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prensa Año 8 • Número 5 • Octubre de 2011• Ciudad de Buenos Aires, Argentina.

TODO EL OFF THE RE-

DOSSIER ESPECIAL: NUEVAS TECNOLOGÍAS HIDROCARBUROS: CRÓNICA DE UNA CRISIS ANUNCIADA LICITACIONES PROVINCIALES: PROBLEMÁTICA EXPLORATORIA

Recursos vs Reservas Cómo decir la verdad y no morir en el intento. Problemática actual en Argentina. Edición Especial


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EDITORIAL

STAFF EDITOR RESPONSABLE Y DIRECCIÓN PERIODÍSTICA: Daniel Barneda (danielbarneda@prensa-energetica.com.ar)

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PERIODISTAS DESINFORMADOS Cuando surgió la idea de escribir como nota de tapa de esta edición “Recursos vs Reservas” el objetivo primario fue clarificar el significado de los términos Recurso, Reserva, Recurso Prospectivo y Recurso Contingente. Si bien es cierto que las expresiones mencionadas han sido claramente definidas por las sociedades que regulan en el tema (SPE, SEC, etc.) no es menos real que gran parte de la población, incluidos a veces los medios especializados, desconocen frecuentemente su significado, lo que lleva, en muchos casos, a interpretaciones y expresiones equivocadas. En el libro “Geología del Petróleo” de A. I. Levorsen nos dice al respecto: “Las reservas de petróleo de cualquier región deben ser distinguidas de sus recursos de petróleo. Las reservas consisten en el petróleo y el gas que ya están disponibles para el uso. Los recursos, que son siempre mayores que las reservas, incluyen las reservas, las reservas potenciales no descubiertas y cualquier sustancia de la que pudiera extraer petróleo, ya sea por: 1) tecnología actual o perfeccionada; 2) condiciones económicas actuales o más favorables….” Los recursos del petróleo son todas aquellas zonas contenidas en el subsuelo terrestre que conforme su inferencia geológica contienen algún tipo de petróleo. Dichas zonas pueden ser que no sean accesibles para una explotación; ni que el petróleo contenido en dicha zona sea de fácil extracción económica ni que la energía invertida para probable extracción sea menor que la energía del petróleo extraído. Las reservas, a diferencia de los recursos, son zonas petrolíferas donde una extracción económica es factible. El tamaño de las reservas, por definición, es más pequeño que el de los recursos. Es importante que se tenga en cuenta que las reservas, y muy particularmente las reservas comprobadas, constituyen subconjuntos de los recursos, Particularmente sólo el subconjunto de las reservas comprobadas es precisamente el que cumple la condición de “factibilidad integral” de su producción y colocación en el mercado del hidrocarburo en las condiciones actuales. Se sabe de la importancia que tienen hoy el rol de los medios de comunicación. Corresponde a los medios especializados de la industria ser más rigurosos y dar mayor veracidad en la información que ofrecen a sus lectores. La capacitación a periodistas aparece como un elemento clave para no seguir apilando lectores desinformados.


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sumario NOTA DE TAPA RecuRsos vs ReseRvas

8-18

¿De qué estamos hablanDo? Por Juan rosbaco la Diferencia entre recursos y reservas. Por Jorge laPeña la transferencia Del gerenciamiento De los hiDrocarburos a las Provincias: luces y sombras. Por gualter chebli en hallazgos De tight gas o shale gas se habla De recursos, no De reservas

DEBATE

20-22

Invertir en tecnologías limpias: ¿Moda o buena inversión?

INFORME ESPECIAL

24-32

Reservas y Recursos: cuentas pendientes. Por vicente serra

BIOCOMBUSTIBLES

34-39

un nuevo paradigma de producción

TECNOLOGÍAS EN AOG

42-49

suLLaIR aRGeNTINa eXTeRRaN INeLecTRa aNGeL ReYNa Y asocIaDos

ACTUALIDAD

52-53

argentina podría reducir el 80% de los gases de efecto invernadero para 2050

PROVEEDORES Y SERVICIOS

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IMAGEN Y ESTRATEGIA

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EVENTOS

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Biel 2011

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Nota de tapa

Reservas y Recursos de Hidrocarburos

¿De qué estamos hablando?

Por Juan Rosbaco (*)

El objetivo de este artículo es clarificar el significado de los términos Recurso, Reserva, Recurso Prospectivo y Recurso Contingente. Si bien es cierto que las expresiones mencionadas han sido claramente definidas por las sociedades que regulan en el tema (SPE, SEC, etc.) no es menos real que gran parte de la población, incluidos a veces los medios especializados, desconocen frecuentemente su significado, lo que lleva, en muchos casos, a interpretaciones y expresiones equivocadas.

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a acepción correcta de la palabra Recurso (ver Petroleum Resources Managment System - SPE, marzo de 2007) es idéntica a la de Hidrocarburo Original in Situ. Es la totalidad del petróleo o gas existente en el subsuelo, llevado a condiciones de superficie; incluye tanto el hidrocarburo descubierto como aquél no descubierto y tanto el recuperable como el no recuperable; comprende también aquellos volúmenes de gas y petróleo ya producidos. No obstante la precisa definición del término y el hecho de que la acepción del mismo se halle en vigencia desde tiempo in-

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memorial, en los últimos años algunas personas incorrectamente asignan al mismo un significado diferente, confundiendo Recuso con Recurso Contingente, término cuyo significado se explicitará más adelante. Se entiende por Reserva a las cantidades de hidrocarburo que habrán de recuperarse de acumulaciones descubiertas, en forma comercial, a partir de determinada fecha, mediante la implementación de un proyecto de desarrollo. Como puede apreciarse, la reserva debe cumplir con cuatro condiciones: recuperable, descubierta, comercial y remanente. Debido a que la comercia-

lidad debe ser demostrada, se exige, a efectos de su certificación, que exista un estudio que incluya un flujo de fondos que pruebe una ganancia atribuible a la implementación del proyecto. Asimismo, que se demuestre la firme intención de proceder al desarrollo de las mismas en un plazo adecuado y que se cuente con los permisos necesarios para hacerlo o que exista una razonable expectativa de conseguir los mismos. La demostración de comercialidad no queda restringida a la existencia de un flujo de caja que demuestre la ganancia económica, sino que deben probarse otras condiciones, entre ellas


la existencia de un mercado y de la infraestructura necesaria para tratar y transportar los fluidos. Según el grado de confianza en recuperar los volúmenes declarados, las reservas se clasifican en Probadas (P1), Probables (P2) y Posibles (P3). Las Reservas Probadas son aquellas que se consideran casi seguras; hablando en términos probabilísticos, debe existir al menos un 90% de probabilidad de recuperar el volumen declarado o un volumen superior. Las Reservas Probables son aquellas cuya posibilidad de recuperación es alta, pero no lo suficiente como para ser consideradas Probadas; en términos probabilísticos debe existir al menos un 50% de probabilidades de recuperar la suma de Reservas Probadas más Probables (2P). Las Reservas Posibles son aquéllas que tienen más probabilidad de no ser recuperadas que de serlo; en términos probabilísticos, debe existir al menos un 10% de chance de recuperar la suma de Reservas Probadas más Probables más Posibles (3P). Todas las categorías de Reservas, se subdividen en Desarrolladas y no Desarrolladas. La diferencia estriba en la inversión necesaria para concretar la recuperación de las mismas: las Desarrolladas no requieren inversión o el monto de las mismas es mínimo comparado con el costo de un pozo, mientras que las no Desarrolladas necesitan de mayores inversiones. A algunos les podrá parecer extraña la existencia de Reservas Desarrolladas en las categorías Probables y Posibles, pero su existencia es lógica ya que corresponden a cálculos de recuperación más optimista en la zona ya desarrollada. El cálculo de la Reserva Probada es por definición conservador; alternativas más agresivas de las zonas desarrolladas deben ser consideradas reservas no probadas. Se denomina Recurso Contingente a las cantidades de petróleo que se podrían recuperar en el futuro de acumulaciones descubiertas, pero cuya comercialidad no pude ser demostra-

da debido a una o más contingencias. Puede tratarse, es solo una enumeración no taxativa, de zonas donde, con los precios actualmente previsibles para el crudo, la recuperación no es económica, de zonas que podrían recuperar petróleo en forma comercial más allá del límite del contrato o de zonas donde no se ha finalizado aún el estudio técnico. Los volúmenes considerados Recurso Contingente no deberían permanecer en esta categoría demasiado tiempo; solucionadas las contingencias deberían pasar a Reserva o de demostrarse la inviabilidad del proyecto por la persistencia de algún impedimento, los mismos deberían categorizarse como “Recurso Descubierto no Recuperable”. Finalmente, se consideran Recurso Prospectivo a los volúmenes que se estiman factibles de ser recuperados, de una zona aún no descubierta, a una fecha determinada. Tanto Reserva como Recurso Contingente y Recurso Prospectivo son parte de los Recursos, aunque entre todos no suman la totalidad de mismo, ya que los volúmenes estimados como no recuperables técnicamente de zonas descubiertas o no descubiertas son también Recursos, al igual que los volúmenes producidos. Las figuras 1 y 2 pueden ayudar a clarificar lo explicado. Conocer el significado de los términos antes definidos previene contra el uso de expresiones incorrectas o redundantes, algunas de las cuales se comentan a continuación: Reserva “in situ”: expresión antigua para denominar el Hidrocarburo Original in Situ, considerada incorrecta desde hace muchos años. Reserva Recuperable: expresión redundante ya que ser recuperable es una característica de la Reserva. Reservas no Comerciales: expresión incorrecta para denotar un recurso técnicamente recuperable, pero al momento no comercial. Se debe denominar Recurso Contingente. Reservas Exploratorias: expresión incorrecta para denotar un recurso

que se podría recuperar de zonas no descubiertas. Se debe denominar Recurso Prospectivo. Reservas Iniciales: se usa para agrupar lo ya producido (Acumulada) y los volúmenes a producir económicamente (Reserva); el término más apropiado es Recuperación Final.

(*) Ingeniero Químico, con más de 40 años de experiencia en la industria petrolera. Desarrolló tareas de Ingeniería de Reservorios y Evaluación de Proyectos en YPF, Perez Companc y Petrolera Argentina San Jorge, de donde se retiró como Gerente de Planificación y Evaluación de Proyectos, en 1997. A partir de enero de 1998, se desempeña como consultor en temas de su especialidad y como instructor en esas disciplinas.Fue profesor en las Universidades de Buenos Aires y del Comahue, estuvo contratado como profesor por la University of Texas at Austin. Desde 1992 es Profesor Titular en varias materias de Ingeniería de Reservorios y de Evaluación de Proyectos en el Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA). Ha publicado diversos artículos técnicos en el país y en el exterior (ocho de ellos en congresos y revistas de la Society of PetroleumEngineers). Es Director de Carrera de todas las Carreras de Postgrado en Petróleo dictadas en el ITBA. Es autor de tres libros:“Evaluación de Proyectos – Teoría General y su Aplicación a la Explotación de Hidrocarburos”; “Obtención y utilización de las curvas de Permeabilidad Relativa” (IAP, 1989) Y “Guidelinesforapplication of thedefinitionsforoil and gas reserves” SecondEdition (SPEE, 1998). En 1996 recibió de la Society of PetroleumEngineers un premio Internacional por sus aportes en Economía y Evaluación de Proyectos. En 2010 recibió de la Society of PetroleumEngineers (Regional Sudamericana y Caribeña) un premio Regional por sus aportes en Ingeniería de Reservorios. Está registrado en la Secretaría de Energía de la República Argentina como Certificador de Reservas

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Nota de tapa

La diferencia entre

recursos y reservas Es importante que se tenga en cuenta que las reservas, y muy particularmente las reservas comprobadas, constituyen subconjuntos de los recursos, Particularmente sólo el subconjunto de las reservas comprobadas es precisamente el que cumple la condición de “factibilidad integral” de su producción y colocación en el mercado del hidrocarburo en las condiciones actuales. Por Jorge Lapeña, ex Secretario de Energía de la Nación

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e ha producido en los últimos años un hecho relevante en la economía energética mundial: la irrupción con fuerza de la producción del gas y petróleo no convencional en los EE.UU.; particularmente de lo que se conoce como Shale Gas. En este país la producción se ha incrementado en los últimos años hasta alcanzar una cifra que supera el 20% del total de gas producido y se estima que sus posibilidades de crecimiento son mucho mayores. Los efectos que ya son visibles en la economía energética global son el principio tres: 1) la teoría del Peak Oil a la cual no pocos especialistas adhieren en forma casi

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religiosa debería ser por lo menos reinterpretada; 2) la posibilidad de extender el fenómeno del Shale gas a otras geografías alienta a la empresas petroleras a incluir al shale gas en sus planes estratégicos; 3) el hecho económico mas notable es que en EE.UU la producción está en ascenso y que el precio del gas en Henry Hub está en aprox. 4,0 u$s/MMBTU; lo que significa que en un mercado maduro y competitivo como el estadounidense la producción de ese gas se produce por debajo de ese costo. En función de lo anterior surgen en principio dos preguntas: 1) ¿Se terminará alineando la economía energética mundial a un precio de gas de

4 u$s/MBtu ? ; y 2) ¿cual será el potencial real de Argentina? ; país cuyas reservas comprobadas de gas natural decrecen en forma alarmante en los último años, habida cuenta que el potencial de América Latina para el gas no convencional ha sido estimado como importante en la U.S. Energy Information Administration (EIA); particularmente ese informe puntualiza que Argentina tendría el mayor potencial de gas de esquisto, seguido por México y Brasil. No se nos debe escapar que la respuesta a esas preguntas es fundamental para nosotros los Argentinos: si el potencial argentino fuera medido en reservas comprobadas tendríamos la certeza para la respuesta; pero ocurre que el potencial del Shale gas argentino se expresa en recursos potenciales y no en reservas; por lo tanto nos movemos todavía en el terreno de la máxima incertidumbre.

Reservas VS Recursos En el libro “Geología del Petróleo” de A. I. Levorsen nos dice al respecto: “Las reservas de petróleo de cualquier región deben ser distinguidas de sus recursos de petróleo. Las reservas consisten en el petróleo y el gas que ya están disponibles para el uso. Los recursos, que son siempre mayores que las reservas, incluyen las reservas, las reservas potenciales no descubiertas y cualquier sustancia de la que pudiera extraer petróleo, ya sea por:


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Nota de tapa 1) tecnología actual o perfeccionada; 2) condiciones económicas actuales o más favorables….” En términos legales esa distinción entre recursos y reservas, se expresa claramente en nuestra ley de hidrocarburos 17319 que dice: “Art. 9º — El Poder Ejecutivo determinará las áreas en las que otorgará permisos de exploración y concesiones de explotación, de acuerdo con

cialmente explotables es decir deben cumplir con la condición de ser factibles de producir en términos técnicos, económicos, ambientales y –además vendibles en el mercado donde se comercializarán. Queda claro también que lo que la ley de hidrocarburos considera reservas posibles son todas aquellas que no puedan asegurar la condición de ser comercialmente explotables.

nes semánticas sobre problemas técnicos me parece oportuno referirnos al texto con la cual la empresa YPF notificó recientemente a sus accionistas sobre el hallazgo - sin duda promisorio- de Shale Oil en la provincia de Neuquén el 10 de mayo pasado. En efecto, después de los impactantes anuncios públicos realizados para el “público y funcionarios en general”, el comunicado a la Bolsa firmado por YPF dice textualmente: “….informamos que en el marco del programa de desarrollo exploratorio y productivo 2010/2014 hemos realizado 6 pozos exploratorios verticales que delimitan un área de 330 km2 en la formación Vaca Muerta en Loma de la Lata…..que nos permite estimar unos recursos técnicamente recuperables en esta área de 150 millones de barriles equivalentes de petróleo. Dichos recursos, no constituyen a la fecha reservas probadas y serán reconocidos bajo dicho concepto cuando cumplan con los criterios formales exigidos por la Comisión Nacional de Valores y la Securities and Exchange Comission.”

Conclusión

las previsiones del título II, sección 5º.” “Art. 10 — A los fines de la exploración y explotación de hidrocarburos del territorio de la República y de su plataforma continental, quedan establecidas las siguientes categorías de zonas: “I. — Probadas: Las que correspondan con trampas estructurales, sedimentarias o estratigráficas donde se haya comprobado la existencia de hidrocarburos que puedan ser comercialmente explotables. “II. — Posibles: Las no comprendidas en la definición que antecede.” Queda claro que para esta definición dicotómica solo las reservas probadas tienen la certeza de ser comer-

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Por otra parte la Secretaría de Energía de la Nación, que es la Autoridad de aplicación de la ley 17319 publica anualmente el inventario de reservas; y para ello utiliza el criterio de separar en 1) Reservas comprobadas; 2) Reservas probables; y 3) Reservas posibles; y por último 4) Recursos. El grado de certeza sobre la existencia de cada una de esas cuatro categorías es decreciente siendo los recursos, la categoría más incierta de todas.

El lenguaje técnico de las empresas Para finalizar estas consideracio-

Es importante que se tenga en cuenta que las reservas, y muy particularmente las reservas comprobadas, constituyen subconjuntos de los recursos, Particularmente sólo el subconjunto de las reservas comprobadas es precisamente el que cumple la condición de “factibilidad integral” de su producción y colocación en el mercado del hidrocarburo en las condiciones actuales. Cuando hablamos de factibilidad integral nos estamos refiriendo a la factibilidad técnica; económica y ambiental del proyecto productivo; todo apartamiento de este concepto de factibilidad integral nos lleva desde las categorías de reservas comprobadas, a las probables; y de estas a las posibles; y finalmente a la categoría más incierta: los recursos


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Nota de tapa La transferencia del gerenciamiento de los hidrocarburos a las Provincias

Luces y sombras

En

su

última

organizada el

por

especialista

Por Gualter Chebli (*)

presentación el

SPE,

brindó

un

Por Gualter A. Chebli (*)

completo panorama sobre el Protagonismo de las Provincias en el Gerenciamiento de los Hidrocarburos. Sus implicancias y expectativas. Lo que sigue es un resumen de los conceptos más relevantes de dicha exposición.

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a transferencia del dominio de los hidrocarburos de la Nación a las Provincias ha generado resultados contrapuestos en los aspectos exploratorios. Por el lado positivo las provincias han sido muy activas en la oferta de áreas y, consecuentemente, han generado una revitalización de la actividad prospectiva, incluyendo algunos éxitos tempranos. Por el lado negativo, ha sido evidente la escasez de equipos técnicos experimentados, la heterogeneidad de las legislaciones y la consecuente necesidad de unificar normas y procedimientos de licitación y de control contractual y ambiental y, finalmente, la aparición de algunos nuevos actores en la industria petrolera, en particular, en el escenario de la exploración, que no poseen antecedentes como empresas experimentadas en el negocio de los hidrocarburos y no parecen exhibir condiciones financieras y económicas acordes con los elevados compromisos de inversión efectuados. Las inversiones comprometidas por los ¨nuevos actores de la industria petrolera¨ ascienden, aproximadamente, a U$S 673.990.000.- Esta magnitud corresponde casi al 30% de toda la inversión comprometida para el Primer Período Exploratorio de cada contrato

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que, en general, se extiende por 3 años. Da la sensación que algunos de ellos privilegian una especie de actividad inmobiliaria por encima de las tareas exploratorias, en el marco de cierta indiferencia de algunas autoridades de contralor. Por otra parte, se corre el riesgo de tener inmovilizadas enormes superficies útiles a la exploración por

prolongados períodos, sustrayéndolas al eventual interés por parte de compañías petroleras con disponibilidad de capital de riesgo.

Adjudicaciones e inversiones Neuquén fue la primera provincia


en licitar áreas exploratorias basándose, exclusivamente, en la reforma de la Constitución. De tal manera, entre 2001 y 2004 adjudica 19 bloques obteniendo compromisos de inversión (por el primer período exploratorio) del orden de U$S 203.800.000. Sólo una de esas áreas se adjudica a un actor sin antecedentes en la industria. Con posterioridad a esa primera ronda de licitaciones, esta provincia modificó su legislación petrolera, creando una empresa estatal de hidrocarburos (Gas y Petróleos de Neuquén S.A.) y vuelve a convocar al mercado en sucesivos llamados. Como consecuencia de esta actividad, a la fecha, ha adjudicado 36 nuevos bloques y tiene pendiente de adjudicación otros 8. Vale destacar que, de esta serie, 25 áreas han sido otorgadas a compañías petroleras reconocidas. Los compromisos de inversión, difundidos no en todos los casos, suman unos U$S 270.000.000. Neuquén ya ha logrado varios éxitos exploratorios en esta etapa.

Santa Cruz, en una única ronda licitatoria, adjudicó 14 áreas. Dos grupos empresarios sin antecedentes exploratorios se adjudicaron siete bloques cada uno. Los compromisos ascendieron a U$S 110.045.000. Chubut, por su parte, otorgó 16 permisos de exploración. Sólo cuatro de ellos, a empresas con experiencia. De los 12 restantes, 3 de ellos se transfirieron a una petrolera. Los compromisos de inversión totalizaron más de U$S 100.000.000. Mendoza adjudicó 12 bloques exploratorios. Sólo 4 de ellos a empresas petroleras reconocidas. La inversión comprometida fue de U$S 290.768.000. Salta otorgó 16 áreas exploratorias. Tres de ellas a empresas petroleras experimentadas. De los 13 restantes ya tuvo que rescindir 4 contratos por falta de cumplimiento de sus obligaciones. La inversión originariamente comprometida ascendió a U$S 239.165.000.

La Pampa adjudicó 13 permisos de exploración, 6 de ellos a petroleras con trayectoria. Los compromisos de inversión totalizaron U$S 32.000.000. Desde fines de 2006 la empresa estatal Pampetrol es la encargada de licitar las áreas exploratorias. Una vez adjudicadas se asocia, en variados porcentajes, con quienes obtuvieron las mismas. En esta provincia ya se han producido dos descubrimientos de cierta magnitud. En sucesivas rondas licitatorias la provincia de Río Negro otorgó 19 áreas, de las cuales 12 lo fueron a compañías petroleras experimentadas. Las inversiones comprometidas llegaron a U$S 616.691.500. También en esta provincia se han logrado seis descubrimientos significativos. San Juan adjudicó un bloque a YPF y otros dos a un nuevo actor de la industria. Los compromisos de inversión para el primer período de las áreas mencionadas alcanzaron los u$s 22.678.000.Córdoba efectuó una ronda licita-

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Nota de tapa

toria en febrero de 2007 ofreciendo 16 bloques exploratorios, de los que preadjudicó 8. Un único grupo empresario, nuevo en la industria, obtuvo las áreas General Lavalle, Mataldi, Corral de Bustos, San Francisco, Lucio V. Mansilla, Bell Ville, Bulnes y Villa Dolores. Los compromisos de inversión para el primer período exploratorio alcanzaron los u$s 66.125.000. Todos estos contratos fueron rescindidos por el gobierno por falta de cumplimiento de las obligaciones. En julio de 2007 la provincia de San Luis ofreció tres áreas exploratorias denominadas Beazley, Estancia La Daisy y Pampa de las Salinas. Las tres fueron adjudicadas a la UTE San Luis Energía / Rovella Carranza Constructora. No se conocen montos de inversión. Formosa lanzó su primera ronda licitatoria el 23 de junio pasado ofreciendo tres de sus áreas exploratorias: Pirané, Comandante Fontana y Yacimiento Norte 3, fracción B. Sólo se adjudicó esta última a Grecoil S. A, una empresa sin antecedentes exploratorios. El compromiso de inversión fue de U$S 1.500.000. En la Provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur se licitó el área CA-12-1 (sector occidental de la antigua CA-12) y se preadjudicó a Roch en 2011, con una

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inversión de u$s 59.000.000. Hubo otras dos ofertas por el mismo bloque: de Apache e YPF S.A., con compromisos de inversión de u$s 17.230.000 y u$s 17.000.000 respectivamente. Es posible una negociación con estas empresas dado que Roch manifestó su intención de renunciar.

Aciertos y temas pendientes Si bien estos datos son claramente auspiciosos y señalarían un fuerte incremento de la actividad exploratoria, deben señalarse algunos aspectos negativos que neutralizan, parcialmente, el hecho positivo. En efecto, en el detalle señalado puede observarse que, del total de las adjudicaciones, 95 áreas exploratorias (el 57%) fueron otorgadas a empresas sin experiencia en la actividad y, en algunos casos, se entiende que les resultaría difícil garantizar el financiamiento de inversiones de riesgo verdaderamente elevadas (de acuerdo con sus propias ofertas). Otro hecho que se considera atentatorio con respecto al éxito de esta nueva modalidad reside en que cada provincia ha elaborado su propia legislación hidrocarburífera. Ello se tradujo en pliegos de bases y condiciones de licitación y modelos de

contratos disímiles entre sí y que, en algunos casos, llegan a desalentar a los eventuales interesados. En general, salvo un par de excepciones, las provincias exhiben una marcada debilidad frente a las empresas petroleras: adolecen de un sólido plantel técnico, legal y administrativo para organizar su información primaria y/o efectuar el seguimiento y verificación de las obligaciones contractuales. Como posibles soluciones globales aparecen la elaboración, por parte del Estado Nacional, de un Plan Energético Nacional de vigencia prolongada en el tiempo y la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos como entidad rectora del mismo (participación provincial en el Directorio). Sin duda, este nuevo protagonismo hace que los estados provinciales se hayan convertido en naturales y eficientes interlocutores de la industria. Muchos de ellos, además de haber organizado completos Bancos de Datos, elaboraron legislación provincial actualizada y generaron condiciones de contratación alentadoras para la inversión, sin descuidar el objetivo de salvaguardar sus recursos. Las provincias tienen en sus manos la facultad de negociar las Concesiones de Explotación. Es una circunstancia óptima para salvaguardar aspectos algo obsoletos en la legislación nacional. ¿No sería ésa una buena oportunidad para prorrogar la vigencia de las concesiones a cambio de inversiones de exploración de alto riesgo? ¿Y por qué no diferenciar los plazos exploratorios y de producción entre las áreas de frontera y los sectores tradicionalmente productivos? Por último, se podría disponer que los porcentajes de retenciones para los casos de volúmenes descubiertos como consecuencia de la exploración sean de menor magnitud que los actualmente en vigencia (*) Dr. en Geología e Ing. en Petróleo. Se desempeñó durante 25 años en Exploración en YPF. Profesor en las Facultades de Ciencias Exactas e Ingeniería de la Univ. de Bs. As.

Es Consultor independiente.


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Nota de tapa

En hallazgos de tight gas o shale gas se habla de recursos, no de reservas “En los gases no convencionales, como las dificultades de producción son mayores, seguramente hay que perforar varios pozos en distintas zonas de la roca que contiene el shale gas, y observar su comportamiento dinámico para poder luego certificar reservas, y esto lleva seguramente tiempo y dinero”, aseguran los especialistas.

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os expertos suelen decir que “en los gases convencionales en donde las dificultades de la producción son menores, se suele trabajar en una fase temprana de los descubrimientos con estimaciones volumétricas. En los gases no convencionales, como las dificultades de producción son mayores, se pone más énfasis en el comportamiento dinámico de pozos, o sea en su curva de declinación. Seguramente hay que perforar varios pozos en distintas zonas de la roca que contiene el shale gas, y observar su comportamiento dinámico para poder luego certificar reservas, y esto lleva seguramente tiempo y dinero”. La petrolera argentina YPF, controlada por la española Repsol, anunció a fines de 2010 el hallazgo de gas no convencional que alarga de 6 a 16 años el horizonte de reservas de la firma, recursos que serán explotados en sociedad con la brasileña Vale do Río Doce, con una inversión de 5.000 millones de dólares. “Esto va a sostener el crecimiento del país”, destacó en su momento la presidenta argentina, Cristina Fernández, tras el anuncio del descubrimiento de “tight gas”, o gas de arenas compactas, y de “shale gas”, o gas de esquisto, en Loma La Lata, el mayor yacimiento de gas natural de Argentina, operado por YPF. El vicepresidente ejecutivo y direc-

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tor general de YPF, Sebastián Eskenazi, detalló que la primera campaña de exploración de “tight” en el área de Sierra Barrosa dio como resultado el hallazgo de 4,5 trillones de pies cúbicos (TCF). “Argentina consume 1,5 TCF. YPF está entregando más o menos el 40 por ciento de esto. Solamente con este descubrimiento, YPF pasó de tener 6 años de expectativa de reservas en gas a 16 años”, destacó el ejecutivo. “En una primera etapa, calculamos entregar 2 millones de metros cúbicos diarios y en ese yacimiento calculamos alcanzar una producción estable de 4 a 5 millones de metros cúbicos diarios”, precisó Sebastián Eskenazi. YPF anunció que pondrá en funcionamiento otros 26 pozos para determinar el potencial total del yacimiento. Respecto de la oficialización del descubrimiento, los expertos prefieren no perder la cautela. Aseguran que la terminología utilizada fue muy imprecisa” y que habrá que ver “cuál es el impacto de la noticia en la cotización de la acción de la compañía.” Analizando la noticia algunas voces coinciden en los siguientes puntos: YPF declaró dos descubrimientos en el Yacimiento Loma de la Lata:

- Recursos de 4,5 Tcf de Tight Gas

provenientes de una formación no mencionada y según resultados de la puesta en producción de 4 pozos perforados en el ángulo sudoeste del Yacimiento.

- Shale Gas de estudios de la información obtenida en ensayos de la Formación Vaca Muerta de 2 pozos ubicados en el ángulo noroeste del Yacimiento. La explotación de Yacimientos de Tight Gas y Shale Gas presentan un costo más elevado que los convencionales debido a: A) Perforación de pozos con un tramo horizontal. B) Requiere la perforación de mayor cantidad de pozos ( el Yacimiento Barnett de Shale Gas descubierto en los ’90 y uno de los más productivos de EE. UU. tiene perforados ya 11.500 pozos). C) La terminación de los mismos por medio de fracturas hidráulicas muy costosas, con volúmenes de arena y agua muy elevados (agua que volverá contaminada a la superficie junto con el gas y deberá ser tratada para su disposición ó almacenada en depósitos subterráneos en espera de poder disponer de ella)


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Debate

¿Moda o buena inversión? Una investigación realizada por Universia Knowledge Wharton considera que el reto para las empresas y la comunidad inversora es saber discriminar y seleccionar en un entorno de publicidad exagerada para el sector. “Muchas empresas están metiéndose en el tema porque es políticamente correcto. Implicarse conlleva comprometer mucho capital en un número relativamente pequeños de oportunidades de inversión”, aseguran los expertos (*).

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a inversión total de capital-riesgo en tecnologías limpias en Norteamérica, Europa, India y China entre enero y septiembre de 2010 ha sido de 5.700 millones de dólares, ligeramente superior a los 5.600 millones de dólares invertidos en 2009 según Cleantech Group, una empresa de redes e investigación. Pero ¿hasta qué punto es esta rápida oleada de inversiones en tecnologías limpias una víctima de una exuberancia irracional y de la mentalidad de manada a menudo asociada a las inversiones de capital-riesgo?. “Existe el peligro de que se convierta en una moda pasajera, ya que la gente puede percibirlo como la siguiente oportunidad de oro”, dice Eric

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Orts, profesor de Derecho y Ética Empresarial de Wharton. “Podría haber mucho dinero tras ideas no muy buenas”. Esto es un tema preocupante no sólo en Estados Unidos. Por ejemplo, China también está relanzando su economía con un montón de subsidios. Entre estos se incluyen 15.000 millones de dólares para una serie de proyectos pilotos de coches eléctricos, y diversos descuentos fiscales para consumidores individuales cuando adquieren productos verdes. En opinión del columnista del New York Times Thomas Friedman, “el gobierno chino simplemente decidió su alineación ideal: 16 empresas estatales iban a abandonar el petróleo e introducirse de lleno en


la futura fuente de crecimiento industrial: los coches eléctricos”. A medida que otros países se suben al tren, Orts –que también es director del programa Initiative for Global Environmental Leadership de Wharton-, se pregunta sobre la fortaleza relativa de las empresas que están respaldando las inversiones en las nuevas tecnologías limpias. Expertos también señalan que los subsidios no deberían ser el único modo en que los gobiernos presten su apoyo a las tecnologías limpias. Por ejemplo, dada la indignación general a raíz del derrame de petróleo en el Golfo de México, el momento temporal podría ser perfecto para que los legisladores aumenten los impuestos al petróleo y al carbón. “Gravas las cosas sucias y automáticamente las limpias disfrutan una ventaja en precios”, dice Orts. Pero también reconoce el objetivo hercúleo de conseguir que semejante legislación se apruebe con las elecciones a la vuelta de la esquina y una intensa actividad de los lobbies en el Capitolio. No obstante, esto no significa que los debates deban llegar a su fin, señala Lise Dondy, presidente de Connecticut Clean Energy Fund, que promueve el desarrollo de energías limpias a expensas de los pagos que realizan los ciudadanos de dicho estado por el uso de los servicios públicos. “Este país no ha adoptado una posición en relación con el carbono, y a menos que de cierta forma se puede fijar un precio al carbono, las energías renovables acaban siendo dependientes de esos subsidios”, explica. “Es horrible para los inversores no tener una política consistente en el largo plazo”. Raffi Amit, profesor de Empresa de Wharton, señala que las nuevas empresas de tecnologías limpias –a diferencia de por ejemplo las de Internet-, “precisan grandes cantidades de capital antes de proporcionar rendimientos a los inversores… Cuando los costes fijos son muy elevados, el nivel de riesgo es diferente”. No obstante, las inversiones en tecnologías limpias son muy atractivas, dice Amit, porque “el rendimiento es enorme si algunas de estas inversiones tiene éxito. Sin lugar a dudas, poco a poco iremos abandonando los combustibles fósiles para abrazar el viento, el sol y el agua”. El pasado año el 10% de la electricidad consumida en Estados Unidos fue generada por fuentes renovables. La EIA (Energy Information Administration), perteneciente al Departamento de Energía, predice que la cantidad aumentará el 17% durante los próximos 25 años. Asimismo predice un incremento del 41% en la generación de energía eléctrica renovable no hidraúlica entre 2008 y 2013, mientras la capacidad instalada para generar energía eólica crece rápidamente, más del doble, desde 2008 y 2013, hasta los 50 gigavatios.

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Debate

Mientras, la American Solar Energy Society afirma que la energía solar por paneles –que ha crecido un 40%, hasta los 435 megavatios, de 2008 a 2009-, podría crecer entre el 50 y el 100% este año. El reto para empresas y para la comunidad inversora es saber discriminar y seleccionar en un entorno de publicidad exagerada para el sector. En medio de lo que considera un “fenómeno de manada”, el profesor Amit sostiene que “las inversiones en tecnologías limpias, con el ex vicepresidente al Gore y otros comprometidos, es un tema de moda. Muchas empresas están metiéndose en el tema porque es políticamente correcto. Implicarse conlleva comprometer mucho capital en un número relativamente pequeños de oportunidades de inversión”. Y muchas de esas oportunidades depende de la dirección en la que sople el viento, ya que el capital se mueve hacia aquello de lo que la gente más habla. Ahora mismo se está hablando de los biocombustibles, dice Samhitha Udupa, analista de tecnologías limpias en Lux Research, Boston. “Ahora mismo está de moda porque todo el mundo habla del derrame de petróleo en el Golfo. Una enorme cantidad de dinero se está invirtiendo en el sector sin tener mucha idea de cuánto tiempo se necesitará antes de que estos negocios se vuelvan comercialmente viables. “Aún se están investigando sobre algunos tipos de biocombustibles; se deben probar en el laboratorio antes de que ”tenga sentido producirlos a gran escala”. Pero los inversores en tecnologías limpias quieren rendimientos en 7-10 años, cosa que no

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se producirá para la mayoría de estas tecnologías. Otros proyectos de biocombustibles son bastante delicados, señala Udupa. Por ejemplo, el combustible de algas es una “gran oportunidad”, pero es una tecnología particularmente difícil de comercializar; los costes para empezar son muy elevados, el tiempo de desarrollo es largo y en la actualidad no se producen suficientes algas para biocombustibles. “Nunca será económicamente viable. Los costes son ridículos y nunca estará a la par con el petróleo”, afirma. Greg Neichin, director operativo de Cleantech Group, señala que gran parte del pesimismo y precaución alrededor de las tecnologías limpias procede de “las grandes inversiones en energía solar y biocombustibles que no han tenido éxito”. Sin embargo, unas cuantas malas inversiones no deberían contaminar al resto del sector. “Caracterizar a las tecnologías limpias como una inversión monolítica es muy complicado”, dice Neichin. “Las necesidades de capital para estas empresas son muy diversas”. Las tecnologías limpias son una gran área, añade, con diversas ofertas, desde energía eólica y solar hasta software para gestión energética en viviendas y negocios. Y las inversiones relacionadas con las necesidades energéticas futuras e infraestructura acuífera son muy prometedoras, añade, aunque “no son negocios que vayan a ser rentables de la noche a la mañana”

(*) Extracto de la Nota publicada por Universia Knowledge Wharton


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Informe especial

Por Vicente Serra, Director General de Intelligence Solutions y Ex Director Nacional de Refinación y Comercializaciòn

Reservas y recursos

Cuentas pendientes “ El mundo se divide en tres categorías : un pequeñísimo número de personas que hace producir los acontecimientos; un grupo de personas un poco más grande que vigila su ejecución y asiste a su cumplimiento y una vasta mayoría de personas que jamás sabrá lo que en realidad ha acontecido. “

Reservas y Recursos petrolíferos Los recursos del petróleo son todas aquellas zonas contenidas en el subsuelo terrestre que conforme su inferencia geológica contienen algún tipo de petróleo. Dichas zonas pueden ser que no sean accesibles para una explotación; ni que el petróleo contenido en dicha zona sea de fácil extracción económica ni que la energía invertida para probable extracción sea menor que la energía del petróleo extraído. Las reservas, a diferencia de los recursos, son zonas petrolíferas donde una extrac-

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ción económica es factible. El tamaño méstica de petróleo de Estados Unidos de las reservas, por definición, es más con un margen de error del 5%.. pequeño que el de los recursos. Las hipótesis del modelo son 1: se supone que la producción crece en forTamaño de las reservas ma exponencial mientras que el límite final de las reservas totales se encuendel petróleo tra lejos. Este comportamiento se coUn modelo plausible y exitoso es del noce como crecimiento no restringido. geólogo M.K. Hubbert [1]. Con dicho 2: el modelo asume una disminución modelo Hubbert predijo que la produc- de la producción anual proporcional a ción doméstica de Estados Unidos alcan- la diferencia entre la cantidad petróleo zaría su máximo alrededor del año 1969 ya producido acumulado y las reservas con un subsecuente descenso en forma totales recuperables. La restricción deliberada de la prode campana. La predicción se cumplió rigurosamente y desde entonces la curva ducción en los países del Golfo Pérsico de Hubbert describe la producción do- así como los corrimientos relativos de las


curvas de producción de las diferentes regiones pueden incorporarse en el modelo

Descubrimientos de nuevos yacimientos

prospectiva coronada por un descubrimiento y para los cuales existe un 90% de probabilidad de que puedan ser extraídos de manera rentable. Las “reservas probadas y probables” incluyen volúmenes adicionales existentes en

acumulaciones puestas de manifiesto tras un descubrimiento aunque la probabilidad de que puedan ser extraídos de forma rentable es tan solo de un 50%. Las “reservas posibles” suman a las reservas anteriores a aquellos volúmenes

Existe otra metodología para anticipar la futura escasez del petróleo, a través del análisis de la tasa anual de descubrimientos de yacimientos petroleros y por medio del análisis de la distribución de los tamaños de los campos petroleros en función del tiempo [2]. La mayoría del petróleo producido hoy en día proviene de campos petroleros descubiertos antes de la primera crisis en 1973 [2]. El máximo de la tasa anual de descubrimientos ocurrió en 1962 cuando 40 mil millones de barriles de petróleo (bbo) fueron descubiertos, en comparación con los 10 bbo en 1990. En 1997 esta tasa ya bajó a 6 bbo anuales; aproximadamente al presente cuatro barriles son consumidos en la actualidad por cada barril hallado en reservas. El hecho es que inclusive con tecnología de exploración significativamente mejorada (como técnicas sísmicas en tres dimensiones), se han encontrado pocos campos de envergadura; los nuevos descubrimientos significativos serían de muy baja probabilidad de ocurrencia. El tamaño de un pozo se determina mediante una asignación probabilística P90, P50 y P10. Como dicha asignación implica una probabilidad de encontrar más petróleo que lo estimado con el P90; muchas veces el petróleo hallado supera la cantidad estimada. Las compañías contabilizan la diferencia en el año de la detección cuando en realidad debe imputarse al año del primer descubrimiento

Denominación de las Reservas Se denominan “reservas probadas a los hidrocarburos acumulados en yacimientos cuya existencia ha sido certificada, luego de una campaña de

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Informe especial cuya probabilidad de ser extraídos de forma rentables es de un 10%. Las estimaciones de reservas para cada una de las categorías cambian con el tiempo, en la medida que los supuestos para su cálculo se modifiquen o se disponga de nueva información. Las estimaciones de reservas dan una idea de cuánto petróleo podría desarrollarse y extraerse a corto y medio plazo. El volumen total de petróleo que en última instancia podrá ser producido de manera comercialmente rentable se conoce con el nombre de recursos recuperables finales [6] compuesto por las reservas probadas y probables iniciales de campos que se encuentran en fase de producción o a la espera de su desarrollo, el volumen correspondiente al crecimiento de las reservas y los hidrocarburos que todavía quedan por descubrir.

Crecimiento de reservas y mejora de la recuperación El concepto de crecimiento de las reservas de petróleo se refiere al aumento experimentado por las reservas recuperables de un campo durante la vida del mismo, a medida que es evaluado, desarrollado y explotado. [6] • Factores geológicos: incluyen la identificación de reservas adicionales mediante nuevos estudios de sísmica y la perforación de más pozos de evaluación, así como el reconocimiento de rocas-almacén previamente ignoradas. • Factores tecnológicos: incluyen un aumento del porcentaje del petróleo in situ que puede ser recuperado mediante la aplicación de nuevas tecnologías, tales como el aumento de la superficie de contacto con la roca almacén y técnicas de recuperación secundaria y terciaria. • Factores definitorios: se refieren a cambios económicos, logísticos, políticos, normativos y fiscales que puedan suceder en el entorno operativo.

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En cualquier yacimiento, el crecimiento de las reservas tiene lugar de forma automática si se incrementa el factor de recuperación. Este se define como el total de reservas recuperables expresado como un porcentaje del total de los hidrocarburos contenidos en la roca almacén. Como las estimaciones sobre el volumen total de hidrocarburos contenidos y el volumen recuperado varían a medida que el campo es desarrollado y explotado, el factor de recuperación también varía inevitablemente con el tiempo.

Arenas petrolíferas (oilsands, tarsands) Estos depósitos se pueden considerar campos petroleros antiguos los cuales migraron hacia la superficie formándose una mezcla de arena con crudo. Los depósitos más grandes se encuentran en la provincia de Alberta, Canadá con un contenido de crudo estimado entre

870 y 1300 bbo, sin embargo solamente 300bbo se consideran recuperables y tan solamente 4 bbo podrán recuperarse a las condiciones económicas actuales [3]. A la fecha dada las adversidades de la zona se requieren tres barriles de petróleo crudo para producir un barril a partir de las arenas por lo cual el proceso no tiene ningún sentido energético. [3]

Yacimientos de petróleo inmaduro (“Oil Shale”) En muchas estadísticas aparecen números impresionantes relacionados con las reservas “no convencionales” de petróleo, en particular el “Oil Shale”. El proceso de recuperación es extremadamente complicado, consume cantidades importantes de calor auxiliar así como cantidades enormes de agua, además de producir montañas de residuos. Hasta la fecha no existe una tecnología que pueda hacer uso de este recurso a


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Informe especial un costo energético, económico y ambiental aceptable.

Desarrollo de las reservas en Argentina Durante el periodo de Néstor Kirchner y Cristina Fernández de Kirchner (2003-actualidad), se realizaron varias obras como oleoductos y gasoductos para el transporte de petróleo y gas. Sin embargo las inversiones para la exploración y producción de nuevos recursos petroleros fueron escasas y las promesas de inversión para la ampliación del sector refinación, prácticamente nulas, a tal punto que tanto Petrobras como ESSO prefirieron vender sus unidades de negocio antes de hacer frente a las inversiones obligadas para mejorar la calidad de combustibles. Mientras la economía e industria fueron creciendo con el tiempo, el consumo de combustible se fue acrecentando, en un determinado momento el consumo superó a la producción, provocando que la Argentina tenga que importar combustibles para satisfacer las demandas hogareñas e industriales. El declinamiento de la producción de petróleo, en especial del crudo liviano nos ha dejado a las puertas de tener que importar petróleo para mantener en alto rinde la capacidad de nuestras plantas de refinación La extracción de metros cúbicos de petróleo fue en 2010 menor en 5 millones de metros cúbicos, comparando con el año 1997.

Petróleo Plus

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35 El 16$ decreto

2014/2008 establece que 35 16$ el programa Petróleo Plus tiene como 35(16$ objeto “incentivar la producción y la incorporación de reservas de petróleo”. La producción y las reservas de crudo, con su correlato en el gas, vienen en caída libre desde hace varios años, tendencia que se profundizó durante los últimos 10 años. ‘Petróleo Plus’ y ‘Gas Plus’ intentan revertir esa retracción. El programa garantiza un mejor precio para la producción nueva (1(5*(7,&$ tanto convencional como no convencional y para aquellos que repongan reservas (1(5*(7,$ se promueven incentivos fiscales.

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La ley corta de hidrocarburos agravo la escasa política de seguimiento que data desde la década del 90, al menos, hasta que las provincias formen sus propios cuadros técnicos. En la presente década se prorrogó la concesión de Loma de la Lata a YPF hasta 2027 que no sólo no aumentó su extracción sino que por una mala acción en los pozos perdió producción y reservas que nunca más podrán ser recuperadas.

Como complementar el plan El Gobierno debe hacer uso de una herramienta preexistente: la ley que obliga a las petroleras a reponer las reservas correspondientes a sus concesiones es la mejor forma de mantener el nivel de las mismas. Para ello se debe generar incentivos adecuados. Es sabido que cuando se llega al final de una concesión durante los últimos años, todas las inversiones que excedan su periodo de repago más allá de la data final de

la concesión, no se ejecutan porque el concesionario no tiene manera de recuperar el capital invertido. Si se implementaran los periodos de gestión a similitud de los concesionarios de Gas y Electricidad, el concesionario del área tendría una clausula de salida y un incentivo a mantener invertida el área lo más posible y desarrollar aun mas las reservas recuperables. Cada 15 años, mediante licitación pública (donde se podrá consignar nuevos objetivos en función del desarrollo del área y con acuerdo del concesionario vigente) se pondría a la venta el área en cuestión asignándola al mejor oferente, si el concesionario vigente desea continuar detentara un derecho de preferencia siempre y cuando su oferta resulte mayor a la de .los otros oferentes. El importe resultante de la oferta se le consignará al concesionario saliente recuperando de esta manera el esfuerzo producido en el área y recuperando el capital invertido en los últimos años.


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Informe especial Evolución de la Producción y Reservas argentinas Según EIA (Energy Information Administration) de EEUU y de British Petroleum la Argentina paso su cenit en el año 1998, desde ese año al actual, YPF agoto el 76% de las reservas de gas y más de la mitad de las reservas petroleras pero no por una dificultad geológica sino sencillamente por el menor esfuerzo inversor en busca de reservas. Es así como en el 2010 dedico a esta finalidad apenas el 23% de lo invertido en 1999. Idénticos criterios puede observarse en otros actores del mercado pero en menor medida. [5] En los últimos años las 15 provincias petroleras han otorgado 166 concesiones a inversores privados, que se comprometieron a invertir en tareas exploratorias algo más de u$s1700 millones. El caso es que más de la mitad de estas concesiones (95) fueron otorgadas a empresas sin demasiada experiencia técnica en el área petrolera. En esas áreas concesionadas no se ha concretado hasta el presente ningún descubrimiento, porque en la mayoría de ellas no se han realizado inversiones comprometidas todavía. Posiblemente se esté esperando mejores condiciones de financiamiento o mayores precios para transferir estos contratos a inversores con recursos y capacidad técnica para explorar y descubrir hidrocarburos. En los gráficos de reservas de Gas 16$ y 35 de Petróleo se observa claramente 35 16$ el crecimiento no restringido de la 35 16$ producción de petróleo y gas, en el 35(16$ período de 1970 – 2000 concordante con el descubrimiento de las reservas. En el caso particular del petróleo se observa que conforme a la teoría de Hubbert efectivamente el año 1998 fue el cenit de producción de crudo y en el caso del Gas el 2004. Efectivamente circunscribiéndonos a(1(5*(7,&$ las últimas dos décadas se distingue claramente en el periodo 1990-1998 (1(5*(7,$ que la producción aumenta en un 75,3 por ciento siendo 1998 el nivel de pro-

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ducción 49,831 millones de m3; el mayor de toda nuestra historia. A partir de ese año comienza un periodo que ya lleva 12 años consecutivos de declinación, cada año se produce menos que en el año anterior llegando al año 2010 una producción de 35,365 millones de m3 casi un 30% menos que en 1998. Las principales cuencas que vienen mermando su producción se registran en las provincias de Santa Cruz,

Neuquén y Mendoza. De las empresas productoras de petróleo, YPF viene reduciendo año a año su producción petrolera y ha reducido su participación en la producción de petróleo a un 35 por ciento del total, cuando en los noventa representaba el 43 por ciento.(5) Para el caso de la producción de gas, la producción vino creciendo todos los años desde 1990 hasta el año 2004, pasando en ese periodo de 23


miles de millones de m3. a 52,4 es decir un aumento del 127,8 por ciento. En el año 2004 alcanza el máximo nivel y a partir del mismo la producción comienza a caer todos los años ubicándose en 45,7 miles de millones de m3. Si bien se registran aumentos en Chubut y la Pampa, estos aumentos no pueden compensar las caídas en la producción de Neuquén, Mendoza y Santa Cruz. Nuevamente YPF del resto de las empresas, registra las reducciones de producción más importante alrededor del 25%. (5) El otro problema asociado es la calidad de crudos procesados, las refinerías para optimizar su funcionamiento y maximizar la producción de Gas Oil o Naftas realizan distintos blending de crudos, así como en el 1998 se maximizaba Naftas, ahora se maximiza Gas Oil. Paralelamente podemos observar el decaimiento de la producción total observando las exportaciones por distintos tipos de calidad de crudo. Vemos en la medida que rápidamente el margen de saldo exportable para va desapareciendo drásticamente. Asimismo vemos que si declina aun más la producción de crudo liviano, se hará necesaria la importación del mismo para mantener los niveles de producción actuales de las refinerías de Naftas y Gas OIL Si realizamos una proyección para los años subsiguientes, teniendo en cuenta el percentil de declinación de la

producción que es del 2,2 % por año, y se pretende tener un blending interme-

dica asimismo que para producir las mismas cantidades de Naftas que en el

dio entre la situación de 1998 y el presente, observamos que en el año 2013, con la restricción del blending similar al del año 2007, el total procesado se iguala con el total producido, siendo necesario recurrir a la importación de crudo a partir de ese año. Es de destacar sin embargo que con el nivel de crecimiento del PBI y la demanda asociada de Gas Oil y Naftas se deberán importar cantidades crecientes de estos productos, dado que no será factible abastecer el mercado interno; tanto por falta de crudo para procesar como falta de capacidad de refinación para procesar mayores cantidades de crudo. El cuadro de exportación nos in-

año 1998, en el año actual sería necesario importar más de 500.000 m3 de petróleo crudo liviano. Respecto de las reservas de petróleo que vienen cayendo desde el año 1999, el nivel que las mismas cubren al día de hoy es de menos de 8 años por referencia a la producción alcanzada en el año 1998 Lamentablemente no es posible conciliar cifras por insuficiencia en la información publicada por la Secretaria de Energía durante esta última década. Respecto del Gas el incremento de la producción de gas fue mayor al de la expansión de las reservas. Así en 1990 las reservas comprobadas cubrían 25 años de producción, se

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Informe especial tas a las exportaciones de crudo y derivados, la renta petrolera es significativamente alta. Razonando por al absurdo, si a 18 dólares el barril justificaba la exploración de 106 pozos por año, a 52 dólares el barril para el mercado interno justifica aun más el aumento de las áreas exploratorias. Evidentemente la regulación vigente falla y tal vez resulte necesario implementar adecuaciones como las descriptas en el capitulo anterior

BIBLIOGRAFIA

puede estimar que el nivel de hoy representa un horizonte de 8 años de producción, sencillamente porque las reservas disminuyen en volumen año tras año. Al no aparecer nuevas áreas productivas para mantener la producción hace que el promedio de extracción por pozo, de las áreas en producción disminuye al agregar más pozos que succionan de la misma cuenca. La falta de inversión en exploración resulta evidente cuando vemos que durante los ochenta se perforaron en promedio 116 pozos exploratorios por año. La perforación promedio anual durante los noventa alcanza a los 103 pozos exploratorios alcanzando su mayor valor en el año 1995 con 165 pozos. Es intere-

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sante consignar que el precio promedio del petróleo (WTI) durante esa década se ubicaba en un valor promedio de 18 dólares el barril. A partir del año 2000 comienza un periodo de alzas permanentes en el precio internacional del petróleo, pero simultáneamente el esfuerzo exploratorio se hace inverso con la señal de precio en la Argentina. Durante la década 2000 el promedio es de 49 pozos exploratorios, años en los cuales el precio del petróleo había ya trepado a un promedio de 75 dólares. Habrá que buscar causas en la estructura de precios o regulaciones por las cuales no se ha elevado el nivel de exploración a pesar de las señales de precios. Dado que aún con las retenciones impues-

[1] Gordon Aubrecht, Energy, Merrill Publishing Company, 1989. [2] Colin J. Campbell, Jean H. Laherrère, “The End of Cheap Oil”, Scientific American, Marzo de 1998. [3] Walter Youngquist, “Geodestinies. The inevitable control of Earth resources over nations and individuals.” National Book Company, Portland, Oregon, USA, 1997. [4] Oliver Probst, Director del Departamento de Física e Investigador del Centro de Estudios de Energía ITESM El Ocaso del Petróleo y las Fuentes Energéticas Alternativas - Campus Monterrey – México [5] Alieto Guadagni – Econometrica S.A “Cae la producción Argentina. Culminó el Ciclo del Consumo del Capital. [6] Mariano Marzo Recursos Convencionales y no Convencionales de Petróleo y Gas -Catedrático de Estratigrafía. Facultad de Geología, Universidad De Barcelona [7] Luciano Caratori -La Caída en las Reservas de Hidrocarburos en Argentina- Departamento Técnico -Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi” [8] Los números del petróleo y del gas. Suplemento estadístico - Instituto Argentino del Petróleo y del Gas.


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Biocombustibles

"UN NUEVO PARADIGMA DE PRODUCCIÓN" La producción de biodiesel argentino este año se ubicaría en torno a los 2,3 millones de toneladas, con un consumo interno del orden de 800.000 toneladas y exportaciones del orden de 1,5 millones de toneladas. La producción de bioetanol combustible, rondaría los 150.000 metros cúbicos. El gran salto productivo se producirá en 2012, con la entrada en producción de las destilerías de bioetanol de cereales y el aumento de producción significativo de las destilerías de bioetanol de caña de azúcar.

Por Claudio Molina, Director Ejecutivo de la Asociación Argentina de Biocombustibles e Hidrógeno.

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l año 2010 fue el de la incorporación de los biocombustibles a la matriz energética argentina. En el mercado interno de combustibles de transportes y por mandato de la Ley 26.093, DR 109/07, en enero de 2010 se puso en marcha el programa de corte de nafta con bioetanol y en marzo del mismo año, el programa de corte de gasoil con biodiesel. En el primer caso, el corte se realizó parcialmente, ya que la oferta de bioetanol no alcanzó momentáneamente para atender la demanda de las compañías petroleras para cortar al 5 %. En el segundo caso, el corte fue desde el inicio al 5 %, estableciéndose un aumento posterior a partir del mes de agosto pasado, que implica la obligación de incorporar un 7 % de biodiesel en el gasoil. En la práctica, si bien existió abundante oferta de biodiesel, el cumplimiento también fue parcial y estuvo por debajo de las exigencias gubernamentales.

En cuanto al mercado de generación eléctrica, sea a través del Programa GENREN –derivado de la Ley 26.190, DR 109/07 y normas complementarias- o sea a través de normas específicas de CAMMESA que fueron dictadas, se generaron condiciones favorables para utilizar biocombustibles y biomasa en general, en esta actividad. Incluso, existe la posibilidad concreta de utilizar biodiesel en las turbinas de generación eléctrica, toda vez que son varios los fabricantes de las mismas que están ensayando su uso y ya han anunciado la homologación de este biocombustibles en varios de los modelos existentes y en uso en el País, en medio de un proceso que continúa y que tiene por objetivo lograr una homologación generalizada. Terminamos el año pasado con un uso agregado de biocombustibles en el mercado local de alrededor de 550.000 toneladas, de las cuales alrededor de 470.000 toneladas corres-

pondieron a biodiesel. Aquella cantidad aumentará significativamente el presente año, permitiendo acercarse al objetivo de incorporar un 5 % de bioetanol a las naftas y de atender mayores cortes en el caso de gasoil con biodiesel. Al mismo tiempo, las exportaciones de biocombustibles se ubicaron el año anterior en 1,33 millones de toneladas.

La situación del mercado en 2011 Continúa el importante proceso de inversiones. La industria de biodiesel aumentará su capacidad instalada de los poco más de 2,5 millones a 3,7 millones de toneladas anuales hacia fines del presente año o principios del siguiente, al tiempo que comenzará la construcción de varias plantas de bioetanol de cereales y de otras materias primas, como así también, se mejorará la eficiencia de los ingenios

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Biocombustibles

azucareros, se realizarán obras de tratamiento de efluentes de las destilerías de bioetanol existentes, se aumentará la capacidad de deshidratado de bioetanol derivado de caña de azúcar, se incorporará una importante capacidad de generación y cogeneración eléctrica con bagazo y biomasa o biocombustibles en general, y hasta se podrían construir nuevos ingenios fuera del Noroeste Argentino. La capacidad de destilación de bioetanol estaría aumentando alrededor de 700.000 tns. anuales en los próximos dos años, desde las 360.000 tns. anuales que existen actualmente. La novedad más importante es que varias compañías aceiteras importantes

incursionarán por primera vez en la producción de bioetanol.

Expectativas y acciones de corto plazo Es de destacar que se comienza a percibir en el mercado, un creciente interés de productores agropecuarios por participar como socios de varios proyectos de producción de biocombustibles, hecho que de ocurrir, permitirá una intervención masiva de los mismos y atomizar la oferta de biocombustibles en el País, cumpliendo con el espíritu del legislador al momento de dictar la Ley 26.093. Durante el presente año se prevé

un aumento del contenido de biodiesel en el gasoil que se expende en el mercado local al 10 % (B10); recordemos que la exigencia actual de corte, desde agosto pasado se ubica en un 7 %. Es probable que a partir de 2012, aumente el contenido de bioetanol en las naftas, con el crecimiento significativo que se producirá en la capacidad de producción de este último biocombustible. El Gobierno ha convocado a los fabricantes de automotores, a las compañías petroleras y a los productores de biodiesel, para que a través de la realización de ensayos de performance ad hoc en motores, los fabricantes de automotores pro-

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

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cedan a la homologación del uso de biodiesel en cortes con gasoil al 10 %. Esta cuestión es trascendente y su concreción consolidará el programa de uso de biodiesel. En el caso del bioetanol, hay más experiencia con usos en porcentajes mayores al 5 %, como por ejemplo, la de nuestro vecino Brasil –que corta las gasolinas con hasta un 25 % de bioetanol- o la de EE.UU. –donde recientemente la EPA autorizó el corte de gasolina con un 15 % de bioetanol, para vehículos modelo 2001 en adelante.En cuanto a las exportaciones de biocombustibles, a partir del año en curso, en la Unión Europea –que es el principal mercado para el biodiesel-, entra en vigencia una normativa que establece la certificación de la sostenibilidad técnica, económica, ambiental y social de los biocombustibles que se usen dentro de los países comunitarios. El cumplimiento de los requisitos involucrados en estas disposiciones,

representa un importante desafío para los países exportadores como Argentina, tomando en cuenta principalmente que podrían obrar como una nueva barrera para-arancelaria, pero más allá de la barrera que ello implica, nuestra industria está en condiciones de cumplirlos y profundizar los negocios de exportación que hoy realiza. En este sentido, se viene desarrollando un importante trabajo conjunto entre el sector público y el privado. Todos los esfuerzos realizados y a realizarse son muy oportunos, en atención a la importancia relativa de este mercado. La Comunidad Europea debe reconocer que la agricultura argentina es sustentable y que en el caso particular de la soja, su producción se realiza en gran parte, sobre praderas naturales de clima templado, con siembra directa y en un radio de distancia a los puertos de 300 kilómetros en promedio ponderado, para luego ser procesada en plantas industriales que cuentan con

tecnología de última generación, situación que ubica a nuestro país en una posición mucho más sólida en términos relativos, para el cumplimiento de las nuevas exigencias. La producción de biodiesel argentino no se detiene y este año se ubicaría en torno a los 2,3 millones de toneladas, con un consumo interno del orden de 800.000 toneladas y exportaciones del orden de 1,5 millones de toneladas. En cuanto a la producción de bioetanol combustible, la misma debería acercarse a los 150.000 metros cúbicos, todavía por debajo de los requerimientos de las compañías petroleras para atender el corte de las naftas que se expenden en el mercado interno, con un 5 % de bioetanol. El gran salto productivo de esta industria se producirá en el año 2012, con la entrada en producción efectiva de las destilerías de bioetanol de cereales y el aumento de producción significativo de las des-

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Biocombustibles tilerías de bioetanol de caña de azúcar. En materia de investigación y desarrollo en bioenergía en general y biocombustibles en particular, hay varias líneas de trabajo, que se focalizan en nuevos descubrimientos de procesos, materias primas y productos, como así también en el mejoramiento de los hoy existentes. Es fundamental que nuestro País invierta muchos recursos en la materia, coordinándolos para lograr una asignación eficiente de los mismos, de manera de ocupar un lugar de avanzada frente al nuevo paradigma energético que se registra en el mundo. Sin lugar a dudas y sin soslayar que recién estamos dando los primeros pasos en la materia y que hay cuestiones de diversa índole para perfeccionar, se han dado pasos muy importantes para afianzar la incorporación de biocombustibles a la matriz energética argentina, tanto desde el sector público como del privado, que nos permiten pensar en grande.

El largo plazo Hace una década atrás planteábamos que Argentina debía promover la producción, comercialización y uso sustentable de los biocombustibles, en una versión superadora del recordado Plan Alconafta. Estos largos diez años estuvieron llenos de desafíos, que a fuerza de mucho trabajo se fueron superando. Muchos argentinos creían que finalmente el programa no se iba a implementar. Pero aquí estamos. Contentos porque desde enero del año pasado el programa está en marcha. Y no es poco. Representa un antes y un después en cuanto a la diversificación de

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la matriz energética en general, y al uso de combustibles renovables en el transporte, en particular. El Congreso y el Gobierno Nacional, con sus aciertos y sus errores, creyeron en la importancia de los biocombustibles. Particularmente, el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios de la Nación, se comprometió con el tema y superando muchas barreras, logró implementar el corte obligatorio de naftas y gasoil con bioetanol y biodiesel respectivamente en el mercado interno argentino, cumpliendo el mandato previsto en la Ley 26.093. Los gobiernos provinciales, principalmente los de las provincias del NOA hicieron un trabajo muy importante, respaldando este programa, actuando en muchos casos como abanderados del mismo. Además de los biocombustibles, se puso en marcha en Argentina, el programa de generación eléctrica a partir de fuentes renovables, establecido por Ley 26.190 y normas complementarias (a través del Programa GENREN), que tuvo un inicio muy exitoso, con la adjudicación por parte del Gobierno Nacional, de 895 MW de potencia instalada, sobre un total de 1.442 MW ofertados y 1.015 MW licitados originalmente. Recientemente se realizó una nueva licitación de este tipo por otros 100 MW de potencia, hecho que representa una reafirmación de la política vigente en la materia. De ahora en más, tenemos que trabajar para lograr una mayor eficiencia, hecho que implicará maxi-

mizar los beneficios en términos de viabilidad técnica, económica, ambiental y social. Es fundamental que el programa de biocombustibles se convierta en un leading case en términos de “ganar – ganar”. En este sentido, la agenda de trabajo debe contemplar:

1. Ajustar los parámetros de calidad de los biocombustibles para que resulten funcionales a cortes del 10 % o superior, consensuándoles con los actores principales de la cadena de valor respectiva. 2.

Profundizar los controles de la Autoridad de Aplicación, de manera de verificar el estricto cumplimiento por parte de los productores de biocombustibles, de las normas de calidad, seguridad y medio ambiente, como así también, por parte de las compañías petroleras, del contenido de biocombustibles incorporado a los combustibles minerales de acuerdo a la legislación vigente, y de castigar los desvíos no justificados por los actores involucrados.

3. El fortalecimiento del compromiso social empresario de todos los actores de la cadena valor, para que se produzca un beneficioso “efecto derrame” hacia los agentes económicos más débiles dentro de la misma y a la sociedad en su conjunto, en un marco de respeto absoluto por el medio ambiente. 4. El desarrollo de un sólido programa de inversiones por parte del sector privado, para mejorar la productividad y aumentar la oferta de biocombustibles, de manera de atender el incremento futuro de la demanda, incluso por el aumento del porcentaje de corte obligatorio de combustibles minerales con biocombustibles (respetando la calidad de los productos y la seguridad de los procesos). Particularmente se torna muy importante consolidar las fuentes de trabajo existentes, crear en forma constante nuevos empleos, garantizar el tratamiento


y deposición de los efluentes industriales, las buenas prácticas agrícolas, como así también, aumentar la oferta en materia de generación eléctrica a partir de subproductos y desechos. En el ámbito de las responsabilidades del Estado, se destaca por un lado el ejercicio del poder de contralor, y por otro, el mantenimiento de reglas de juego claras y previsibles, promoviendo el clima de inversiones y la creación permanente de fuentes de trabajo por parte del sector privado involucrado en la producción.

5. La articulación de políticas públicas entre el sector público y el privado para lograr que toda la producción de biocombustibles tenga un ciclo de vida con importantes ahorros en materia de emisiones de gases efecto invernadero, pudiendo cumplir con los más exigentes protocolos de calidad, de manera de certificar la sostenibilidad a lo largo de toda la cadena de valor. 6.

La diversificación en materia de utilización de materias primas, incorporando otras alternativas a las tradicionales, proceso que solo se puede gestar con una visión de faros largos.

7.

La coordinación en materia de investigación y desarrollo, aumentando la inversión y asignando los recursos públicos y privados con mayor eficiencia. Es fundamental acercar los tiempos de nuevos procesos y pro-

ductos, reduciendo la brecha tecnológica que Argentina tiene frente a países de Europa y a los EE.UU.

8.

La construcción de sólidas bases estadísticas sobre bioenergías, nutridas por la incorporación permanente de datos relevantes y la publicación de las mismas, para evitar la generalización de asimetrías en la información entre los distintos agentes económicos.

9.

El mejoramiento de la logística para reducir costos (minimizando los inconvenientes propios de los problemas crónicos de nuestro país en materia de infraestructura).

10. El desarrollo de un programa permanente de comunicación para que la opinión pública pueda valorar la importancia de la incorporación de

bioenergía a la matriz energética.

11. El desarrollo de programas de educación ad hoc en los distintos niveles de enseñanza. 12. El acceso a un financiamiento del tipo que otorga el BNDES de Brasil. 13. La revisión y optimización de la legislación vigente, superando los problemas implícitos que acarrea la Ley 26.093. En los próximos años asistiremos a un importante crecimiento de la industria bioenergética. Debemos comprometernos para que el futuro consolide los esfuerzos del presente, superando la tendencia al cortoplacismo que se registra en nuestro país desde hace muchos años

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Tecnologías en

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Angel Reyna y Asociados SRL representante exclusivo de la firma alemana DEHN+SÖHNE líder a nivel mundial en protección contra rayos y sobretensiones.

PROTECCION CONTRA RAYOS Y SOBRETENSIONES EN GASODUCTOS Los gasoductos en Argentina tienen recorridos por zonas de la más alta actividad de tormentas eléctricas, por lo que hay que tomar recaudos especiales para la protección contra las descargas atmosféricas y sobretensiones, de modo tal de asegurar la continuidad y calidad de servicio.

¿QUÉ PARTES DE UN GASODUCTO SE DEBEN PROTEGER?

Bridas aislantes:

Se deben proteger cada una de las bridas aislantes del gasoducto con un descargador gaseoso de alto poder de descarga (de la onda de corriente de rayo 10/350µs) denominado comúnmente como “vías de chispas de separación” o abreviadamente “vías de chispas”.

CUMPLE TRES FUNCIONES: Evita los arcos eléctricos, provocados por descargas del rayo sobre el gasoducto, sobre la junta aislante

DOSSIER ESPECIAL

de la brida, impidiendo la ruptura del aislamiento de la junta aislante. Cuando un rayo cae sobre el gasoducto o en sus inmediaciones, componentes de corriente del rayo viajan hacia las bridas aislantes. La vía de chispas actúan y dejan pasar la corriente del rayo de un lado a otro de la cañería de gas. El arco eléctrico que produce dentro de la vía de chispas es apagado inmediatamente, quedando todo el proceso de apagado circunscripto al interior de la vía de chispas, que tiene una envoltura hermética. Si no se colocara la vía de chispas, el arco eléctrico provocado por el rayo, además de quemar la junta dieléctrica o aislante podría provocar una explosión por tener las bridas asignada un área clasificada a su alrededor, con peligro de explosión. Contamos con diferentes modelos para zonas clasificadas 1 (gases), zonas clasificadas 2, zonas clasificadas 21 (polvo) y para zonas no clasificadas. Modelos TFS, KFSU, EXFS 100, EXFS 100 KU, EXFS L300 y EXFS KU. Es importante al momento de realizar la selección de cuál corresponde colocar, verificar los datos técnicos garantizados.

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Tecnologías en

AOG

LA EMPRESA Exterran, proveedor mundial líder de productos y servicios para la industria del Oil & Gas, ofrece una gran variedad de productos y servicios asociados a la operación y mantenimiento, equipos para la producción, procesamiento y transporte de petróleo y gas natural. Distribuidos en el mundo en más de 30 países; nuestras líneas de productos y servicios abarcan: compresión de gas, equipos wellhead, equipos de producción, plantas de tratamiento y procesamiento de gas, plantas de tratamiento de agua, generación de energía eléctrica, procesos críticos, servicios de post venta y O&M. Proveemos soluciones “llave en mano” ayudando a nuestros clientes a encontrar la mejor solución acorde a sus necesidades.

PLANTAS DE TRATAMIENTO Y PROCESAMIENTO DE GAS En el tratamiento y procesamiento de gas ofrecemos desde líneas montadas en patines hasta plantas de procesamiento modulares. Proveemos todo el equipamiento y servicios necesarios desde una planta pequeña que procesa el gas de un pozo hasta una instalación completa para manejar la producción de un campo completo.

TRATAMIENTO DE AGUA DE PRODUCCIÓN

Una de nuestras unidades de negocios más importantes es la provisión y mantenimiento de todos los sistemas de compresión de gas. Estos productos incluyen unidades rotativas de tornillo de baja potencia y unidades de compresión reciprocante de alta potencia, cubriendo toda la gama intermedia entre estas dos. Las capacidades de paquetizado varían entre 100 hp hasta 7500 hp y más allá.

Exterran propone un sistema novedoso para el tratamiento del agua de producción con tecnología de última generación. Se trata de proveer módulos de producción de fácil instalación basados en una aplicación de microburbujas y filtros que otorgan una serie de ventajas en las distintas fases del tratamiento de agua.

En el caso de las necesidades en boca de pozos productores, ofrecemos el sistema wellhead compressors. Se trata de equipos portátiles en la zona del pozo que incluyen, los equipos compresores, sistemas para el manejo de líquidos (integrados en patín), de medición de caudal de gas e hidrocarburos líquidos, sistemas de adquisición de datos y sistemas de venteos, entre otros. 16$

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EQUIPOS DE PRODUCCIÓN 16$ HQHUJHWLFD 

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ción de petróleo y de gas; maximizando la eficiencia y minimizando los costos. Exterran ofrece equipos diseñados para trabajar en todo tipo de zonas climáticas (cálidas / muy frías), con todo tipo de gas (incluido Sour) ya sea para aplicaciones on shore u off shore.

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GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA Como parte de una estrategia de solución completa, Exterran brinda servicios de generación de energía eléctrica con grupos electrógenos que cubren potencias desde los 500 Kw hasta los 3000 Kw en diversos rangos de tensión.

PROCESOS CRÍTICOS La absorción de Belleli Energy CPE ha permitido ofrecer distintos tipos de reactores y muchos productos de interés para compañías del rubro de la petroquímica, refinación, química e industrias varias, incluso la nuclear.

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Proveemos el equipamiento adecuado para la produc-

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Tecnologías en

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INELECTRA A TIGER COMPANY es una empresa de ingeniería y construcción especializada en los sectores energetico, industrial y minero, con más de 40 años desarrollando proyectos a nivel regional. lnelectra cuenta con centros de operación en Argentina, Colombia, Mexico, Panama y oficinas comerciales en España y Peru.

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Cuenta con una capacidad de ejecución de 850 mil horas por año, y es una de las empresas de referencia en su sector en America Latina.

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Ponemos toda nuestra experiencia y capacidad tecnica al servicio de nuestros clientes en los segmentos:

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Tecnologías en

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Desde hace más de 30 años fabricamos, distribuimos y alquilamos una amplia variedad de equipos para la industria, la construcción, los servicios en general y proveemos servicios de generación de energía en distintos mercados de Sudamérica. Compresores de aire, grupos electrógenos, torres de iluminación, plataformas para trabajo en altura, manipuladores telescópicos y equipos para movimiento de tierra.

LA COMPAÑÍA está presente en Argentina y Brasil, con sucursales propias en Buenos Aires, Córdoba, Bahía Blanca, Mendoza, Neuquén, Rosario, Comodoro Rivadavia, Puerto Madryn, Tucumán, Río Gallegos, São Paulo, Rio de Janeiro, Minas Gerais, Goiás, Pernambuco, Bahia, Espírito Santo, Paraná, Porto Alegre, Maranhão, Macaé, Parauapebas, Vale do Paraíba, Itaboraí. Construímos vínculos duraderos con nuestros clientes ayudándolos a concretar exitosamente sus proyectos, desarrollando oportunidades y diseñando soluciones a medida. Somos productores independientes de energía. Adaptamos nuestra tecnología a las exigencias de cada proyecto preservando las condiciones natu-

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rales del medio ambiente. Trabajamos impulsados por el propósito de brindar un servicio de excelencia, incorporando en forma constante innovaciones tecnológicas para ofrecer la máxima calidad y disponibilidad de prestaciones. Contamos con equipamiento propio para generación de energía, utilizando generadores diesel, a gas natural y turbinas duales, de acuerdo a las necesidades de cada proyecto. A través de nuestra división energía, ofrecemos soluciones integrales de generación y operación de forma aislada o en paralelo con redes existentes. Ofrecemos generadores de energía de 20 a 3000 kVA. Nuestro know-how y experiencia cubre en forma integral todo el proceso de generación: desde el diseño y ejecución de proyectos llave en mano hasta la operación y mantenimiento de las plantas de generación con equipamiento propio. Planteamos soluciones integrales como respuesta a la necesidad de generar energía en diversas situaciones.

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Actualidad

Argentina podría reducir el 80% de los gases de efecto invernadero para 2050 De acuerdo con el informe Revolución energética 2011, el sector de la electricidad podría ser pionero en la utilización de la energía renovable. Para el 2050, alrededor del 86,5% de la electricidad será producida a partir de fuentes renovables. Una capacidad de 82,5 GW producirá 297,42 TWh/a de electricidad renovable en ese mismo año.

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evolución energética 2011: Un futuro energético sustentable para la argentina es el informe recientemente publicado por Greenpeace internacional y el Consejo Europeo de Energía Renovable (EREC), que entre otras medidas propone eliminar todos los subsidios para combustibles fósiles y energía nuclear; internalizar los costos externos de la producción de energía a través del comercio de emisiones de “tope y comercio”; exigir normas estrictas de eficiencia para todos los aparatos de consumo, edificios y vehículos; establecer compromisos vinculantes para energías renovables y generación combinada de calor y electricidad; reformar los mercados de electricidad garantizando un acceso prioritario a la red para los generadores de energía renovable, y aumentar los presupuestos de investigación y desarrollo para la energía renovable y la eficiencia energética. Según revela el resumen ejecutivo

del informe, actualmente las energías renovables representan el 6,5% de la demanda argentina de energía primaria. La energía hidroeléctrica, que se utiliza sobre todo en el sector eléctrico, es la fuente principal. La cuota de las energías renovables para la generación de electricidad es del 30% (99,2% basado en grandes represas), mientras que su contribución al suministro de calor es de alrededor de 6,3%, que, en gran medida, corresponde a los usos tradicionales, como la leña recolectada. En la actualidad, alrededor del 90% del suministro de energía primaria aún proviene de combustibles fósiles. Ambos escenarios de la [r]evolución energética describen vías de desarrollo que convierten la situación actual en un suministro de energía sustentable, con la versión avanzada alcanzando el urgente objetivo de reducción de CO2 más de una década antes que en el escenario básico. El siguiente resumen muestra los

resultados del escenario de la Revolución Energética avanzada, que se logrará a través de las siguientes medidas: 1. La explotación de grandes potenciales de eficiencia energética existentes asegurará que el aumento en la demanda de energía primaria sólo sea leve, de los actuales 3039,35 PJ/a (2007) a 3519,49 PJ/a en el 2050, comparado con los 5767,30 PJ/a en el Escenario de Referencia. Esta dramática reducción es un pre-requisito crucial para alcanzar una porción significativa de fuentes de energía renovable en el sistema de suministro de energía global, compensando la eliminación gradual de la energía nuclear y reduciendo el consumo de combustibles fósiles. 2. La electricidad en el sector del transporte y el hidrógeno producido por la electrólisis derivada del excedente de la electricidad renovable, tienen un papel mucho más importante en el escenario avanzado que en el básico. Después del 2020, la cantidad

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Actualidad del cinturón solar, la concentración de energía solar, jugarán un rol creciente en la producción industrial de calor. 6. Para el 2050, el 79,2% de la demanda de energía primaria será cubierta por fuentes de energía renovables.

Costos futuros

de energía final en los vehículos eléctricos en carretera subirá un 4% y para el 2050 llegará a un 48%. Habrá más sistemas de transporte público que utilicen electricidad, así como también el transporte de carga sufrirá un gran cambio, pasando de la carretera al ferrocarril. 3. El incremento en el uso de la generación combinada de calor y electricidad (CHP) también mejorará la eficiencia de la conversión energética del sistema de suministro, utilizando cada vez más gas natural y biomasa. En el largo plazo, la decreciente demanda de calor y el gran potencial para producir calor directamente a partir de fuentes de energía renovable, limitará la futura expansión de la CHP. 4. El sector de la electricidad será el pionero en la utilización de la energía renovable. Para el 2050, alrededor del 86,5% de la electricidad será producida a partir de fuentes re52

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novables. Una capacidad de 82,5 GW producirá 297,42 TWh/a de electricidad renovable en el 2050. Una parte significativa de la generación de energía intermitente del viento y de los sistemas fotovoltaicos solares será destinada al suministro eléctrico de baterías de vehículos y a la producción de hidrógeno como combustible secundario para el transporte y la industria. Mediante el uso de estrategias de gestión de carga, la generación de electricidad en exceso será reducida y habrá más energía de balance disponible. 5. En el sector de suministro de calor, la contribución de renovables se incrementará un 90,2% para el 2050. Los combustibles fósiles serán progresivamente reemplazados por tecnologías modernas más eficientes, en particular la biomasa, los colectores solares y la geotérmica. Las bombas de calor geotérmicas y, en las regiones

La energía renovable será inicialmente más costosa de implementar que los combustibles actuales. Los costos de generación de electricidad ligeramente más altos en el escenario avanzado de la revolución energética serán, sin embargo, compensados por una menor demanda de combustibles en otros sectores, como la calefacción y el transporte. Asumiendo costos promedio de 3 centavos US$/kWh para la implementación de medidas de eficiencia energética, el costo adicional para el suministro eléctrico bajo el escenario de la revolución energética se elevará a un máximo de US$2,5 mil millones/anuales en 2020. Estos costos adicionales, que representan la inversión de la sociedad en un suministro energético ambientalmente benigno, seguro y económico; continuará disminuyendo después de 2020. Para 2050, los costos anuales del suministro de energía eléctrica serán US$ 22,5 mil millones/anuales por debajo de los del escenario de Referencia. Se supone que los precios promedio del crudo aumentarán de US$88 por barril en 2010 a US$110 por barril en 2020, y seguirá aumentando hasta US$150 por barril en 2050. Se espera que los precios de importación de gas natural se incrementen por cuatro entre 2007 y 2050, mientras que los precios del carbón casi se duplicarán, alcanzando los US$160 por tonelada en 2050. Se aplica un incremento del precio por emisiones de CO2, que se eleva de US$20 por tonelada de CO2 en 2020 a US$50 por tonelada en 2050.

Inversión en nuevas centrales de energía El nivel total de inversión reque-


rido en nuevas centrales eléctricas y centrales de CHP en Argentina hasta 2050 oscila entre US$114 mil millones y US$247 mil millones a través de los escenarios (basado en el tipo de cambio en dólares al 2005). Las principales fuerzas impulsoras para la inversión en nueva capacidad de generación son la creciente demanda y el envejecido parque de las centrales energéticas. Los servicios públicos deben elegir por qué tipo de tecnologías optar dentro de los próximos cinco a diez años basados en las políticas energéticas nacionales, en particular, la liberalización del mercado, las energías renovables y los objetivos de reducción de CO2. Se necesitarían US$187 mil millones de inversión para que el escenario de la revolución energética se haga realidad: aproximadamente US$72,5 mil millones más que en el escenario de referencia (US$114 mil millones). Esta diferencia relativamente grande

es compensada enteramente a través de los ahorros en los costos de combustible. El escenario avanzado de la revolución energética necesitaría US$247 mil millones, un 32% más con respecto a la versión básica. Mientras que más del 40% de la inversión bajo en el escenario de referencia se destinará a combustibles fósiles y centrales nucleares, es decir unos US$47,5 mil millones; en el escenario de la revolución energética, sin embargo, Argentina desplaza casi el 90% de la inversión hacia las energías renovables y cogeneración, mientras que en la versión avanzada hace este cambio aproximadamente de cinco a diez años antes. Para entonces, la proporción de combustibles fósiles de la inversión del sector energético se concentrará principalmente en centrales de ciclo combinado de calor y electricidad y centrales de gas eficientes. El ahorro total en los costos de

los combustibles en el escenario de revolución energética alcanza un total de US$340 mil millones lo que equivale a US$ 8,5 mil millones por año. La revolución energética avanzada tiene ahorros en los costos de los combustible aún mayores: US$ 406 mil millones lo que equivale a US$ 10 mil millones por año. Esto se debe a que las energías renovables (a excepción de la biomasa) no tienen costos de combustible. Por lo tanto, en ambos casos, la inversión adicional para las centrales de energía renovable se refinancia en su totalidad a través de los ahorros en los costos de los combustibles. Esto es suficiente para compensar toda la inversión en capacidad de energía renovable y cogeneración (con exclusión de fósiles) de US$ 163 a US$ 225 mil millones necesarios para implementar cada uno de los escenarios de la revolución energética

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Proveedores y Servicios

El Grupo Ultramar garantiza servicios diversificados

BRINGS AUSTRAL, FORMACIÓN PONDERADA DE RECURSOS HUMANOS PARA LA INDUSTRIA BRINGS AUSTRAL SA, una marca comercial lanzada al mercado de la industria del petróleo y el gas, con más de 15 años de experiencia brindando servicios de provisión de personal especializado tanto para operaciones on shore como off shore. Es miembro del Ultramar Network – Grupo Ultramar y cuenta con oficinas en Buenos Aires, Bahia Blanca, Comodoro Rivadavia, Punta Quilla, Rio Gallegos, Rio Grande y Ushuaia, desde las cuales se lideran los distintos proyectos y operaciones. También está presente con oficinas en Campana, San Lorenzo y Rosario. La experiencia reunida a lo largo de estos años ha generado la confianza de clientes y proveedores para continuar trabajando y creciendo; en base a la ventaja competitiva de que represente la pertenencia a un grupo con presencia en Latinoamérica. BRINGS AUSTRAL , además, mantiene una buena relación con los sindicatos y/o centros respectivos que regulan la actividad del per-

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sonal petrolero y marítimo. La filosofía empresaria reconoce como misión esencial, contribuir al éxito de la industria del petróleo y gas, brindando una amplia gama de servicios, atendiendo las necesidades de recursos humanos con el fin de satisfacer las necesidades de RRHH de la actividad, con altos estándares de calidad y seguridad. ULOG (ULTRAMAR LOGISTICS) es un operador líder de logística integrada (nacional e internacional) especializado en la industria del petróleo y gas. Suma vocación de servicio y especialización hacia la industria con su alcance a todo Latinoamérica a través de una red propia de oficinas y en el resto del mundo mediante calificados socios. Se caracteriza por el transporte puerta a puerta de cargas de proyecto, repuestos e insumos de la industria, brindando tarifas competitivas, servicio personalizado y visibilidad a través de toda la cadena de transporte.


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Imagen & Estrategia

Impsa gana una nueva licitación de energía eólica en Brasil

JORNADA “Jovenes Ingenieros”

Por medio de su filial Energimp, la industria mendocina obtuvo un nuevo contrato por 120MW de potencia para construir parques eólicos en Tianguá, en el estado nordestino de Ceará. La nueva adjudicación consolida a la firma de Enrique Pescarmona como el principal inversor en energía eólica de Brasil con casi 1GW de potencia en diversos etapas de desarrollo. Parte de los generadores se hacen en Mendoza. Impsa, a través de su controlada Energimp, fue una de las vencedoras en la licitación de energía de reserva organizada por el gobierno brasilero. La empresa obtuvo 120 MW para construir parques eólicos en el municipio de Tianguá, en el estado nordestino de Ceará. La nueva adjudicación consolida a Energimp como el principal inversor en energía eólica de Brasil con casi 1 GW de potencia en diversos estados de desarrollo.

El Centro Argentino de Ingenieros (CAI) llevó a cabo la Jornada “Jóvenes Ingenieros”, el 9 de septiembre pasado en el marco del V Congreso Políticas de Ingeniería. La Jornada estuvo centrada en los desafíos y oportunidades que el mundo futuro les depara a los estudiantes avanzados y los jóvenes ingenieros. Sus objetivos apuntan a definir el rol de los jóvenes profesionales en el impulso de los cambios necesarios en las estructuras actuales de trabajo; propiciar la formación de profesionales autónomos que puedan pensar en forma sistémica y que busquen la mejora de su entorno; generar acciones que incentiven el interés de las nuevas generaciones en sumarse al ámbito de las tecnologías; analizar propuestas para el aumento del presupuesto en investigación básica y aplicada de las universidades y los centros de I+D; y proponer iniciativas para que las innovaciones producidas en las empresas y universidades puedan ser canalizadas por los sectores público y privado. El programa completo está disponible en la página web del Congreso. www.politicasingenieria.com.ar

Schneider Electric adquiere la empresa “Leader Harvest Power Technologies”

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Electric, especialista global en gestión de la ener35Schneider 16$ gía, anunció la firma de un acuerdo de adquisición de la empresa 35 16$ Leader Harvest Power Technologies Holdings Limited (“Leader & 35(16$que desarrolla, fabrica y comercializa controles de media Harvest”), tensión (MT) de velocidad variable que van de 2 kV a 11 kV. Schneider Electric continúa ampliando su portfolio de productos y soluciones al adquirir una empresa líder y clave en el creciente mercado de controles de media tensión en China. La compra fue realizada por un valor aproximado de US$ 650 millones. Con sede en Beijing, Leader & Harvest, da empleo a más de 750 personas y cuenta con una amplia red de ventas y de servicios de soporte en el ámbito nacional con personal interno que atiende a 30 provincias. Con una tasa de crecimiento anual mayor al 20% en los últimos años, se calcula que la empresa generará ventas por (1(5*(7,&$ aproximadamente € 100 millones para el año actual.

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CEO y Presidente de Skanska Latinoamérica, distinguido por la Fundación Jóvenes Líderes El CEO y Presidente de Skanska Latinoamérica, Hernán Morano, fue distinguido por la Fundación Jóvenes Líderes, en el marco de la edición 2011 de la cumbre internacional que organizó la entidad en la Ciudad de Buenos Aires. Jóvenes Líderes es una organización apartidaria y sin fines de lucro, que busca promover, estimular y facilitar las herramientas necesarias para el desarrollo de los futuros líderes mundiales. Durante la Cumbre Internacional de Jóvenes Líderes (CIJL), en la que participaron más de 1500 jóvenes de distintas nacionalidades, se distinguió a diversas personalidades del mundo, por sus características intelectuales, éticas, profesionales y humanas. Al recibir la distinción, en la categoría de “Referente”, Hernán Morano agradeció a la fundación y señaló que “es un orgullo recibir este reconocimiento que, más allá de la natural satisfacción personal, representa una clara reafirmación de la pasión, el conocimiento y de la disciplina que marcan el comportamiento de todos los colaboradores de Skanska”.


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Eventos Participan 400 empresas expositoras y esperan unos 40.000 visitantes En la última edición, la muestra obtuvo excelentes evaluaciones. Más del 95% de los expositores quedó complacido con su participación y el 96% de los visitantes profesionales anunció que regresará nuevamente este año.

Cuenta regresiva para la puesta en escena de una nueva Bienal Internacional de la Industria Eléctrica, Electrónica y LuminotécnicaBIEL Light+Building Buenos Aires 2011 – que se realizará del 8 al 12 de Noviembre próximo en La Rural Predio Ferial de Buenos Aires. BIEL Light+Building 2011 ofrecerá oportunidades de negocios para ampliar contactos comerciales y promocionar nuevos productos y servicios. Como los resultados de un evento se comprueban en la satisfacción de sus principales figuras, algunos expositores cuentan sobre las posibilidades de proyección internacional, fidelización de clientes y presentación de las tendencias del mercado que ofrece la muestra. Para el Ing. César Santoro, Director Comercial de Lago Electromecánica – empresa dedicada a la fabricación y diseño de equipamiento aplicado a la distribución y transmisión de energía eléctrica –, la exposición permite “mostrar a los potenciales clientes los nuevos productos” y además resaltó que es un espacio para concretar negocios con empresarios de toda Sudamérica y Centroamérica que participan

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como visitantes o que asisten a laRonda de Negocios Internacional. Asimismo, Segundo Videla de Beltram Iluminación – empresa dedicada a la fabricación de artefactos especiales de iluminación – señaló que las experiencias como expositores siempre fueron muy positivas ya que pudieron concretar operaciones para exportar sus productos a países como Chile, Ecuador, Paraguay, Perú y Uruguay. Para los organizadores del evento, la Cámara Argentina de Industrias Electrónicas, Electromecánicas, Luminotécnicas, Telecomunicaciones, Informática y Control Automático (CADIEEL) y Messe Frankfurt Argentina, tanto fabricantes como proveedores encontrarán un ámbito ideal para intercambiar experiencias y conocer las principales tendencias del mercado. Al respecto, Enrique Usuardi, Presidente de MELTEC – empresa dedicada a la fabricación de materiales eléctricos para instalaciones en baja tensión y artefactos de iluminación –, agregó que “siempre es una oportunidad favorable para presentar productos y desarrollar negocios además de ser un incen-

tivo a nivel institucional”. Durante la próxima edición, se realizará una gran variedad de actividades académicas que abarcan desde lanzamientos de productos hasta charlas técnicas, conferencias y seminarios. El objetivo consiste en desarrollar un espacio para la divulgación científica donde todos los visitantes profesionales puedan actualizarse en diversos temas de interés: energías renovables, seguridad eléctrica, política industrial, uso racional de la energía, comercio exterior, entre otros. La Bienal Internacional de la Industria Eléctrica, Electrónica y Luminotécnica espera la participación de más de 400 empresas expositoras y 40.000 visitantes profesionales que, como destacó el Ing. Santoro, son “de un alto nivel técnico y académico ya que asisten gerentes de ingeniería, gerentes de compra de empresas de transmisión, de distribución, de generación e instaladores”.

Para más información: www.biel.com.ar


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REVISTA PRENSA ENERGETICA - OCTUBRE / NOVIEMBRE 2011  

RECURSOS VS RESERVAS. EDICION ESPECIAL EXPO AOG.

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