PRENSA ENERGETICA ABRIL MAYO 2010

un mercado potencial

Yacimientos maduros y en declinaci贸n en Argentina C贸mo tomar riesgos

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STAFF

Editor responsable y Dirección periodística: Daniel Barneda (danielbarneda@uolsinectis.com.ar)

Gerencia Comercial: Gastón Salip (prensaenergetica@uolsinectis.com.ar) Diseño y Diagramación: Do-k producciones 0116-556-8761

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COLOMBIA, LA NIÑA BONITA Hoy todas las miradas de la región parecen estar puestas en Colombia. El interés que ha despertado este país para invertir en proyectos energéticos hoy es noticia en todo el mundo.

El país espera en 2010 inversiones en energía por unos 10.000 millones de dólares. Si, leyó bien una suma que poco y nada se asemeja con los anuncios de inversión en Argentina. Colombia ha conseguido mejorar significativamente en seguridad para los inversores, ya que se han reducido los homicidios, los secuestros y ha mejorado el tránsito en la red vial del país.

“Colombia cuenta con una democracia estable, con un Banco Central independiente y con incentivos fiscales para las empresas extranjeras, tales como zonas francas”, aseguran en el círculo íntimo del presidente colombiano Alvaro Uribe.

Como dice el dicho: “creer o reventar”. La industria minera y energética viene “con gran impulso” desde los últimos años y ya se están produciendo más de 730.000 barriles de hidrocarburos por día. Para 2010 se espera superar los 800 mil. Colombia cuenta con reservas probadas de 1.600 millones de barriles.

Además en 2009 se declararon 53 hallazgos de yacimientos pequeños de petróleo y gas y se espera que sólo la inversión en hidrocarburos supere los 4.000 millones de dólares, destinada a labores de exploración, refinado, oleoductos y gasoductos.

En tanto, la producción de gas en Colombia ha crecido en los últimos tres años de 700.000 millones de pies cúbicos diarios a 1.100.000 millones en la actualidad, por lo que se están explorando mercados como Panamá y Jamaica. “En Colombia, si hay un gran descubrimiento no hay a quien venderle, eso es lo triste, por ello hay que abrir las posibilidades de exportación”, aseguran desde el gobierno de Uribe. Pero esto no es todo. El sector minero podría terminar el año con una inversión de 2.000 millones de dólares. Tal parece que la percepción sobre Colombia ha mejorado significativamente en el mundo. Alvaro Uribe lo sabe y hará lo imposible para ser reelecto como presidente este año y seguir aplicando una receta que por ahora le ha funcionado: seguridad jurídica y previsibilidad. ¿Le suena?

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sumario 8-9

NOTA DE TAPA Sudafrica, tierra de oportunidades

En Sudáfrica no solo se habla de fútbol. También se habla de la problemática energética. Este artículo se propone presentar el panorama actual y futuro del sector más importante de la economía sudafricana, en el que se vislumbran grandes cambios y oportunidades.

(Escribe Sebastián del Hoyo)

ENTREVISTA

14-15

Brian Statham, presidente del comité organizador de la conferencia “ENERGÍA 2010: Soluciones para África”, realizada entre el 24 y el 26 de Febrero pasado en la ciudad de Johannesburgo.

REGION

16-18

Colombia: ¿Nuevo oasis para petroleros?

Hoy todas las miradas de la región parecen estar puestas en Colombia. El interés que ha despertado este país para invertir en proyectos energéticos hoy es noticia en todo el mundo.

INFORME

20-22

Yacimientos maduros en Argentina: ¿Hay salida?

La opción para la industria no parece otra que tomar riesgos invirtiendo en la búsqueda de nuevas alternativas apostando a la excelencia como nuevo paradigma.

• Sistemas Well Head (Por el Ing. Alberto Cuartas. Exterran Arg. S.A)

PRODUCTOS Y SERVICIOS

24-25

BASF, EMERSON, WARTSILA, KINDREAM, SIEMENS

EFEMERIDEs

26-27

El Gasoducto del Norte cumple 50 años Esta obra fue una expresión acabada de una conceptualización distinta de la Argentina en términos de infraestructura.

ENTREVISTA

28

John Ingham, Gerente de Producto de GE Energy para Latinoamérica: “Queremos ser líderes en generación de energía eficiente y confiable”

LAS 4 PREGUNTAS

30

Matías Salviani, Jefe de Ventas Safety de KIMBERLY-CLARK PROFESSIONAL Un producto para crecer de pies a cabeza

IMAGEN Y ESTRATEGIA

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Tribuna Abierta

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El futuro laboral global Por Maria Fernanda Milli, Gerente de Gestión del Talento Humano, de Inelectra Argentina

“Mostrar lo que queremos ser o decir” debe ser coherente con lo que “somos y decimos” de lo contrario se presenta un ruido 6

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disruptivo con las expectativas que no se sostiene en el tiempo.

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Nota de tapa

Sudáfrica, tierra de oportunidades

Por Sebastián del Hoyo (*)

En Sudáfrica no solo se habla de fútbol. También se habla de la problemática energética.

Este artículo se propone presentar el panorama actual y futuro del sector más importante de la economía sudafricana, en el que se vislumbran grandes cambios y oportunidades.

Un mercado que se está abriendo a la competencia y que ofrece financiación y retornos importantes a mediano plazo para empresas de infraestructura dispuestas a correr riesgos menores a los que se corren, por ejemplo, en Argentina.

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frica es el segundo continente más grande del mundo, uno de los más ricos en recursos naturales y, al mismo tiempo, el más pobre. El país más rico de este continente pobre queda en el extremo sur y su nombre hace honor a su situación geográfica: Sudáfrica. Esta joven democracia presenta matices tan diversos como su población. En algunos aspectos parece un país del primer mundo y en muchos otros se asemeja más a uno del tercero. Sudáfrica posiblemente sea la nación más desigual del planeta, pues entre la opulencia y la pobreza extrema hay una distancia física muy corta y un color distinto. Los desafíos que este país tiene por delante son tan amplios como los yacimientos de carbón presentes en su territorio. Este mineral sólido es la principal fuente de generación de energía, la más barata que existe y la más sucia. El carbón es un recurso no renovable por lo que su existencia tiene fecha límite. Depender casi exclusivamente, como es el caso de este país, de una fuente de energía con fecha de vencimiento es igual a tener un serio problema en el suministro futuro de energía. Sudáfrica es consciente de este problema y se ha propuesto reducir la dependencia del carbón utilizando otros recursos, en lo posible renovables.

Sudáfrica es la principal economía del continente africano, la número 26 a nivel global y uno de los mercados emergentes más complejos y prometedores del mundo. Ha crecido entre los años 2000 y 2007 a una tasa promedio del 4,2% anual. En el año 2008 el crecimiento del PBI real se desaceleró provocando una contracción al año siguiente de casi el 1,8%. Para el año 2010 se espera una vuelta a la senda de crecimiento y se estima un repunte del 2,6%. Para el 2011 los pronósticos son más alentadores y estiman un crecimiento superior a los tres puntos y medio.

Uno de los mayores problemas de Sudáfrica es la desigualdad social. Según estimaciones, el 50% de la pobla-

ción vive bajo la línea de pobreza y el 15% en pobreza extrema. Los niveles de renta más importantes los disfruta la población blanca aunque desde la apertura democrática en 1994 se ha incorporado a la clase alta una elite de población de color y se puede ver también un movimiento social ascendente de la población de color también hacia los sectores de renta media.

Este progreso social de sectores antes desfavorecidos se hizo posible, en parte, gracias a políticas de transferencia de riqueza como el Black Economic Empowerment (BEE) que viene a concederles a los ciudadanos de color, en el plano económico, una serie de privilegios frente a los blancos.

El sector energético Eskom es la compañía nacional de energía que monopoliza la generación, la transmisión y la distribución de electricidad en Sudáfrica. Esta empre-

sa, cuyo accionista mayoritario es el Estado, produce el 95% de la electricidad consumida en el país. El porcentaje restante es brindado por algunos generadores privados y por los gobiernos municipales. Genera además el 50% de la electricidad del continente africano y es la séptima compañía más grande del mundo en términos de generación eléctrica.

La infraestructura energética sudafricana ha emergido como uno de los tres factores críticos de riesgo para potenciales inversores, junto al crimen y a la falta de mano de obra calificada. Uno de los antecedentes más dramáticos de la crisis energética fueron los cortes continuos de suministro de electricidad durante cuatro semanas en Enero de 2008. Diez años antes se habían pronosticado problemas críticos de suministro para el futuro si no se aumentaba la capacidad instalada a mediano plazo. El pronóstico fue acertado y quedó en evidencia la falta de

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Nota de tapa

Tabla 1 – Panorama energético: Sudáfrica vs. Argentina SUDÁFRICA Reservas de Petróleo probadas Producción de Petróleo Barriles por día (bbl/d)

Consumo de Petróleo (bbl/d) Capacidad de Refinación de Petróleo crudo (bbl/d)

Reservas de Gas Natural probadas Miles de millones de m3 (MMm3) Producción de Gas Natural Millones de m3 (Mm3)

Consumo de Gas Natural Reservas de Carbón probadas Millones de toneladas (Mt) Producción de Carbón Consumo de Carbón Consumo de Energía Nuclear Consumo de Energía Hidráulica

Millones de toneladas equivalentes de petróleo (Mtoe) Capacidad Eléctrica Instalada (Sistema Interconec tado Nacional) Existen en ambos países instalaciones de equipos que emplean tecnologías eólica y solar aunque de baja incidencia en cuanto a potencia instalada y sin conexión a la red nacional.

Producción de electricidad Consumo de electricidad Emisiones de CO2 Millones de toneladas (Mt)

15 millones de barriles 195.000 bbl/d (15% petróleo crudo, 85% petróleo derivado de carbón y gas natural) 575.000 bbl/d 692.000 bbl/d (30% líquidos sintéticos de petróleo derivado de carbón y gas natural).

8,904 MMm3

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526.237 bbl/d 644.983 bbl/d

398.530 MMm3

2.856 Mm3 (La mayor parte es gas si ntético derivado del carbón) 3.052 Mm3 (6,4% GNL importado) 30.408 Mt

825 Mt

250,4 Mt 146 Mt 13,3 TWh

0,3 Mt 0,3 M t 7,2 TWh

0,8 TWh

37,2 TWh

132,2 Mtoe

74,7 Mtoe

40 GW De los cuales : 88,5% Carbón 5% Nuclear 5,6% Hidráulic a 0,9% Gas 0,01% Eólica

26 GW De los cuales : 50,5% Gas 41,6% Hidráulica 6, 5% Nuclear 1,3% Carbón 0,1% Eólica

266,2 TWh 238,5 TWh

120,8 TWh 104,9 TWh 170 Mt

Fuente: BP Statistical Review 2009, EIA Country Analysis 2009, IAPG.

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ARGENTINA 2520 millones de barriles 622.894 bbl/d

48.417.101 Mm3

37.856.089 Mm3

inversión de Eskom durante ese transcurso. De esta forma, para no repetir errores del pasado y para mitigar los efectos negativos sobre el desarrollo económico, Sudáfrica se está embarcando en el mayor programa de infraestructura energética de su historia.

Para financiar una parte del programa de desarrollo energético se le pidió al Banco Mundial un préstamo de U$S 3.750 millones y se aumentaron además las tarifas eléctricas. El Regulador Nacional de Energía de Sudáfrica (NERSA) anunció en Febrero pasado la aprobación de un aumento del 24,8% en las tarifas de electricidad a partir del 1 de abril de 2010, un nuevo incremento del 25,8% en 2011 y otro 25,9% de aumento a partir del 1 de abril de 2012. Eskom había solicitado un aumento del 35% cada año durante tres años para financiar el aumento de la capacidad energética nacional. En comparación con los precios de la energía de hoy, los aumentos en total darán lugar a que los precios de la energía se dupliquen para abril de 2012. Diseñado paralelamente un plan de subsidios y de exenciones para los sectores más pobres se espera también que los consumidores utilicen la electricidad en forma más eficiente y segura. La mayor porción del préstamo del Banco Mundial está destinado a financiar la construcción de una nueva central térmica de 4800 MW a base de carbón (Medupi) que comenzará a operar en 2012. ¿Dónde está entonces la posibilidad de entrar a un mercado regulado y monopólico?. Es evidente que competir con un gigante como Eskom es imposible. Pero no se deben ignorar los grandes cambios que se están produciendo en este país y ese es justamente el motivo de este artículo; comentar sobre un sector en transición en el que los cambios serán mayúsculos y las oportunidades muchísimas para aquellos jugadores dispuestos a entrar y a aceptar las nuevas condiciones de juego. Empresas de infraestructura como Techint o Impsa y de base tecnológica como Invap, entre las

argentinas, son algunos de los destinatarios del gran abanico de oportunidades que está comenzando a brindar Sudáfrica en particular y África en general. Dos requisitos casi excluyentes son apostar al largo plazo y estar dispuesto a correr riesgos medio-altos, como en todo emprendimiento. Pero el mercado potencial no se restringe al país más austral de África sino también al resto del continente negro. Si identificamos como mercado número uno a Sudáfrica debemos reconocer como segundo mercado a sus naciones vecinas que conforman conjuntamente la Comunidad de Desarrollo del África Austral (SADC - Southern Africa Development Community).

También existe una red energética regional que interconecta a Sudáfrica con Angola, Botswana, Lesotho, Malawi, Mozambique, Namibia, Swazilandia, Tanzania, Zambia, Zimbabwe y República Democrática del Congo.

Matriz energética sudafricana La matriz energética de Sudáfrica evidencia una marcada dependencia del carbón como fuente primaria de energía. La diversificación de la matriz energética, tal como indicamos anteriormente, es el gran desafío. El carbón representa el 78% del total de la energía primaria consumida y casi el 90% de la generación de electricidad.

Las reservas de este mineral constituyen el 4% de las reservas mundia-

les probadas y son las séptimas más grandes del mundo. La mayoría del carbón consumido es utilizado en la generación de electricidad (64%) y en la industria de combustibles sintéticos (24%). Una tercera parte del carbón producido es exportado a la Unión Europea y a Japón. La producción y el consumo de carbón han crecido en los últimos 25 años a una tasa promedio del 2,5% anual. Se espera que en los próximos años la utilización de carbón crezca aún mas debido a la puesta en marcha por parte de Eskom del proceso de retorno a servicio de tres centrales térmicas que utilizan el carbón como fuente de energía (Camden -1600 MW-, Grootvlei -1200

MW- y Komati -1000 MW-). En el año 2008 se comenzó a construir una nueva central a base de carbón (Medupi) cuya capacidad será de 4800 MW. Los principales productores independientes de energía que existen hoy son irónicamente los que más consumen. En este grupo sobresalen las compañías mineras quienes hacen uso de la energía en forma intensiva. Un ejemplo es el grupo minero Exxaro Resources, compañía que espera aumentar su capacidad de generación en 2000 MW para 2030. Pero sus planes no se reducen solamente a suministrar energía a las minas que opera sino también convertirse en un operador de energías limpias. Actualmente está

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Nota de tapa

Petróleo Gas Natural Carbón Energía Nuclear Energía Hidráulica

Sudáfrica 19,8% 0,0% 77,7%

Argentina 32,4% 53,6% 0,5%

Total Mundo 34,7% 24,1% 29,3%

2,3%

2,2%

5,5%

0,2%

11,3%

6,4%

desarrollando varios estudios de pre factibilidad que incluyen dos granjas eólicas de 40 MW (Tsitsikamma) y 50 MW (Eastern Cape) y una planta solar de 210 MW en Upington.

Un comité interministerial de energía fue creado el año pasado para desarrollar un plan integrado de recursos (IRP – Integrated Resource Plan) con el propósito de diseñar la nueva capacidad de generación a 20 años. El primer documento (IRP1) de este plan fue divulgado en Diciembre de 2009 pero no cumplió con las expectativas por tener una extensión de apenas tres páginas sin ningún aporte relevante. Se espera que el segundo documento (IRP2) sea divulgado a mitad del 2010.

Energías renovables Sudáfrica está bendecida territorialmente con un alto nivel de potencial de energías renovables, entre ellas la energía eólica (especialmente fuerte en las zonas costeras), energía solar (el país tiene uno de los más altos niveles de radiación solar en el mundo) y un excelente potencial de biomasa para producir biocombustibles. El parque eólico de Darling (5.2MW), primer productor independiente de energía en Sudáfrica, ha firmado recientemente un acuerdo de compra con la municipalidad de Ciudad del Cabo para suministrarle electricidad durante 20 años. El desarrollo de las energías renovables en Sudáfrica está reglamentado en el Libro Blanco sobre las Energía Renovables (noviembre de 2003), que ha fijado un objetivo de contribución de 10.000 GWh para el 2013.

El objetivo es conseguir esa capacidad de generación sobre todo a través del desarrollo de proyectos de energía eóli12

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ca, biomasa, solar e hidráulica de pequeña capacidad (menos de 10 MW).

Un estudio del Departamento de Energía, desarrollado en el marco del ya ha concluido proyecto “Creación de Capacidad en Energía Renovables y Eficiencia Energética” (CaBEERE), ha establecido que el logro de este objetivo acarrearía un número importante de beneficios económicos, incluidos un aumento de R299 millones en los ingresos del Gobierno, un incremento del PBI y la creación de 20.500 nuevos puestos de trabajo.

Unos 260 millones de dólares del préstamo del Banco Mundial aprobado en Abril están destinados a financiar proyectos de energías renovables y otros US$ 485 millones para componentes y tecnologías que ayuden a reducir las emisiones de dióxido de carbono en las plantas térmicas. En Abril Eskom anunció que utilizará esos fondos para la construcción de una granja eólica de 100 MW y una planta solar también con capacidad de 100 MW. Estos proyectos recibirán además asistencia financiera paralela del “Fondo de Tecnologías Limpias” perteneciente al Banco Mundial. Este fondo también financiará un programa para instalar un millón de calentadores de agua solares en sectores rurales alrededor de todo Sudáfrica. En Junio de este año comenzarán los primeros llamados a licitación pública internacional para proveer a Eskom entre 40 y 50 turbinas eólicas (cuya capacidad requerida será de entre 2 a 2,5 MW).

El futuro de la energía nuclear En el caso de Sudáfrica, la única alternativa real de generación de ener-

gía a gran escala, además del carbón, es la energía nuclear. El sector de la energía nuclear está regido por la Ley de Energía Nuclear (1999) y por la Ley del Regulador Nacional Nuclear (1999). El Departamento de Energía administra estas leyes. El gobierno aprobó en Junio del 2008 la nueva política de energía nuclear para Sudáfrica.

El objetivo de esta política es aumentar el rol de la energía nuclear en el proceso de diversificación de la matriz energética para asegurar el suministro de energía y reducir la dependencia del carbón. Esta dependencia contribuye a que Sudáfrica sea hoy uno de los mayores emisores de gases de efecto invernadero en el mundo. Eskom está estudiando la posibilidad de insertar 20.000 MW de nueva capacidad nuclear para el 2025. La Corporación Sudafricana de Energía Nuclear (NECSA) es la encargada de la investigación y el desarrollo en el campo nuclear. La planta nuclear de Koeberg (1930 MW), que pertenece a Eskom, es responsable del 5% del total de la capacidad energética instalada en el país.

El sector nuclear en Sudáfrica está compuesto por NECSA, Eskom (operador de la única central nuclear de Sudáfrica y natural operador de futuras centrales), el Regulador Nacional Nuclear y el Instituto Nuclear de Residuos Radioactivos. Estos organismos tienen la responsabilidad de diseñar en conjunto el sistema y la arquitectura nuclear del país. Actualmente se está construyendo un reactor de alta temperatura (HTR - High Temperature Reactor) llamado Pebble Bed Modular Reactor (PBMR) que generará 110 MW de electricidad cuando comience a operar. La planta estará localizada en la misma zona donde está situada la central nuclear de Koeberg (Western Cape). Este proyecto representa una innovación a nivel mundial por ser el primer reactor HTR diseñado para ser utilizado comercialmente. Sudáfrica cuenta además con un reactor de investigación (Safari-1) y está desarrollando un Centro de Manufactura Nuclear que centralizará todas las actividades de investigación y desarrollo

que lleva adelante NECSA. Todas estas acciones están dirigidas a construir un complejo industrial de energía nuclear.

La decisión de apostar o no por la energía nuclear se hará pública en Junio de este año cuando se publique el segundo documento del Plan Integrado de Recursos (IRP2).

Biocombustibles La producción de biocombustibles en África se encuentra en fase de estudio e incluye (a) el etanol y el uso de biodiesel como combustible para el transporte; (b) la utilización como sustituto de las fuentes de energía a base de madera para cocinar; (c) los biocombustibles como fuente de electricidad; (d) la promoción del desarrollo socioeconómico rural, y (e) por su papel clave para contribuir a la mejora de abastecimiento energético y la seguridad energética en el continente. El último se refiere también a las necesidades de aumentar el crecimiento del PBI entre un 3,5% y un 8% para alcanzar los Objetivos de Desarrollo del Milenio. Teniendo en cuenta su vulnerabilidad existente, una serie de países africanos han aplicado o están desarrollando una estrategia de biocombustibles en los planos nacional y regional, principalmente de caña de azúcar como materia prima de etanol y jatropha para biodiesel. Entre aquellos países que han incursionado en este terreno se encuentran Sudáfrica, Nigeria, Senegal, Ghana, Malawi, Mo-

zambique, Sudán, Kenia, Etiopía, Mali Swazilandia y Zimbabwe.

Existe un acuerdo con la UE que suspende casi todos los aranceles para los productos exportados a la UE desde 50 países en desarrollo. Dichos productos incluyen las importaciones de biocombustibles con un nivel cero de aranceles, creando una ventaja enorme en cuanto al mercado potencial con respecto a otros países en desarrollo que compiten con África (como Brasil) en el acceso al mercado europeo. Del mismo modo, existen oportunidades para ingresar al mercado estadounidense en el marco del acuerdo “Crecimiento y Oportunidades para África” (AGOA), que liberaliza de manera significativa el acceso al mercado norteamericano para productos provenientes de los 38 países del África Subsahariana. Otros mercados potenciales son los países asiáticos y los propios países africanos, ya que muchos de ellos están en el proceso de establecer objetivos obligatorios de mezcla de biocombustibles con naftas clásicas.

El gobierno sudafricano ha lanzado recientemente un proyecto de producción de etanol de 19 millones de litros por año desarrollado por el ‘Central Energy Fund Group of Companies’ (CEF), la ‘International Development Corporation’ (IDC) y el gobierno de la provincia de ‘Eastern Cape’. Este proyecto se pondrá en marcha en 2011 y producirá etanol a partir de caña de azúcar. Se estima que

se crearán 1500 puestos de trabajo permanentes además de los 1000 que demandará la construcción de la planta. El objetivo es reemplazar al menos un 5% de los combustibles a base de petróleo crudo por biocombustibles en los próximos 5 años.

En el ranking anual 2010 del Banco Mundial sobre clima de negocios, Sudáfrica figura en el puesto 34 entre 183 países analizados. El primer lugar lo ocupa Singapur y Argentina aparece en el puesto 118. En África los tres primeros países en el ranking son Mauricio (17), Sudáfrica y Botswana (45) respectivamente. Lo que ese estudio refleja es que Sudáfrica ofrece predictibilidad y seguridad jurídica. África es un continente en transición donde todo está por hacerse.

Pero hay un detalle muy importante que debe remarcarse: Toda empresa que quiera ingresar en el mercado energético africano debe apostar al largo plazo. No existen negocios de infraestructura atractivos para el inversor que especula o que piensa en el corto plazo

* Sebastián del Hoyo es Lic. en Administración (UBA) y actualmente está realizando una pasantía en la Embajada Argentina en Sudáfrica.

Paralelamente a su investigación sobre el sector energético sudafricano Sebastián está escribiendo un informe sobre el mercado de los biocombustibles en África del Sur. Para más información sebastian.dh@gmail.com

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Nota de tapa

“En el sur de Africa las inversiones a largo plazo tienen grandes recompensas” “Si usted decide venir y pensar en el largo plazo, Sudáfrica es definitivamente el lugar para venir porque van a haber grandes cambios que van a arrastrar grandes oportunidades”. Así lo explica Brian Statham, presidente del comité organizador de la conferencia “ENERGÍA 2010: Soluciones para África”, realizada entre el 24 y el 26 de Febrero pasado en la ciudad de Johannesburgo.

po y lograr que se muevan hasta el punto de ser autosostenibles.

Cree usted que los países en desarrollo tienen una ventana de oportunidad en el presente?

Creo que tenemos una ventana de oportunidad por dos razones. La primera es que los países en desarrollo no han sido tan afectados por la crisis financiera como el mundo desarrollado. Por lo tanto, somos capaces de recuperarnos de esa situación mucho más rápido y eso es importante para nosotros porque significa que nuestra capacidad de atraer inversión es tal vez un poco mayor en este momento. La segunda razón es que tenemos oportunidades que debemos aprovechar ya que el mundo desarrollado está en este momento muy ocupado preocupándose de sí mismo.Y este es el tiempo y la oportunidad para desarrollar tecnologías y soluciones diseñadas específicamente para el mundo en desarrollo. ¿Cuánto tiempo durará esta ventana de oportunidad?

Tal vez cinco o seis años. Tenemos que iniciar los programas en ese tiem14

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¿Cuáles son los problemas más importantes de energía que enfrenta Sudáfrica y cuáles son las posibles soluciones? Por ejemplo, la necesidad de diversificar la matriz energética.

Enfrentamos una escasez crítica de generación a gran escala lo que significa que nuestro suministro de energía eléctrica en la red interconectada es limitada y muy apretada y eso que tenemos la oportunidad de ir fuera de la red y diferentes cosas. La segunda dificultad que enfrentamos es que estamos frente a un problema con los combustibles líquidos, no tenemos muchas refinerías, y las que tenemos son obsoletas. Entonces, lo qué tenemos que hacer es tomar una decisión estratégica. ¿Vamos a importar productos refinados o vamos a construir nuevas refinerías o mejorar las refinerías que tenemos? Esa es una decisión muy importante que tenemos que tomar pronto. También tenemos la capacidad de producir petróleo a partir del carbón y somos líderes mundiales en esta tecnología. Y creo que se debería seguir desarrollando esta tecnología. Tenemos maravillosas reservas de carbón, así que te-

nemos que encontrar una manera de utilizar las reservas de carbón en una forma ambientalmente aceptable para producir el petróleo que vamos a necesitar. También tenemos la oportunidad de relanzar nuestra infraestructura de transporte. ¿ En el caso de aumentar las tarifas de electricidad cómo afectará esta decisión a la economía sudafricana y cuál será el impacto social?

Va a haber un impacto muy profundo en la economía sudafricana.

Pero no todo va a ser negativo. Inicialmente se pensaba que esto iba a tener un tremendo impacto en los costos y los insumos en la economía y que iba a hacer que la economía no sea competitiva. Creo que hemos tenido precios muy baratos en el pasado que han permitido a empresas funcionar con una gran cantidad de ineficiencia y una gran cantidad de desperdicio de energía. Y este tipo de precios obligará a las empresas a volver atrás y examinar sus procesos y hacer las cosas de una manera más eficiente y eficaz. También tendrá un impacto en el consumidor, el consumo para el hogar, ya que estos precios tienen un efecto significativo allí, así que la gente en forma individual comenzará a tener mucho más cuidado

en la utilización de la electricidad. Se va a cambiar el comportamiento para ser más eficientes energéticamente y ese cambio emocional se transferirá a una mejor práctica de negocio y más conciencia de la escasez de recursos y la importancia de utilizar los recursos de manera eficiente y eficaz. ¿Cuál es su opinión sobre el futuro de las energías renovables en África? ¿Cuáles son las mejores fuentes de energías renovables para las condiciones africanas?

Yo soy muy optimista acerca del futuro de las energías renovables y creo que tendrán su lugar, hay grandes oportunidades. África es un continente muy grande. Hay diferentes áreas en donde las distintas tecnologías tienen condiciones para ser desarrolladas. En la costa mediterránea hay viento, la energía eólica es definitivamente una tecnología y una opción para esa zona.

En la costa oeste de África del Sur el viento presenta también una gran oportunidad. Ciertamente, en el norte y el sur de África la energía fotováltica y los paneles solares también tendrán oportunidades. En las regiones centrales de África, donde hay mucha más agua, mucha más vegetación, la energía

hidroeléctrica y la biomasa son más adecuadas para esos entornos. ¿Qué tipo de fuente de energía renovable ofrece las mejores oportunidades en términos de empleo local?

Biomasa, sin duda. La biomasa (biocombustibles) es la industria que mas trabajo intensivo demanda entre todas las tecnologías renovables. Las otras no demandan tanta mano de obra local y no dan tantos puestos de trabajo, de modo que desde el lado de la oferta de energía la biomasa es sin duda la fuente de energía renovable que mejores oportunidades ofrece en términos de empleo local. ¿Es Sudáfrica una buena opción para inversores internacionales?

En realidad yo soy muy optimista acerca de África y el potencial del sur de África. Y puede que requiera un poco de paciencia, pero creo que la gente que vino aquí temprano será recompensada más tarde y recibirán grandes premios. Si usted está sólo en el corto plazo, entonces Sudáfrica no es un buen lugar para venir. Las inversiones a corto plazo no tienen grandes

recompensas. Así que depende de su enfoque. Si usted decide venir y pensar en el largo plazo, Sudáfrica es definitivamente el lugar para venir porque van a haber grandes cambios que van a arrastrar grandes oportunidades. ¿Qué piensa usted acerca de una posible alianza América del Sur - África del Sur? Creo que hay una gran oportunidad para las alianzas en todo el mundo en desarrollo. Existen muchas similitudes entre los países del sur de África, Brasil, Argentina, Venezuela y Chile.

Pero hay también muchas similitudes entre lo que está sucediendo en el Sudeste Asiático, Filipinas, Sri Lanka, India, China y también tenemos el privilegio con países como Australia y Nueva Zelanda, que tienen estilos de vida similares, el mismo tipo de experiencia, también con climas similares.

Pero son mucho más desarrollados en muchos aspectos de lo que somos nosotros. Y podríamos aprender mucho de esos países. Así que creo que hay una gran oportunidad para nosotros de trabajar juntos Entrevista realizada por Sebastián del Hoyo, 25 de febrero, Johannesburgo.

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La región

Colombia:

¿nuevo oasis para petroleros?

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a producción de crudo en Colombia ha venido aumentando en los últimos cuatro años a una tasa promedio del 4%, sin embargo, es necesario destacar que en los años 2006 y 2007 el crecimiento anual no superó el 1%, mientras que los años 2008 y 2009 presentan tasas del 10,1% y 4,7% respectivamente. Esta tasa contrasta con la tendencia de la producción que se presentó después de 1999, año en el cual el país llegó a su mayor nivel de producción en la historia. La tasa de crecimiento promedio para los años 2000 – 2004 fue de -7,9%, destacándose los dos primeros años del periodo los cuales presentaron tasas negativas del 15% y 11% [Gráfico 1.]

La producción en el 2005 no varió significativamente con respecto al 2004 [año que presentó el menor nivel de producción desde 1994] El crecimiento anual positivo en la producción durante el periodo 2005 – 2009 parece estar correlacionado con el flujo de Inversión Extranjera Destinada – IED – al sector petrolero; flujo promovido por la creación de la Agencia Nacional

de Hidrocarburos – ANH – que entró en vigencia a partir del año 2004. Para el año 2005 el flujo de IED tuvo un saldo positivo para el país de 1.125 millones de dólares; en el 2008 esta cifra fue de 3.409 millones de dólares [Gráfico 2.].

Adicionalmente, el precio del crudo ha presentado un crecimiento anual bastante significativo para incentivar el desarrollo del sector petrolero en Colombia y en el resto del mundo. El promedio anual del crudo de referencia

Asia con el ojo en Colombia Colombia lleva adelante un agresivo plan de inversiones de unos 47.000 millones de dólares en el rubro minero y energético en los próximos cinco años, especialmente en el campo de la refinación y exploración petrolera. China, Corea del Sur e India están interesadas en expandir sus operaciones petroleras en Colombia a través de nuevas licitaciones que realizará la nación sudamericana en diciembre, dijo el ministro

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de Minas y Energía, Hernán Martínez.

Para dar un mayor impulso a su ambicioso plan, Colombia busca incorporar nuevos socios al desarrollo de la industria petrolera y gasífera, mediante la licitación de áreas potencialmente ricas en hidrocarburos.

Colombia, que es un actor cada vez más importante en la producción de petróleo en América Latina, planea adjudicar unas 168 áreas petroleras

en julio del próximo año, para las que ya hay potenciales candidatos, dijo el ministro.

Para 2010 estiman una producción promedio en Colombia de 720.000 bpd.

La producción de gas natural de Colombia se ubica en unos 1.100 millones de pies cúbicos diarios, casi un 50 por ciento más que hace dos años. En el 2010, esa producción debería bordear los 1.150 millones de pies cúbicos diarios.

para Colombia [WTI] en el año 2001 fue de $26 dólares por barril, mientras que en el 2008 [año bastante particular para el sector] esta cifra fue de aproximadamente $100 dólares el barril. El crecimiento anual promedio de los precios del crudo entre estos dos años fue del 21%. Dada esta tasa de crecimiento en los precios del crudo y los niveles alcanzados en los últimos años, las inversiones y operaciones son bastante llamativas para las compañías petroleras, dado cierto nivel de costos.

Un estudio contratado por la ANH en el 20073, mostró que “durante el quinquenio los costos de hallazgo, desarrollo, producción y transporte tuvieron el siguiente comportamiento: - Hallazgo: promedio 6.97 USD/BPe con un rango que oscila entre los 6.6 y 10.45 USD/BPe. - Desarrollo: promedio 4.45 USD/ BPe con un rango que oscila entre los 4.03 y 7.39 USD/BPe. - Producción: promedio 3.46 USD/ BPe con un rango que oscila entre los

2.6 y 9.01 USD/BPe. A nivel de cuenca la de mayor costo es Catatumbo con 10.03 USD/BPe y la de menor Cordillera con 1.07 USD/BPe. - Transporte: […] petróleo se aplica una tarifa por barril que está en función de la distancia a la refinería o al puerto de exportación en Coveñas. La cuenca con mayor tarifa a Coveñas es Cordillera con 4.18 USD/BPe y la de menor tarifa el Valle Inferior del Magdalena con 0.72 USD/BPe.” El aumento de la producción nacional de crudo en los últimos años se debe principalmente a 7 cuencas sedimentarias de las 23 existentes [Cuadro 1]. En lo corrido del 2009, las cuencas de Llanos Orientales y VMM han aportado alrededor del 80% de la producción total, es decir, unos 524 KBPD. La clasificación de los crudos encontrados en estas cuencas varía desde los 63° API, crudo hallado en el campo Cerro Gordo, el cual se encuentra en pruebas extensas y está ubicado en la cuenca Catatumbo en el departamento de Norte de Santander, hasta los 0,92° API, crudo hallado en el campo ValdiviaAlmagro, el cual está en explotación y está ubicado en la cuenca de los Llanos Orientales en el departamento del Meta.

En promedio, los crudos extraídos en el país tienen una gravedad API de alrededor 26,71°. Dada la amplia variedad de crudos encontrados en el país, estos se dividen en crudos livianos, medianos y pesados5. Esta división permite identificar el comportamiento de la composición de la producción de crudos nacionales en tres grandes áreas, la cual arrojó los siguientes resultados para el periodo 2006 – 2009 [Gráfico 1. y 2.].

- Se identificó que los crudos livianos han tenido una participación promedio en la producción total de petróleo del país del 25%. Es necesario destacar que los crudos livianos han venido disminuyendo su participación en la canasta de crudos extraídos en el país; en el 2006 la participación fue del 29,1%, mientras que en lo que va corrido del 2009 esta cifra es del 20,7%. La extracción de este tipo de crudos ha presentando una tendencia decreciente, sin embargo, el 2009

probablemente será excepción, ya que en lo que va corrido del año la producción de crudos livianos es similar a la producción total del 2008 y 2007 Para los crudos medianos se identificó que su participación en la producción total de crudos ha sido en promedio del 35,3%.

La participación de este tipo de crudo se ha mantenido constante a lo largo del periodo. La extracción de este tipo de crudos ha presentado en promedio una tasa de crecimiento del 8%. Se destaca el aumento significativo de la producción de crudos medianos en lo que va corrido del

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La región

año en comparación con todo el 2008; la tasa de crecimiento ha sido del 12,6%.

- Finalmente, los crudos pesados ha tenido una participación promedio en la producción total de petróleo de alrededor 39%. Es importante señalar que la participación de estos tipos de crudo ha venido aumentando año tras año, pasando del 36% en 2006 a 43.5% en lo corrido de 2009. Por otro lado, la extracción de crudos pesados ha venido aumentando de igual manera; la tasa de crecimiento promedio anual para el periodo ha sido del 15.1%. La producción del primer semestre del 2009 es un 51% más que la producción total de 2006.

Con respecto a las cuencas sedimentarias productoras de hidrocarburos y al tipo de crudo extraído en cada una de éstas, se presenta a continuación el siguiente cuadro que resume la composición de la producción por cuenca

Según el Cuadro 2 se observa que la producción de las cuencas de los Llanos Orientales, Cordillera Oriental y Valle Medio del Magdalena [VMM] está constituida de manera importante por crudos pesados, mientras que la producción de las cuencas Caguán-Putumayo y Valle Superior del Magdalena [VSM] está basada en su mayor parte por crudos medianos. Finalmente, la producción de las cuencas Catatumbo y Valle Inferior del Magdalena [VIM] está sustentada principalmente por crudos livianos.

Para Junio de 2009, el número total de campos productores en Colombia es de 286 de los cuales 257 se encuentran en explotación y 23 en prueba extensa7.

Del total de los campos 87 son productores de crudos livianos, 85 de crudos medianos y 88 de crudos pesados.

La cuenca sedimentaria que más número de campos tiene es la de los Llanos

Orientales, que cuenta con 118 campos, es decir, con el 41% de los campos activos totales del país. Por otro lado, las cuencas VIM y Cordillera Oriental son las que cuentan con menos campos activos, participando con el 1.4% y 0.3% respectivamente [Cuadro 3.].

A continuación se describe la producción diaria promedio de las cuencas por tipo de crudo durante el primer semestre de 2009: - Llanos Orientales: Esta cuenca produce diariamente en promedio cerca de 425 kbpd, de los cuales 187.000 son crudos pesados, 121.000 son crudos medianos y 116.000 son crudos livianos.

- VMM: Esta cuenca produce diariamente en promedio cerca de 99 kbpd, de los cuales 65.000 son crudos pesados, 32.000 son crudos medianos y 1.600 son crudos livianos.

- VSM: Esta cuenca produce diariamente en promedio cerca de 88 kbpd, de los cuales 26.000 son crudos pesados, 53.000 son crudos medianos y 7.800 son crudos livianos.

- Caguán-Putumayo: Esta cuenca produce diariamente en promedio cerca de 24 kbpd, de los cuales 936 son crudos pesados, 20.000 son crudos medianos y 2.600 son crudos livianos.

- Catatumbo: Esta cuenca produce diariamente en promedio cerca de 3.253 bpd, de los cuales 30 son crudos medianos y 3.200 son crudos livianos.

En esta cuenca no hay producción contabilizada de crudos pesados.

-VIM y Cordillera Oriental: Estas cuencas en conjunto producen diariamente en promedio cerca de 537 bpd, de los cuales 79 son crudos pesados, 16 son crudos medianos y 442 son crudos livianos Bibliografía: Estimación, análisis y comparación de los costos de exploración y producción de hidrocarburos en las cuencas colombianas. Ziff Energy Group, ZEG. 2007. Pág. 121 – 133. Colombia: Petróleo y Futuro.

Agencia Nacional de Hidrocarburos [ANH]. Agencia Nacional de Hidrocarburos [ANH] – www.anh.gov. co Banco del República – Series Estadísticas – www. banrep.gov.co Acipet. Boletín Estadístico Mensual [BEM] – www.acipet.com BP. BP Statistical Review of World Energy – June 2009 – www.bp.com

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Informe Especial

Yacimientos maduros en Argentina

¿Hay salida?

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n las cuencas con geologías complejas lo que se acaba no es el petróleo sino las ideas.

Por eso un geólogo viejo amigo mío me decía: “Cuando pensemos que se nos acaba el petróleo no cambiemos de yacimiento, cambiemos de Geólogo.” ¿Cuántas veces se ha escuchado esta frase en un foro o congreso de la industria? Infinidad de veces.

Ocurre que a pesar del paso del tiempo algunos interrogantes acerca de la madurez de los yacimientos en Argentina siguen vigentes: ¿Pueden los yacimientos maduros y en declinación extender su vida útil? ¿Pueden estos campos contribuir a detener la caida de las reservas? ¿Tenemos disponible la tecnología que nos permita conocer y gerenciar mejor los yacimientos? ¿Disponemos de los recursos humanos necesarios para enfrentar este desafío? ¿Qué tiene que hacer el Estado para posibilitar esto? Vaya desafío encontrar dichas respuestas.

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La opción para la industria no parece otra que tomar riesgos invirtiendo en la búsqueda de nuevas alternativas: aplicando y adecuando las más actualizadas tecnologías; desplegando y reforzando las competencias profesionales apropiadas; desarrollando una visión de largo plazo, y apostando a la excelencia como nuevo paradigma.

Lo concreto es que en los 3.800.000 Km2 (continente + plataforma) se han definido 24 Cuencas Sedimentarias prospectables para hidrocarburos. Estas Cuencas cubren, hasta la isobata de 200 metros de agua, una superficie de 1.845.000 Km2, de los cuales: más de 1.457.000 Km2 (79%) se localizan en el continente y unos 387.000 Km2 (21%) en la plataforma marítima.

De las 24 Cuencas Sedimentarias, 5 se prolongan en la plataforma continental y 6 se extienden íntegramente en ella. Cinco Cuencas continentales son actualmente productoras de hidrocarburos, y una de ellas también es productora en la plataforma continental.

Las Cuencas productivas alcanzan el 32% del total útil prospectable, mientras que la superficie carente de exploración en las Cuencas no productivas abarca el 68% restante.

Observando el Mapa de las Cuencas Sedimentarias de la Argentina con un criterio geológico basado en la calificación de las áreas por el grado de riego minero, se llega a la conclusión que solo el 3,% de la superficie total corresponde a Lotes de Explotación que pueden calificarse como Areas de Bajo Riesgo, y que la mayor parte del territorio, tanto en las Cuencas Productivas como en las No Productivas, está cubierto por las áreas de Alto y

Muy Alto Riesgo o de Frontera, que cubren casi 1.700.000 de Km2, o sea más del 90% de la superficie potencialmente prospectable.

Pues bien, ¿cuál es el paradigma a romper? La estrategia dominante en un yacimiento maduro debe estar focalizada en la administración de los costos y la declinación de las reservas comprobadas. La opción para la industria no parece otra que tomar riesgos invirtiendo en la búsqueda de nuevas alternativas: aplicando y adecuando las más actualizadas tecnologías; desplegando y reforzando las competencias profesionales apropiadas; planificando e integrando los diversos elementos concurrentes; desarrollando una visión de largo plazo, y apostando a la excelencia como nuevo paradigma.

Los yacimientos maduros son importantes para la incorporación de nuevas reservas. La tecnología que permita extender los límites y la vida de estos campos está disponible. Las empresas están adecuando sus procesos para encarar estos desafíos. “Necesitamos enfrentar el corto plazo con una clara visión de largo plazo”, aseguran desde las compañías.

Desde el Estado las responsabilidades deberían estar orientadas a establecer condiciones que estimulen el cambio de paradigma y la visión de largo plazo, considerando a la industria un aliado estratégico, estableciendo reglas claras, creíbles y sustentables, mediando responsable y prudentemente en las disputas distributivas, contribuyendo activamente a moderar la conflictividad social y extendiendo las concesiones de explotación como incentivo claro e inapelable a la visión de largo plazo.

Según Pedro Lesta, geólogo de notable trayectoria en la industria de oil & gas nuestras cuencas productivas, en los niveles tradicionalmente explotados, envejecieron. Un indicador es el siguiente: según el departamento de estadísticas del IAPG el promedio diario de producción de petróleo por pozo en el año 1998 era de 9,6 m3/día. En el año 2008 fue de

4,8 m3/día. La situación con el gas no es distinta: en esos años se pasó de una producción de 36, 5 millones de m3 a 50,5, pero aumentó el consumo de manera tal que las reservas disminuyeron a 8 años de disponibilidad al no haber reposición.

“La exploración de bajo riesgo está madura desde el punto de vista de la búsqueda de yacimientos clásicos, similares a los existentes. Algunas compañías tienen reservas no desarrolladas y buscan encontrar otras con la exploración offshore de las cuencas que en tierra contribuyen en gran parte a la producción doméstica (principalmente de la Cuenca del Golfo San Jorge) otras, en Cuenca Austral, también en el mar, tienen disponibilidad de gas inmovilizada por falta de medios de transporte.

Algunos datos curiosos: • Argentina tiene un historial de explotación petrolera de 100 años. Los costos de exploración, desarrollo y producción no son los mismos que hace 30 o 50 años.

• Existen áreas maduras y áreas nuevas en las que es posible explorar pero el proceso de exploración y desarrollo será mucho más costoso e implica asumir un mayor riesgo de fracaso.

• Un dato curioso: hay 19 cuencas de frontera de alto riesgo (aproximadamente 2,5 Mill de km2) que están sub-exploradas, donde se han hecho solo cien pozos en 80 años.

La concreción de estos emprendimientos podría resultar ampliamente beneficiosa en el corto plazo. Pero, como contrapartida, considero que en tierra en zonas conocidas, sólo se encontraran yacimientos nuevos relativamente pequeños. Ello lleva a las compañías a tratar de perfeccionar al máximo la producción de los yacimientos viejos, cada vez a mayores costos. Lo cual no alcanza a compensar la declinación que irá aumentando en el tiempo.

Esto significa que la mayoría de

exploración que resta por hacer para aumentar significativamente las reservas de combustibles fósiles se debe efectuar en zonas signadas por el alto riesgo”, explica. ¿Qué es lo que queda por investigar en el país? “Para simplificar voy a hacer referencia solamente a las cuencas nuevas que a mi criterio presentan las mayores posibilidades. Su ubicación geográfica es un tema que he tocado repetidas veces en artículos y conferencias anteriores: son las cuencas paleozoicas de la provincia de San Juan (provincia donde se suma la prolongación de la Cuenca Triásica, productiva en Mendoza) y tal vez La Rioja; la extensa cuenca paleozoica denominada Chacoparanense, que se extiende desde el límite norte de la República hasta el sur de la provincia de Buenos Aires.Y las más jóvenes (geológicamente hablando), del talud continental”, puntualiza Lesta.

Como un secreto a voces, desde los pasillos de las empresas coinciden en que la falta de inversiones para la exploración responde a que las empresas “simplemente no tienen certidumbre de lo que vaya a suceder en 7 u 8 años en la Argentina”.

“Eso motiva a que las empresas no inviertan y solamente se explote lo que hay. Para entender el comportamiento de la producción de petróleo hay que tener en cuenta dos cuestiones. El primero es desalentador para el corto plazo: por más que una empresa descubra un pozo petrolero hoy, recién podrá explotarlo en 7 u 8 años.

A las etapas de estudios sísmicos y de viabilidad comercial, la empresa debe agregarle otras tareas que llevan tiempo: desarrollar el campo y conseguir el equipamiento. La segunda cuestión, es que el promedio de las empresas tienen concesiones para explotar los pozos que caducan alrededor de 2015.

Un plazo insuficiente, de acuerdo a la visión de las petroleras, para realizar nuevas inversiones si se tiene en cuenta que corren el riesgo de que si detectan nuevos yacimientos hoy no podrían usufructuarlo mañana”

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Informe Especial

SISTEMAS WELL HEAD Por el Ing. Alberto Cuartas. Exterran Arg. S.A.

C

omo resultado de la explotación de los pozos productores de petróleo y gas, éstos pierden la presión que les permite fluir naturalmente. Para seguir en producción requieren de equipamiento mecánico y/o electromecánico que ayude a la extracción de los hidrocarburos para su comercialización.

Dependiendo de las condiciones actuales de producción de estos pozos y de las instalaciones existentes en el yacimiento correspondiente, se plantean dos formas de mantenerlos en producción: • En las Plantas Compresoras: mediante compresores boosters a los que se derivan la producción de

esquema de proceso

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aquellos pozos cuya presión es menor a la presión de succión en que están funcionando dichas plantas.

• En la cabeza de los pozos productores: consisten básicamente en la instalación en la zona del pozo de paquetizados que incluyen, además de los equipos compresores propiamente dichos, sistemas para el manejo de líquidos, sistemas de medición de caudal de gas e hidrocarburos líquidos, sistemas de adquisición de datos y sistemas de venteos entre otros. Éstos últimos, conocidos como well-head compressors, constituyen una alternativa cada vez más usada, pues permiten trabajar con presiones de succión tan bajas como 15 psig y caudales de gas y líquido muy importantes; siendo equipos transportables con la posibilidad de reubicarlos en otros pozos.

El proceso en estos equipos comienza con el gas atravesando un Slugcatcher donde se separan los posibles bolsones de líquidos que puedan provenir del funcionamiento del pozo y luego de atravesar un separador vertical de gotas, ingresa en el compresor.

Los líquidos provenientes del Slugcatcher, del Separador Vertical y del Scrubber del compresor, son enviados a un Blowcase. La evacuación de líquidos de este último se efectúa por intermedio de una presurización de gas proveniente de la salida del compresor.

Para lograr una diferencia de presión y poder ingresar los líquidos en la salida, se colocar una válvula de control del tipo Backpressure.

Al producirse en el sistema Well Head la separación de gas y líquidos, nos permite efectuar mediciones de los dos elementos para evaluar la viabilidad económica del pozo.

Los compresores de gas utilizados en este sistema son dimensionados en función de las presiones de succión, presión de descarga, caudal de gas y líquidos, análisis del gas, gravedad específica y condiciones de la locación

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Productos y servicios

BASF inaugura nueva era en la construcción En el marco de las actividades realizadas por BASF -The Chemical Company- en conmemoración del Bicentenario, la companía está presente en el Túnel de la Ciencia como sponsor principal, presentando en su stand las innovaciones tecnológicas que promueve en el país, frente a la problemática energética mundial.

BASF, que hizo posible la construcción sustentable de la torre Burj Khalifa, en Dubai, el edificio más alto del mundo, ahora trae a la Argentina la más alta tecnología disponible a nivel mundial en materia de construcción para el ahorro de energía.

Premian la Serie S del sistema DeltaV™ de Emerson

iF International Forum Design ha premiado al hardware de la Serie S del sistema de automatización digital DeltaV™ de Emerson por su extraordinario diseño. Este galardón, sinónimo de excelencia en diseño a nivel internacional desde hace 56 años, fue otorgado

por esta organización el 2 de marzo de este año en la feria CeBIT. Los criterios de evaluación considerados en este premio incluyen calidad del diseño, factura, elección de materiales, grado de innovación, respeto por el medioambiente, funcionalidad, ergonomía, visualización de uso, seguridad, valor de marca, creación de marca y diseño universal.

“Evaluamos la manera en que los ingenieros en automatización interactuaban con el hardware del sistema de automatización en varias industrias de todo el mundo y descubrimos que las prácticas actuales podían mejorarse significativamente de diversas formas”, sostuvo Peter Zornio, Chief Strategic Officer de Emerson. “Aprovechamos la amplia ex-

periencia y pericia que tiene M3 Design para desarrollar productos centrados en las personas con el fin de resolver los problemas que existen con los hardware de automatización actuales. Juntos hemos mejorado considerablemente el diseño de nuestro sistema DeltaV al eliminar pasos y reducir la complejidad del proyecto. Ahora es más fácil de instalar, utilizar y mantener”, concluyó.

“Trabajamos con el equipo de Emerson para lograr un diseño centrado en las personas y en la usabilidad”, afirmó Paul Noble-Campbell, Director de Diseño Industrial en M3 Design, con sede en Austin. “Es sumamente grato que el grupo de iF International Forum Design considere realmente innovador nuestro aporte a la Serie S”.

Wartsila presentó nuevo concepto en estaciones compresoras de gas Wartsila Argentina S.A., filial local de la empresa finlandesa líder mundial en plantas de generación de energía flexible y descentralizada, presentó en nuestro país su tecnología de avanzada en Estaciones Compresoras de Gas. El Ing.Alberto Fernández, Gerente de Desarrollo de Negocios en Argentina, abrió el evento destacando las características de los grandes motores utilizados para compresión, los cuales serían una alternativa superadora en gasoductos.

“El régimen de funcionamiento dinámico,

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bajas emisiones, y la mayor eficiencia mecánica disponible, son parte de los fundamentos de nuestra tecnología. La eficiencia se traduce en ahorros sustanciales de combustible, y la mayor performance se

traduce en estaciones de diseño no sobredimensionado, factores económicos y operativos críticos en todo nuevo proyecto”, indicó el Ing. Fernández.

Los expertos finlandeses, señalaron con minucioso detalle temas centrales del seminario como: compresión, gasoductos, almacenamientos, la solución reciprocante como elección en grandes proyectos de compresión; estaciones de compresión, modularización, alcance de propuestas y cooperación con empresas de Ingeniería.

Kingdream Kingdream, una empresa Asiática, de primer nivel, diseña y fabrica productos para perforación de Petróleo y Gas con alta tecnología, a satisfacción de las necesidades de sus clientes y proveyendo la más alta calidad de servicio técnico, Mercado Asiático (60%) – Mercado Intl (20%): EE.UU., Canadá, Irán, Rusia, Kazajstán y Sudán.

Lo nuevo de Siemens en el sistema de ingeniería Step 7 Basic El Industry Sector de Siemens presentó las nuevas funciones que incorpora el sistema de ingeniería Step 7 Basic concebido para el controlador SIMATIC S7-1200 y los paneles de la gama SIMATIC HMI Basic Panels. Las novedades incluyen la interfaz de programación en chino, más comandos para editar tablas, mayor número de variables configurables para los Basic Panels y un convertidor para exportar a SIMATIC S7-1200 proyectos creados con SIMATIC S7-200.

Para tareas de manejo y visualización se ha aumentado el número de variables internas y externas configurables para paneles de la gama Basic Panels. En concreto: 250 variables para el panel KTP400 Basic mono PN y 500 para las variantes KTP600 Basic mono PN, KTP600 Basic color PN KTP1000 Basic color PN y TP1500 Basic color PN.

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Efemerides

El Gasoducto del Norte cumple 50 años Esta obra fue una expresión acabada de una conceptualización distinta de la Argentina en términos de infraestructura. Entre 1958 y 1961 la producción de petróleo y gas natural aumentó un 150% y por primera vez se lograba el tan ansiado autoabastecimiento petrolero.

“U

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na robusta columna vertebral energética, que atraviesa siete provincias, es vehículo de distribución en la más extensa y poblada región del país”, así definía el entonces presidente de YPF el nacimiento del Gasoducto Norte, Dr. Horacio Aguirre Legarreta.

El 18 de marzo de 1960, en presencia del presidente de la Nación, Arturo Frondizi, acompañado por autoridades de Gas del Estado e YPF, quedaba habilitado el tendido que une Campo Durán en la provincia de Salta con General Pacheco en el Gran Buenos Aires, sumando así 7 millones de metros cúbicos día al millón que ya provenía

plantas compresoras iniciales con 36.000 HP a las actuales 11 con 184.800 HP. El Gasoducto Norte atraviesa en su recorrido desde el extremo norte hasta la región pampeana diferentes ecorregiones. Esta amplia biodiversidad, acentúa la sensibilidad necesaria para prestar el servicio público de transporte de gas natural con responsabilidad ambiental.

TGN es la empresa dedicada al transporte de gas natural por gasoductos de alta presión en el centro y norte de la Argentina. Opera y mantiene más de 8.700 km de gasoductos ubicados en 14 provincias argentinas y en Chile y Brasil.

de los yacimientos patagónicos.

Con una longitud de 1744 km y una tubería de 24” de diámetro en el 90% de su recorrido, esta obra tuvo enorme significancia en su época. Más aun, teniendo en cuenta que se construyó juntamente con el poliducto Campo Durán – San Lorenzo.

En ese entonces, fueron presentadas como las obras de mayor envergadura realizadas para el transporte de hidrocarburos líquidos y gaseosos en el hemisferio occidental, con la sola excepción de las realizadas en Estados Unidos.

A lo largo de estos años TGN ha contribuido a que el Gasoducto Norte se amplíe de su original capacidad de 7 millones de m3/día a los actuales 22,5 y de sus 1744 km de extensión a los 3886 de hoy (con los gasoductos paralelos –loops- que aumentan su capacidad); de sus 4

A través de sus dos gasoductos troncales, el Norte y el Centro Oeste, abastece a 8 de las 9 distribuidoras de gas y a numerosas generadoras eléctricas e industrias ubicadas en 14 provincias argentinas.

El sistema de TGN se conecta a los gasoductos GasAndes y Norandino que transportan gas al centro y norte de Chile respectivamente, al Gasoducto Entrerriano que transporta gas a la provincia de Entre Ríos y al litoral uruguayo y al Gasoducto de Transportadora de Gas del Mercosur S.A. que transporta gas al sur de Brasil.

Desde el inicio de sus operaciones en 1992, TGN expandió la capacidad de transporte desde cabecera de 22,6 MMm3/día a 54,4 MMm3/día, lo que representa un incremento de más del 141%. Las expansiones, así como las numerosas obras de mantenimiento y confiabilidad

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Algunos de los proyectos vinculados al Gasoducto Norte son:

del sistema, requirieron inversiones por un importe aproximado de US$ 1.166 millones por parte de TGN. En términos físicos, las expansiones a cargo de TGN exigieron la instalación de más de 1.300 km de nuevos gasoductos, la construcción de 5 nuevas plantas compresoras y la instalación de 14 equipos turbocompresores, los que adicionaron 150.000 HP de potencia instalada.

Durante el año 2004, TGN constituyó un programa en cuyo marco se crearon dos fideicomisos financieros que llevaron adelante la expansión del Gasoducto Centro Oeste que incorporó 30 Km. de gasoductos y permitió incrementar la capacidad de transporte en 0,55 MMm3/día.

Adicionalmente, TGN actuó como Gerente de Proyecto de la “Expansión 2005” realizada bajo la metodología de fideicomisos financieros creados por el Gobierno Nacional, que incorporó 211km de gasoductos, 25.710 HP y 3 equipos turbocompresores

• Cadena de Valor: desarrollo de proveedores locales. Emprendedores de pequeñas localidades de los Departamentos General San Martín y Orán de la provincia de Salta, San Pedro de la provincia de Jujuy y también algunos proveedores de la ciudad de Tucumán.

• Gobernabilidad del Riesgo: programa de fortalecimiento de las comunidades del norte de Salta gracias a la articulación entre la gestión pública y la privada.

S. BARROSA. • Escuela 4748 de Misión La Loma: programa de fortalecimiento comunitario y talleres de goberGasTalleres Naturalcon Mm3 nabilidad del riesgo. la participación 9.871.265 de padres y alumnos de las distintas comunidades indígenas.

8.261.006 8.941.489 8.423.353 9.928.907 10.137.432 11.506.041 11.379.809 11.046.221 11.174.972 13.052.083 12.980.998 11.537.134 10.376.024 9.826.417 8.793.606

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Entrevista

John Ingham, Gerente de Producto de GE Energy para Latinoamérica

“Queremos ser líderes en generación de energía eficiente y confiable” El 19 de enero pasado GE y Petrobras convertían a Brasil en el primer país en producir electricidad a base de etanol al inaugurar una turbina de gas inédita en el mundo que genera electricidad a partir del líquido extraído de la caña de azúcar. La planta de gas natural de Juiz de Fora (a 180 km de Río de Janeiro en el estado de Minas Gerais) es de ciclo simple y tiene una capacidad de 87 MW. Cuenta además con dos turbinas GE LM6000 a base a gas, y en una de ellas GE realizó complejos cambios en el diseño de la cá35 16$ mara de 35 16$combustión, de manera que el35 uso16$ de etanol fuera factible.

35(16$ “Estos cambios potencian la seguridad energética de la planta y su confiabilidad proveyendo de una fuente de energía alternativa.

Este proyecto forma parte de un programa más amplio de flexibilidad para el desarrollo de cualquier tipo de combustibles”, explicó a Prensa Energética, John Ingham, (1(5*(7,&$ Gerente de Producto de GE Energy para toda Latinoamérica.

(1(5*(7, $ Y remarcó: “Los beneficios del eta-

35(16$

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(1(5*(7,&$ 28

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La puesta en marcha de la turbina GE LM6000 a base de etanol en la planta de Juiz de Fora en Brasil es el resultado de un ambicioso programa de flexibilidad de combustibles alternativos para generar electricidad desarrollado por GE (General Electric).

nol suponen una fuente de energía renovable y su combustión reduce las emisiones atmosféricas en comparación con las de los combustibles fósiles, especialmente de los óxidos de nitrógeno. Además reduce en un 50% la utilización de agua”.

La elección de Brasil no fue casual.

Hoy es el segundo productor mundial de etanol y el mayor exportador del mundo de este producto. Produce 7.300 barriles por año según datos del Gobierno Federal.

“Habrá cinco meses de pruebas para certificar que el uso de etanol es válido como fuente alternativa de combustible en este tipo de instalaciones, así como también para asegurar que las emisiones están dentro de los límites esperados, pero descartamos que los resultados van a ser auspiciosos”, adelantó Ingham.

Actualmente GE está contribuyendo con la conversión tecnológica, la ingeniería y el apoyo de planta durante la conversión y la puesta en marcha del proyecto.

“Si bien es el primer proyecto con etanol desarrollado por GE, existen otras plantas que ya están funcionando con biodiesel en Estados Unidos y también hay otros mercados nuevos con potencial de crecimiento como el caso de China, Japón y países del Caribe”, señaló el Gerente de Producto de GE Energy para Latinoamérica.

Hoy GE es una compañía global y diversificada de infraestructura, servicios financieros y medios de comunicación, diseñada para resolver las necesidades más apremiantes del mundo. Es proveedora de servicios en más de 100 países y emplea a más de 300.000 personas a nivel mundial

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Las 4 preguntas

Un producto para crecer

de pies a cabeza

Matías Salviani, Jefe de Ventas Safety de KIMBERLY-CLARK PROFE-SSIONAL*, asegura que el principal objetivo es posicionar a esta compañía como un nuevo aliado en el mercado de seguridad.

1) ¿Cómo nace la idea de competir en el mercado se seguridad industrial?

Desde 1872, Kimberly-Clark trabaja en el desarrollo de productos descartables para la salud, la higiene y el cuidado personal. Por su trayectoria, hoy es una empresa líder en el mundo, con marcas reconocidas como Huggies, Kleenex, Day’s, Scott, Plenitud, Poise, Pull-ups, Goodnites, Little Swimmers, Light Day’s, Lina y Kimberly-Clark Professional, entre otras. Kimberly-Clark comenzó sus operaciones en Wisconsin, EE.UU., y hoy cuenta con un equipo de trabajo de más de 53.000 empleados alrededor del mundo, con centros de producción en 37 países y puntos de venta en más de 150 países.

Las compañías de manufactura dependen de Kimberly-Clark Professional por su amplio portafolio de productos de higiene y seguridad que ayudan a proteger tanto a los empleados como el ambiente donde se desempeñan. Esta unidad global de negocios de $3 mil millones fabrica y comercializa insumos de baños (toallas de papel, jabones, papel higiénico y otros) bajo la marca KIMBERLY CLARK PROFESSIONAL* y paños de limpieza WYPALL. El año pasado Kimberly-Clark adquirió JACKSON SAFETY, una compañía privada de productos de seguridad industrial con sede principal en Fenton, Missouri.

2) ¿Cuál es el objetivo en cuanto a posicionamiento y crecimiento en este mercado?

Kimberly-Clark Professional es una de las divisiones de la compañía que más creció en los últimos cinco años. En el mercado de la seguridad industrial, nuestro objetivo es brindar protección de pies a cabeza para los trabajadores.

Queremos ser líderes en el mercado de seguridad industrial, transformándonos en una marca de referencia para los trabajadores y los prevencionistas de riesgo. El objetivo es posicionar a Kimberly-Clark Professional como un nuevo aliado en el mercado de seguridad industrial, con marcas como KLEENGUARD y JACKSON SAFETY.

3) ¿Qué importancia tiene para Uds

el sector energético (Oil & Gas) en su

estrategia de crecimiento?

Oil&Gas es un sector muy fuerte en nuestro país y con una demanda importante en lo que se refiere a elementos de protección personal. Por eso vamos a buscar abastecer al sector de la mejor forma para que tanto las compañías como sus operarios tengan la posibilidad de utilizar nuestros productos KLEENGUARD y/o JACKSON SAFETY.

4) ¿Qué los distingue hoy de la competencia en cuanto a productos de protección personal dirigidos al sector industrial?

Históricamente nuestra compañía tiene una filosofía orientada a la innovación y la diferenciación. Si tuviera que resumir en qué nos distinguimos, diría que en confort, calidad y costo en uso (durabilidad y rendimiento de productos.

Esos son los pilares desde nos diferenciaremos de nuestros competidores.

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Novedades

Santa Cruz busca atraer inversores El gobierno de Santa Cruz anunciará el Sistema de Promoción y Desarrollo Industrial que a través de la Ley 3092 incentiva y promueve la llegada de nuevas inversiones a la provincia. La presentación se hará el próximo 15 de julio en el Hotel Emperador de la ciudad de Buenos Aires, ante la presencia de importantes autoridades nacionales, locales y empresarios.

El Gobierno Provincial, a través del Ministerio de la Producción, realizará la presentación del Sistema de Promoción y Desarrollo Industrial, que entre otros objetivos, propicia la instalación de PYMEs, nuevas industrias y la ampliación de las ya existentes, fomenta el aprovechamiento racional y sustentable de los recursos naturales de la provincia y apoya la expansión y fortalecimiento de la micro, pequeña y mediana industria.

El anuncio se llevará a cabo el próximo 15 de julio en el Hotel Emperador de la ciudad de Buenos Aires y estarán presentes el Gobernador de la provincia de

Santa Cruz, Daniel Peralta, el Ministro de la Producción, Jaime Álvarez y el titular de la Agencia Santacruceña de Promoción de Inversiones (PROGRESAR), Rafael Gilmartín, entre otras autoridades.

El objetivo del encuentro es presentar los alcances de la Ley Nº 3092, que le otorga un marco jurídico y legal al desarrollo de inversiones productivas en Santa Cruz y promueve la radicación de parques industriales, a fin de lograr un adecuado y eficiente crecimiento económico.

En este sentido, el Gobierno va a acompañar a los inversores que quieran radicarse en Santa Cruz con distintos beneficios, entre ellos: • Devolución de hasta un 40% de la inversión nueva realizada o de la ampliación de las ya existentes, en un plazo que no podrá exceder los 4 años contados a partir de la primera producción efectuada.

• Exención de tributos provinciales existentes o a crearse por un plazo de hasta 10 años con opción a 15 años para las inversiones prioritarias.

• Subsidio de hasta un 50% en los costos de provisión correspondientes a los

servicios de suministro eléctrico, agua y cloacas en un plazo que no podrá exceder los 4 años, contados a partir de la primera producción efectuada.

• Subsidios de hasta el 49% a la tasa de interés de las líneas crediticias que implemente el Banco de Santa Cruz.

• Cesión de aquellas tierras provinciales que resulten necesarias para la radicación de los parques industriales provinciales y la radicación de su estructura productiva.

El camino de industrialización en la provincia ya está en marcha. Tendrá como sostén “un Sistema de Interconexión de energía eléctrica para todas las localidades de Santa Cruz. Ya existe un avance de casi un 30% de la central térmica de Río Turbio.Además figuran las represas sobre el río Santa Cruz, (Complejo hidroeléctrico Cóndor Cliff y La Barrancosa) que generarán 1.740 MW, como así también en energías renovables, con proyectos en localidades como Pico Truncado, Las Heras y Comandante Luis Piedra Buena, a partir de lo cual se generarán 2.000 MW de energías limpias para industrializar la producción

TRANSPORTISTA INDEPENDIENTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ALTA TENSIÓN Jean Jaures 216, Piso 1 (C1215ACD). Buenos Aires—Argentina Tel.: (54—11) 4865-9857 al 65 (int.2237), Fax: (54—11) 4866-0260 e-mail: info@litsa.com.ar

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Imagen & Estrategia

PAE completó con éxito nueva misión de ONs Pan American Energy, Sucursal Argentina, la segunda empresa productora de petróleo y gas de la Argentina, completó exitosamente la colocación de Obligaciones Negociables por un valor nominal de U$S 500.000.000 con vencimiento final en 2021 (10 años de plazo de vida promedio), una tasa de interés fija del 7,875% nominal anual y un precio de emisión del 98,204%.

Los fondos provenientes de la emisión serán destinados a financiar parte del programa de inversiones de la Compañía en la Argentina, a capital de trabajo y a refinanciar deuda.

La nueva emisión de Obligaciones Negociables de Pan American Energy, Sucursal Argentina fue liderada por Crédit Agricole CIB, HSBC y J.P. Morgan como agentes colocadores internacionales y HSBC Bank Argentina S.A. y J.P. Morgan, Sucursal Buenos Aires S.A. como colocadores locales.

El éxito de esta colocación premia el esfuerzo de Pan American Energy, Sucursal Argentina por mantener un alto nivel de inversiones en el país y, a su vez, reafirma la confianza que genera la Compañía entre los inversores nacionales e internacionales.

“Arte en la Torre” En un amplio espacio ubicado en la planta baja de la sede la compañía en Puerto Madero, la Fundación YPF lanzó Arte en la Torre, un programa de exposiciones que convocará a destacados artistas contemporáneos a través de proyectos especialmente concebidos para el lugar.

Abrió la serie Graciela Sacco, quien desde hace años no expone en Buenos Aires, con Metro Cuadrado. La sucederán durante 2010 mues35 16$ tras de Nicola Costantino, Edgardo Giménez, Gabriel Valansi y Adrián 35 16$ Villar Rojas.Todas cuentan con la curaduría de Fernando Farina.

35Bajo 16$ el nombre de Metro Cuadrado, Sacco interviene el lugar con ins35(16$ talaciones, videos y objetos. Para ella, el metro cuadrado representa el espacio mínimo que un individuo necesita, no es un instrumento de medición sino una categoría de análisis. La artista enfoca las situaciones cotidianas que manifiestan e interfieren sobre este metro cuadrado. El trabajo de Sacco se vale del uso de diferentes procesos técnicos que le permiten materializar ideas y conceptos comprometidos con su contexto.

“Empecé –explica Sacco- a trabajar con la idea de metro cuadrado a partir de pensar cuál es el mínimo espacio que un individuo necesita para vivir, y fue al sentir mis propios pies dentro de un espacio de uno por uno que sentí que menos era imposible. De ahí en más, todo –y también la idea- fue hablar de espacio y movimiento. Un desarrollo interesante (1(5*(7,&$ antes de pensar en que en ese espacio podemos ser enterrados de pie”.

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Medanito obtiene $ 90 millones para seguir invirtiendo La petrolera nacional Medanito obtiene $90 millones para proyectos de inversión. El aporte de créditos de mediano y largo plazo por parte del Banco Nación por $ 32 millones y del HSBC por U$ 15 millones, aportarán mayor liquidez a la petrolera MEDANITO S.A. para desarrollar diversos proyectos que la Compañía tiene para este 2010, entre los que se encuentran la finalización de la Central Termoeléctrica “Rincón de los Sauces”, la continuidad de sus planes de exploración y desarrollo de reservas, incrementando la producción de gas y de petróleo, y la adquisición y operación de nuevas áreas. La mencionada Central de 25 MW de potencia, próxima a ser puesta en marcha, funcionará con gas aislado de los gasoductos trocales descubierto por la Compañía.

Medanito S.A. es una empresa Argentina, con 19 años de presencia en el campo de la energía, manteniendo una pauta de continuo crecimiento. El desarrollando de sus principales actividades gasíferas y petroleras se ubican en la Patagonia Argentina.

Otorgan a Vestas 2100 MW Vestas ha recibido el mayor pedido de su historia por la entrega de hasta 2.100 MW. El pedido, realizado por EDP Renováveis (EDPR), la tercer mayor empresa de energía eólica del mundo, ha sido otorgado a Vestas tras un proceso competiitvo que comenzó en Chicago, EE.UU. hace más de un año.

El pedido, un Master Supply Agreement (MSA, Acuerdo Maestro de Suministro) para la entrega de hasta 2.100 MW, se compone de un pedido para el suministro, la instalación y la puesta en operación de aerogeneradores con una capacidad total de 1.500 MW para ser entregados en Norteamérica, Sudamérica y Europa en 2011 y 2012, con la posibilidad de ampliarse otros 600 MW ejecutable en 2010 y 2011.

El acuerdo incluye también un acuerdo de servicio y mantenimiento de dos años ampliable a entre cinco y diez años, con el consiguiente Acuerdo de Asistencia Técnica para un periodo adicional.

Durante el exigente proceso competitivo, Vestas fue seleccionada entre otros importantes fabricantes de aerogeneradores de todo el mundo como el mejor proveedor de tecnología eólica de su clase, obteniendo la totalidad del concurso. El factor diferenciador fue la capacidad de la empresa para suministrar el mejor valor global y adaptarse a los objetivos estratégicos de negocio de EDPR a corto y medio plazo.

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Tribuna abierta

El futuro laboral global Por Maria Fernanda Milli, Gerente de Gestión del Talento Humano, de Inelectra Argentina

“Mostrar lo que queremos ser o decir” debe ser coherente con lo que “somos y decimos” de lo contrario se presenta un ruido disruptivo con las expectativas que no se sostiene en el tiempo.

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ara enfrentar el futuro laboral global, las organizaciones tienen como desafío mostrar sus fortalezas como institución atractiva para captar y retener talentos, para ello deben diferenciarse de la competencia y vender su proyecto a los candidatos mucho más que décadas atrás.

Esto se explica por las crisis económicas mundiales y por la disminución de la tasa de natalidad en algunos países los cuales no han “reciclado” su mano de obra entre ellos profesionales. En el caso de Argentina, la baja inversión por años en proyectos de ingeniería en los mercados de energía, gas y petróleo, limitó el interés de los jóvenes a estudiar carreras de ingeniería y quienes llevaban años en el mercado, no pudieron actualizarse a la velocidad en las que se retomaron dichos proyectos.

Cuando el mercado de la Ingeniería comenzó a expandirse nuevamente, la emisión de profesionales graduados al mercado y la actualización de los experimentados, no fue tan veloz como lo requerían los proyectos lo cual presentó una demanda mayor a la oferta de talentos.

Una asignatura de las empresas modernas será la generación de reputación y marca como empleadores lo que significa asociar a la marca valores como empleador

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como atender a los generadores de imagen en el mercado laboral especialmente a las universidades y centros educativos relacionados con el mercado en el cual opera la cía.

“Mostrar lo que queremos ser o decir” debe ser coherente con lo que “somos y decimos” de lo contrario se presenta un ruido disruptivo con las expectativas que no se sostiene en el tiempo.

Si bien aún se debate cómo demostrar la contribución de acciones de employer branding a la atracción y retención de talentos, un indica-

dor de ello es el reclutamiento a través de referidos de los propios empleados. Para ello Inelectra tiene un programa denominado TRAE UN AMIGO con una importante compensación para aquellos colaboradores que refieran a un conocido que finalmente ingrese en la compañía. Otro indicador es el retorno de colaboradores que se retiraron de la compañía por decisión propia o reestructuración.

En el caso de Inelectra, muchos de los colaboradores que se retiraron de la compañía en alguna oportunidad, han sido recontratados debido a su interés en seguir siendo parte lo que demuestra que hay una percepción de coherencia entre lo “mostrado/vendido” y lo “vivido/ experimentado” a lo largo de su estadía en la compañía.

En síntesis, el employer branding es una suma de valores, comportamientos y cultura de una compañía que lo gestiona adecuadamente siendo un activo clave para la organización. La asimilación de la marca pasará entonces por comunicar y compartir los valores al interior/exterior de la organización y vincular cada puesto de la organización con ellos. Transmitir la esencia y razón de ser marca impactará en la rentabilidad del negocio y en la competitividad de la empresa

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