predisposición a recibir información y hacer negocios”. La experiencia de EcoStim, otro debutante en Argentina Oil & Gas 2015, confirma la vocación de intercambio que reina en el ambiente de estos encuentros. Miguel De Vicenzo, Vicepresidente de la firma, destacó que gracias a las comoy tendencias. Una de las actividades más convocantes fue la
didades de su espacio, ingenieros de EcoStim venidos de
denominada “Encuentro de CEOs”: más de 1.500 perso-
los EE.UU. lograron exponer las ventajas del equipamiento
nas asistieron a este ciclo de charlas a cargo de los gran-
tecnológico que ofrecen a los responsables técnicos y jefes
des protagonistas de la industria. Participaron el CEO de
de compra de las petroleras líderes del mercado local. “Se
ExxonMobil Argentina, Daniel De Negris; el presidente de
abrieron importantes oportunidades de negocio”, resaltó De
YPF, Miguel Galuccio; el CEO de Total Austral, Jean Marc Ho-
Vicenzo.
sanski y el CEO de Shell Argentina, Teófilo Lacroze.
Gonzalo Pérez, Director de DroneXplora, es otro de los
Entre los expositores, junto a las grandes compañías vin-
empresarios entusiasmados por la chance de poder explicar
culadas upstream y downstream petrolero se encontraban
cara a cara los beneficios y las potencialidades de la aplica-
importantes empresas de servicios y eslabones de toda la
ción de los drones a la producción de petróleo y gas.
cadena de valor de la producción de oil&gas, que dieron tes-
Estos resultados y esta inclinación a los negocios son más
timonio de lo acertado de participar.
que auspiciosos, especialmente si se considera el escenario
Entrevistado por Shale Seguro, el Ing. Nicolás Gambino,
de precios deprimidos a nivel mundial. Con un horizonte
Gerente Técnico Comercial de SERVIUR, explicó: “Es nuestra
abierto a políticas que den nuevo impulso al sector, 2016 se
primera vez en la expo y los resultados son altamente positivos.
prepara para ser otro año de encuentros fructíferos. n
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fin de semana
pozos del campo a los hoyos del green De los
U
n entorno natural único y exquisito sumado a la posibilidad de combinar deporte,
negocios y distendidas e interesantes charlas, explica la presencia creciente de ejecutivos del sector petrolero y turistas internacionales en los campos de golf neuquinos. Ávidos por el entretenimiento y la exclusividad, golfistas locales e internacionales recorren los greenes de esta provincia, que es el destino de la Patagonia que posee mayor cantidad de canchas. Neuquén cuenta con seis campos homologados por la Asociación Argentina de Golf, cada uno con características propias pero un denominador común: la excelencia. La garantía de que los campos neuquinos están a la altura de los mejores del mundo tiene un sello con un nombre: Jack Nicklaus. De las cinco canchas que registra este prestigioso diseñador internacional en todo el país, dos están en Neuquén. La localización de estos campos
Además en Neuquén, la capital del
librado al azar. La mano del hombre
exclusivos se debe a una tendencia
shale, el golf se asocia a otros produc-
sumó a las condiciones naturales del
que está en pleno crecimiento, la de
tos turísticos vinculados con la histo-
entorno sofisticados diseños con las
asociar actividades deportivas con
ria y la cultura. Dinosaurios, gastrono-
exigencias propias que deben cum-
destinos turísticos naturales. El Golf
mía regional, artesanías autóctonas,
plir las canchas, las comodidades con
es ideal para amalgamar ambas de-
se mezclan con el placero que ofrece
las que deben estar dotadas, las ins-
mandas. Montañas, nieve, lagos y flo-
recorrer la ruta del vino o las tiendas
talaciones y el continuo avance para
res enmarcan campos de inigualable
de la zona.
mejorar e innovar en la prestación de
belleza y diseños de lujo.
En cuanto a los campos, nada está
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los servicios.
En los alrededores de la capital neuquina se puede mencionar el Comahue Golf Club, que cuenta con una cancha de 18 hoyos con diseño de Emilio Serra. Tiene cinco lagos interconectados y su cancha es contigua a un Country de 150 unidades funcionales. Con el padrinazgo del gran maestro Roberto De Vicenzo, se comenzó a utilizar en 1987 y nació por la inquietud de integrar a la familia, donde la práctica del golf fuera el eje deportivo. En 2008, se inauguró el Club House con 1.300 mts2 de espacios cubiertos y semicubiertos, que posee además un salón de eventos para 300 personas, sala de estar, secretaría, directo-
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rio, cocina, sanitarios y casilla guarda
Jack Nicklaus lleva diseñados 290
palos y un edificio anexo como futuro
campos de golf y Nicklaus Design
gimnasio.
como empresa cuenta con otros 304,
Aquí encuentra su máxima expre-
de los cuales al menos 48 están entre
sión el maridaje entre trabajo y pla-
los mejores 100 del mundo.
cer, petróleo y golf. Los responsables
Los Canales de Plottier se desta-
del emprendimiento destacan que
ca entre otros proyectos porque fue
entre todas las canchas del país, es la
planteado en toda su extensión con
única que “cuenta con dos pozos petro-
el objetivo de integrar la ciudad al río.
leros en explotación y pequeños mon-
Plottier se encuentra a 15 kilómetros
tecitos de manzanos, perales, nogales y
al oeste de la capital neuquina. “La extensión total del club de campo
castaños, lo que simboliza en conjunto
es de aproximadamente 200 hectáreas;
el potencial económico provincial”. Otro de los elegidos para la prác-
el proyecto total -con área corporativa
tica del golf es el Arroyito Country
incluida- tiene aproximadamente 320
Club, cuyos inicios se remontan a
y la cancha abarca alrededor de 70
1970. Desde el 30 de abril de 1994,
hectáreas”, cuenta desde la organiza-
cuando se logró la homologación de
ción, Florencia Boschetti, quien ade-
la Asociación Argentina de Golf se
más destacó que desde el Aeropuer-
habilitó la actual cancha de 18 hoyos,
to Internacional Juan Domingo Perón
constituyéndose entonces en la pri-
hasta el predio, hay una distancia de
mera de ese tipo en la Patagonia y la
apenas siete kilómetros. Y agregó:
más austral de Sudamérica.
“En el país sólo hay cinco canchas de golf diseñadas por Jack Nicklaus, dos
vanguardia
de la cuales se encuentran en nuestra
Pero si se habla de integración ur-
provincia. La otra en Chapelco Golf &
bano-regional, sin dudas Los Canales
Resort; esta última premiada como la
de Plottier es un emprendimiento
mejor cancha del país. Vale aclarar que
más nuevo en relación a los anterio-
ambos emprendimientos fueron lleva-
res pero que se destaca en el rubro,
dos a cabo por los mismos desarrolla-
fundamentalmente por su estilo van-
dores”.
guardista. Es un campo que sintetiza
Justamente, la lista se completa con
la posibilidad de vivir en plena natu-
Rincón Club de Campo, en la ciudad
raleza, con los beneficios y servicios
de Neuquén; Cumelén Country Club
de la ciudad. Y en ese diseño, convi-
en Villa la Angostura y Chapelco Golf
ven unidades funcionales con la can-
& Resort en San Martín de los Andes. Todas las opciones aprovechan el
cha de golf. Lleva la impronta de Jack Nic-
escenario natural para atraer juga-
klaus, a través de su empresa Nic-
dores de todo el Mundo. Neuquén es
klaus Design, elegida para diseñar el
trabajo y es placer. El golf, al igual que
campo de golf. Se trata de una cancha
la actividad petrolera, exige una co-
profesional de 18 hoyos par 72, que
munión con el paisaje y el ambiente,
apunta a satisfacer las exigencias de
marcada por la paciencia, el esfuerzo
jugadores profesionales y amateur.
permanente y la precisión. n
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