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Año 4 • Número 3 • Julio/Agosto de 2007 • Ciudad de Buenos Aires, Argentina.

BOLIVIA, ¿UN SOCIO CONFIABLE?

Benditas

Reservas El frío anticipado, la falta de lluvias y el retraso en las inversiones causaron un nuevo cuello de botella en la oferta energética de Argentina. Los costos de la imprevisibilidad y del doble discurso. 1

REFINACION: FALTAN INVERSIONES EN UN MERCADO ESPECULATIVO


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SUMARIO

EDITORIAL

¿Se acabó la luna de miel?

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BOLIVIA Y LA ESPADA DE DAMOCLES Un informe oficial de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) da cuenta que las reservas de gas natural descendieron a 19,3 Trillones de Pies Cúbicos.

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RESERVAS ARGENTINAS: ¿Y AHORA QUE? Según las estadísticas, la única manera de revertir la declinación de reservas de gas natural en la Argentina sería descubriendo no menos de 2 TCF de gas por año.

EL FUEL OIL DE CHAVEZ: UNA OPERACIÓN COSTOSA Desde 2004 hasta la fecha Argentina importó cerca de 2.500.000 de toneladas de fuel oil y a fines de este año rondaría las 3.000.000 de tns.

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REFINACION: FALTA DE CAPACIDAD OCIOSA COMPLICA EL NEGOCIO Latinoamérica y el Caribe requieren de U$S 30.000 millones de inversión para ampliar y actualizar su parque refinador.

STAFF Editor responsable y Dirección periodística: Daniel Jorge Barneda. Diseño y Diagramación: diegoyankelevich@ciudad.com.ar Fotografía: Fernando Serani. Colaboradores: Carlos Cirelli y Héctor Delgado Gerencia Comercial: Gastón Salip

Como una fotografía de los años´80 empezaron a aparecer las primeras señales de escasez. El escenario es complejo y está dado por una creciente demanda; sequía en las cuencas hídricas; falta de exploración de gas en boca de pozo; ausencia de redes eléctricas para garantizar la sustentabilidad del sistema, en síntesis falta de claridad en las políticas energéticas. Pero esta fotografía no es nueva. El 19 de marzo de 2004 el diario Clarín publicaba en la tapa “Cortes de luz en grandes plantas industriales, se deben a que la generación de energía no alcanza para cubrir toda la demanda. La escasez podría agravarse con el mayo consumo durante el invierno…” Por aquel entonces el Ministro de Planificación Federal, Julio De Vido, aseguraba que “los cortes parciales de energía que se aplicaron a 30 empresas son el fruto de un acuerdo con la Secretaría de Energía para el uso racional de la electricidad”. Esto decían los empresarios en el 2003: “El presidente Kirchner va a gobernar por 4 años y si hoy no se comienzan a solucionar los problemas que afectan a los sectores de gas y electricidad, el país puede enfrentar una crisis de abastecimiento de energía al final de su gestión”. Cuatro años después la suma de anuncios no disimula la ausencia de una estrategia de largo plazo y ya son 5000 las empresas afectadas por los cortes. La vuelta de un Estado más regulador sobrevuela en el actual ambiente de negocios como seria amenaza que remontan casi indefectiblemente a una etapa oscura de la Argentina, de pérdida de eficiencia, deterioro en la calidad de los servicios y corrupción institucional. En la actual demagogia que muestra el gobierno es impensable que se corte la luz a los sectores residenciales. No obstante, parecería haberse acabado la etapa de encantamiento o luna de miel. Van a tener que empezar a tomarse medidas antipáticas que sin duda van a alterar el humor de la gente. “Si quieren quitar las concesiones que las saquen, si quieren reprivatizar que lo hagan, pero a la gente se le está mintiendo y cuando tenga carencia de servicio el Estado no podrá hacer nada”, disparan los analistas más críticos. El Estado no se puede permitir invertir a pérdida en el sector energético. ¿Debe el Tesoro Nacional aportar fondos al desarrollo de infraestructura energética en un país que tiene asignaturas pendientes en salud, educación, seguridad y justicia?

Editado en Buenos Aires, República Argentina. Miralla 626- PB 4, (CP 1440), telefax: 4644-4311, 15-5463-8782. Registro de la propiedad intelectual en trámite. Las notas firmadas no necesariamente reflejan la opinión del editor. Prohibida su

reproducción parcial o total (Ley 11.723) –Copyright PE. Prensa Energética es una publicación de V&B Prensa y Comunicación. e-mail: prensanergetica@email.com, danielbarneda@uolsinectis.com.ar.


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Nota de Tapa

Bolivia y la espada de Damocles Un informe oficial de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) da cuenta que las reservas de gas natural descendieron a 19,3 Trillones de Pies Cúbicos y que en 2005 estaban certificadas en alrededor de 26.7 TCF. ¿Está garantizada la exportación de gas a la Argentina por 27 millones de metros cúbicos día? Aseguran que para abastecer el mercado brasileño y el argentino hacen falta U$S 3.000 millones durante 3 años para invertir en el desarrollo de pozos e infraestructura.

“Dios es argentino, pero no kirchnerista”, la frase de un empresario petrolero puede sonar un tanto irónica, pero no por eso deja de tener una fuerte dosis de oportunismo. Ocurre que esta crisis energética que hizo eclosión en la Argentina fue advertida hasta el hartazgo en los últimos 5 años por especialistas y expertos de la industria que criticaban la falta de políticas energéticas de largo plazo y la miopía del gobierno de turno en admitir semejante escenario. Finalmente, mientras “los agoreros de siempre” hoy sacan chapa de gurúes, el gobierno tiene que hacer malabares para que la crisis no afecte el humor de “Doña Rosa”, tan cuidada en estos tiempos que corren. Tampoco han dado buenos resultados las invocaciones y las plegarias al gran Zeus, Dios de la Lluvia de la mitología griega para dotar de agua a las represas hidroeléctricas en la Patagonia argentina. A la escasez de agua se sumaron las bajas temperaturas de un invierno ones de m3) 3 2004 Var y06/05 Taa grietas (06/02) de más frío que2005 desnudó las2006 falencias profundas 7 7.738 7.398 con crecimiento -11,4% 0,1%de un modelo8.350 poco sustentable record 8 1.120 1.109 1.102 -0,6% 2,8% demanda energética, pero con la misma oferta que hace 3 11.221 11.305 12.548 11,0% 6,4% 15 años atrás. Oferta que hoy sigue siendo el gran talón de 1 10.344 10.714 11.382 6,2% 10,0% Aquiles de3.168 una política3.043 de subsidios -3,9% cruzados y anuncios 9 3.045 10,5% rimbombantes sirven para2,4% llenar suplementos 8 33.468 34.646que apenas 35.473 6,1%

económicos. Lo cierto es que a menos de 4 meses de las elecciones presidenciales, el tema energético ha pasado de ser un problema a una crisis estructural ya admitida por el propio presidente Néstor Kirchner que apuesta todo a Bolivia como principal proveedor de gas para el mercado argentino. Inversion en Exploracion y Produccion ($US millones) 650.00 600.00 550.00

Produccion Exploracion

500.00 450.00 400.00 350.00 300.00 250.00 200.00

Adiós a los eufemismos

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MMmcd Finalmente la crisis energética, expresión que el Gobierno viene $US MM 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006e 1,800.00 35.00 MMmcd hoy es motivo de debate hasta en los gambeteando desde hace 4 años, 1,600.00 MM$US 30.00 programa de chimentos de la televisión argentina. Ahora desde los pasillos de la Secretaría de Energía admiten en voz 1,400.00 2006: 30.58 MMcmd / $US 1,678.5 MM 25.00 1,200.00 baja que no habrá gas suficiente las/ $US dos termoeléctricas que se levantarán en Campana y Timbres. El plan 2002:para 13.4 MMcmd 206.0usinas MM 20.00 1,000.00 1998: 4.37 MMcmd / $US 55.8 MM B es adaptar esas centrales para que puedan funcionar hasta 90 días con combustibles líquidos en vez de los normales 800.00 15.00 30 días para los que están preparadas. La adaptación obligará a un acuerdo extra por fuera del contrato de concesión 600.00 Argentina ends 10.00 GSA starts 400.00 y a su vez, podría implicar un riesgo técnico para dos plantas que costarán alrededor de u$s 1.100 millones y que son 5.00 200.00 necesarias para paliar la escasez energética. Las dos usinas estarían generando a pleno (1.600 megavatios) para junio de 2009. El problema se plantea en que cada una demandará alrededor de 3,7 millones de metros cúbicos diarios de gas, alrededor de 8% del consumo diario del país y una cantidad que hoy no están en el sistema. 1999 La pregunta que surge es: ¿si Argentina no fue un proveedor confiable para Chile, menos lo va a ser Bolivia para nosotros? Previendo el peor de los escenarios la Secretaría de Energía estaría desarrollando un grupo de planeamiento estratégico que contempla el incumplimiento de los contratos de venta de gas por parte de Bolivia. La alternativa pasaría por el GNL. Las incertidumbres de hoy están más asociadas a presiones políticas para apropiarse de la renta que va a dejar el negocio y de su distribución, pero no pondrían en riesgo la concreción del negocio y su normal ejecución. • •

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B

Incertidumbre Plan 2006 Var 06/05 yTaa (06/02)

7.398 1.102 12.548 11.382 3.043 35.473

MMmcd 35.00 30.00 25.00

-11,4% -0,6% 11,0% 6,2% -3,9% 2,4%

Inversion en Exploracion y Produccion ($US millones)

0,1% 650.00 Produccion 600.00 Exploracion 2,8% 550.00 Uno del actual gobierno para el año 2007 ha 6,4%de los objetivos estratégicos 500.00 450.00 sido la construcción del gasoducto que unirá el nordeste argentino con Bolivia, 10,0% 400.00 un10,5% proyecto demorado desde350.00 hace dos años que es considerado clave para cu300.00del país. La Argentina firmó en septiembre pabrir6,1% las necesidades energéticas 250.00 sado un ambicioso acuerdo con 200.00el gobierno de Evo Morales que cuadruplicará sus150.00 compras de gas natural en la próxima década y 100.00 que incluyó el compromiso de construir el ducto co50.00 BOLIVIA -EXPORTACION DE GAS NATUTAL - en unos US$ 1000 millones. En setiembre patizado $US MM 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006e 1,800.00 sado se cerró un convenio entre Bolivia y Argentina MMmcd 1,600.00 MM$US para la exportación de gas a largo plazo a un precio 1,400.00 2006: 30.58 MMcmd / $US 1,678.5 MM de US$ 5 por millón de BTU. A partir de ese pacto, 1,200.00 2002: 13.4 MMcmd / $US 206.0 MM el gobierno de Morales pudo cerrar el mes pasado la 1,000.00 1998: 4.37 MMcmd / $US 55.8 MM 800.00 renegociación contractual con las petroleras multina600.00 Argentina ends cionales, tal como reconoció el vicepresidente boliGSA starts 400.00 viano, Alvaro García Linera. 200.00 A casi un año de la firma de ese acuerdo los principales diarios matutinos en la Argentina ya advierten que podría peligrar la provisión de gas boliviano a este mercado. La noticia corrió rápidamente a raíz de las declaraciones a la prensa del presidente de la petrolera estatal boliviana YPFB, Manuel Morales Olivera, quien sostuvo que en este momento, la exportación de gas a Brasil está garantizada, lo que está en riesgo es la venta a Argentina. El anuncio causó enorme preocupación en el gobierno argentino y esto podría incidir en forma negativa en incumplimiento por parte de Bolivia en su compromiso de suministro con Argentina de 27 millones de metros cúbicos de gas por día, una vez construido el Gasoducto del Noreste, según el acuerdo firmado a fines de 2006 entre el presidente de Bolivia, Evo Morales, y su par argentino, Néstor Kirchner. En ese convenio YPFB y Enarsa acordaron ampliar las exportaciones de gas al mercado argentino de 4,5 Mm3/d a 7,7Mm3/d el 2007; 16 Mm3/d entre el 2008 y 2009; y 27,7 Mm3/d entre el 2010 y el 2026. Por la venta del gas, Bolivia recibirá en un plazo de 20 años la suma de U$S 17.000 millones estimados sobre el precio actual de 5 dólares por millón de BTU. El contrato suscrito con Argentina establece que, a partir de junio del 2008, el país debe aumentar los volúmenes de exportación. “A partir del 2008 se empezarán las inversiones, pero los resultados toman tiempo. Los plazos son cortos. Si las cosas se hacen bien, se podría incrementar la capacidad de entrega adicional a mediados del 2009”, aseguró el gerente de Estrategias de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH), Yussef Akly. Según el contrato firmado entre Bolivia y Argentina, el país debe aumentar los volúmenes de exportación de gas natural a Argentina a partir de junio del 2008. Se prevé que para mediados del 2010 el tan mentado Gasoducto del Noreste (que debió terminarse en al año 2006 y en cambio recién se ha licitado) transportará los volúmenes acordados en el convenio. • •

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Nota de Tapa

Argentina, ¿el pato de la boda? Algunos analistas opinan que parte de la oposición política de Bolivia quieren instalar en el país la sensación que las reservas de gas bolivianas se queden en simple reserva estratégica. Y aseguran que “la producción actual en Bolivia no alcanzaría para cumplir los contratos de suministro que mantiene con Brasil (30 millones de metros cúbicos diarios anuales) y con la Argentina (hasta 7,7 millones). “Con la puesta en servicio del gasoducto del Nordeste las compras a Bolivia apenas podrían alcanzar entre 12 y 15% del volumen que se consume en la Argentina”. Daniel Montamat, economista y ex secretario de Energía de la Nación, señala más errores que aciertos y pronostica un panorama difícil. “Desde 1972 a 1999 Boliva exporta gas al mercado argentino (unos 6 millones de m3/ día) y nunca hubo problemas con el suministro. Hemos vuelto a comprarle desde el 2004 a las apuradas debido a los problemas de abastecimiento del mercado interno. En esta nueva relación hay circunstancias diferentes que deben tenerse en cuenta. Ahora el principal comprador de Boliva es Brasil y Bolivia quiere desarrollar el mercado doméstico de gas. DEMANDA INTERNA DE GAS NATURAL (Millones de m3) 2002 2003 2004 Residencial 7.381 7.727 7.738 Comercial 987 1.028 1.120 Industrial 9.797 10.683 11.221 Centrales Eléctricas 7.784 8.751 10.344 GNC 2.040 2.639 3.045 TOTAL 27.989 30.828 33.468 Fuente: ENARGAS

2005 8.350 1.109 11.305 10.714 3.168 34.646

2006 7.398 1.102 12.548 11.382 3.043 35.473

Var 06/05 Taa (06/02) -11,4% 0,1% -0,6% 2,8% 11,0% 6,4% 6,2% 10,0% -3,9% 10,5% 2,4% 6,1%

650.00 600.00 550.00

Prod Expl

500.00 450.00 400.00 350.00 300.00 250.00 200.00 150.00

Hemos firmado un contrato para comprarle hasta 30 millones de m3 y hacer un nuevo gaBOLIVIA -EXPORTACION DE GAS NATUTAL soducto, pero el suministro comprometido en ese contrato tiene última MMmcdprioridad. Primero $US MM 1,800.00 35.00 el gas de Bolivia para el mercado doméstico, segundo el abastecimiento de Brasil MMmcd y tercero el 1,600.00 MM$US 30.00 abastecimiento argentino. Bolivia tiene gas pero tiene que desarrollar nuevas reservas para 1,400.00 30.58 MMcmd / $US 1,678.5 MM cumplir con el contrato argentino. El precedente argentino con Chile 25.00 (cortes y2006: redirecciona1,200.00 2002: 13.4 MMcmd / $US 206.0 MM 20.00 1,000.00 mientos para el consumo doméstico) no es un buen antecedente para la futura de 1998: relación 4.37 MMcmd / $US 55.8 MM 800.00 15.00 largo plazo con Bolivia. Si Bolivia tiene proble600.00 Argentina ends 10.00 GSA starts mas con el gas -por falta de inversiones o proble400.00 5.00 200.00 mas políticos-, Argentina va a ser el pato de la boda y no nos vamos a poder quejar. Para largar con el gasoducto hay que asegurarse que estén las reservas y hay que ver si se puede revisar la cláusula de prioridad. Todo esto sucedió porque 1999 1972 debimos negociar el gas boliviano en acuerdo con Brasil y pensando en la consolidación de un mercado regional de energía. Mientras despejamos la incógnita boliviana deberíamos lanzar un proyecto para construir una planta de regasificación en una zona cercana a Buenos Aires. Es un proyecto que nos permite diversificar riesgos de suministro y dar un mensaje político a quien cree que nos tiene de rehén. ¿Y el gas argentino?. Le pagamos a Bolivia 5 dólares el MMBTU y le pagamos a los productores del país 1.40 dólares promedio. Tenemos que terminar con esta contradicción porque el país necesita descubrir y desarrollar gas nuevo mientras monetiza reservas probables. De lo contrario, cada vez importaremos más y a mayores precios”. • •

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El precedente de Cuiabá Según publicó el Diario de Bolivia un informe oficial de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) da cuenta que las reservas de gas natural descendieron a 19,3 Trillones de Pies Cúbicos y que en 2005 estaban certificadas en alrededor de 26.7 TCF. La última certificación fue realizada por DeGolyer & MacNaughton en diciembre de 2005, para el 98 por ciento del petróleo condensado de las reservas probadas de todos los campos. Algunos expertos consultados aseguraron a este medio que la exportación de gas boliviano a la Argentina no estaría garantizada y pone en peligro los acuerdos bilaterales. Los expertos consideran que si hasta ahora no ha habido problemas en el suministro de gas por parte de Bolivia es porque Brasil no consume todo lo que podría -absorbe entre 25 y 27 millones- y la Argentina- con 5,5/6 millones- no puede transportar todo lo que necesita. Ya en setiembre de 2006 el presidente de la filial boliviana de Petrobras, José Fernando de Freitas, ya había alertado que el nivel actual de producción de gas en Bolivia no le permite cumplir ni siquiera con sus contratos vigentes con Brasil y Argentina, y menos con futuros acuerdos. En una entrevista publicada en el diario local “La Razón”, el ejecutivo brasileño afirmó que la capacidad boliviana está limitada por el freno de inversiones extranjeras en el sector debido a la nacionalización decretada en mayo pasado. “Bolivia no tiene capacidad de producción suficiente para atender ni siquiera los contratos actuales. Si todos sus mercados pidieran los volúmenes máximos, y estamos cerca de eso, Bolivia no tendría capacidad de entregarlos”, dijo De Freitas. Brasil ha contratado la compra de un máximo de 30 millones de metros cúbicos diarios de gas hasta 2019, pero actualmente compra un promedio de 26 millones, mientras que Argentina tiene acuerdos

para adquirir este año hasta 7,7 millones diarios, pero su nivel promedio actual ronda los 4,5 millones. Con respecto al gas, a la crisis nacional se sumó el mes pasado la noticia de que Bolivia había comenzado a racionalizar sus exportaciones. Ante la imposibilidad de incrementar su capacidad productiva y para atender la creciente demanda interna, Bolivia redujo a la mitad lo enviado a Cuiabá, ciudad brasileña donde se emplaza una central termoeléctrica, y dejó pendiente el pedido de la Argentina de comprar 7,5 millones de metros cúbicos diarios y le siguió suministrando 4,62 millones. “No tengo noticias de que haya un mega proyecto de instalación de por lo menos un millón de conexiones de gas a domicilios y a pequeñas industrias en El Alto, en Santa Cruz y en otras ciudades bolivianas para paliar el desempleo y el hambre”, explicó un hombre de negocios en Santa Cruz de la Sierra. “Nadie puede entender cómo es posible que siendo una potencia continental en gas, Bolivia esté sufriendo de hambre. Hay “una evidente crisis energética en Bolivia pero nadie se atreve a decirlo”, dijo.

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Nota de Tapa

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La desenergización de la economía

$US MM 1,800.00 1,600.00

2006: 30.58 MMcmd / $US 1,678.5 MM

2002: 13.4 MMcmd / $US 206.0 MM

1998: 4.37 MMcmd / $US 55.8 MM

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15.00 Argentina ends GSA starts

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Es sabido que el Estado argentino deberá afrontar un fuerte- déficit al tener que subsidiar la diferencia entre el precio de importación del gas boliviano (alrededor de u$s 5/MBTU) y el precio de venta, tanto doméstico cuanto la cuota que se envía a Chile, Uruguay y Brasil tienen precios acordados por debajo de lo que habrá que pagar a Bolivia. “Con el actual nivel de reservas probadas de gas en Bolivia, sólo podrían cumplir con los 27 millones de m3 diarios en un muy corto lapso. Y eso, si del lado argentino se hacen las inversiones vinculadas con ampliación de capacidad 1999 de gasoductos actuales o construcción de nuevos gasoductos”, sentenció un destacado consultor. En círculos cercanos a la industria petrolera, algunas voces, off the record, aseguran “que esta crisis anunciada ya desde 2004 es lo suficientemente seria como para que Argentina replantee su matriz energética propia y de que forma va a subsanar sus falencias. Y esto es un tema de discusión, más allá de los metros cúbicos que Bolivia exporte a nuestro país. Al paso que estamos creciendo 27 Mm3 es aún muy poco para resolver nuestro problema”. Y disparan: “Creo que Argentina debe sincerar sus costos y avanzar en el desarrollo propio de reservas de gas y petroleo y también en la producción. No se ve otra alternativa que reajustar toda la matriz energética y sufrir otro zimbronazo como a los que estamos acostumbrados en este país (Rodrigazo, Plan Austral, Convertibilidad, Pesificación, Corralito). El crecimiento que estamos experimentando no es sustentable y está sometido a esta Desenergización de la economía. No vemos otra salida que la austeridad voluntaria o forzosa de todas las fuerzas económicas, con el correspondiente impacto social”

Riesgo alto, costo alto Después de cuatro años de demoras y contramarchas, ahora aseguran que el Gasoducto del Noreste argentino deberá entrar en operación en 2010 . El gasoducto que demandará una inversión de casi 1.600 millones de dólares para transportar hasta 20 millones de metros cúbicos diarios de gas boliviano y abastecer a todo el norte argentino, debió estar finalizado en el 2006 cuando Paolo Rocca, titular del Grupo Techint pretendía hacerla. En enero el ministro de Planificación de la Argentina, Julio De Vido, aseguró con bombos y platillos que entre marzo y abril de 2007 se realizaría la licitación del gasoducto que ahora se habría postergado para agosto. Es obvio que el incumplimiento de Bolivia en las entregas pactadas, aunque solo fuese parcial crearía un muy serio problema para Argentina, pero el tema ya está complicado. “Hay que hacer un ducto, que requiere financiamiento, no importa quien lo pague. Y dicho financiamiento tendrá un costo proporcional a los riesgos. Si el riesgo “falta de gas” es percibido como alto, el costo será alto. Y en un extremo, no será suficiente garantía para los inversores la aplicación de una tasa de interés alta: requerirán garan10

tías de los Estados parte del proyecto. Es decir, deuda externa donde no es difícil imaginar que Argentina deberá hacerse cargo de la parte de Bolivia. Esa deuda externa se encontrará recibiendo los efectos de nuestra conducta respecto de como hemos tratado a los acreedores”, advirtió un empresario vinculado con la industria gasífera. Y fue más allá: “ En la medida que la angustia por el gas aumente, y todavía más si el caño está lanzado, la posición de los productores será muy fuerte. En Bolivia, exigiendo mejores condiciones para invertir, y en Argentina haciendo valer cada molécula como si fuese la única. Si esta situación es llevada por los productores a un nivel de presión muy alto, se puede caer en un caos político en Bolivia de imprevisibles consecuencias”. En resumen las probabilidades de incumplimiento son altas, puede encarecer sensiblemente al proyecto, esto puede beneficiar a los productores, pero también a los amigos y/o mentores del régimen, puede crear conflictos serios entre los gobiernos de Bolivia y Brasil. “¿ El mercado argentino? Bueno, que quemen lo que encuentren a mano. La culpa de todo la tienen los neoliberales que chantajean a Bolivia y Argentina”, ironizó un alto ejecutivo.

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Una relación gasífera de 35 años En el año 1968 Bolivia comenzó la carrera exportadora de gas natural, ese año se suscribió el contrato de Compra-Venta entre YPFB – Bolivian Gulf Oil Corp. y Gas del Estado de Argentina (GDE). Después de la Nacionalización de 1969 y revisiones futuras al contrato, los volúmenes comenzaron a fluir en 1972 con un volumen inicial de 4MMm3/D. En 1976 se firmó un contrato adicional de 2 MMm3/D por 10 años, luego se modificaron los términos y se estableció un contrato hasta 1992. En 1992, al final del contrato amplio, se acordó la prórroga por 24 meses y posteriormente hasta agosto de 1999 con un volumen máximo de 4,25 MMm3/D. Los precios iniciaron en menos de u$s 1 el MMBTU, llegando a un máximo superior a los u$s 4 en los primeros 6 años de la década de los 80´s. Al finalizar la exportación en 1999, los precios oscilaban en u$s 1 el MMBTU. Según datos de YPFB, durante los 27 años Bolivia exportó 1,87 Trillones de Pies Cúbicos por un valor de u$s 4.562,35 millones. Argentina dejo de demandar gas boliviano y las exportaciones se limitaron a mínimos volúmenes inferiores a 0,05 MMm3/D entre 2000 y 2003. El 21 de abril de 2004, se suscribe un nuevo contrato temporal que ha sido revisado y ampliado en 2005 pasando de 4,5 a 7,7 MMm3/D. Desde 2004, las exportaciones a la Argentina oscilaron entre 3 y 5.5 MMm3/D. Actualmente las mismas se mantienen en un promedio de 4.5 MMm3/D. Desde 1999 hasta 2005, las exportaciones tuvieron un valor de alrededor de $us 230.4 millones.

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Nota de Tapa Secuelas de la nacionalización A un año del Decreto de Nacionalización de los Hi- blecieron las reservas P1 en 26 TCF y reservas P1+P2 en 48 drocarburos en Bolivia la industria requiere de varios TCF. Bolivia ha asumido nuevos contratos, se espera para factores para que se puedan consolidar las inversiones y este año una nueva certificación, aunque con la informadesarrollar el negocio que en definitiva es de largo plazo ción disponible, en el escenario pesimista, es posible cumy requiere estabilidad. plir los compromisos contractuales sin nuevos descubriAsí lo entiende la Cámara de Hidrocarburos de Bolivia mientos. Lo prioritario está directamente relacionado con en Argentina. Sus funcionarios aseguran que el aumento la actividad de producción, que en la práctica implica casi de reservas, mercados y contratos con reglas claras, el in- duplicar la producción actual, de 40 MMm3/d. cremento de la capacidad de transporte, inversionistas inNo se puede llegar del pozo al mercado sin transporte. teresados en participar en el negocio y una YPFB fortaleci- Bolivia está en proceso de ampliar su capacidad interna, da, son las piezas principales de este difícil rompecabezas. y en el caso del contrato con la Argentina, la mayor parte El nuevo marco contractual establece las nuevas re- del ducto se construiría en territorio argentino y por ende glas del juego para la exploración y explotación de hidro- se debe avanzar en este aspecto. carburos en Bolivia, actividades a ser realizadas por las Bolivia cuenta con un grupo de empresas petroleras compañías que venían operando en el país, 12 operadoras reconocidas a nivel mundial, con la experiencia y recurDEMANDA INTERNA DE GAS (Millones m3) aceptaron y 44 contratos, e YPFB (Yacimientos Petrolíferos Fiscales sos necesarios paraNATURAL encarar estos retos de y que 2002 2003 2004el sector. 2005 Bolivianos) como un socio involucrado en todo el proceso permanecer en Bolivia buscando desarrollo Residencial 7.381 7.727 7.738 8.350 y asumiendo nuevos roles a nivel de comercialización y Nuestras estimaciones en inversión es que se requiere, en Comercial 987 1.028 1.120 1.109 transporte, complementando su participación, restituida por encima de los u$s11.221 3.000 millones, Industrial los próximos 5 años, 9.797 10.683 11.305 en el 2006, en toda la cadena de hidrocarburos en el lado boliviano para avanzar Centrales Eléctricas 7.784 8.751firmemente 10.344en la con10.714 A nivel de las reservas bolivianas de gas, la realidad solidación de los 2.040 contratos. Toda GNC 2.639esta inversión 3.045 implica 3.168 TOTAL un trabajo en paralelo 27.989entre todos 30.828 33.468 34.646 actual es que por Ley el gobierno boliviano debe certificar los actores productores, Fuente: ENARGAS las mismas. La última certificación de reservas en Bolivia transportadores y distribuidores. fue realizada a enero del 2005, fecha que se esta-

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Viejos proyectos, nuevas presiones Argentina firmó un contrato con Bolivia en 1972 que duró hasta 1999. Durante esos 27 años se comercializaron 6 millones de m3/día y nunca se produjo una interrupción del suministro decidida en forma unilateral por Bolivia, a pesar de los diferentes gobiernos que se sucedieron. Brasil firmó en 1999 un contrato con Bolivia que actualmente está vigente hay exigencias por parte 1999 1972 de Bolivia, pero fuertemente negociado por Brasil, que no ha cumplido el contrato en gran medida ya que no tomó todo el gas comprometido y renegoció las cláusulas “take or pay. No obstante, el suministro desde Bolivia nunca se interrumpió hasta el momento. Por su lado, Argentina renovó sus importaciones de gas de Bolivia desde 2004, y hasta el presente salvo algún caso excepcional no se han producido interrupciones al suministro. Se sabe que los bolivianos no son principiantes en el comercio internacional de gas, tienen técnicos altamente especializados en este tema que están presentes en todas las instancias mundiales donde se discuten aspectos relacionados a este asunto (AIE, OCDE, OLADE, etc.). Al menos ésta parece ser la visión de una minoría que no tiene dudas que Bolivia es nuestro primer proveedor de gas natural, confiable en cuanto a la garantía de suministro y que existiendo un negocio enorme (alrededor de 1.600 millones de u$s por año durante 25 años), donde en una punta hay un mercado que va absorber todo el gas, y en la otra están las reservas, y habiendo un precio acordado entre los países que inevitablemente deberá ser renegociado, Bolivia va a encontrar el respaldo necesario para desarrollar sus reservas. “Las incertidumbres de hoy están más asociadas a presiones políticas para apropiarse de la renta que va a dejar el negocio,y de su distribución, pero no ponen en riesgo la concreción del negocio y su normal ejecución. Las inversiones 12

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no son para tanto. Cada pozo en Bolivia da 2 millones de m3 diarios o más, 15 o 20 pozos serían suficientes. Y los pozos no son tan caros”, aseguran convencidos. Negocios son negocios, pero las inversiones están demoradas y eso inquieta y mucho. Como diría un viejo conocedor del tema. “No es el Estado boliviano el que tiene que invertir. Son las compañías, las mismas que operan aquí. ¿Te parece que arriesgarían la titularidad de un yacimiento cortando las inversiones (rentables, por otra parte) para producir y exportar gas, con el riesgo de que les quiten los yacimientos?”.

Optimismo moderado Algunos analistas descartan situaciones terminales y fuera de la lógica económica porque Bolivia necesita mercados con la misma urgencia que Argentina necesita gas. Argentina, y como anexo Chile, son los mercados prioritarios para Bolivia porque ambos países dependen mucho de ese suministro, a diferencia de Brasil que tiene en mediano plazo otras alternativas. “Creo que en los mercados regionales de gas, tanto proveedor como consumidor están cautivos y se necesitan mutuamente. Mi opinión es que la lógica va a primar luego de una etapa de turbulencias, y se verá: un arbitraje natural hacia un precio de referencia regional (Brasil, Argentina, Chile, Uruguay, Bolivia); este precio estará limitado por las condiciones de borde: importación de LNG, habilitación de exportaciones de Perú a Chile, descubrimientos offshore en Brasil y quizás en Argentina; las diferencias políticas deberían ir cediendo en pos de acuerdos estratégicos; el precio de la energía definitivamente va a aumentar en Argentina y hablaremos menos del gasoducto transamazónico”, sostuvo un ex directivo petrolero.

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Nota de Tapa Del Plan B, poco y nada l PREOCUPACION Las probabilidades de incumplimiento son altas, puede encarecer sensiblemente al proyecto, esto puede beneficiar a los productores y puede crear conflictos serios entre Bolivia y Brasil. El mercado argentino sería el gran perjudicado l LA OPCION DEL GNL La Secretaría de Energía estaría desarrollando un grupo de planeamiento estratégico que contempla el incumplimiento de los contratos de venta de gas por parte de Bolivia. La alternativa pasaría por el GNL. Las incertidumbres de hoy están más asociadas a presiones políticas para apropiarse de la renta que va a dejar el negocio y de su distribución, pero no pondrían en riesgo la concreción del negocio y su normal ejecución. l ARGENTINA, ULTIMA PARADA En Bolivia todo saben que falta mucha inversión para el desarrollo de reservas. Por otro lado, también se sabe cuál es el volumen de reservas comprobadas que Bolivia necesita todavía desarrollar como para justificar conjuntamente los volúmenes de exportaciones a Brasil y Argentina. Y surge en ese orden precisamente porque en el último acuerdo suscripto entre los gobiernos boliviano y argentino, las prioridades de abastecimiento por parte de Bolivia son bien claras: primero el mercado interno, después el brasileño y por último Argentina. Pero lo grave para Argentina es que de los anuncios referentes a posibles inversores, no se ha pasado aún a la acción. l ¿ALCANZA LA PRODUCCIÓN? Los expertos aseguran que la producción actual en Bolivia no alcanzaría para cumplir los contratos de suministro que mantiene con Brasil (30 millones de metros cúbicos diarios anuales) y con la Argentina (hasta 7,7 millones). Además, advierten que el carácter cautivo de esa obra de infraestructura podría afectar iniciativas exploratorias por lanzarse en la cuenca Chacoparanaense”.

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1999

1972

Complicado contexto geopolítico Los expertos aseguran que para abastecer el mercado brasileño y el argentino hacen falta cerca de U$S 3.000 millones durante 3 años para invertir en desarrollo de pozos e infraestructura, una cifra que suena poco probable teniendo en cuenta el atraso en las inversiones y la escasa casi nula seguridad jurídica. Desde un enfoque más amplio, la prospectiva más que energética es política y aquí se abren dos escenarios posibles: ¿triunfará el proyecto bolivariano montado sobre PDVSA o acaso la incapacidad de gestión del eje Chávez -Evo Morales -Kirchner hará estallar el abastecimiento energético y se resolverá contra ellos la situación política? La cuestión geopolítica y la visible tirantez entre los gobiernos de Brasil y Venezuela pueden marcar un punto de inflexión que vale la pena seguir de cerca. En Bolivia todo saben que falta mucha inversión para el desarrollo de reservas. Por otro lado, también se sabe cuál es el volumen de reser-

vas comprobadas que Bolivia necesita todavía desarrollar como para justificar conjuntamente los volúmenes de exportaciones a Brasil y Argentina. Y surge en ese orden precisamente porque en el último acuerdo suscripto entre los gobiernos boliviano y argentino, las prioridades de abastecimiento por parte de Bolivia son bien claras: primero el mercado interno, después el brasileño y por último Argentina. Pero lo grave para Argentina es que de los anuncios referentes a posibles inversores, no se ha pasado aún a la acción. También parece claro que a Bolivia le costará mucho conseguir las inversiones que se requieren para certificar reservas probadas en las magnitudes que están requiriendo Brasil y Argentina. Lo del suministro interno no parece preocupante pues la demanda boliviana de gas es muy baja. “No parece ser una alternativa atractiva para nuestro país el “atar” nuestro crecimiento futuro a la dis-

ponibilidad de gas fronteras afuera. Algunos hechos políticos ocurridos últimamente en la región incorporan una alta volatilidad a cualquier previsión en este sentido. Y no parece ser una cuestión de integración regional, que bienvenida sea, sino de la posibilidad concreta de cumplir con los acuerdos que se discuten de manera teórica, pero que difícilmente pueden ser sustentados por datos técnicos concretos. Es decir, podríamos estar a las puertas de cometer el mismo error, por segunda vez, en menos de quince años. Concretamente, si en la década pasada la integración energética regional pasó por la construcción de gasoductos que llevarían el fluido a nuestros vecinos, sin tener el soporte de reservas necesario para ese proyecto, hoy podemos estar planificando nuestro futuro sobre la base de reservas inciertas y, en algunos casos, hasta podríamos llamarlas inexistentes, ubicadas fronteras afuera”, dijo un afamado empresario. 15


Nota de Tapa

¿Y ahora qué? Según las estadísticas, la única manera de revertir la declinación de reservas de gas natural en la Argentina sería descubriendo no menos de 2 TCF de gas por año, ya que la producción del año 2006 fue de 1,8 TCF. Esto equivale a otro Loma La Lata en los próximos 10 años.

Fuiente: IAPG

Pozos Terminados 2002-2007 por Cuenca (La información de 2007 se encuentra actualizada al mes de abril inclusive) Año

Cuenca

2002 2002 2002 2002 2002 2003 2003 2003 2003 2003 2004 2004 2004 2004 2004 2005 2005 2005 2005 2005 2006 2006 2006 2006 2006 2007 2007 2007 2007 2007

AUSTRAL CUYANA GOLFO SAN JORGE NEUQUINA NOROESTE AUSTRAL CUYANA GOLFO SAN JORGE NEUQUINA NOROESTE AUSTRAL CUYANA GOLFO SAN JORGE NEUQUINA NOROESTE AUSTRAL CUYANA GOLFO SAN JORGE NEUQUINA NOROESTE AUSTRAL CUYANA GOLFO SAN JORGE NEUQUINA NOROESTE AUSTRAL CUYANA GOLFO SAN JORGE NEUQUINA NOROESTE

Exploración 10 8 1 2 9 4 1 1 2 3 6 26 19 5 1 20 8 1 3 -

Petróleo Avanzada Explotación Exploración 1 12 1 44 82 542 11 223 16 1 29 85 596 23 315 1 17 2 22 54 586 27 253 9 1 21 1 6 27 46 517 5 25 303 4 2 19 2 3 29 48 577 1 27 306 6 2 1 9 10 5 220 11 85 8 -

Total Pozos 21 46 684 374 1 24 33 732 482 1 26 31 710 436 3 40 37 656 548 2 38 42 694 491 6 10 11 249 160 -

Gas Improductivos Servicio Avanzada Explotación Exploración Avanzada Explotación 1 6 1 1 11 4 13 17 5 3 26 8 3 1 91 1 3 3 2 1 8 3 6 16 8 2 38 2 3 5 89 4 1 3 2 3 1 21 2 10 13 20 12 57 5 6 2 59 2 1 14 3 1 3 1 28 1 6 20 6 13 90 5 3 8 78 1 1 1 7 1 1 2 1 3 3 16 4 9 19 6 77 16 5 8 32 3 1 1 5 3 2 13 2 31 1 1 1 17 -

En los últimos 2002-2007 seis añospor el Operador número(La deinformación reservas probaorganizado por sobre “Producción de gas natural de 2007 se encuentra actualizada al mes de el abrilITBA inclusive) Pozos Terminados dasAño de gas natural en la Argentina ha tenido una tendenen el largo plazo”. Operador Petróleo Gas Improductivos Exploración Avanzada Exploración Avanzada Avanzadacontinuó Explotación cia declinante, al menos hasta 2006. Una de las cifras másExplotación“Para ponerlo en Explotación términosExploración económicos,2002 ALIANZA PETROLERA ARG. S.A. preocupantes se dio en 2005 cuando las reservas cayeron Kokogiande reservas pro-1 2002 ASTRA CAPSA 2 17 120 -las posibilidades 1 - incrementar 1 1 CAPSA CAPEX 1 17 1 19%2002 pasando de 541.857 millones de metros cúbicos en badas de gas en el futuro inmediato están más relaciona2002 CHAÑARES HERRADOS S.A. 2 2002 CHEVRON JORGE S.A. 1 de las reservas 2 4 - posibles 2004 a 439 mil SAN millones de m3. Recién el año pasado4 se das70 con el “upgrade” probables, 2002 COLHUE HUAPI S.A. 2 registró una ligera recuperación cuando las 2reservas 9al- y 130 recursos -ya identificados en que con la 2002 PAN AMERICAN 10 la actualidad, 2002 PECOM 71 - de alto riesgo, tanto 4 canzaron los ENERGIA 446 milS.A. millones de m3 con un 2crecimiento exploración en las cuencas ya pro-1 2002 PETR. SANTA FE S.R.L PETROLERA PEREZ COMPANC S.A. 15 del 2002 1,6%. ductivas como las no- productivas”. 2002 PIONEER NAT.RESOURCES ARG.S.A. 4 2 8 1 2 “En el caso del gas, no descartamos la posibilidad de Según el especialista, desde el año 1970 y hasta fines 2002 PLUSPETROL S.A. 3 2002 RME ARGENTINA S.A. - o subexplo- el país produjo 33,18 18 ampliar las fronteras a áreas hoy no exploradas del18año 2006 TCF- de gas. Sin embar2002 ROCH S.A. 1 2 radas, reser- go, 21,65 TCF de ellos los consumió en 2002 donde, SILSY S.A.teóricamente, podríamos incorporar - los últimos 10-15 S.A. 3 vas2002 en elSIPETROL futuro.ARGENTINA Sin embargo, no consideramos prudente años donde- el consumo se disparó alentado por las dis2002 TECPETROL S.A. 46 1 2002 que TOTALello AUSTRAL S.A. en el futuro cercano,- digamos, - en 1 1 - este modo, pensar ocurra tintas políticas puestas en práctica. De y con 2002 VINTAGE OIL 2 15 menos años. Por el contrario, desde el punto de vista un298aumento años,13llegamos17 2002 de YPF5S.A. 5 62 - dramático 2 en los 7últimos 3-4 6 2003 CAPSA CAPEX 56 7 1 geológico, existen varias zonas dentro de las cuencas pro- a un consumo anual de 1,81 TCF en el 2006. Teniendo en 2003 CHAÑARES HERRADOS S.A. 4 2003 CHEVRON SANen JORGE S.A. no deberían haberse 1 4 69 1 reservas 1 ductivas actuales donde agotado cuenta que las probadas del país alcanzan a 15.4 2003 CLEAR S.R.L. Y PETROMINERA CHUBUT 1 2 las posibilidades exploratorias y de desarrollo. En nuestra TCF tenemos un horizonte de reservas de 8,5 años. 2003 COLHUE HUAPI S.A. 2 2003 PAN AMERICAN 1 149 opinión, podrían incluirse dentro de esa categoría la 17 faja Así vemos que tomando el16 periodo 1999/2005 las re2003 PECOM ENERGIA S.A. 40 1 2003 PET. NECON-UTE 2 plegada delSUDAMERICANOS Noroeste, los niveles profundos de las Cuen- servas disminuyeron 48,75% -en la Cuenca Neuquina, co2003 PETROBRAS ENERGIA S.A. 102 4 2 cas 2003 Neuquina (tight sands) y del Golfo San Jorge ; el -sec- rrespondiendo una -caída de 57,3% al -área Loma La Lata PETROLERA ENTRE LOMAS S.A. 9 1 2003 PETROLERA PEREZ COMPANC S.A. 1 5 tor 2003 andino de la Cuenca Austral, como así también el area y un 38,8%- al área Aguada Pichana. En el Noroeste la siPETROQUIMICA COM. RIVADAVIA S.A. 1 1 2003 PIONEER NAT.RESOURCES ARG.S.A.el geólogo y - especialista 10 29 1 1 una reducción - de las reservas 2 “offshore” de la misma”, explicó tuación es similar, con de2 2003 PLUSPETROL S.A. 5 en petróleo y gas, Daniel Kokogian, durante el Seminario 54,75% correspondiendo una- reducción de 75% al área 2003 RIO ALTO 16

2003 2003 2003 2003 2003 2003 2003 2004

RME ARGENTINA S.A. ROCH S.A. SIPETROL ARGENTINA S.A. TECPETROL S.A. TOTAL AUSTRAL S.A. VINTAGE OIL YPF S.A. APACHE PETROLERA ARGENTINA S.A.

5 1 1 2 3 7 -

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13 55 54 355 -

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Servicio

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Nota de Tapa Producción 2002-2007 por Cuenca

(La información de 2007 se encuentra actualizad

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2 TCF de gas por año, ya que la producción del año 2006 fue de 1,8 TCF. Esto equivale a otro Loma La Lata en los próximos 10 años.

Producción 2002-2007 por Cuenca

(La información de 2007 se encuentra al mes deactualizad abril inclusive) (La información de 2007 actualizada se encuentra

Año 2002 2002 2002 2002 2002 2003 2003 2003 2003 2003 2004 2004 2004 2004 2004 2005 2005 2005 2005 2005 2006 2006 2006 2006 2006 2007 2007 2007 2007 2007

Cuenca AUSTRAL CUYANA GOLFO SAN JORGE NEUQUINA NOROESTE AUSTRAL CUYANA GOLFO SAN JORGE NEUQUINA NOROESTE AUSTRAL CUYANA GOLFO SAN JORGE NEUQUINA NOROESTE AUSTRAL CUYANA GOLFO SAN JORGE NEUQUINA NOROESTE AUSTRAL CUYANA GOLFO SAN JORGE NEUQUINA NOROESTE AUSTRAL CUYANA GOLFO SAN JORGE NEUQUINA NOROESTE

Gas Total Mm3 8.829.969 81.278 3.468.325 25.607.894 7.885.380 9.013.951 81.319 3.605.581 29.814.394 8.117.909 9.289.331 64.406 3.839.780 31.728.126 7.462.786 9.604.423 64.416 4.295.417 30.501.128 7.107.359 10.293.455 62.219 4.608.662 29.765.948 7.048.243 3.078.046 20.448 1.617.436 9.551.848 2.185.429

Fuiente: IAPG

Año Cuenca Gas Total Mm3 2002 AUSTRAL 8.829.969 Aguaragüe y 67% al área Ramos. CUYANA 81.278 uctivos 2002 Servicio Estas dos cuencas fueron Total las principales productoras 2002 GOLFO SAN JORGE 3.468.325 Pozos nzada Explotación por muchos años en el país conjuntamente con la Austral 1 21 25.607.894 2002 NEUQUINA que muestra una declinación menos pronunciada, 24,8%, 1quizás con la menor madurez 46 2002 NOROESTE 7.885.380 relacionada, de los yacimien13 tos 17 5 684 2003 AUSTRAL 9.013.951 del offshore 3 2003 1 91 374 CUYANA 81.319 Un dato interesante resultó el descubrimiento de reser1 2003 GOLFO SAN JORGE 3.605.581 vas de gas en la Cuenca del Golfo, derribando alguno de 3 que rigieron 24 años. 2003 NEUQUINA 29.814.394 los paradigmas por varios De esta zona 2 33 NOROESTE 8.117.909 se2003 incorporó casi 1 TCF de reservas que ayudaron a mitigar 6 la2004 16 en las áreas 8 productoras 732 tradicionales. AUSTRAL 9.289.331 disminución 3 2004 5 482 más importantes Si analizamos las 7 89 áreas gasíferas CUYANA 64.406 del país, queGOLFO tienen 52,3% reservas y151,5%3.839.780 de producción 2004 SANde JORGE 1 se2004 3 con la -sola excepción 26de Cerro observa que Dragón, toNEUQUINA 31.728.126 2 3 31 das disminuyeron en reservas y las dos más importantes 2004 NOROESTE 7.462.786 10 como 13 Loma La 20Lata y Aguaragüe 710 áreas también dismi2005lasAUSTRAL 9.604.423 6 2005 CUYANA 2 59 436 64.416 3 “Las posibilidades de incrementar re2005 GOLFO SAN JORGE 4.295.417 3 40 probadas de gas en el30.501.128 futuro 2005servas NEUQUINA 1 3 37 2005inmediato NOROESTE 7.107.359 están más relacionadas con 6 2006 AUSTRAL 20 6 656 10.293.455 el “upgrade” de78 las reservas 3 8 548 probables, 2006 CUYANA 62.219 posibles y recursos ya identificados en 2 2006 GOLFO SAN JORGE 4.608.662 1 1 actualidad, que con la38exploración 2006la NEUQUINA 29.765.948 1 3 3 en las42cuencas ya de alto riesgo, tanto 2006 NOROESTE 7.048.243 4 9 19 694 2007productivas AUSTRALcomo las no productivas”. 3.078.046 5 8 32 491 2007 CUYANA 20.448 3 6 2007 GOLFO SAN JORGE el núcleo 1.617.436 nuyeron en del problema: - producción. Y aquí esta10 2007 NEUQUINA 9.551.848 la declinación de los yacimientos grandes es muy difícil de 11 2007 NOROESTE 2.185.429 compensar si no se descubren yacimientos nuevos de mag3 2 13 249 1 nitudes similares. 1 17 160 De acuerdo con estos datos, la única manera de revertir o la declinación de reservas sería descubriendo no menos de

Fuiente: IAPG

Improductivos Servicio Reservas Comprobadas Gas Millones m3 ación Exploración Avanzada Explotación 34 2002 1 2003 5 2004 2005 2006* 1 Cuenca 1 3 AUSTRAL 148641,31 138248,23 131625,50 123711,00 123638,00 1 20 CUYANA 544,90 515,90 461,90 314,00 692,00 Reservas Comprobadas Gas Millones GOLFO SAN 40288,52 38048,15 36741,26 35503,00 43642,00 2 4 34 NEUQUINA 344566,77 311172,20 275100,18 204683,00 202543,00 Cuenca 2002 2003 2 - 10 NOROESTE 129481,15 124511,19 97928,10 74740,00 75641,00 138248,23 3 AUSTRAL 148641,31 131 663522,65 612495,67 541856,94 CUYANA 438951,00 446156,00 4 - Totales 1 20 544,90 515,90 GOLFO SAN 40288,52 38048,15 36 -de Energia, hasta el al 31 de diciembre. - Fuente: Secretaría - fin de la Vida Util,NEUQUINA 344566,77 311172,20 275 -324/2006, con auditoresNOROESTE externos autorizados. 1 * Año 2006,2según la Resolución 129481,15 124511,19 97 663522,65 612495,67 541 Totales 18 18 -1 Fuente: Secretaría de Energia, hasta el fin de la * Año 2006, según la Resolución 324/2006, con 34 -


Durante su última presentación en el Consejo Profesional de Ingeniería Mecánica y Electricista (COPIME), el Ing. Gerardo Rabinovich del Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi” y de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Belgrano, arrojó algunas cifras significativas sobre esta industria. · La tasa anal acumulada de la demanda del mercado interno de gas natural creció un 6,1% entre el año 2002 y el año 2006. Hoy los sectores más dinámicos son el GNC, las Centrales Eléctricas y en menor medida la Industria. En el año 2006 se observó una caída del consumo en el Sector Residencial y Comercial y se advierte por primera vez la caída del consumo en el GNC. · La producción de gas natural en el período ha sido monótamente creciente. El ritmo de crecimiento disminuye a partir del 2004 (51.900 millones de metros cúbicos) cae ligeramente en el 2005 (51.453 millones de m3), y en 2006 (51.665 millones de m3) tiene una ligera recupe-

ración que no compensa la caída del año anterior. · Asimismo las exportaciones a Chile disminuyeron un 12,8% en el año 2005 y un 5,8% en el año 2006. Un nuevo gasoducto con capacidad de 30 millones de m3/día permitiría hacer frente a la demanda hasta el año 2009/2010. · Ese nuevo gasoducto no podría partir de yacimientos argentinos ya que no existen suficientes reservas libres para su vida útil estimada en 20-25 años · La importación de 7,7 millones de m3/día de gas natural a 5 u$s MBtu, significa un ingreso para Bolivia de 570 millones de u$s el próximo año. · ENARSA compra el gas a 5 u$s/MBTU y lo vende en promedio a 2,5 u$s/MBTU, es decir que tiene un déficit en esta operación de alrededor de 300 millones de u$s. El presupuesto en tratamiento en el Congreso para el año 2007 prevé una transferencia de 1.300 millones de $ a ENARSA para cubrir el desfasaje.

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Nota Tecnica

Un sistema de análisis de gases de combustión de gran flexibilidad. Testo, la tecnología alemana en medición profesional, ofrece un sistema flexible y portátil: el testo 350 S/XL. El instrumento costa básicamente de una unidad de control, una caja analizadora y una sonda de gases de combustión que varía de acuerdo a las necesidades del profesional. La unidad de control del testo 350 S/XL es desacoplable y tiene como función controlar el sistema de medición y leer datos. La unidad del testo 350 XL también puede utilizarse como instrumento portátil para medir presión diferencial (integrada) así como temperatura, humedad, velocidad, etc. gracias a la entrada de sonda adicional. Por supuesto, es posible imprimir las lecturas con la impresora testo integrada. En cuanto a la caja analizadora puede decirse que esta es el “corazón” del sistema de medición y está disponible en dos versiones diferentes: versión básica testo 350 S y versión avanzada testo 350 XL. El analizador testo 350 S está equipado con un módulo de O2 como estándar. Se debe instalar otro módulo a elegir entre NO, NO2, SO2, NO bajo, CO, CO bajo, H2S, CxHy o CO2 por infrarrojos. Los parámetros habituales como, rendimiento, exceso de aire, pérdidas por chimeneas, etc. Se calculan al mismo tiempo que se miden la temperatura y la presión diferencial. La versión avanzada testo 350 XL está equipada con módulos de medición de O2, CO, NO y NO2 como estándar; adicionalmente están disponibles como opción módulos para CxHy, NO bajo, CO bajo, SO2, H2S o CO2 por infrarrojos. Además de las prestaciones del testo 350 S, la versión XL está equipada con una unidad Peltier preparadora de gases con bomba de extracción de condensados y válvula de aire limpio para mediciones a largo plazo durante horas. Ambas versiones se pueden equipar hasta con 6 módu-

los de medición, batería recargable como estándar (para funcionamiento con batería) data logger (250.000 lecturas) así como conexión para bus de datos testo. El testo 350 S se puede ampliar; con todas las prestaciones del testo 350 XL.

El concepto del sistema testo 350 S/XL Para diversas aplicaciones industriales es preciso contar con un analizador que alcance tales requerimientos: n Análisis simultaneo de gas y proceso en diferentes puntos de medición: El testo 350 S/ XL evita pérdidas de tiem po. No es necesario realizar traslados entre dichos puntos. n Opción de conexión de parámetros adicionales como ºC; %HR, mA/mV, etc. n Mediciones a largo plazo para determinar diferentes ciclos de sistema. n La flexibilidad en el testo 350 S/XL es tal que puede adaptarse fácilmente a los diferentes requerimientos; ya que cumple con todos ellos. Se pueden conectar entre si múltiples cajas analizadoras equipadas de forma diferente dependiendo de la aplicación. Si hay varias de estas cajas analizadoras conectadas al bus de datos Testo, estas pueden controlarse, leerse o programarse de dos maneras: 1- Una caja analizadora tras otra mediante la unidad de control; o mediante PC y un cable RS 232. 2- Varias cajas analizadoras simultáneamente mediante PC y el bus controlador de datos testo con conexión USB. (siendo este el modo alternativo) 20


Parámetros medibles A- Caja analizadora testo 350 S/XL n Parámetros de gases de combustión como O2, CO, NO x, SO 2, H2S, CO2 (IR). n Presión diferencial, por ej. para medición de presión en la cámara de combustión. n Medición de velocidad con tubo Pitot. Tanto el testo 350 S como el testo 350 XL se sitúan en el punto de medición respectivo. Se manejan ya sea conectados uno con otro mediante el bus de datos testo o como un data logger por separado sin conectar. Los programas de medición por separado se memorizan en cada caja analizadora mediante la unidad de control testo 350 XL o un PC, p ej. criterios de parada/reinicio, ciclos de medición, fases de aire limpio, etc. Se pueden utilizar los analizadores de gases de combustión testo 350 S y XL equipados de forma diferente. Del mismo modo, se pueden conectar loggers o salidas analógicas (6 canales, 4 -20 mA).

una sonda estándar diseñada para una amplia variedad de aplicaciones. Testo, además de las sondas de muestreo estándar; también dispone de sistemas de sonda para aplicaciones industriales específicas. Es accesible; y se encuentra disponible en longitudes de 335 mm y 700 mm; y para diferentes rangos de temperatura. El tubo exterior con un filtro sinterizado se utiliza para gases de combustión polvorientos. La manguera tiene una longitud estándar de 2,2 m (opcionalmente 5 m). En cuanto al sistema modular de las sondas de muestreo para gases industriales podria decirse que la base del sistema es la empuñadura calentable o el adaptador no calentable a los que se conectan las sondas de muestreo. Un termopar conectado al testo 350 S/XL se utiliza para la medición simultánea de temperatura. La sonda se puede adaptar a conductos mas largos de gases de combustión; mediante el uso de tubos de extensión (hasta un máx. de 3 m) Se acopla un filtro preliminar para proteger la sonda en gases polvorientos.

B- Logger: n Temperatura, p ej. De superficies o líquidos. n Humedad, p. ej. en conductos de succión o ambiente. n Presión p ej. con presión diferencial y sondas de alta presión. n Velocidad y caudal, p ej. con sondas de molinete y sondas de hilo caliente. n Rpm, etc.

Sondas de muestreo estándar: No debemos olvidar que al medir productos de combustión las sondas de muestreo deben resistir condiciones extremas. Algunos ejemplos: temperaturas elevadas, condensados corrosivos, polvo, cargas mecánicas. Sin lugar a dudas el seleccionar la sonda correcta para cada aplicación, es de vital importancia para que podamos realizar mediciones exactas y constantes. Ahora bién, debido a que las situaciones de muestreo son casi siempre diferentes; también es útil disponer de 21


Rumores Electroingenieria

De fabricante de tableros eléctricos a dueña de Transener Electroingeniería, la empresa elegida por el Gobierno para quedarse junto con ENARSA con el 50 por ciento de Transener, es calificada por la mayoría de los especialistas como “una firma argentina que tiene estrechos vínculos con el Gobierno”. La compañía ha crecido explosivamente desde que Néstor Kirchner asumió en la Casa Rosada. Curiosamente en los últimos seis años duplicó su facturación pasando de U$S 65 millones en 2001 a U$S 110 millones en 2006. De origen cordobés fue constituida en 1977 por los Ingenieros Acosta y Zamuner que retienen la mayoría del paquete accionario. Gerardo Luis Ferreira es accionista minoritario de la firma y participa en el directorio de las empresas del grupo. Un informe de los diputados del ARI, Adrián Pérez, Fernando Sánchez, y la flamante gobernadora electa por la provincia de Tierra del Fuego, Fabiana Ríos, titulado “Concentración Empresaria y nuevos grupos de poder en la Gestión Kirchner”, revela algunos datos de la empresa. Manifiestan que la empresa cordobesa constituyó una Union Temporal de Empresas (UTE) con IECSA, empresa que Franco Macri habría vendido en marzo de este año a su sobrino, Ángelo Calcaterra. La sociedad fue para la construcción de 100 escuelas, y la licitación fue obtenida luego de un acuerdo con el entonces ministro de Educación de esa provincia, el hoy denunciado secretario de Transporte, Ricardo Jaime. Actualmente la compañía es un holding, cuya cabeza sigue siendo la propia Electroingenieria (Ingeniería, construcción, operación y mantenimiento de grandes obras y servicios electromecánicos, civiles, de arquitectura, viales, de saneamiento, de conducción de fluidos, y otras especialidades asociadas), negocio que además funciona en Perú. Pero, la misma compañía posee otras empresas dentro del grupo: Integración Eléctrica Sur Argentina S.A (Intesar S.A) - Ingeniería, construcción, operación y mantenimiento de Líneas Eléctricas-, Fruvex S.A -explotacion de vid-, Don Oreste S.A - explotación de vid-. Y además participa en desarrollo y proyectos conjuntos con otras sociedades como Yacylec S.A - Ingeniería, construcción, operación y mantenimiento de la primera 22

interconexión Yacyretá-, Viñafru S.A - Planta procesadora de pasa de uva-, y Litsa S.A - Ingeniería, construcción, operación y mantenimiento de la segunda Interconexión Yacyretá-. Según el ex funcionario menemista Jorge Asís, el Plan Federal de Transporte de Energía incluye “retornos” por más de US$ 500 millones. Y dice que hay que pedirle cuentas a la cordobesa Electroingeniería, que ganó las dos últimas obras. En abril de 2006 se adjudicaron un tramo del nuevo tendido eléctrico de Yacyretá, que comenzará a operar una vez esté lista la planta de Aña Cuá”. Carlos Bergoglio, director de RR.II. de la firma, arremetió contra Asis: “Este señor comete una burrada matemática porque divide los costos por Km de tendido eléctrico, pero no tiene en cuenta que en la misma también se incluyen las costosas estaciones transformadoras”. Además, actualmente “se encuentra en sociedad con la alemana Siemens para la construcción de las dos centrales de ciclo combinado que el Gobierno construirá en Campana y en la localidad santafecina de Timbres. INTESAR S.A. del grupo ha resultado adjudicataria de la Licitación Pública Nro. TTY N° 04/2005 Interconexión 500 kV Rincón Santa María-Rodríguez, correspondiente al Subtramo Sur, obra de un monto aproximado de Pesos 490 millones (Dólares 160 millones) + IVA (incluyendo el contrato de construcción operación y mantenimiento más compras anticipadas de conductores y torres metálicas)”. Electroingenería S.A –también vinculada con el caso Skanska, según la investigación publicada por la revista Noticias- aparece vinculada a Juan Manuel De Vido, el arquitecto de 31 años e hijo del secretario de estado, el cual ocupa un cargo aún sin definir dentro de la firma. Según declaraciones del vocero de la empresa sueca, Miguel Ritter, al diario cordobés Día a Día, Electroingeniería “nominó a Skanska para realizar” una obra y afirmó que por ello se llegó a firmar “un subcontrato que finalmente se cayó”. La obra en cuestión, que había sido delegada a Skanska, estaba incluida dentro de la construcción de una parte


del Tercer Tramo del Sistema de Transmisión Asociado a la Central Hidroeléctrica de Yacyretá -entre las localidades de Colonia Elía, en Corrientes, y General Rodríguez, en provincia de Buenos Aires- cuya licitación había ganado Electroingeniería. Al igual que lo ocurrido supuestamente con el gasoducto en Deán Funes, Skanska habría realizado “un intento similar -y en principio fallido-” de supuestas coimas “con Electroingeniería SA”, circunstancia que fue negada por la empresa local. Semanas atrás, Carlos Bergoglio, director de Asuntos Corporativos de Electroingeniería, negó terminantemente que la firma cordobesa tenga algo que ver con la causa, pero dijo que de todas formas, ante un eventual requeri

“La compañía ha crecido explosivamente desde que Néstor Kirchner asumió en la Casa Rosada. Curiosamente en los últimos seis años duplicó su facturación pasando de U$S 65 millones en 2001 a U$S 110 millones en 2006” miento de la Justicia, “lo que se solicite, se va a presentar, porque hay total transparencia”.

Fuentes: Diario La Nación, Política On Line, Diario El Mercurio, Revista Noticias.

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Rumores

¿Bienvenida sea la crisis? Acerca de la crisis energética el presidente Néstor Kirchner insistió: “La Argentina está creciendo, bienvenido este tipo de problemas”, al tiempo que reclamó “terminar con esa mezquindad y ese egoísmo de no reconocer que muchos de los problemas que tenemos son las tensiones del crecimiento”. En la actual gestión, señaló el Presidente, “quedamos al límite de la energía por lo que estamos creciendo”, y eso significa “más trabajo, más industria y mejores salarios”, dijo. Al cierre de esta edición, Prensa Energética recopiló una serie de datos y cifras que debido a la escasez de energía hoy impactan en los índices de crecimiento económico industrial y que lamentablemente se contradicen con las expresiones del primer mandatario. Para muestra basta un botón:

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La Unión Industrial Argentina (UIA) advirtió que hay “más de 5 mil empresas” con cortes y en el caso del gas, otras “900 empresas tienen restricciones. La crisis energética, que afecta directamente a 380 grandes industrias radicadas en territorio santafecino, impactará también en la recaudación de Santa Fe, según lo admitió el ministro de Hacienda y Finanzas, Walter Agosto. Los problemas en el suministro de energía por los que atraviesa la industria desde hace 30 días ya le costaron al país cerca de $ 1.000 millones. Por la falta de gas, podrían escasear entre 150.000 y 300.000 toneladas de urea granulada, un fertilizante clave para el trigo y el maíz, durante la próxima siembra gruesa. En mayo, quienes más consumieron volvieron a ser los usuarios residenciales, cuya demanda subió 12% con relación al mismo mes de 2006. La planta industrial que la empresa Mc Cain que tiene 570 empleados debió reducir su producción al 50% de su capacidad instalada debido a las restricciones en el suministro eléctrico y en la distribución de gas natural. Los cortes de energía eléctrica en los molinos harineros, que los obligó a reducir hasta un turno de producción, incide de lleno en los consumidores. Por la escasez de harina, los panaderos pagan hasta un 25% más la bolsa de este insumo básico y decidieron ajustar un 15% en promedio el precio del pan. Metalúrgicos perdieron en un mes un 20% de volumen de producción. Las restricciones de energía que se aplican a la industria están afectando de manera especial a los frigoríficos, obligados a demandar electricidad las 24 horas para mantener la cadena de frío de sus cámaras. En la fábrica de DaimlerChrysler pronostican que para evitar pérdidas de producción y reestructuraciones de turnos de trabajo la empresa invertirá US$ 2,5 millones en dos generadores propios. Según el Indicador Sintético de la Construcción (ISAC) que elabora el Indec, el crecimiento muestra una marcada desaceleración. Por caso, sólo aumentó un 6,1% en mayo de este año, muy lejos del 25,2% que había marcado el mismo mes de 2006. Los problemas energéticos que afectan a la Argentina encendieron una luz amarilla en Wall Street. Barclays y Bear Stearns aparecen entre los bancos de inversión que señalan el riesgo, El escenario más conflictivo involucra a las autopartistas, especialmente a las medianas y pequeñas, donde las suspensiones de personal alcanzan entre el 10% y 20%. ENERG

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N 2003 EDICIO

R

ENSA

PR EVISTA

ETICA


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Rumores

2007

El milagro del 19 de abril de

El miércoles 19 de abril pasado se alcanzó el récord histórico de demanda del SADI 17.881 MW; fueron 558MW más que el martes 12 de diciembre del 2006 Hay que tener en cuenta que cada una de las dos centrales que se están construyendo (Timbúes y Campana) aportarán 800MW, pero entre diciembre del 2006 y abril del 2007 la demanda se “comió” casi el 70% de una de ellas, y todavía falta más de un año para que algo de lo que se está instalando empiece a producir un kilovatio hora. Además, el miércoles 18 de abril del 2007 hizo menos calor que el 12 de diciembre del 2006. El miércoles 18 de abril del 2007 se operó, prácticamente, sin reservas; las reservas rotantes, que como mínimo deben ser de 1.200MW, bajaron a 537MW, y la reserva disponible, que debería ser no menor a 2.000MW, fue de 258MW. Para el día siguiente, jueves 20 de abril de 2007, Cammesa informa que espera una demanda máxima de 17.933MW, pero al llegar a las 19:25, la demanda era de 17.510MW, superior en 30MW a la del día anterior a la misma hora 17.480MW. A partir de ese momento, sin que se informe ningún accidente ni incidente en el SADI, y sin que cambie la temperatura (a las 19:25 era de 27,01ºC contra 26,55ºC del día anterior), empieza a disminuir la demanda hasta llegar a 17.236MW a las 20:00, hora en la cual se preveía llegar a los 17.933MW, y hora en que el día anterior se había llegado a los 17.832MW (valor cercano al récord). En el informe post operativo de cubrimiento del pico, Cammesa detalla una demanda máxima abastecida a las 19:34 de 17.556MW (el día anterior la máxima demanda se dio a las 19:47), con una reserva rotante de 896MW, una reserva térmica disponible de 20MW e hidroeléctrica 0. Lo que parecería que ocurrió es que a las 19:34 el sistema llegó a su límite y según trascendidos “invitaron” a desconectarse a algunas industrias. La diferencia es muy grande: 697MW; basta con ver en la programada según el redespacho, entre las 19:25 y las 20:00 se esperaba un incremento de 808MW; en lugar de ello, bajó 274MW; faltaron 1.082MW. Aún es mucho para los grandes usuarios; los GUMA (de mas de 1MVA) demandan en conjunto aprox. 2.500MW; el conjunto de las 20 empresas top demanda un poco menos de 1.500MW; no es fácil apagar el 40%; son procesos continuos y electrointensivos.

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Rumores

La importación de fuel oil, un mal necesario Según los expertos, desde 2004 hasta la fecha Argentina ha importado cerca de 2.500.000 de toneladas de fuel oil y a fines de este año rondaría las 3.000.000 de tns. Esto le habría costado al Estado argentino unos 1.000 millones de dólares, aproximadamente.

El 12 de mayo de 2004 arribaba el primer cargamento de fuel oil venezolano a la Argentina. ”El ministro de Planificación Federal recibió el primer cargamento de fuel oil proveniente de Venezuela. Su importación tiene por fin aliviar la crisis de desabastecimiento energético que vive el país. Con las sucesivas entregas se aseguraría la provisión del combustible “hasta agosto próximo”, publicaban los medios. A cambio de los embarques de fuel-oil y gasoil, Argentina se comprometió enviar a Caracas vaquillonas para cubrir las necesidades de consumo de leche y venderle 160 ascensores de fabricación nacional para equipar hospitales. También se planeó instalar un centro de reproducción de vacas en Venezuela, con tecnología argentina, y el intercambio de tecnología en materia de salud. Esta primera compra demandó para el Estado argentino una inversión total de 200 millones de dólares. En lo últimos 4 años mucho se ha dicho sobre el fuel oil que Argentina importa de Venezuela, aunque en realidad el combustible que llega al puerto de nuestro país (con un porcentaje de azufre inferior al 1%) es producto de una triangulación que hace el gobierno de Hugo Chavez, puesto que el fuel oil venezolano es más pesado y tiene un alto contenido de azufre. Según los expertos, desde 2004 hasta la fecha Argentina ha importado cerca de 2.500.000 de toneladas de fuel oil y a fines de este año rondaría las 3.000.000 de tns. Esto le costaría al gobierno argentino unos 1.000 millones de dólares, aproximadamente. Hasta mayo de 2007 ya se importaron alrededor de 500 millones de tns, con lo cual se estima que este año cerrará en 1.200.000 tns. En 2005, el Estado gastó unos u$s 280 millones en la 28

compra de fuel oil. En 2006, ese nivel se elevó al menos un 40%, a u$s 390 millones. Y en 2007 se espera gastar otros U$S 400 millones.. En días récord, la generación a fuel oil llegó a 2.500 Mw/hora, que equivale a un consumo de 13.000 toneladas diarias. Además, se estima que la demanda se elevará en 2007, si bien el sistema eléctrico no tiene margen para utilizar mucho más fuel oil. Eso implica un problema adicional, dado que la oferta de gas no muestra recuperación. “Las petroleras tienen capacidad para producir 3,5 millones de toneladas anuales de fuel oil en el país, cifra superior a la demanda. Pero dificultades logísticas impiden un mayor abastecimiento local. Faltan barcos, ductos y capacidad de almacenamiento, que obligan a importar la mayor parte y utilizar logística de países vecinos”, explican los petroleros más escépticos. “Con el dinero que gasta el gobierno en importación de fuel oil de Venezuela y gas de Bolivia el Estado podría construir hasta dos gasoductos por año de U$S 1.500 millones cada uno”, exageran algunos gurúes de la industria. Lo cierto es que más allá de algunos cálculos exagerados, la mayoría de los empresarios coincide en que el dinero destinado por el Estado argentino a esta operación bien podría haberse utilizado para incentivar la exploración de gas en la Argentina que hoy atraviesa serias dificultades. Durante 2005 los inconvenientes originados por la presentación de Pdvsa a Cammesa de facturas, debido a demoras y cancelaciones de embarques, por un total de US$ 12.466.360,12, originados en la operación de 2004, provocaron una importante demora en las entregadas de fuel oil.


Un negocio de U$S 1,75 millones mensuales Según la agencia Reuters, la estatal Petróleos de Venezuela (Pdvsa) espera tener una considerable ganancia de unos 1,75 millones de dólares mensuales en los próximos meses de 2007 por actuar de intermediaria en las ventas de fuel oil de Brasil a Argentina. Argentina usualmente importa fuel oil con bajo contenido de azufre para la generación de energía eléctrica durante los meses de invierno, de junio a agosto en el hemisferio sur. “Petrobras no puede hacer negocios con Argentina debido a asuntos crediticios”, indicó un vocero. “Entonces Petrobras ha vendido fuel oil a través de Pdvsa a Argentina”, explicó. La primera carga brasileña salió hacia el país

sureño en mayo de 2004. Pdvsa paga a Petrobras un bajo precio por el combustible y lo vende más caro a Argentina, obteniendo un margen de dos dólares por barril, afirmó. Las ventas mensuales totales del producto entre los países podrían ascender a 250.000 toneladas, dependiendo de la temperatura y las lluvias. Petrobras, que también es consumidor de este derivado del petróleo, tiene un contrato para adquirir de Venezuela fuel oil con alto contenido de azufre -de 3%-, comparado con el 1% que tiene el combustible brasileño que es vendido a Argentina.

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Rumores

Denuncian campaña sucia contra la minería

La Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM) ha dispuesto constituirse en Estado de Alerta y en Sesión Permanente para afrontar, responder y debatir sobre los serios ataques que recibe la minería bajo falsos supuestos ambientalistas, a pesar de que es la única industria argentina que cuenta con una Ley Ambiental específica que la coloca a la vanguardia del manejo ambiental entre todos los sectores productivos nacionales. “La CAEM desea llamar seriamente la atención de la sociedad argentina sobre la existencia de una campaña carente de toda verdadera lógica ambientalista; carente de veracidad y volcada abiertamente hacia la búsqueda de impedir el desarrollo minero argentino, en medio de la indiferencia, desidia, inacción, omisión y falta de capacidad de reflexión de muchos actores políticos y sociales que tienen la obligación legal de sostener y preservar las formas de desarrollo de la actividad minera”, señaló su presidente Martín Dedeu. En un comunicado de prensa, el directivo reclamó la debida atención hacia la minería y los riesgos a los que la expone el facilismo demagógico o la fragilidad de las convicciones de quienes deben proteger la actividad desde el Estado. “Concretamente, desde la CAEM se reclama la reacción de las autoridades nacionales, provinciales y municipales que no están respetando o haciendo respetar a una actividad pro-

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ductiva contemplada en la Constitución Nacional, absolutamente legítima, que actúa dentro de la ley sobre cumpliendo las normas vigentes. La minería argentina se declara en alerta y sesión permanente, de esta forma, y con estas razones, convencida de que en esta coyuntura política nacional, solamente se oye la voz de quien se expresa fuera de los normales canales de diálogo racional, institucional”, disparó. “Pero la minería – advirtió Dedeu- no está elevando la voz para quebrantar las leyes nacionales que regulan al sector (Código de Minería, Ley de Inversión Minera, Ley Ambiental Minera) sino para reclamar de las autoridades en todos los niveles de aplicación de estas normas, que se respete el espíritu de la Constitución Nacional, y se respeten cada una de las normas que dan sustento a una minería moderna en pleno proceso de crecimiento. Hoy está claro que la minería es un blanco fácil para el facilismo demagógico de líderes políticos con discursos inconsistentes. Se intenta convertir a la minería en rehén de rencillas políticas mezquinas y con herramientas o argumentos de oscuro origen y de sospechosas intenciones” En 2007 esta industria producirá minerales por u$s 3.453 millones de dólares anuales e invertirá u$s 2.900 millones de dólares. Es un sector que con los próximos 9 proyectos a desarrollar generará una inversión genuina de 10.525 millones de dólares.


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Tribuna Abierta

El gorilismo, Acevedo y la crisis energética Por Ernesto Poblet , Especialista en Energía

tervienen arbitrariamente en las políticas a aplicar y administran pésimamente los negocios. Se conforma así un método industrial-comercial quimérico y paralizante. En su esencia, los fondos y los riesgos del imponente negocio energético recaerán despiadados sobre los famélicos bolsillos de la comunidad. No es posible ni funcional destinar los impuestos que tributa la población para solventar el lance exploratorio y productivo de los hidrocarburos. Hoy aparece en escena el ex gobernador Acevedo atacando con dureza a su antiguo amigo Kirchner. Sorpresivamente basa sus acusaciones en una anacrónica profesión de fe estatista, habla de la “entrega de los recursos a perpetuidad” y de “mecanismos alejados de la ley”, aparte del siempre oportunista latiguillo de la corrrupción enunciado sin fundamentos serios o coherentes. Habría que aclararle al ex gobernador que la perpetuidad en el derecho minero es sinónimo de eternidad y el contrato de concesión con Pan American Energy das de desentendimiento entre los “Aún con un cambio de 180 gra- -sumado a la ley provincial y la correspondiente ley nacional- circunsargentinos. Todos los opositores al dos en la política tarifaria del criben con plazos expresos la durarégimen peronista se concentraron en el odio gorila y no supieron des- gobierno de Néstor Kirchner no ción de las concesiones. Solamente pués interpretar al país y sus nue- se abrirían rápido ni fácilmen- se conserva la concesión perpetua vos rumbos.”. te los grifos de las inversiones” en el viejo Código de Minería. Si los plazos son muy largos (25/30 Efectivamente, el gorilismo no años) obedecen a razones de cálcudeja reflexionar. Perón entre 1952 hasta su caída en 1955 intentó una apertura hacia las in- los de inversión y la explotación racional de los yacimienversiones de capital extranjero, particularmente en las ex- tos. No hay mucho que analizar para entender que en ploraciones de hidrocarburos. Son conocidos al respecto este momento de tarifas energéticas extremadamente balos esfuerzos del ministro Gómez Morales, algunos dipu- jas -y concepciones populistas- resulta muy difícil atraer tados y empresarios cercanos al régimen y determinadas nuevas inversiones en la Argentina, Bolivia, Venezuela, personalidades del gabinete del Presidente Eisenhower. Ecuador, etc… Aún con un cambio de 180 grados en la Mientras tanto el espectro opositor al gobierno peronista política tarifaria del gobierno de Néstor Kirchner no se -Frondizi incluído- se escudó en las posiciones del más abrirían rápido ni fácilmente los grifos de las inversiones. empecinado chauvinismo calificado más tarde por el pro- Prorrogar el término de una concesión vigente –perfectapio Perón como “nacionalismo de opereta”. Se suscitó mente previsto en el contrato y las normas que lo reguen todos los sectores no justicialistas un curioso rechazo lan- es una de las pocas posibilidades funcionales que a ese capital imprescindible para paliar las recurrentes puede adoptar el gobierno argentino en esta emergencia. crisis energéticas que suelen arruinar al país cuando se La posición del señor Acevedo es puramente ideológica depende del combustible importado, el cual resulta extre- además de las secuelas que debe estar sufriendo por sus madamente caro e incómodo. El sistema estatista implica anteriores episodios dentro del entorno de los elencos guun terco mantenimiento de órganos monopólicos -del es- bernamentales que tan particularmente comanda el presitado- imposibilitados de generar los recursos necesarios dente Kirchner. En este momento de crisis estructural del sector enerpara explorar y producir. Tales “empresas públicas” inUna oyente del programa radial de Mariano Grondona manifestó sorprendida: “Yo en la década del noventa había atenuado mi gorilismo contra el peronismo, ahora con la gestión de Kirchner siento que me vuelven a crecer los pelos…”. Grondona inmediatamente comentó: “Hay que evitar volverse gorila otra vez. El gorilismo nos hizo perder déca-

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gético constituye un lujo para el presidente argentino lograr una inversión varias veces millonaria -en dólaresorientada hacia la búsqueda de nuevos volúmenes de petróleo y gas. El procedimiento aplicado es ajustado a las normas vigentes y las circunstancias de necesidad y urgencia que derivan de la propia crisis permiten evitar las formas usuales del acto licitatorio. El “gorilismo” implica un enceguecimiento que fácilmente obnubila la capacidad de raciocinio. Cuando los opositores a Perón accedieron al gobierno dieron muestra de una angustiante desorientación que los llevó al fracaso, salvo el caso de Frondizi que olfateó lúcidamente y a tiempo la difícil realidad de su pasión por el petróleo. Si la aparición en escena del ex gobernador de Santa Cruz y ex jefe de la SIDE provoca simpatías en los sectores contrarios al presidente, induciendo a sobrevalorar un anacrónico pensamiento sobre las inversiones de capital

extranjero, estaríamos volviendo al arcaico pecado del gorilismo con reflexiones como ésta: “cualquier cosa que haga Kirchner sistemáticamente será malo, hay que optar siempre por lo contrario…”. Lo cual encierra el peligro de repetir el error que se cometió con Perón en 1952/55 al combatir sistemáticamente y sin piedad el famoso contrato de exploración con la Standard Oil de California y otras aperturas al capital foráneo que habían entusiasmado ostensiblemente al líder del justicialismo. Son muchos y muy ásperos los problemas del régimen de Kirchner que hoy irritan a la oposición, no por ello corresponde tomar caminos equivocados como los que se le atribuyen al torpe mono antropoide que habita en el África ecuatorial, a orillas del río Gabón.

E.Mail del autor: epoblet@fibertel.com.ar

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Tribuna Abierta

Impuestos: la contribución olvidada de los combustibles fósiles Por Oscar Secco, ex presidente del IAPG

Hoy resulta políticamente correcto promover la producción de biocombustibles: el presidente George Bush los busca por el mundo, hace unos días un avión Pucará voló quemando en una de sus turbinas biodiesel ( pero por las dudas, en la otra usó el seguro y conocido kerosene aeronáutico) y se suceden las conferencias y apoyos a los mismos. Mientras se proclaman sus ventajas se minimizan los inconvenientes de los “bio”, que no son pocos. Lo que falta explicitar son los importantes aportes que hacen los combustibles tradicionales a los distintos fiscos, contribución que solo la pueden hacer por la extraordinaria baratura relativa del petroleo, resultante de su natural abundancia, de su alto contenido energético, de la flexibilidad de su uso y de la alta eficiencia de quienes lo producen y comercializan. Un reciente estudio hecho publico por la compañía Total indica que, tomando como base un yacimiento antiguo del Medio Oriente, el 86 % del precio del crudo en la terminal de embarque ( los 62 dls/barril) queda, en forma de impuestos, para el país productor. Siguiendo la cadena, al comercializarse la nafta derivada de ese crudo en los países europeos a 1 euro/litro, sus gobiernos cargan a la misma con 75 centavos. En resumen el 88% de su precio de venta son impuestos: 13 centavos de euro para el país productor, otros 75 para el país consumidor, quedando para la industria que descubre, produce, transporta, refina y distribuye los restantes 12 centavos de euro. El estudio de referencia no indica si el impuesto a la ganancia de la compañía productora está incluido en las cargas impositivas indicadas o si aún faltaría agregarlos, supongamos que no. Veamos la situación en nuestro país: las contribuciones fiscales comienzan con un mínimo de 12 % de regalías provinciales que son seguidas por una catarata de impuestos generales y otros específicos, a ellos se suma la retención a la exportación y se corona con los impuestos a las ganancias de las compañías petroleras ( YPF S.A. es el mayor contribuyente a las arcas de la Nación: en el año 34

2005 pagó solo por este concepto 1000 millones de dólares, en el 2006 otros 823 millones de dólares). Con este cómputo se llega a valores del mismo orden de magnitud que los europeos, solamente ajustados por el efecto de la menor productividad de los yacimientos locales y de una menor carga impositiva en la nafta. Resultado: de los 2 pesos que se paga por un litro de nafta los fiscos argentinos se quedan con $ 1,40 ( el 70%). En los Estados Unidos, de los 0,85 dólares que cuesta el litro de nafta, el dueño del predio más los fiscos recaudan el 75%. Los “bio” no pueden, por sus altos costos de producción, llegar al mercado en competencia con los combustibles fósiles: para poder hacerlo requieren minimas cargas impositivas o incluso subsidios que son impuestos negativos. Los impuestos, pese a su discutible administración, llegan a escuelas, hospitales y comisarías, socorren a los marginales, hacen caminos y pagan investigaciones. Cada litro de combustible “bio” que reemplace a uno convencional susbtraerán más de un peso a los arcas de los municipios, de las provincias y de la Nación. Estas consideraciones no implican que no se trabaje sobre los “bio”, pero el énfasis de producirlos en la Argentina debe estar muy lejos del de los niveles de los países ricos ( USA, Europa) o al de los pocos que tienen situaciones excepcionales, (Brasil).- El gran beneficio para la Argentina de los “bio” resulta de que su promoción en el mundo ha mejorado substancialmente los precios de nuestros granos y eso es ahora permanente y nos costó nada. Hoy la Argentina, raro caso de país pobre pero a la vez exportador neto de energía, tiene con un eficiente sector hidrocarburífero muy castigado pero que podría ser estimulado para aumentar sus inversiones y producción. Volver a cuidarlo y atender la energía de origen nuclear e hidráulica es mas importante que soñar con los “bio”. El viejo romance argentino con el petroleo, lleno de amores, recelos y dudas, está esperando un poco de cariño para retribuirlo con creces.


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Mercosur Latinoamerica

Refinación: falta de capacidad ociosa e Latinoamérica y el Caribe requieren de U$S 30.000 millones de inversión para ampliar y actualizar su parque refinador. Tendencias y nuevos desafíos en un entramado contexto político mundial.

Después de los años 70, hay una tendencia clara a la reducción drástica del consumo de combustibles pesados. Por otro lado, después de esta crisis lo que se percibe es un aprovechamiento al máximo todo el barril, especialmente el fondo del barril, los pesados, de ahí esa drástica reducción de la producción. Este crudo caro ha dado lugar a aprovechar las refinerías al máximo. A nivel mundial la capacidad de refinación alcanza los 85 millones de barriles/día, frente a una demanda que oscila los 70 millones de barriles/día. La falta de capacidad ociosa y la escasa inversión preocupan a los refinadores. “Evaluar la inversión, proyectarla y construir una planta nos lleva entre 3 y 4 años, amortizarla no menos de 6. Por eso, cualquier análisis de las inversiones requiere de una mirada de largo plazo”, aseguran los especialistas. A nivel global, los gobiernos están exigiendo la reducción de la concentración de azufre en las gasolinas y el diesel, e incrementando las exigencias en las especificaciones de benceno, RVP, poliaromáticos, entre otras. Estas exigencias vienen acompañadas de una menor oferta de crudos livianos y de mayores exigencias ambientales de la industria en cuanto a emisiones gaseosas, efluentes líquidos y residuos sólidos. Esto requerirá de modificaciones

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de refinería y una significativa inversión de capital para 2017, estimada en 30.000 millones de dólares en América Latina y el Caribe. El dato surge de las Jornadas de Refinación Latinoamericanas organizadas por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) en octubre de 2006. Hoy las modificaciones típicas incluyen la instalación de nuevas unidades de proceso de desulfurización, incluyendo hidrocraqueadores, unidades de recuperación de azufre, unidades de tratamiento de amina, producción de hidrógeno u otros procesos de remoción de azufre. Dependiendo de los requerimientos, la configuración y de-


inversiones complica el Negocio

manda actuales y futuras, también se están desarrollando proyectos que incluyen unidades de destilación atmosférica y a vacío, de reformado, isomerización y alquilación, así como de compresión y producción de hidrógeno. La magnitud de estos proyectos requiere de un adecuado y minucioso planeamiento y de una gestión eficiente que consideren que los estimados de costos y los cronogramas sean competitivos, evaluando el riesgo asociado a las nuevas tecnologías a implementar. La seguridad regional de la oferta energética y las perspectivas energéticas generales dependerán de la superación de varios obstáculos. Estos desafíos incluyen marcos reglamentarios e impositivos inadecuados, difi-

“El crecimiento de la demanda de petróleo en la Región, de 1995 a 2005 ha sido de aproximadamente 13.7%, mientras que el incremento de la capacidad instalada de refinación en el mismo periodo, solo ha sido de aproximadamente 7.5%, es decir, casi un 50% del consumo” cultades en el acceso a los mercados financieros y de capital, y temas tecnológicos cada vez más complejos.

Un mercado especulativo Por Alvaro Roca (*)

Los precios del petróleo no aflojan la banda de 60 a 70 US$/barril. La demanda continuará creciente, debido principalmente al alto crecimiento vegetativo y crecimiento económico sostenido, especialmente de China, India y otros países asiáticos. Estos actúan como una especie de locomotora para el resto del planeta, incluyendo por supuesto a Latinoamérica y el Caribe, que viene sustentando tasas de crecimiento económicas del orden del 5% por aproximadamente de 4 años. En diciembre de 2006, el precio del petróleo WTI promedio fue de aproximadamente 58.5 US$/barril, mientras que el precio promedio de tres gasolinas en el mercado mayorista spot de Nueva York sin impuestos fue de 70.6 US$/barril. En abril del 2007 el precio promedio del WTI fue de 63.6 US$/barril, mientras que el promedio de las gasolinas fue de 94.0 US$/barril. Una serie de eventos inusuales, fuera de la creciente demanda han determinado esta situación de un precio casi uniforme en el petróleo, pero de un incremento notable en los precios de la gasolina y los otros derivados del petróleo. Las refinerías contrario a lo que ocurría años atrás, están teniendo márgenes muy atractivos de refinación por sobre 25 US$/barril. Es la ley de la oferta y la demanda sumada a un mercado muy especulativo Los crudos más pesados que se producen ahora no son

los más adecuados para las refinerías que se construye ron 20 o 30 años atrás, sumados a que las mismas deben producir productos con menor contenido de azufre para cumplir con nuevos estándares internacionales. La capacidad mundial de refinación se ha incrementado muy poco en los últimos 15 años. En 1990 la capacidad mundial de refinación era de 73.90 MMbbls/dma, mientras que en el 2007 es de 86 MMbbls/dma que está muy pareja con la producción mundial de 80 a 85 MMbbls/dma. Se estima que para el año 2030 la capacidad de refinación estará en el orden de los 150 MMbbls/dma. Latinoamérica y el Caribe no escapan a esta realidad global y su situación es complicada. La Región tiene cerca al 8.7% de la capacidad de refinación mundial y consume aproximadamente entre 8 a 9% de la demanda mundial de productos refinados. El crecimiento de la demanda de petróleo en la Región, de 1995 a 2005 ha sido de aproximadamente 13.7%, mientras que el crecimiento de la capacidad instalada de refinación en el mismo periodo, solo ha sido de aproximadamente 7.5%, es decir, casi un 50% del consumo. (*) Secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade)

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Mercosur Latinoamerica

Qué pasa en la Argentina En el 2002 la caída del PBI fue del 11% y si consideramos la evolución desde 1998, la pérdida acumuló un 20%. En el 2003 y 2004 se registró un crecimiento del producto de 9% y del 9,1%; para este año se espera un piso de crecimiento de 7 a 7,5%. Entre el primer trimestre del 2002 hasta el primer trimestre del 2005 la recuperación del PBI fue del 25,3% permitiendo que el producto supere ligeramente los niveles existentes en el segundo trimestre de 1998. La gran pregunta es en qué medida el espectacular crecimiento observado es sustentable, especialmente a la luz de los recurrentes ciclos de crecimiento, colapso y rebote que lamentablemente experimenta nuestra economía. En primer lugar el crecimiento argentino después de la crisis es comparable al observado en otros países que sufrieron crisis similares a la Argentina, como Corea, Malasia y México, entre otros. Mucho se habló del “veranito”, de “efecto rebote” y de “amesetamiento” de la economía. El superávit fiscal evita la caída del dólar y permite bajas tasas de interés al no existir demanda financiera del gobierno. A su vez el superávit de la cuenta corriente reduce al mínimo el endeudamiento externo. De hecho, el mantenimiento de estas condiciones en el largo plazo hacen esperable un piso de crecimiento del 4,5% para 2007.

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Por supuesto que este proceso de crecimiento soste nible no es mágico, ni automático ni está regalado. Para concretarlo son necesarias condiciones muy concretas, entre ellas, la necesidad de nuevas inversiones que permitan responder adecuadamente a la demanda creciente, evitando tasas de inflación elevadas y que también permitan reducir el desempleo y la pobreza. En los primeros años de la década, la industria química y petroquímica argentina demostró su vocación por el crecimiento. Después de invertir más de 2.500 millones de dólares en petroquímica, la capacidad instalada en Argentina, pasó de 3,3 millones de toneladas por año en 1999 a más de 7,5 millones de toneladas en el 2004. A su vez la industria química, menos intensiva en capital y con mucho mayor número de actores, también demostró su dinámica y competitividad en químicos básicos, agroquímicos, colorantes y otras muy diversas especialidades químicas. En la actualidad, la capacidad total de refinación de la Argentina asciende a 630 KBD. La capacidad instalada no ha sufrido variaciones significativas durante los últimos 10 años. La utilización de la capacidad instalada se ha ido incrementando después de la crisis. El nivel de complejidad y conversión es elevado en comparación con la región. A conversión llena el barril marginal de crudo liviano produce 12-15% más de gasoil que el pesado. El sector de refinación en Argentina acompañó el crecimiento de la economía incrementando el procesamiento de crudo y la producción de gas oil para reducir dependencia de importaciones. Pero la situación actual enmarcada por una menor


disponibilidad de crudos nacionales livianos; condiciones económicas adversas para importar crudos y Gas Oil; máximo nivel de utilización actual de la capacidad instalada y baja rentabilidad sostenida del sector Refinación, limitan el aumento de la producción de gas oil al tiempo que persisten excedentes de naftas. Hasta ahora, la caída de la producción petrolera no ha afectado a las refinerías locales, sino que ha reducido el saldo destinado a la exportación. El sector de refinación está produciendo a máxima capacidad, logrando este año record de conversión de crudo. Si bien el abastecimiento de crudo ha sido regular, existieron algunos problemas este año en el mercado de los derivados, en particular con el gasoil. Como resultado de una política impositiva favorable a este combustible, el consumo argentino de gasoil triplica al de las naftas, y ha superado la capacidad de refinación local, obligando a las empresas a recurrir a las importaciones para asegurar el abastecimiento de sus clientes du-

rante los picos de demanda. En general, con el actual contexto de sostenido crecimiento económico, los argentinos reaccionaron al abaratamiento relativo de la energía y de los combustibles con un importante incremento del consumo. Como consecuencia de los precios bajos, el consumo energético crece a un ritmo mayor al de la actividad económica, llevando a los indicadores de intensidad (consumo energético per cápita) a los niveles más elevados de los últimos treinta años.

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Datos del Mes

Energía eólica:

¿160 GW para 2010?

Durante el año 2006 la Energía Eólica continuó con su crecimiento a nivel mundial. 14.900 MW fueron instalados, totalizando una capacidad instalada a nivel global de 73.904 MW a finales del año 2006. Esta capacidad instalada muestra una tasa de crecimiento del 25%, luego del 24% registrado en el año 2005. La actual capacidad instalada genera más del 1% del total global del consumo de energía eléctrica. Ahora la Asociación Mundial de Energía Eólica ha incrementado su pronóstico para 2010 y espera que 160.000 MW sean instalados hacia fines del 2010. Cinco países incrementaron su capacidad eólica instalada en más de 1000 MW: EEUU (2.454 MW), Alemania (2.194MW), India (1.840 MW) y España (1.587 MW) fueron capaces de asegurar su posición de liderazgo en el mercado, y China (1.145 MW) se unió al grupo de los cinco países con mayor instalación y se encuentra quinto en términos de capacidad instalada, mostrando un crecimiento de su desarrollo de la energía eólica del 91 %. Cinco países instalaron más de 500 MW y a su vez presentan excelentes tasas de crecimiento: Francia (810 MW, 107 % de crecimiento), Canadá (768 MW, 112 % de crecimiento), Portugal (628 MW, 61 % de crecimiento) y el Reino Unido (610 MW, 45 % de crecimiento). El mercado más dinámico durante el año 2006 fue Brasil, afrontando

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exitosamente el tan ansiado despegue de su industria eólica e incorporó 208 MW, incrementando 7 veces su capacidad eólica instalada en tan solo un año. Precisamente la “VI Conferencia y Exposición Mundial de Energía Eólica, Argentina 2007” permitirá analizar estos temas y enviar una clara señal espacialmente a toda América Latina.” La conferencia se realizará del 2 al 4 de Octubre de 2007 en la ciudad de Mar del Plata y la Exposición comenzará el 29 de setiembre de 2007 finalizando conjuntamente con la Conferencia. Esta será la primera vez que la VI Conferencia y Exhibición Mundial de Energía Eólica se lleve a cabo en Latinoamérica. Por ello, cada vez hay más expectativas para que esta nueva edición, que tendrá como lema: “Energía, Sociedad y Ambiente”. Se espera la presencia de reconocidas y prestigiosas personalidades del ámbito científico y gubernamental de más de 50 países. Además, ya está confirmada la participación de más de 18 disertantes internacionales notables, entre ellos están el Ministro de Energías No Convencionales de la India y el Ministro de Medio Ambiente de Alemania. Hasta el momento se recibieron más de 200 abstracts de diferentes partes del mundo acerca de los distintos temas que planteó el Comité Técnico.


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Miscelaneas

Reseña sobre la Historia del Perfilaje en la Argentina Un 30 de noviembre de 1934 un grupo de pioneros de la empresa Schlumberger munidos de la más moderna tecnología disponible en la industria petroleroa realizaba el primer registro eléctrico en la Argentina. Esto ocurría solo siete año después de que se efectuara el primer perfilaje eléctrico en el mundo. El 30 de junio de ese mismo año mediante un decreto del gobierno de la Nación, fue ampliada la zona de reserva petrolífera en el país a todos los territorios nacionales. El primer registro en Argentina se realizó en el pozo 1551 de YPF en la Zona Central de Comodoro Rivadavia. El señor Simeone de YPF fue quien recibió dicho registro entregado por los ingenieros Guichardot y Paulin de Schlumberger. El informe técnico final fue hecho por el doctor Feruglio en una nota elevada al ingeniero Cánepa, ambos profesionales de YPF en el área. La compañía se instaló en Diadema Argentina en el km 27 de Comodoro Rivadavia hasta el año 1948 en que edificó los talleres en la ciudad en el barrio La Loma que ocupó hasta 1981. La primera época abarcó una gran cantidad de evoluciones ya que comenzó con los equipos de registros manuales donde cada operador registraba una curva; se pasó a los camiones con cámaras de registro automáticas de tres y luego cinco galvanómetros y películas de dos pistas, cable de cuatro conductores de “Neoprene” hasta que finalmente en los años 1953-1954, cables de acero de seis y luego siete conductores, cámaras de nueve galvanómetros y películas de tres pistas de ancho. En febrero de 1979, Schlumberger introdujo el primer equipo computarizado de perfilaje en Argentina.

Hasta 1927 la investigación del subsuelo consistía en la medida de la resistividad del terreno a través de electrodos clavados en el suelo, pero el mineral a investigar se encontraba por lo general lejos de la superficie. La idea para llegar a la solución consistía en una sonda portadora de electrodos que pasara al interior de una perforación y que por medio de cables conductores transmitiese a un potenciómetro en superficie los valores de resistividad del terreno. Henri Doll tomó a su cargo el proyecto de materializar la idea y en agosto de 1927 se instaló en Pechelbronn el único campo petrolíofero conocido en aquella época en Francia. Henri Doll pensaba que con un buen cable, un buen ginche y un buen potenciómetro sería capaz de obtener en un pzoo medidas de resistividad tan confiables como las tomadas hasta entonces en superficie. El primer intento 42

llevó quince horas y se estudiaron solo 40 metros de un pozo de 600 metros de profundidad, debido a fallas en el cable. Se necesitaba otro más resistente, conseguido éste se envió con urgencia en un taxi a Pechelbronn con la idea de que de ese cable pendería el futuro de la compañía. Conrad Schlumberger, tenso y tembloroso presentía que con la respuesta que traían los tres cables desde el fondo del pozo estaba frente a un paso gigante en la historia de la geofísica y de la exploración de hidrocarburos. Pocos días después, el 6 de septiembre de 1927 en una posada de Woerth un banquete marcó la memorable fecha del primer perfilaje eléctrico en el mundo conocido todavía como “Electrical Coring”. Fuente: Libro 70 años de Schlumberger en Argentina


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Empresarias

PDVSA y Socotherm Americas cierran contrato SOCOTHERM AMERICAS ha obtenido a través de su subsidiaria Atlántida Socotherm, un contrato de aproximadamente 19 millones de dólares con la firma petrolera estatal venezolana PDVSA para la aplicación de revestimientos sobre 135 km de tuberías de acero de gran diámetro correspondientes al proyecto Barbacoa-Margarita Fase II. El Gasoducto Barbacoa-Margarita Fase II tiene su inicio en el estado de Anzoátegui y contempla en el tendido de unos 135 km de tuberías de acero, de los cuales 26 km serán instalados bajo el mar hasta su conexión terrestre con la Isla Margarita. El proyecto comprende la construcción de tres tramos principales: dos terrestres de 20 y 89 km, con tuberías de 16” y 36”de diámetro, respectivamente; y finalmente uno submarino de 26 km con tubos de 16”, que conectará el tramo continental con la Isla de Margarita. El proyecto forma parte del Plan Estratégico de Petróleos de Venezuela (PDVSA)

2006-2012, cuya inversión total alcanzará los 16.780 millones de dólares enmarcado en el marco del Plan Siembra Petrolera 2005-2030, que promueve la aceleración de los diferentes proyectos de exploración y producción de gas en tierra firme y costa afuera. PDVSA prevé así aumentar la producción de gas de 6.300 millones a 11.500 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD) para el 2012. El contrato de revestimiento se refiere a la aplicación de un sistema de protección anticorrosiva externo de Polietileno de Alta Densidad (PLASTIKOTE®) sobre el total de la tubería y de un revestimiento de concreto reforzado (CONCRETKOTE®) sobre la tubería de 16” a ser instalada en el mar, de modo de asegurar su asentamiento en el lecho marino. Adicionalmente a ello, el contrato prevé la instalación de un sistema de protección catódica mediante la fijación de ánodos de sacrificio en el cuerpo de los tubos correspondientes al tramo submarino del gasoducto.

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Imagen & Estrategia AES Latinoamérica gana prestigioso premio

AGEERA renueva autoridades

AES Latinoamérica ganó el premio “Edison Award” 2007 otorgado por Edison Electric Institute (EEI), en la categoría de miembro internacional en reconocimiento a los excelentes resultados operativos alcanzados durante 2006. La reducción de las pérdidas de energía en un promedio de 8%; el incremento de la disponibilidad consolidada del parque de generación de 85% en 2005 a 89% en 2006; el incremento de la generación neta de energía en un 8% y la reducción de la duración y frecuencia de las interrupciones de distribución en un 15% en promedio, son algunos de los logros operativos alcanzados por AES en Latinoamérica. Asimismo, en el año 2006 mejoraron los indicadores de satisfacción del cliente en las empresas de distribución de AES en la región. Estos resultados se tradujeron en un incremento del margen operativo de las empresas de la región de 26% a 30% en 2006. Andrés Gluski, Presidente de AES Latinoamérica y Vice Presidente Ejecutivo de Operaciones de la Corporación AES, afirmo que “en AES nos esforzamos por la excelencia. Este premio es un importante reconocimiento al trabajo que día a día realizan los más de 10.000 trabajadores de AES en la región, quienes son los verdaderos protagonistas de los logros operativos que hicieron de 2006 un año de éxitos para AES Latinoamérica”.

La Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina ha renovado sus autoridades y representantes ante CAMMESA para el período 2007/2008. Han sido designados Miembros titulares de la Comisión Directiva: Presidente, Ing. Rubén Turienzo (Central Puerto S.A); Vicepresidente, Ing. Fermín Demonte (Petrobras Energía S.A); Secretario, Dr. Hugo Cabral (CAPEX S.A); Tesorero, Ing. Fernando Monserrat (Nucleoeléctrica Argentina). Como representantes de CAMMESA figuran: Director Titular, Cdor. Fernando Antognazza (H. El Chocón S.A); Director Titular, Ing. Milton Perez (AES Argentina S.A) y Síndico Titular, Dr. Juan Carlos Doncel Jones. La Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA) es una asociación civil creada mediante Decreto 1192/92. Forman parte de ella 42 empresas asociadas que cubren todo el espectro de la generación de energía eléctrica nacional: centrales hidráulicas, nucleares y térmicas, de propiedad estatal (nacional, binacional o provincial) y de propiedad privada. Con 24.144 MW instalados representan en conjunto el 99% de la potencia total instalada en el país.

CONTRERAS cumple 60 años

Horacio Cristiani, nuevo Country Manager de Gas Natural para Argentina

Hace 60 años la convicción, el esfuerzo y el compromiso de los hermanos Contreras establecieron los cimientos de una organización que nunca dejó de crecer. Contreras es hoy uno de los actores destacados de Latinoamérica en ingeniería y construcción. Lo que empezó como un sueño de los pioneros, es actualmente una empresa sólida y diversificada con experiencia y prestigio en la construcción de ductos, plantas compresoras, montajes industriales, obras viales y de infraestructura, actividades todas complementadas con la correspondiente ingeniería. En pleno 2007 la empresa reúne a más de 2.000 empleados y goza de una profunda inserción en el mercado local y en países de América Latina como Brasil, Bolivia, Chile y Uruguay. Con la misma pasión, profesionalismo y vocación de crecer de sus fundadores, Contreras avanza construyendo futuro.

El Grupo Gas Natural designó a Horacio Cristiani como nuevo Country Manager para Argentina, en reemplazo de Pedro Sáenz de Santa María Elizalde quien pasará a desempeñarse como Country Manager de Puerto Rico. El Ing. Cristiani, con una dilatada experiencia en la industria del gas, ingresó en 1993 a Gas Natural BAN, desarrollando desde entonces diversas funciones de responsabilidad tales como: Líder de Proyecto de la Planta de Peak Shaving de General Rodríguez, Gerente de Distribución, Director Técnico, y con anterioridad a esta nueva designación, se desempeñó como Director Comercial de la Compañía. Horacio Cristiani es graduado en Ingeniería, diplomado en Desarrollo Directivo del IAE - Universidad Austral, y participa activamente en distintos foros energéticos y cámaras empresarias del sector. Gas Natural BAN brinda, desde 1992, el servicio de distribución de gas natural por redes a más de 1.320.00 clientes, en un área de 15.000 km2, constituida por 30 partidos de la zona norte y oeste de la Provincia de Buenos Aires.

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Designaciones en Medanito Medanito S.A. informa que, a partir del día 1º de Junio del corriente año, el Lic. Andrés Carosio asumió la Gerencia General de la Compañía. El Lic. Carosio forma parte de la empresa Medanito desde su fundación y ocupó puestos directivos en las áreas comerciales, administrativas y financieras hasta el año 2005, cuando fue designado Director Ejecutivo. Medanito S.A. es una empresa argentina, con más de 15 años de presencia en el campo de la energía, en el cual ha sumado nuevos negocios año a año, siguiendo una pauta de continuo crecimiento. Cuenta con un amplio reconocimiento en el midstream gasífero, se encuentra en plena expansión en el upstream petrolero, desarrolla recursos renovables e incursiona en el área de la energía eléctrica.

Nueva estructura gerencial en REPSA Adaptándose a las innovaciones de mercado, REPSA incorporó al Ing. Luis Iglesias como Gerente General, quien asume, con una nueva estructura gerencial, el desafío de mantener el liderazgo de la empresa y abrir el camino a nuevos mercados nacionales e internacionales. En 1988 Repsa comenzó a producir la línea de tuberías Epoxi-Fibras de Vidrio, destinadas al mercado petrolero, bajo licencia de Koch Fiberglass de U.S.A. líder mundial en productos de alta calidad, especialmente los destinados a ésta industria. Las tuberías son procesadas en caliente, con sistemas epoxídicos y filamentos continuos de fibra vidrio. Son fabricadas bajo los estrictos estándares internacionales API 15HR e ISO900 0/2000, certificaciones que Repsa acredita. Todos los accesorios son roscados del mismo material de las tuberías. REPSA es la primera empresa argentina, en su rubro, en incorporar las normas de calidad API Q1 y 15 HR . La creciente aceptación de los materiales compuestos, por su mayor resistencia y durabilidad, augura el avance de la demanda de este tipo de ductos en la industria petrolera.

Petrobras Energía y FoMiCruz firman acuerdo

Nueva estructura organizativa en Repsol

Con la presencia del Gobernador de Santa Cruz, Daniel Peralta, el Director General Ejecutivo de Petrobras Energía, Carlos Fontes, y el presidente de Fomento Minero de Santa Cruz Sociedad del Estado (FoMiCruz), Armando Roberto Traba, firmaron en la Casa de Santa Cruz de Buenos Aires, el contrato de la Unión Transitoria de Empresas (UTE) para la explotación de las áreas gasíferas Glencross y Estancia Chiripá. De la UTE conformada, Petrobras tendrá el 87% en tanto que FoMiCruz el 13 % restante. El desarrollo de ambas áreas demandará una inversión de 420 millones de dólares para los próximos años y se estima producir hasta 6 millones de metros cúbicos de gas por día. A los efectos de contribuir a mejorar las condiciones de oferta de gas en el país, Petrobras adelantó el cronograma original de trabajos y con una inversión de 5,5 millones de dólares completó la etapa de sísmica de ambos bloques. Tras el análisis de la información obtenida, se espera hacer las primeras perforaciones a fin de este año.

El Consejo de Administración de Repsol YPF aprobó por unanimidad, a propuesta de su Presidente Ejecutivo, Antonio Brufau, una nueva estructura organizativa orientada a la ejecución de los grandes proyectos de crecimiento impulsados en la actualidad por la compañía, así como a la potenciación de otros nuevos que marcarán su desarrollo futuro. Miguel Martínez, hasta ahora Director General de Control de Gestión y Desarrollo Corporativo, será el nuevo Chief Operating Officer (Director General de Operaciones), quien se encargará de la coordinación y control de todas las áreas de negocio de la compañía. Las cuatro direcciones generales de negocio de la compañía serán las siguientes: Dirección General de Upstream (Exploración y Producción), a cargo de Nemesio Fernández-Cuesta,; Dirección General de Downstream (Refino, Marketing, GLP y Química) responsabilidad de Pedro Fernández Frial,; Dirección General de YPF (Exploración, Producción, Refino, Marketing y Química de Argentina), que asumirá el hasta ahora Director del Área Química, Antonio Gomis Saez; y la Dirección General de GNL, cuya responsabilidad correrá a cargo de Enrique Locutura.

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Nuevo presidente en Schneider Electric Argentina Certificación para TGS

Schneider Electric, compañía líder mundial en Gestión y Control de la Energía Eléctrica, anunció que ha designado a José Luis Valdellora Presidente de Schneider Electric Argentina, cargo que asumió a partir del 1 de junio del 2007. Es el primer caso de un Presidente argentino en 25 años de presencia de Schneider Electric en el país, lo que manifiesta un gran reconocimiento hacia el potencial de profesionales argentinos por las máximas autoridades de la compañía. Valdellora, Contador Público Nacional egresado de la Universidad de Buenos Aires, cuenta con una amplia trayectoria en la compañía, trabajando tanto a nivel local como internacional. Hasta la fecha, se desempeñó exitosamente como Director de Lighting para Schneider Electric España. Desde su ingreso en Schneider Electric Argentina, en el año 1999, José Luis ocupó cargos de relevancia dentro de la compañía, actuando inicialmente como Director de Administración & Finanzas, para luego desempeñarse a cargo de la Dirección de Business & IT Transformation, y posteriormente en la Dirección de Logística & Compras.

Transportadora de Gas del Sur S.A. (TGS S.A) recibió la certificación de su Sistema de Gestión de Seguridad y Salud Ocupacional bajo las especificaciones de la norma internacional OHSAS 18001, de parte de Moody International Certification Ltd. El 16 de abril, TGS recibió el documento que certifica los procesos de transporte de gas natural y procesamiento de líquidos del gas natural, como así también el diseño, provisión y construcción de gasoductos. De acuerdo con los requerimientos de OHSAS 18001, el Sistema de Gestión de Seguridad y Salud Ocupacional, implementó en TGS las siguientes medidas: -Asignación en el manual de gestión de responsabilidades para todo el personal. -Inclusión de una base de datos que contiene todos los peligros y riesgos presentes en las actividades de la Compañía. -Incorporación del mapa de riesgos donde se identifican los agentes o contaminantes a los que se expone el personal. -Revisión del programa de control y seguimiento de la salud del personal. -Incorporación de programa de prevención y promoción de la salud. De esta manera TGS completa su Sistema Integrado de Gestión de Calidad, Medio Ambiente, Seguridad y Salud Ocupacional, junto a la ISO 14001 (obtenida en octubre de 1998) e ISO 9001 (de diciembre 2001).

Macfarlane fue reelecto como presidente de ADEERA

Foro EDESAL de RSE

Alejandro Macfarlane, presidente de EDENOR S.A., fue reelecto como Presidente de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA). La decisión se adoptó en la Asamblea de los miembros de la entidad y por un nuevo período estatutario. En calidad de Vicepresidentes lo acompañarán José Luis D’Odorico (EDESA Salta); José María Hidalgo (EDESUR S.A.); César Albrisi (EPEC Córdoba) y Casimiro Gutiérrez (EJE S.A. Jujuy). Los cargos de la Comisión Directiva se completan con Carlos Marozzi (EDELAP SA) y Horacio Marchessi (EDEMSA Mendoza) como Secretarios; Prosecretario, Juan José Mitjans (EDEA SA); Tesorero, Luis El Halli Obeid (EPESF); Protesorero, Oscar Montero (Grupo Cooperativas de la provincia de Bs. As.); a quienes acompañan quince vocales que representan a las restantes distribuidoras asociadas. La Comisión Revisora de Cuentas seguirá integrada por Osvaldo Arrúa (EMSA Misiones); Norberto Bruno (EdERSA Río Negro) y Alberto Kozicki (EDECAT S.A. Catamarca). ADEERA agrupa a 42 distribuidoras de energía eléctrica públicas, privadas y cooperativas de Argentina, las cuales atienden a más de 10 millones de clientes y distribuyen más del 90% de la energía que se consume en el país.

Con el objetivo de promover una visión integral del compromiso social corporativo, la Empresa Distribuidora de Electricidad de San Luis –EDESAL- organizó el FORO EDESAL DE RESPONSABILIDAD SOCIAL en la Ciudad de San Luis entre el 24 y 26 de julio pasado Importantes y reconocidos especialistas fueron invitados a compartir su experiencia y pensamiento sobre esta temática. La responsabilidad social es un concepto que se está imponiendo no sólo entre los empresarios sino en todas las organizaciones sociales. En los últimos quince años, tanto a nivel internacional como en la República Argentina, se asiste a un profundo debate acerca del papel que deben jugar las empresas en la comunidad. En este sentido, el FORO DE RESPONSABILIDAD SOCIAL procura crear un espacio regional de reflexión e intercambio que permita aportar contenido a la responsabilidad empresaria de la que todos hablan, identificar caminos de diálogo, trabajo y encuentro entre las empresas, los gobiernos y la sociedad civil.

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AVISO

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Empresarias

GE comienza su Gira Mundial del Agua en Sudamérica GE Water & Process Technologies, una unidad de negocios de GE (General Electric) anunció su próxima Gira Mundial del Agua, la cual reunirá a expertos y usuarios de todo el mundo para plantear soluciones a la problemática que enfrenta la industria frente a la creciente escasez del agua. La gira, que durante el 2007 visitará 13 diferentes ciudades de cuatro continentes, hará su paso por Sudamérica en la ciudad de Santiago de Chile los próximos días 9 y 10 de Agosto. Esta edición del evento espera acoger a ejecutivos de distintos tipos de industrias de Chile, Argentina, Perú, Bolivia, Uruguay y Brasil, interesados en conocer las soluciones para la optimización y el reuso de este escaso recurso en la industria. Durante los foros que se llevarán a cabo en la Gira Mundial del Agua de GE, se discutirán los desafíos que enfrentan los usuarios de la in-

Listado de Anunciantes Empresas AESA A.D.E.E.R.A A.G.E.E.R.A Aog Baker Hughes Bj Services Contreras Hnos Dibutec Emdersa Esso Estrella Hempel Industrias Delgado Litsa Lufkin Petroandina Petrobras Siemens Sullair Tecna Testo Termipol TGN Weatherford YPF

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dustria del agua, particularmente en regiones en las cuales ésta es escasa o de mala calidad. También se hablará sobre las prácticas y soluciones que satisfagan la creciente necesidad de la industria de reducir al máximo sus costos operativos, crear un abastecimiento sostenido de agua, disminuir el consumo eléctrico y cumplir con las cada vez más estrictas exigencias regulatorias. “Algunas de las necesidades más costosas del ámbito industrial son el uso del agua y energía eléctrica, así cómo el cumplimiento regulatorio”, manifestó Jeff Garwood, Presidente y Director General de GE Water & Process Technologies. El directivo apuntó que el sector industrial llega a consumir un 22% del agua mundial, y que en los países desarrollados el uso industrial del agua asciende hasta el 59%, cifra que continúa en aumento.

Lubrax lanza un combo especial Lubrax, el lubricante de Petrobras, presenta una nueva promoción para lubricentros. Se trata de un conjunto de productos ofrecidos a un precio especial a través de 52 distribuidores exclusivos en todo el país. Cada combo contiene 273 litros de lubricantes. Los productos Lubrax que forman parte del mismo son: GNC Plus 15W/40, Alto Rodaje 20W/50 y Top Turbo 15W/40 en cajas de 4 envases de 4 litros cada una, Motor oil 40 en balde de 20 litros y MD 400 15W/40 en tambor de 205 litros. Por cada combo que el Lubricentro compre, recibirá, además, pósters, gorras y volantes para poder implementar una mini promo con sus clientes. Así, por cada envase de 4 litros de GNC Plus o Alto Rodaje, el cliente se llevará de regalo una gorra con el logo del equipo AT&T Williams de Fórmula Uno. Los lubricantes Lubrax son probados bajo las más altas exigencias en estos autos de fórmula uno. Lubrax GNC Plus es un aceite multigrado de máximo nivel de desempeño, para motores de automóviles adaptados al uso de gas natural comprimido, que ocasionalmente utilicen nafta como combustible. Alto Rodaje es un aceite multigrado para el uso en motores a nafta y los adaptados a gas natural comprimido, que tengan más de 100.000 kms de uso.


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REVISTA PRENSA ENERGETICA JUNIO JULIO 2007