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prensa Año 9 • Número 2 • Mayo de 2012 • Ciudad de Buenos Aires, Argentina.

TODO EL OFF THE RE-

TIGHT GAS, SHALE GAS Y SHALE OIL

Verdades, falacias y mitos El importante hallazgo de Shale Gas en la formación geológica Vaca Muerta disparó una catarata de comentarios acerca del futuro de los recursos no convencionales en Argentina. Inversiones y costos. Precio y tecnologías vs explotación de reservorios. Y el riesgo ambiental del que pocos hablan.

eNERGIA INTELIGENTE COMO CUBRIR LA DEMANDA

Crónica de una crisis de desabastecimiento “demasiado anunciada”

El futuro de YPF tras la expropiación


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EDITORIAL

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INFORME MOSCONI En el Informe Mosconi presentado por los actuales interventores de YPF, se demuestra que el grupo Repsol efectivamente utilizó a YPF para apalancar y financiar su estrategia de expansión a escala mundial, depredando los recursos hidrocarburíferos argentinos con una visión corto-placista que priorizó el giro de dividendos a su casa matriz por sobre las actividades de exploración y explotación propias de las mejores prácticas del negocio petrolero. Que, además, esta estrategia se vio profundizada cuando a partir del año 2003 el país comenzó a recorrer un sendero de reindustrialización y crecimiento acelerado para el cual el petróleo volvió a ser un recurso estratégico esencial, y su precio, un elemento central para la economía, por tratarse de un resorte de la competitividad sistémica del país. La desvinculación de la evolución de los precios internos de los hidrocarburos de su paridad a nivel internacional llevó, bajo la conducción de Repsol, en un contexto de precios mundiales crecientes, al paulatino abandono de las actividades de exploración y explotación por parte de YPF. La estrategia internacional de Repsol se reflejó en YPF en un proceso de sistemática desinversión en Argentina con el objetivo explícito de “bajar su exposición al riesgo en este país”. Sin embargo, por la confluencia de un ciclo alcista de los precios internacionales y la aparición de nuevas tecnologías, se tornó rentable la explotación de los llamados “recursos no convencionales” presentes en el yacimiento denominado “Vaca Muerta”.Ante este escenario, en lugar de apuntar a la mejora de su performance en términos de producción, el Grupo Repsol comenzó a “delinear” el yacimiento deVaca Muerta, con el objetivo de cuantificar el potencial del yacimiento para posteriormente desprenderse de él ya sea a través de la venta o la sub-concesión. La información recopilada en el presente informe demuestra que Repsol priorizó el rápido retorno de caja sobre la inversión, en desmedro de maximizar la recuperación final de los activos y su valor. Esto queda evidenciado por la baja inversión en exploración, el retraso de las inversiones en secundaria frente a la primaria, y la falta de mantenimiento e inversiones en instalaciones de superficie. En el mismo sentido, Repsol no llevó adelante un plan adecuado de gestión ambiental, con una sub-ejecución sistemática de los compromisos asumidos con la autoridad de aplicación. Desde el comienzo de su gestión, el grupo realizó un plan de vaciamiento de los activos internacionales de la compañía, tomando posesión de la mayoría de ellos y quitándole a YPF la proyección internacional que había logrado en la gestión anterior. A su vez, el monto de los dividendos percibidos por Repsol más el valor de los activos internacionales transferidos, claramente supera el valor pagado por YPF. En síntesis, con su accionar Repsol priorizó el retorno de caja, desarticulando el portafolio de activos de YPF para posicionarse mejor en el resto del mundo. En el camino, no siguió las buenas prácticas de la industria y no acompañó el crecimiento de la economía del país.


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sumario 24/26 INFORME

Parque Solar Fotovoltaico de Cañada Honda

YPF: ¿Qué modelo optaremos?

34/35 EVENTOS ENERGIA EOLICA 2012 INTERSEC 2012

8/23 NOTA DE TAPA Los Recursos no convencionales son una parte del todo, no el todo.

28/29 TRIBUNA ABIERTA

El desafío de transformar Recursos en Reservas . Por Daniel Kokogian. ENERGIA INTELIGENTE: Cómo cubrir la demanda actual . Qué es el Shale Gas.

36/37 IMAGEN Y ESTRATEGIA

El GRnC y su impacto ambiental. No convencionales en boca de todos. No todo lo que brilla es Shale Gas.

30/31 PROVEEDORES

Mayo 2012 6

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Y SERVICIOS

38 EFEMERIDES

32 LA FOTO

Hace 16 años AES Argentina iniciaba sus operaciones en San Juan


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Nota de tapa

“Los Recursos no convencionales son una parte del todo, no el todo” Por Daniel Kokogian, presidente de Newmilestone

El desafío de transformar un Recurso en Reserva es el enorme objetivo que tiene por delante la Argentina, según la mirada de uno de los expertos más reconocidos de la industria hidrocarburífera. Mejoras tecnológicas, aumento de precios y regulación estable parecen ser la clave para estimular la inversión en shale gas, shaleoil, tight gas y coalbedmethane.

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a exploración y desarrollo de los reservorios no convencionales comenzó en Estados Unidos y Canadá hace varias décadas atrás. Sin embargo, el impulso definitivo de la explotación de estos reservorios tuvo lugar recién en los últimos diez años y muy especialmente en el último lustro. Nuevas áreas fueron incorporadas masivamente a la producción de gas y petróleo y los resultados fueron tan importantes que en la actualidad un poco más del 50% de la producción de gas de USA proviene de reservorios no convencionales, mientras que la producción de petróleo de estos reservorios ya es notoria, alcanzando incluso para

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revertir levemente la tendencia declinante de los últimos años. Es muy importante aquí que bajo el rótulo de No Convencionales se incluye no solo el “shale gas” sino también los reservorios “tight” y el “coalbedmethane”. Para visualizarlo en volúmenes en el año 2010, alrededor de 6 TCF fueron producidos de reservorios “tight”, y 2 TCF cada uno aportaron el “shale gas” y el “coalbedmethane”. ¿Cuál fue el disparador para este “boom”? Muchos adjudicarán gran parte del mérito a los avances indiscutibles en técnicas de perforación y muy especialmente de terminación y estimulación de pozos. Esto es una realidad incontrastable. Sin embargo, me siento

tentado a pensar que el principal “driver” fue el notable incremento en el precio del gas que tuvo lugar en Canadá y USA a principios del nuevo milenio. Los adelantos técnicos facilitaron las tareas, pero el motivador inequívoco de todo el proceso fue el altísimo precio del gas, el cual alcanzó casi los U$S 12 el millón de BTU mientras que el spot llegó en ocasiones a U$S 20. Respecto de los motivos que permitieron el desarrollo del petróleo en “shales” me remito a la declaración reciente de funcionarios del Estado de North Dakota” que lo asignaron a… .”la tecnología, la geología, el aumento del precio y el clima de negocios y regulatorio estable”.


A pesar de conocerse estos resultados en USA, no fue sino hasta fines del 2010, momento en el cual REPSOL YPF realizó el anuncio del megayacimiento de “shale gas” en Vaca Muerta, que la Industria y la sociedad argentina prestaron aten-

vencionales, llegó el endeble informe preparado por una Consultora para el EIA, que asigna recursos por más de 700 TCF de gas a las cuencas sedimentarias de nuestro país. El “horno” ya estaba bastante caliente y para atizar un poco más el fuego llegó una “invasión” de “major” y fondos de inversión buscando frenéticamente oportunidades, para no quedarse afuera de la gran “fiesta de los no convencionales” que está por comenzar. Por su parte, algunas operadoras, con REPSOL YPF a la cabeza se encargaban de mantener altas las expectativas con anuncios sumamente positivos respecto de los avances realizados en los últimos dos años. Es público y notorio el tremendo avance del valor en bolsa de varias compañías canadienses basado casi exclusivamente en las expectativas respecto del desarrollo de este nuevo recurso, y también la profusa información que acompaño la perforación del primer pozo dirigido, con terminación multifrac realizado por Apache en Neuquén, conjuntamente con otros pozos que perforó no solo a Vaca Muerta sino a Molles. Todo este ambiente de excitación alrededor de los no convencionales tuvo, quizás, su punto culminante con la reciente expropiación de parte del capital accionario de REPSOL YPF. Según REPSOL, fueron los ingentes

“En todo caso, aun asumiendo que los costos de pozos de desarrollo podrían ser sustancialmente más bajos que los hasta aquí perforados, la explotación masiva del “shale gas” requeriría de un precio muy superior al actual e incluso mayor a los precios aprobados por Gas Plus. No es descabellado pensar en un precio de alrededor de los 10 U$S el MMBtu o aún superior”. ción al fenómeno. Recordemos que ese anuncio involucro a casi la totalidad de la clase política de nuestro país, sin distinción entre oficialismo y oposición. Si algún incentivo faltaba para que distintas Operadoras se lanzaran a la búsqueda de los no con-

recursos alojados en los no convencionales, especialmente en Vaca Muerta, los que determinaron la decisión política. Tal afirmación es opinable y difícil de comprobar, aunque seguramente puede haber sido uno más de los motivos.

En todo caso, el sólo hecho de comprobar que los volúmenes de reservas adicionados hasta el momento por el proyecto Vaca Muerta lejos estaban de las cifras propaladas por los canales comunicacionales , puede haber también influido en la decisión política final. Convengamos que durante estos años nadie se preocupó demasiado por explicar la diferencia entre, reservas, recursos y recursos prospectivos.

Del “shale gas” al “shale oil” Desde aquel mega anuncio de fines del 2010 a la actualidad se produjo un sutil pero importante cambio en el paradigma de los no convencionales. Lo que comenzó como un proyecto de “shale gas” que al decir de algunos petroleros y funcionarios aseguraba el consumo de gas de Argentina por los próximos 50 años se transformó en un proyecto de “shaleoil”. Nadie se encargo, en la transición de explicar los motivos de este cambio. Mucho me temo que los resultados de los pozos, por lo general obvian explicaciones. Pero no hubiera sido redundante, si quienes “levantaron la bandera del autoabastecimiento de gas por varias décadas para los argentinos” le explicaran a la sociedad porque entonces, a la par que el proyecto migraba a petrolero, incrementábamos geométricamente nuestras importaciones de gas .

¿Recurso o reserva? Si bien hasta el momento son pocos los pozos que se han perforado para probar el “shale gas” tanto en Vaca Muerta como en Molles y la información sobre la productividad de los mismos es aunmas escasa, con lo que se conoce hasta el momento podría decirse que resultaron pozos de producciones marginales y muy lejos de ser económicamente rentables, al menos bajo las actuales condiciones de precio y costo de perforación.

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Nota de tapa

“Debajo de la polvareda comunicacional” Pues bien, ¿cuál es el escenario posible una vez que baje la polvareda? La seguidilla de anuncios sobre megayacimientos realizado por REPSOL YPF, los favorables Press Release de varias Operadoras, la fuerte instalación en la Sociedad del tema, el arribo de las majors y fondos de inversión, el famoso y como ya mencioné y reafirmo, técnicamente endeble informe del EIA, y finalmente la expropiación de acciones de REPSOL YPF produjeron una “polvareda” tal, que hace difícil ver el horizonte, al menos para quienes contamos con poca capacidad de predicción. Es posible que cuando los ánimos y las pasiones se calmen tengamos el siguiente escenario. En Petróleo: Argentina no perdió y muy posiblemente no pierda el autoabastecimiento de petróleo por varios años. Si quizás, tengamos que importar algunos cortes como ocurre en la actualidad pero también podríamos y deberíamos exportar excedentes de otros, como no ocurre en la actualidad y debería ocurrir. ¿Porque seguimos aplicando impuestos a la exportación de combustibles que no utilizamos internamente? Desconozco porque se ha instalado en los medios y la opinión publica que hemos perdido el autoabastecimiento de petróleo cuando ello no es así, felizmente, a pesar de la permanente merma de la producción que ocurre desde 1999. En Gas: Argentina perdió el autoabastecimiento de gas y difícilmente lo recupere en el corto o mediano plazo. Debe considerarse también como un posible escenario futuro que ese autoabastecimiento no se recupere nunca, al menos mientras los precios estén en el nivel actual y muy especialmente si el gas sigue siendo una tajada tan importante de la “torta energética”.Y este es el problema más urgente que tenemos que resolver, el consumo y la provisión de gas. ¿De dónde podría venir el gas en el futuro inmediato? Teniendo en cuenta la productividad de los pozos de shale gas en los proyectos con más historia en USA y Canadá, y comparándola con la productividad de algunos reservorios convencionales pobres y con los llamados reservorios “tight”, surge una pregunta ineludible. ¿Por qué estamos tan excitados en la posibilidad de poner en producción pozos al shale que salen 10, 20 o 30 millones de dólares , mientras olvidamos totalmente el posible potencial de un pozo a un reservorio convencional malo con producciones estabilizadas similares o quizás algo menores que los no convencionales pero que cuestan no más de 1,5 millones? ¿O acaso por qué hemos también olvidado, salvo pocas excepciones, el desarrollo de las areniscas de baja permeabilidad del Molles que también pueden tener productividades similares a los de shale gas y cuestan “solo” 4-5 millones de dólares? Difícil encontrar una respuesta lógica a estas preguntas a no ser por la baja visibilidad que genera la “polvareda comunicacional”.

Otra observación preliminar que puede hacerse es que difícilmente algún pozo con estos objetivos pueda ser rentable si la producción de gas no es 35 16$ acompañada por la presencia de líqui35 16$ dos. Esto no es sorpresivo, de hecho es 35 16$ lo35 que está ocurriendo en varios de los (16$ proyectos gasíferos de no convencionales en USA. Hay que tener en cuenta que las producciones promedio estabilizadas de la mayoría de los pozos de shale gas en USA están en el orden de los 5000 a 15000 m3/d. Si esta situación es la que pudiera repicarse aquí, habría que poner en muy serias dudas el po(1(5*(7,&$ sible desarrollo productivo de Los Molles, donde como todos sabemos el gas (1(5*(7,$ es seco y de los sectores donde Vaca

35(16$

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(1(5*(7,&$ 10

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Muerta está en ventana de gas. Esto deja abierta aún la posibilidad del desarrollo de un proyecto de gas asociado a petróleo, como es el que debería ser factible en la Formación Vaca Muerta o incluso en la Formación Agrio, en ciertos sectores de la Cuenca Neuquina. En todo caso, aun asumiendo que los costos de pozos de desarrollo podrían ser sustancialmente más bajos que los hasta aquí perforados, la explotación masiva del “shale gas” requeriría de un precio muy superior al actual e incluso mayor a los precios aprobados por Gas Plus. No es descabellado pensar en un precio de alrededor de los 10 U$S el MMBtu o aún superior.

En cuanto al desarrollo del petróleo no convencional de Vaca Muerta, basándonos en la información publicada por REPSOL los pozos ya perforados resultan, a mi entender, económicamente marginales o directamente no económicos. Sin embargo, y en oposición a lo ya discutido para el gas, estos pozos de “shaleoil” de Vaca Muerta pueden llegar a definir reservas importantes si, como debería esperarse, el costo de perforación baja notablemente en una etapa de desarrollo. Simplemente para tener como referencia, según comunicación oficial de REPSOL, la producción inicial de los pozos perforados a Vaca Muerta varia entre 200 y 600 barriles día, con la mayoría de ellos en el rango de 250 a 400; su costo según comunicaciones no oficiales habría oscilado entre los 8 y los 10 MMU$S. El pozo tipo promedio alcanzaría una producción de alrededor de 50.000 barriles en el primer año, para luego mantenerse con valores de productividad bajos pero con baja declinación. Si estos valores fueran realmente representativos el repago de la inversión del pozo no estaría por debajo de los 8 años. Es de destacar, que lo realizado hasta aquí, no permite evaluar todas las alternativas para el desarrollo eco-


nómico de este recurso ya que no solo hay pocos datos y de corta duración, sino que además no se ha perforado ningún poco dirigido u horizontal, que son los que realmente permitieron mejorar la economía de todos los proyectos en USA y Canadá. También es prudente remarcar que una consultora privada auditó reservas de petróleo para la zona de LLL del orden de 81 MMBO para las 3P con 23 MMBO des P1, si bien modesto, estos volúmenes son ya un indicio que pueden comenzar a certificarse reservas; no contamos con los elementos técnicos necesarios para opinar sobre este estudio. Haciendo un repaso de lo aquí discutido, en nuestra opinión, con las condiciones actuales de precios y costos de perforación, podríamos estar cerca de trasformar parte de los recursos del “shaleoil” en reservas mientras que el panorama para el gas es mucho más difícil y un posible desarrollo de estos recursos requerirá o bien una drástica reducción de costos o un también drástico aumento de los precios de boca de pozo; o una combinación de ambos. Si ninguno de estas alternativas se da, quizás gran parte de los recursos del “shale gas” quedaran para ser explotados por generaciones futuras. Un factor muy importante que no hemos discutido en este artículo aún es el de la logística y la capacitación de personal necesarias para el desarrollo de estos proyectos no convencionales, ya sea para petróleo o gas. No escapara al buen criterio de nadie, que el número y tipo de equipos de perforación actualmente activos en el país es absolutamente insuficiente para avanzar con estos proyectos; lo mismo ocurre con el equipamiento de terminación y estimulación de pozos.¿Cuánto tiempo demandará crear esa infraestructura? ¿Estamos dispuestos a facilitar ese proceso de importación masiva de equipamiento? Finalmente, ¿cuánto tiempo adicional demandara tener el personal adecuadamente capacitado para que la totalidad de ese equipamiento funcione de

manera eficaz y eficiente? ¿Existe ese personal?

¿Y el resto del potencial exploratorio? Otro punto no menos importante es que esta fiebre por el shaleoil y el shale gas, puso en el arcón de los olvidos al potencial exploratorio que descansa en los bloques aún no explorados o con incipiente estado de conocimiento que no solo se ubican en cuencas no productivas sino en al-

gunas de las cuencas más prolíficas del país. ¿Qué vamos a hacer con ellos? Los hemos condenado al olvido? ¿Por riesgosos que sean los “plays” posibles en esas áreas, no ameritan al menos capturar un poco del interés que actualmente se concentra casi exclusivamente en los “no convencionales”? ¿Qué van a hacer las Provincias con muchísimos bloques de exploración licitados hace años y con escasa o bajísima actividad? Personalmente creo que hay más gas y crudo, gran parte del posiblemente pesado, por descu-

“…no fue sino hasta fines del 2010, momento en el cual REPSOL YPF realizó el anuncio del megayacimiento de “shale gas” en Vaca Muerta, que la Industria y la sociedad argentina prestaron atención al fenómeno. Recordemos que ese anuncio involucro a casi la totalidad de la clase política de nuestro país, sin distinción entre oficialismo y oposición. Si algún incentivo faltaba para que distintas Operadoras se lanzaran a la búsqueda de los no convencionales, llegó el endeble informe preparado por una Consultora para el EIA, que asigna recursos por más de 700 TCF de gas a las cuencas sedimentarias de nuestro país. El “horno” ya estaba bastante caliente y para atizar un poco más el fuego llegó una “invasión” de “major” y fondos de inversión buscando frenéticamente oportunidades, para no quedarse afuera de la gran “fiesta de los no convencionales” que estaba por comenzar”.

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Nota de tapa

brir en reservorios convencionales y poco o nada estamos haciendo para explorarlo. No sería prudente cerrar este tema, sin mencionar la posibilidad o la necesidad, de agotar las alternativas de explotación de los yacimientos con reservorios convencionales. ¿O acaso ya hemos realizado todo lo que es posible hacer con ellos. ¿Estamos en los niveles de recuperación final que pueden alcanzar todos nuestros yacimientos? ¿Realmente creemos eso? Yo, no.

Conclusiones Se dijo en numerosas oportunidades que nuestro país no es petrolero, sino un país con petróleo y gas. Todo indica que podremos seguir siéndolo, aunque con algunas características que deberían mencionarse. De hecho el autoabastecimiento de petróleo nunca se perdió y tenemos altísimas chances de mantenerlo por muchos años. Por el contrario, y contrariamente a la opinión en boga últimamente, en mi opinión el autoabastecimiento de gas será mucho más difícil de lograr, al menos mientras no se modifiquen drásticamente las condiciones de costos y/o precios. Si esto último ocurre, la historia puede ser diferente. Sin embargo, también a diferencia

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de la opinión aparentemente dominante, creemos que todavía hay petróleo y gas para extraer de los reservorios convencionales, no solo de las áreas con exploración pendiente, sino también de las áreas actualmente en producción. Para lograr éxito en este área seria altamente favorable que se avance en lo que muchos venimos reclamando desde hace años,

En el área específica del gas, deberíamos extremar los esfuerzos en la exploración y producción de las areniscas de baja permeabilidad, actividad que aún está en su etapa inicial. Esta opinión es avalada por el hecho que solo algunos de los potenciales proyectos de Gas Plus se han finalmente presentado y aprobado y solo algunos de esos proyectos consiguen finalmente el precio teórico acordado. No habiendo compradores dispuestos a pagar más por volúmenes de gas que pueden conseguir a menor precio, el desarrollo de estas arenas de baja permeabilidad está totalmente limitado. Finalmente, no hay dudas que los recursos alojados en los distintos “shales”, tarde o temprano pasaran de ser recurso a reserva y como tal serán puestas en producción; sin embargo no parece prudente ponerlos como única alternativa de aumento de producción y mucho menos como las más factibles económicamente en el corto plazo. El desarrollo final de los recursos no convencionales, incluyendo en este grupo a los “shales”, los “tights” y los convencionales pobres, depende-

“En cuanto al desarrollo del petróleo no convencional de Vaca Muerta, basándonos en la información publicada por REPSOL los pozos ya perforados resultan, a mi entender, económicamente marginales o directamente no económicos. Sin embargo, y en oposición a lo ya discutido para el gas, estos pozos de “shale oil” de Vaca Muerta pueden llegar a definir reservas importantes si, como debería esperarse, el costo de perforación baja notablemente en una etapa de desarrollo”

una maximización de portfolios de las grandes compañías que incluyan asociaciones con Compañías más pequeñas que puedan operar eficientemente esos yacimientos marginales e incluso la venta total de algunos de esos activos. Creemos que es una medida estratégica que ayudara a la explotación y/o rejuvenecimiento de yacimientos maduros.

rá por supuesto que se logre el nivel de inversión importantísimo que estos conllevan, acompañado de un gran esfuerzo de infraestructura y logística y quizás, lo más importante y determinante, la decisión política de darle el marco regulatorio y de precios que se necesita. Los recursos del “shale gas y el shaleoil” son, en definitiva, una parte del todo, no el Todo


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Nota de tapa

¿Qué es el Shale Gas? El término shale es usado libremente aunque no describe la estricta litología de los reservorios. Las variaciones litológicas en los yacimientos estudiados en América del Norte indican que el gas natural no sólo se aloja en lutitas sino que comprende, también, un amplio espectro de litologías y texturas, desde fangos calcáreos a limolitas y areniscas de grano fino, es decir, rocas de naturaleza silícea o carbonática. Por Gualter Chebli, consultor en temas energéticos (*)

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e trata de cantidades significativas de gas adsorbido y algo de gas libre vinculados estrechamente con rocas pelíticas, carbonáticas y/o areniscosas finas que, en muchos casos, corresponden a las rocas generadoras de la columna estratigráfica de una cuenca sedimentaria. Esa roca alojante, además de su granulometría fina posee un alto tenor de Carbono Orgánico Total (COT) y un grado de madurez térmica adecuado, medido en términos de la Reflectancia de la Vitrinita (Ro). El término shale es usado libremente aunque no describe la estricta litología de los reservorios. Las variaciones litológicas en los yacimientos estudiados en América del Norte indican que el gas natural no sólo se aloja en lutitas sino que comprende, también, un amplio espectro de litologías y texturas, desde fangos calcáreos a limolitas y areniscas de grano fino, es decir, rocas de naturaleza silícea o carbonática. La presencia de múltiples tipos de rocas ricas en materia orgánica implica que hay también múltiples mecanismos para el almacenamiento del gas. Así el mismo

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puede estar adsorbido en la materia orgánica y almacenado como gas libre en microporos y macroporos. Además, el gas en solución puede esconderse en nanoporos de los componentes del bitumen y puede ser una fuente adicional de gas, si bien tradicionalmente se lo considera un componente menor. El gas libre puede ser la fuente de producción dominante sobre el gas adsorbido o el gas en solución en un reservorio de shale gas. Determinar el porcentaje de gas libre versus gas en solución, versus gas adsorbido es importante para la evaluación de recursos y reservas y es un significativo factor en la producción de gas, ya que el gas adsorbido se difunde a menor presión que el gas libre. La variedad de tipos de roca observados en shale ricas en materia orgánica implica la presencia de un rango de diferentes tipos de reservorios de shale gas. Cada reservorio puede tener características geoquímicas y geológicas distintivas y requerir diferentes métodos de perforación, terminación, producción y evaluación de recursos y reservas, como lo

indica la experiencia de aproximadamente los últimos 20 años en USA y Canadá. Además, no hay que olvidar que las shale siguen teniendo potencial como rocas sello y no todas las shale tienen que ser necesariamente rocas reservorio. En todos los casos es esencial tener un acabado conocimiento de los atributos geoquímicas, petrográficos y geológicos fundamentales de la shale, para la valorización del recurso, su explotación, desarrollo y manejo ambiental. Cuatro son las propiedades que representan características importantes en cada play de shale gas: 1. Carbono Orgánico Total (COT) contenido en la unidad-roca (preferentemente, mayor que el 2 %). 2. Madurez de la materia orgánica (Ro) con valores entre 1.2 a 1.7 %. 3.Tipo de gas generado y almacenado en el reservorio (biogénico o termogénico). 4. Permeabilidad del reservorio. El gas de las lutitas se genera de dos diferentes maneras y es posible una mezcla de


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Nota de tapa tipos de gas: el gas termogénico se genera por cracking de materia orgánica o cracking secundario de petróleo. El gas biogénico, como el del yacimiento de shale gas Antrim en Michigan, es generado por microbios en áreas con recarga de agua meteórica. El gas termogénico está asociado con materia orgánica madura que ha sido sometida a temperaturas y presiones relativamente altas y adecuadas para generar hidrocarburos. El grado de madurez se expresa generalmente en términos de la reflectancia de la vitrinita (% Ro), donde

distancias en un mismo depósito o estrato. No todas las lutitas son capaces de sostener una producción económica de gas. En particular, estas rocas se caracterizan por su baja permeabilidad que les da su capacidad de constituir sellos para los yacimientos convencionales. En tal sentido el parámetro más importante que influye en una producción sustentable de gas en shale es la permeabilidad de la matriz. Para sostener la producción inicial el gas debe fluir de la matriz hacia fracturas naturales o inducidas. Generalmente, cuan-

“La recuperación en un reservorio de shale gas es, en general, menor que en los reservorios convencionales, con valores comprendidos entre 5% y 20%, a diferencia de los segundos que alcanzan valores entre 50% y 90%. Sin embargo, en algunos casos la recuperación es bastante mayor, tal lo que ocurre en las Antrim Shale, con fracturación natural, que tienen un factor de recuperación del orden de 50% a 60%. En el caso de la Haynesville shale, en Louisiana, se alcanzan valores de hasta el 30%”.

valores entre 0.6 y 1.6-1.7 son indicativos de generadoras de hidrocarburos, estimándose que entre 0.6 y 1.1-1.2 son precursoras de líquidos y entre 1.2 y 1.7 de gases húmedos. Por encima de este último valor, sólo producirán gases secos. El carbono orgánico total (COT) es un atributo fundamental para el shale gas y representa la medida de la riqueza orgánica actual de las rocas generadoras (porcentaje en peso de la materia orgánica con respecto al de la roca total). El contenido de COT (ideal que supere el 2 %), junto al espesor de las facies generadoras y la madurez orgánica, son los atributos clave para definir el potencial de shale gas. Sin embargo, la combinación favorable de estos factores no es lo único necesario para determinar la economicidad de los diferentes proyectos de explotación de gas en lutitas, particularmente, atendiendo a los costos de producción, por la perforación y las técnicas de terminación. Estos factores pueden ser altamente variables entre lutitas de diferente edad y también puede haber grandes diferencias en cortas

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to mayor sea la permeabilidad de la matriz más va a facilitar la difusión del gas hacia las fracturas, posibilitando un elevado flujo hacia la cañería de producción. Las microfracturas suelen tener importancia en la producción, aunque no son fáciles de determinar. La recuperación en un reservorio de shale gas es, en general, menor que en los reservorios convencionales, con valores comprendidos entre 5% y 20%, a diferencia de los segundos que alcanzan valores entre 50% y 90%. Sin embargo, en algunos casos la recuperación es bastante mayor, tal lo que ocurre en las Antrim Shale, con fracturación natural, que tienen un factor de recuperación del orden de 50% a 60%. En el caso de la Haynesville shale, en Louisiana, se alcanzan valores de hasta el 30%. Para mejorar la producción es indispensable aplicar adecuadas técnicas de perforación y terminación.

Algunas particularidades Se considera oportuno citar algunas de las características particulares

de este tipo de yacimientos que, hasta hace poco tiempo, resultaban muy poco divulgadas en nuestro país. En la etapa exploratoria la investigación es mucho más minuciosa que en el caso de los convencionales. Se requieren exhaustivos estudios geoquímicos y petrofísicos. Ello implica disponer de un elevado número de testigos corona, testigos laterales y buena frecuencia en la obtención del cutting. Los datos de presiones cobran significativa importancia. La sísmica 3D de buena calidad es indispensable para definir la extensión de los reservorios, sus espesores, los juegos de fracturas eventualmente existentes y las orientaciones de las mismas para diseñar los parámetros de la futura fracturación. En las tareas de explotación resulta de fundamental importancia el cuidado del medio. Se requiere un elevado número de perforaciones realizadas desde locaciones mucho más amplias que en el caso de los convencionales dado que las instalaciones de superficie deben permitir la ubicación de los sistemas de fracturación hidráulica. Los pozos, iniciados como verticales y de buen diámetro, se continúan como perforaciones multidireccionales, orientadas y hasta horizontales. Se requiere abundante disponibilidad de agua en las cercanías o bien diseñar una buena estructura de su transporte a la locación. Es indispensable prestar suma atención a la disposición final del agua de retorno que, frecuentemente, es altamente contaminante. En las fracturaciones se deben cuidar los eventuales recursos de aguas subterráneas en las cercanías de los pozos (*) 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. (*) Extractado de “El shale gas en la Provincia del Neuquén”, por G. Chebli, H. Mendiberri, A. Giusano, G. Ibáñez y J. Alonso. Publicado en Trabajos Técnicos, pp 669-691, VIII Congr. de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos, IAPG, Mar del Plata.


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Nota de tapa

El GRnC y su impacto ambiental Un documento de la Academia Nacional de Ingeniería revela que el mayor desafío que enfrenta el desarrollo del Gas de Reservorios No Convencionales (GRnC) en el mundo está relacionado con su potencial impacto ambiental, particularmente en lo referido a la conservación y protección del agua, y al uso de productos químicos.

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l mayor desafío que enfrenta el desarrollo del Gas de Reservorios No Convencionales (GRnC) en el mundo está relacionado con su potencial impacto ambiental, particularmente en lo referido a la conservación y protección del agua, y al uso de productos químicos. Adicionalmente, la declinación de la producción de hidrocarburos en reservorios no convencionales suele ser más acelerada que la que se observa en los yacimientos explotados con técnicas convencionales. Tal aseveración forma parte de documento Gas de Reservorios No Convencionales elaborado por la Academia Nacional de Ingeniería en octubre de 2011, en el cual se plantea el contexto internacional y la situación en Argentina sobre el desarrollo de este tipo de hidrocarburos. Por otra parte, - el informe aseguraque la logística requerida para el desarrollo del GRnC -en especial, en lo referido a cantidad de equipos de perforación, ca-

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miones, bombas y medidores de caudales y presiones - es de una escala muy superior y más compleja a la habitual en yacimientos “convencionales”. Por último, como ocurre con cualquier tecnología innovadora, parece haber algún campo de acción en materia de mejora del “balance de energía neto” de la producción de GRnC, resultante de la comparación de la energía final obtenida vs. la energía total gastada en el proceso productivo. Según revela el documento, a nivel mundial, se dispone de abundantes reservas de gas “convencionales” y recursos “no convencionales”, con creciente diversificación geográfica. Las reservas comprobadas de gas al 31/12/2010 equivalían a 58,6 años de producción de dicho año. A su vez, los recursos mundiales estimados de Gas de Reservorios no Convencionales (GRnC), asociados a la utilización de las técnicas de producción más desarrolladas - gas de esquistos (shale gas), metano de lechos de carbón (coalbed methane) y gas de arenas

compactas (tight-sand gas) - quintuplicaban las reservas comprobadas. En consecuencia, los recursos de GRnC ofrecen perspectivas de expansión y aprovechamiento muy significativas, cuya evolución dependerá de la consolidación de las nuevas tecnologías, la evolución de los costos y el manejo ambiental. El desarrollo del GRnC en los Estados Unidos, Canadá y - en menor medida - en Australia ha mostrado un dinamismo sorprendente y ya ha modificado tendencias en el mercado internacional de gas. El epicentro de esta “revolución silenciosa” se ubica en América del Norte: 50 % de la demanda de gas en los Estados Unidos, y más del 30% en Canadá, es abastecida con GRnC. En los Estados Unidos, el 25% del consumo es cubierto con gas de esquistos (shale gas). El precio de indiferencia (“break-even”) del gas de esquistos en el mercado estadounidense, si bien muy variable de acuerdo al tipo de yacimiento y contenido de líquidos, ha tendido a situarse entre 4,5 y 6 US$/106 BTU durante el período 2008/2010. La irrupción del GRnC ha tenido un fuerte impacto sobre los flujos mundiales de Gas Natural Licuado (GNL), generando una caída de las importaciones - y el uso parcial del GNL para “peak shaving” - en los Estados Unidos, y el desvío de múltiples cargamentos a los mercados europeos. La característica distintiva del gas de esquistos deriva del uso extensivo de la perforación horizontal y la fractura hidráulica en etapas múltiples. La fractura hidráulica ha demostrado ser una técnica eficaz. No obstante, cabe destacar que dicha técnica utiliza millones de litros de agua en pocos días, por lo que su utilización debe ser balanceada con la demanda de agua existente


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Nota de tapa

“No convencionales”, en boca de todos En los últimos dos años términos como “recursos, reservas y yacimientos no convencionales” fueron usados hasta el hartazgo por empresarios, políticos, periodistas, comerciantes y hasta amas de casa. La mayoría de las veces son los medios quienes instalan el tema y el resto se hace eco de noticias que quedan flotando en el colectivo imaginario. Aquí va sólo una muestra.

 “Vaca Muerta demanda la perforación de pozos horizontales, para aumentar la zona expuesta de la roca. Implica un gran esfuerzo logístico y de planificación, ya que se deben perforar centenares y hasta miles de pozos en forma continuada. Se necesitan tantos porque la producción por pozo es muy baja.”

 “No debemos minimizar ni posponer el desafío regulatorio que plantean los hidrocarburos no convencionales. Para muestra, basta con observar la actividad y rechazo desplegado para con la gran minería, que es la actividad cuya analogía operativa y regulatoria resulta evidente. Las no convencionales presentarían (con precios medios de USA) un piso de aproximadamente 7 MM/ BTU”.

RESERVAS GLOBALES DE GAS NO CONVENCIONAL

35 16$

35 16$ REGION HQHUJHWLFD 

NORTH AMERICA 35 16$

35(16$

FORMET SOVIET UNION 35(16$ CENTRALLY PLANNED ASIA& CHINA PACIFIC OECD LATIN AMERICA MIDDLE EAST & NORTH AFRICA SUB-SAHARAN AFRICA WESTERN EUROPE OTHER ASIA PACIFIC SOUTH ASIA CENTRAL & EASTERN EUROPE (1(5*(7,&$ WORLD

(1(5*(7,$ % OF TOTAL

COAL BED METHANE SHALE GAS TIGHT SAND GAS TOTAL % OF TOTAL 3.017 3957 1245 470 39 0 39 157 0 39 118 9051

3840 627 3526 2312 2116 2547 274 509 313 0 39 16103

1.370 8227 901 5485 353 5094 705 3487 1293 3448 823 3370 784 1097 353 1019 549 862 196 235 78 235 7405 32559

28%

49%

23% 100%

FUENTE: The Winner’s Curse -La Maldición del Ganador (Richard M. Bateman- Abril 25, 2012) (1(5*(7,&$ 20

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25% 17% 16% 11% 11% 10% 3% 3% 3% 1% 1% 100%


 “El gobierno neuquino sostiene que con una inversión de US$ 10.000 millones en hidrocarburos no convencionales, la provincia podría abastecer todo el gas que Argentina importa”.

 “Petroleras anunciaron fuertes inversiones en recursos no convencionales. Se trata de YPF, Apache, Pan American Energy y Total. Las firmas apuntarán a explorar shaleoil y shale gas, a cambio de que haya “precios adecuados”.

 La contaminación de las aguas que provoca la extracción de gas y crudos de los shales es apabullante, y no es que los efectos se sufrirán dentro de 20 ó 30 años. Ellos, según las condiciones de la explotación y el sistema hídrico subterráneo/superficial operado, son muy inmediatos. Es tan grave e inocultable la técnica no convencional que el propio New York Times, el 18 de abril de 2011, denunció esta técnica haciéndose eco de una investigación en un artículo titulado “Millones de litros de químicos peligrosos fueron inyectados en pozos de petróleo entre 2005/09”.  “Apache realizó el primer pozo hori-

zontal multifracturadoshale gas de Latinoamérica. La empresa presentó nueva tecnología de extracción. A 35 kilómetros de Zapala, en el yacimiento Anticlinal Campamento- Formación: “Los Molles”, Provincia del Neuquén-, la empresa Apache perforó el primer pozo horizontal multifracturado de Latinoamérica.  El pozo, denominado ACO 2011-H, demandó 24.000.000 de dólares de inversión total y se suma a otros tres no convencionales que Apache tiene en la provincia: La Calera, donde se perforó hasta los 5.000 metros, Huacalera, a 4.100 metros; y Cortadera, que va por 2.800 metros sobre un estimado de 4.300 de profundidad”.

 “El diario GazetaWyborcza de Varsovia informó que Francia, Bulgaria, Rumania y la República Checa han suspendido la explotación de sus yacimientos por razones ambientales”.

 “En la Argentina, buena parte de las esperanzas de recuperar la autonomía energética descansan en lo que pueda aportar el superyacimiento de Vaca Muerta, en Neuquén. Se habla de inver-

siones por 20.000 millones de dólares”.

 “Estados Unidos contrató a la consultora privada AdvancedResources International quien fue la que en realidad hizo el poco serio reporte. No se basaron en un ningún dato real. Por ejemplo, allí se dice que las mayores reservas de hidrocarburos no convencionales (del tipo shale) se ubican en la cuenca del chaco paranaense. Dicen que de los 774 trillones de pies cúbicos de presuntas reservas, 522 están en la cuenca mencionada. En YPF se hicieron 45 pozos exploratorios desde la década del 40 y jamás se encontró nada, ninguna roca generadora”.

 Argentina no cuenta con regulación específica para el Gas no Convencional, que en principio se encuadrará bajo las disposiciones del Programa Gas Plus diseñado por la Secretaría de Energía (Resoluciones SE 24 y 1031/2008). Las normas vigentes son de un nivel jerárquico relativamente bajo, por lo que puede resultar necesario desarrollar legislación adicional, de mayor jerarquía jurídica, que estimule la concreción de proyectos caracterizados por la recuperación de la inversión a largo plazo”.

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Nota de tapa Prospectivas extraídas del Informe polémico de ARI para EIA World Shale Resources

No todo lo que brilla es “shale gas”

Un informe preliminar de la Advanced Resources International Inc (ARI) para la Energy Information Administration (EIA) “Word Shale Resources pronostica para el año 2016 en Argentina una producción adicional total de unos 40 millones de m3/día de shale gas. Ello conformaría un volumen total de producción nacional de 160 millones de m3/día para el año 2015 y unos 200 millones de m3 para el 2020. Es decir pasar de la actual producción anual de unos 50 Mil MMm3 (123,4MMm3/dia) a unos 70 Mil MMm3 (200 MMm3/dia) por año.

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as perforaciones en dos de los reservorios de roca madre de la cuenca neuquina la formación de Vacas muertas y la formación de Los Molles por parte de YPF y Apache respectivamente, confirmaron las prospectivas de la empresa ARI-. La prospectiva surge de una metodología que sistematiza los parámetros básicos de diversos yacimientos y cuencas. A partir de ello considerando analogías y estudios y parámetros físicos y químicos disponibles conforma una evaluación de cantidad de shale gas técnicamente recuperable. Para la Argentina indica 774 Tcf equivalentes a 21.900 mil millones de m3 (o MMMm3) de shale gas para todo el país. La mitad de dicho volumen se encuentra en la cuenca neuquina. (11.500 MMMm3). Los valores indicados son una porción reducida de los recursos in situ del gas y se conforman- matriz de ponderación mediante y perforaciones explora-

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torias - en un porcentaje que gira alrede- cubren los equipos motrices de potencia dor del 15 al 20% en reservas probables. para cada perforación, los accesorios de

“Cabe indicar que el shale gas en EEUU ha creado 200.000 puestos de trabajo. Para un contexto de la Argentina el shale gas puede convocar por una relación de producción de unos 50.000 puestos de trabajos. En EEUU se efectuaron en el 2011, unas 1500 perforaciones de desarrollo y producción de gas natural por mes. De ellas se estima que unas 500 fueron a las rocas madres, es decir al Shale gaS”.

El pasaje a reservas comprobadas se realiza con varias perforaciones que permitan determinar la efectiva densidad media estimada de gas en toda el área prospectiva. Esto ha ocurrido con los pozos verticales y horizontales con fractura realizados sobre las formaciones de Los Molles y Vaca Muerta. Los costos de extracción de shale gas

perforación (varias centenas de toneladas de barras), el control de la perforación y software especifico de interpretación geológica en cuasi tiempo real, equipos especiales de bombeo de agua a altísimas presiones, aditivos químicos existentes y desarrollados ad hoc (hay una lista de decenas de productos), logística enorme (centenas de camiones cisternas), mitiga-


ción ambiental importante (en particular para el reuso del agua inyectada que promedia 20/30.000m3 por pozo medio), Personal profesional de diversas disciplinas, Gerenciamiento intenso y personal con entrenamiento especial (Hoy en EEUU se estima que el shale gas en solo 5 años ha producido 200.000 puestos de trabajo) El shale gas ha logrado en el último año que el precio en Henry Hub descienda a valores por debajo de los 4 U$/MBTU sorprendiendo a todos los analistas que pronosticaban un gas del orden de 7/8U$/MBTU. La Argentina ha dado señales con el programa Plus Gas de promover la extracción de gas no convencional en particular el que se encuentra en arenas compactas ( Tight gas) con un precio entre 4 y 5 U$/MBTU. La Argentina cuenta en todos los yacimientos o cuencas productivas su-

perficies extendidas de roca madre. Y en algunos casos como en Neuquén en varias capas y en otros como la cuenca chaco paranaense con un gran espesor y con importantes restos de carbón orgánicos maduros que el principal indicador de la presencia de hidrocarburos. Una activación de las reservas de shale gas con una producción del orden del 30% de la producción total local conforma un escenario donde se sustituye la importación actual y se satisfacen los nuevos consumos implica considerar para la Argentina inversiones muy superiores a las indicadas para el gas plus. Una perspectiva razonable de pensar a 5 años (2016) es lograr una producción adicional total de unos 40 millones de m3 /dia de shale gas. Ello conformaría un volumen total de producción nacional de 160 millones de m3/día para el año 2015 y unos 200 Mill

de m3 para el 2020. Es decir pasar de la actual producción anual de unos 50 Mil MMm3 (123,4MMm3/dia) a unos 70 Mil MMm3 (200 MMm3/dia) por año. Si quisiéramos llegar en la Argentina en 5 años a una producción de 40 mill de m3 necesitaríamos para entonces de no menos de 400/500 buenos pozos productivos. Ello implica pensar para el plazo de 5 años no menos de 80/100 perforaciones horizontales con fracturas por año . Cabe indicar que el shale gas en EEUU ha creado 200.000 puestos de trabajo. Para un contexto de la Argentina el shale gas puede convocar por una relación de producción de unos 50.000 puestos de trabajos. En EEUU se efectuaron en el 2011, unas 1500 perforaciones de desarrollo y producción de gas natural por mes. De ellas se estima que unas 500 fueron a las rocas madres, es decir al Shale gas

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Informe / YPF

YPF: ¿Qué modelo optaremos? Mucha agua corrió bajo el puente desde que la Cámara Baja convirtió en ley el proyecto que establece la recuperación del control estatal sobre YPF, la petrolera más emblemática 35 16$ 35 16$ del país. HQHUJHWLFD 

Frases hechas, buenos augurios, testimonios cargados de patriotismo hasta

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comentarios apocalípticos formaron parte de un escenario plagado de contradicciones. 35(16$ Lo que viene y por qué vale la pena ser optimistas.

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a primera contradicción se da en otro contexto político para el país. El martes 22 de septiembre de 1992, luego de entrevistarse con el Ministro José Luís Manzano, el entonces gobernador de Santa Cruz, Néstor Kirchner, ofreció una conferencia de prensa en la Casa Rosada instando a los legisladores nacionales a dar curso a la Ley de Privatización de YPF que terminó (1(5*(7,&$ con el desembarco de Repsol en 1998. Segunda contradicción: al recientemente designado CEO (1(5*(7,$ de la nueva YPF, Miguel Gallucio, fue protagonista en 1999 de

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un spot publicitario de Repsol. Tercera contradicción: El propio Ministro de Infraestructura y Planificación y actual interventor de YPF (junto con el Viceministro de Economía, Axel Kicillof), Julio De Vido, atribuyó la crisis de YPF a la política oficial al firmar un informe financiero presentado en la Comisión de Valores de Estados Unidos donde reconoce, entre otros aspectos la existencia de “interrupciones” del suministro de gas para privilegiar el consumo doméstico a bajas tarifas; que algunas medidas del


Gobierno, como la rescisión de algunas concesiones, han afectado adversamente nuestras operaciones y, lo más llamativo, que las crecientes tasas de inflación en la Argentina podrían incrementar los costos de operación. Cuarta contradicción: En Argentina, buena parte de las esperanzas de recuperar la autonomía energética descansan en lo que pueda aportar el hallazgo de recursos no convencionales. Se habla de inversiones por 20.000 millones de dólares. Sin embargo, expertos en energía desmienten que Argentina sea la tercera reserva mundial de shale-gas, según lo afirma el Departamento de Energía de los Estados Unidos.

El qué y el cómo

Lo cierto es que el 3 de mayo de 2012 será considerado un día histórico para la Argentina. Ese día se declaró la expropiación del 51% del patrimonio de YPF S.A. La medida, impulsada por la Presidenta de la Nación, Cristina Fernández de Kirchner, tuvo una adhesión de casi el 70% en la sociedad argentina y en el Congreso fueron 207 votos a favor y 32 en contra. Apabullante. De esta manera, el capital accionario de YPF queda cons-

tituido de la siguiente manera: 26% Estado nacional; 25% Diez Estados provinciales; 25,0% Grupo Eskenazi; 6,0% Repsol; 6% Banca LazardFreres (francés); 5% Banca Eton Park (Goldman Sachs, Mindich y Rosemberg); 5% de inversores no identificados –entre los que está PEMEX y otras petroleras y 2% Grupo Werthein en Bolsa de Valores de Buenos Aires. A esta altura de los acontecimientos nadie se atreve a cuestionar si recuperar YPF estuvo bien o mal. Desde hace varios años que Repsol no venía invirtiendo en reposición de reservas y los hallazgos de nuevos yacimientos brillaban por su ausencia. Y ni hablar de la caída estrepitosa de la producción de gas y petróleo del Yacimiento Loma La Lata. Nadie del sector desconocía esta situación, pero faltaba la decisión política para hacerlo y se hizo.También es verdad que se hizo en un contexto de déficit comercial energético acuciante que torna insostenible la importación de miles y miles de millones de dólares de combustibles. Por otras parte, como hecho positivo, la expropiación de YPF blanqueó definitivamente la crisis energética que fue advertida hasta el hartazgo por expertos y especialistas de la industria desde 2003 a la fecha y que tanto sector público como privado compartían los mismos datos y estadísticas. Sobre la expropiación de YPF los más críticos siguen haciendo foco en el cómo y no en el qué. El cómo comprende 5 etapas que el Gobierno prefirió obviar a través del Decreto de Necesidad y Urgencia (DNU). Esto hubiese sido en primer lugar, enviar un proyecto al Congreso declarando a la Empresa “de bien público”. En segundo lugar, una vez aprobado el proyecto por las Cámaras, tasar el valor de la Propiedad. Luego, discutir con el propietario el precio a pagar por la empresa. Como cuarta etapa pagar el precio acordado, y por último que el Estado se haga cargo de la empresa expropiada. La ley 26741 aprobada por el Congreso Nacional argentino que permitió la expropiación de la petrolera, según Daniel Montamat, economista y ex secretario de Energía de Argentina- no nace producto de una estrategia de largo plazo, ni de la decisión de consensuar una política de estado para el sector de energía. “Nace a las apuradas para decidir la expropiación de YPF, asociando este acto con la necesidad de recuperar el autoabastecimiento energético. El país perdió el autoabastecimiento energético porque durante estos 9 años de gestión kirchnerista entrampó la energía en el corto plazo. Por señales de precios, reglas de juego y falta de planes de largo plazo, las empresas sobreexplotaron lo que estaba en producción e hicieron mínima inversión exploratoria. . A la YPF privada, desde 1999 española, y desde el 2007 “argentinizada” la comprenden esas generales.”, sentenció. En opinión del especialista esta ley nace con dos vicios congénitos. 1) Asocia la operación de toma de control de YPF a la recuperación del autoabastecimiento. Poco aportamos a la nueva empresa que sólo representa en promedio el 30% de la producción de petróleo y gas si le cargamos la responsabilidad del autoabastecimiento sin cambiarle la política energética. La ley debería haber abordado los lineamientos de una nueva política energética para YPF y para el 70% del resto de los actores del

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Informe / YPF mercado; 2) La constitución del accionariado de control entre Nación y Provincias productoras no reasegura la gestión de un management profesional e independiente. Si se politiza la gestión se van a inflar los costos y se van a retrasar más los precios. Eso puede condenar a la nueva gestión a un pronto fracaso. “Coincido que es una buena noticia la designación de un profesional del sector como CEO de la nueva YPF. Pero cuidado con sobreactuar las expectativas. Así como esta YPF no garantiza el autoabastecimiento, que depende de otra política y del 100% de los actores; la presencia de un profesional respetado a la cabeza de la empresa tampoco garantiza la auto-

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La tarea del nuevo management, con Gallucio a la cabeza, no será un trabajo sencillo, pero tampoco es imposible. Si uno mira el lado medio lleno de la botella en la agenda de prioridades aparecen los siguientes temas:

- Maximización del portfolio:YPF debería concentrarse en sus activos valiosos donde tiene la mayor parte de sus reservas y producción. - Los yacimientos menores o marginales deberían ser o vendidos a terceros o incluidos en un proceso de asociación con empresas medianas y pequeñas emulando al modelo canadiense. - Avanzar en la profundización de la ex“El desafío por delante es más que significativo Resultará ploración y explotación de yacimientos muy interesante ver cómo se hará para mantener una YPF convencionales y de “tight gas” básicamixta con los claros objetivos de estar alineada con los mente. intereses del Estado, no teniendo como objetivo fundamental - Paralelamente YPF debería asociarse con asegurar el retorno de ganancias en su actividad y al mismo algunas “majors” en los proyectos de no tiempo mantener la participación privada, acompañada de convencional, porque la magnitud del esla definición que el petróleo y el gas no son un commodity fuerzo económico está fuera del alcance sino un valor estratégico y social”. del financiamiento propio. - YPF debería salir agresivamente a tratar de capturar oportunidades en el mercado internacional y transformarse en un jugador internanomía de gestión de la ahora petrolera mixta.Vendrá el tiempo cional. Parte del petróleo y el gas que necesitaremos en el fude las decisiones y allí veremos si prevalece la intervención turo puede estar fuera de nuestras fronteras. Recuperar gran discrecional que ha caracterizado el sector en esta etapa y si parte de los profesionales que perdió en los últimos 20 años. la nueva conducción impone sus criterios profesionales, que no van a estar reñidos con la buena política, sino con el cortoEl desafío por delante es más que significativo y por eso vale placismo populista”, advirtió Montamat. la pena ser optimistas. Resultará muy interesante ver cómo se hará para mantener una YPF mixta con los claros objetivos de Expectativas y prioridades estar alineada con los intereses del Estado, no teniendo como Más allá de la visión del ex secretario de Energía del Goobjetivo fundamental asegurar el retorno de ganancias en su bierno de Fernando de la Rúa, hacia adelante las incógnitas actividad y al mismo tiempo mantener la participación privada, son muchas. ¿Habrá cambios de fondo en el régimen jurídico acompañada de la definición que el petróleo y el gas no son un de hidrocarburos en Argentina? ¿Se creará una Agencia Naciocommodity sino un valor estratégico y social. nal de Hidrocarburos que controle y pueda monitorear a las Ambas posiciones pueden ser viables, la una o la otra, empresas? ¿Quién va a aportar las inversiones necesarias para pero difícilmente puedan coexistir en la misma compañía. 35 16$ volver al autoabastecimiento ? ¿Bajo qué condiciones una compaUna empañía focalizada en objetivos no necesariamente 35 16$ ñía35 petrolera 16$ del exterior que dispone de la tecnología, capital y económicos difícilmente logre atraer la atención de inequipamiento 35(16$ se va a asociar con YPF después de la expropiación? versores privados para comprar sus acciones , el inteSegún la opinión de algunos especialistas para que la exrés de las “majors” para asociarse en los proyectos no plotación del shale gas de Vaca Muerta sea rentable el costo convencionales, e incluso la participación de petroleras de los pozos va a tener que ser más bajo que el actual, algo pequeñas o medianas que deberían encontrar oportunidifícil de lograr con las restricciones que hoy pesan sobre las dades de asociación en las áreas marginales actualmente importaciones. en poder de YPF.. “El shale gas de Vaca Muerta solo podrá ser puesto en exEn otras palabras, mientras un modelo requiere de la preplotación con un régimen de importación simplificada de equisencia de una empresa estatal pura, el otro puede sustentarse pos y materiales libre de impuestos parecido al que empleó el en una empresa mixta con control estatal y cotización en bol(1(5*(7,&$ ex presidente Arturo Frondizi en 1958 y con el que se logró sa; daría la sensación que uno de los modelos puede convivir triplicar la producción de crudo en cuatro años (de 1958 a (1(5*(7,$ por largo tiempo con un escenario de precios deficiente, el 1962)”, sostienen. otro no. ¿Por cuál optaremos? HQHUJHWLFD 

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La tarea del nuevo management

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Tribuna Abierta

Energía inteligente: ¿cómo cubrir la demanda actual? Por Antonio Monzón, Líder de Energy & Utilities de IBM para Sudamérica de Habla Hispana.

Un estudio revelado por IBM, “Iluminando el camino: comprender al consumidor de la energía inteligente”, afirma que los clientes estarían dispuestos a tomar un papel activo en la administración de su consumo eléctrico con la condición de contar con las herramientas para hacerlo.

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a mayor parte de la población mundial reside en las ciucimiento de la demanda y además la sociedad reclama mayor dades y el número continúa creciendo. Este cambio en responsabilidad por el cambio climático y la utilización resla concentración demográfica tardó decenas de miles ponsable de los recursos. Frente a este panorama, tecnologías de años en como Smart Grid completarse y o redes energé“En algunos países del mundo se están implementando ahora prosigue a ticas inteligentes, soluciones inteligentes para administrar mejor la energía. un ritmo vertigicomienzan a coPor ejemplo, en Estados Unidos, IBM y el Departamento de noso, hacia una urbrar fuerza ya que Energía, instalaron medidores inteligentes y controles de banización sin preimpactan directaadministración eficiente de redes eléctricas en 250 casas, cedentes. Se calcula mente en la optimique casi el 70% de zación de los sistelo que permite que los dueños puedan manejar perfiles de las personas habimas de suministro energía a su gusto. El resultado fue una baja considerable tará en las ciudades y benefician a los en el consumo eléctrico y reducciones de costos de hasta hacia 2050. consumidores. un 20% en la boleta mensual”. Según informaUn estudio ción de la Comirevelado por IBM, sión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL), el “Iluminando el camino: comprender al consumidor de la enerconsumo energético de nuestro continente aumentó en más gía inteligente”, afirma que los clientes estarían dispuestos a de un 35% durante los últimos 10 años. Los datos nos alertan tomar un papel activo en la administración de su consumo sobre la capacidad con la que contamos para afrontar el creeléctrico con la condición de contar con las herramientas para

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hacerlo. La encuesta se realizó a más de 5 mil personas de entre 18 y 34 años en 12 países desarrollados. Otros datos destacados muestran que un 90% de los usuarios tienen un alto nivel de interés en contar con medidores de luz inteligentes y sistemas que permitan automatizar la atención con las compañías de manera eficiente. Al 70% les gustaría probar nuevas tecnologías, como el uso de redes eléctricas que faciliten la administración real del flujo de energía en el interior de su casa. Los consumidores menores de 25 años estarían dispuestos a pagar por servicios como aviso mediante SMS de corte eléctrico en su casa; utilización de parte o la totalidad de la energía proveniente de una matriz verde; conocer estudios de costos futuros, así como utilizar y controlar fuentes de información sobre nuevas energías. Optimizar la distribución Si se aplica tecnología a la red eléctrica para detectar fallas, robos y fugas energéticas de manera más eficaz se podría optimizar la distribución, utilizar mejor los recursos e impactar favorablemente en la economía de los consumidores, sean empresas o usuarios finales. En algunos países del mundo se están implementando soluciones inteligentes para administrar mejor la energía. Por ejemplo, en Estados Unidos, IBM y el Departamento de Energía, instalaron medidores inteligentes y con-

troles de administración eficiente de redes eléctricas en 250 casas, lo que permite que los dueños puedan manejar perfiles de energía a su gusto. El resultado fue una baja considerable en el consumo eléctrico y reducciones de costos de hasta un 20% en la boleta mensual. Otro caso interesante es el de Nueva York, donde casi el 80% de las emisiones de CO2 provienen de calefacción, refrigeración y electricidad en edificios, por eso se está trabajando para reducir el 30% de los gases que causan el efecto invernadero en los próximos ocho años. En Italia y La Isla de Malta se están usando medidores e instrumentos tecnológicos para que las redes de suministro eléctrico sean más estables y eficientes, de cara a implementar fuentes de energía renovables y vehículos eléctricos. Rotterdam está adoptando un sistema de monitoreo y pronóstico para la gestión del agua y la energía para crear la primera “Ciudad Delta Inteligente”. Usará información en tiempo real para administrar la infraestructura y las operaciones relacionadas con los efectos del cambio climático. La demanda energética está sobre exigiendo las infraestructuras y los recursos del planeta y las personas quieren vivir en ciudades que ofrezcan una alta calidad de vida. Necesitamos un enfoque más inteligente para sostener la prosperidad de nuestras ciudades, aplicar tecnología a los sistemas, así como lograr una mejor comprensión de cómo funcionan y cómo se interconectan entre sí

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Proveedores y Servicios IMPSA instaló la primera turbina Kaplan en la Central Hidroeléctrica de Tocoma

En un acto que tuvo la presencia de las autoridades del sector energético de Venezuela, IMPSA instaló la primera turbina hidráulica, de la represa “Manuel Piar”,Tocoma. El Ministro de Energía Eléctrica de Venezuela, Héctor Navarro; el Embajador de la República Argentina en Venezuela, Carlos Cheppi; el Presidente de Corpoelec, Argenis Chávez y, el Gobernador Francisco Rangel Gómez, asistieron a la instalación de la primera unidad Kaplan que generará 232 MW de potencia y así se convertirá en la turbina Kaplan de mayor potencia en el mundo. Las turbinas Kaplan son piezas de gran porte cuyo rotor pesa 363 toneladas. Esta es la primera de 10 que se instalarán en la Central de Tocoma y tanto su investigación y desarrollo como su ingeniería y fabricación han sido íntegramente realizadas con tecnología argentina en la provincia de Mendoza y han sido reconocidas como las de la mayor eficiencia del mercado mundial en este tipo de máquinas.

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Morken- Langson:Una solución para los problemas energéticosargentinos Hoy en Argentina se disipa energía en el sistema de transporte de gas al reducir presiones. El total de energía que puede ser aprovechada es equivalente a la generada por la Central Eléctrica Güemes. Morken, asociada con la firma Langson, construye equipos generadores de energía eléctrica que aprovechan la energía que está siendo desperdiciada para producir electricidad (entre 250 KW y 5 MW de potencia por equipo, capacidad que puede extenderse en forma modular instalando equipos en paralelo). De este modo, se convierte energía disipada en el aire en energía útil sin generar contaminantes y a un costo notoriamente más bajo que el de otras fuentes de energía alternativas como la eólica o la solar. Los sistemas de generación propuestos por Langson Energy están desarrollados de modo de no generar riesgo alguno sobre la prestación del servicio de transporte/distribución. Por su diseño robusto y su tecnología simple de tornillos helicoidales, son capaces de absorber en forma eficiente variaciones de flujo y condiciones operativas sin riesgos de falla significativos. Sin embargo, lejos de descansar en esta confiabilidad, la instalación de los equipos se hace de forma de constituir una rama de regulación adicional, diseñada

en cascada con las ya existentes. Eso significa que ante cualquier condición de funcionamiento irregular, el flujo se despazará de modo inmediato a las ramas paralelas, esta condición y la de sumar capacidad de regulación hacen que se manejen riesgos menores a los de los sistemas vigentes, aumentando así la confiabilidad y superando el requerimiento del indicador de calidad de servicio referido a disponibilidad de ramas de regulación de reserva. De esta manera, se aleja cualquier inquietud relacionada con la alteración potencial del suministro. Estos equipos generadores son una contribución sumamente importante para sostener el crecimiento económico-industrial y constituyen un aporte significativo para cubrir las necesidades de desarrollo energético del país.

Siemens recibe su primer pedido de energía eólica en Chile Siemens ha recibido un pedido para un total de 50 aerogeneradores con una capacidad combinada de 115 megavatios (MW) para la planta de energía eólica El Arrayán en Chile. Este proyecto eólico será desarrollado como un joint venture entre Pattern Energy y AEI. Además, la división minera de Antofagasta plc., empresa matriz de Minera Los Pelambres,

quien utilizará la energía, ha comprado una participación accionaria en el proyecto El Arrayán. El alcance del suministro incluye: entrega, instalación y puesta en marcha de 50 aerogeneradores SWT-2.3-101 con una potencia de 2,3 MW y un diámetro de rotor de 101 metros, incluyendo un contrato de servicio y mantenimiento de cinco años.


Wintershall obtiene una nueva licencia de exploración en Argentina Wintershall, el mayor productor alemán de gas natural y petróleo con actividad internacional, ha vuelto a ampliar sus actividades en Argentina: la Provincia de Mendoza ha concedido el permiso de exploración para el área CN-V (Cuencia Neuquina V) a Wintershall Energía S.A., una compañía subsidiaria que pertenece en su totalidad a la empresa Wintershall con sede central en Kassel (Alemania). Este área está situada en la región del extremo sur de la Provincia y abarca una superficie de 956 km2. Wintershall ha desarrollado trabajos de campo y laboratorio a lo largo de toda la superficie desde el año 2004, incluyendo los trabajos de cartografía geológica, análisis geoquímicos, modelos geológicos así como el reprocesamiento y la interpretación sísmica en 2D. Las evaluaciones recientes han demostrado que

el bloque CN-V cuenta con un importante potencial para la exploración y el desarrollo de reservas convencionales y no convencionales (shale gas y shale oil) en dos niveles sedimentarios diferentes. Wintershall desempeña un papel destacado en la exploración y la producción de gas y petróleo en Argentina. “La concesión del permiso de exploración sobre CN-V asienta a Wintershall como operador. Ello representa una excelente oportunidad para hacer uso de la experiencia técnica de la empresa en las reservas no convencionales en el marco de los proyectos de esquisto tan prometedores y en expansión en la Cuenca del Neuquén, una de las regiones con mayor potencial de petróleo y gas de todo el mundo”, afirmó Gustavo Albrecht, Director Gerente de Wintershall Energía S.A.

KPMG fue elegida “Firma Sustentable del Año” La firma de servicios profesionales de Auditoría, Impuestos y Asesoría, KPMG, ha sido elegida “Firma Sustentable del Año” en la primera edición de los premios del sector celebrados este mes y concedidos por la revista International AccountingBulletin. AvindHickman, editor del International AccountingBulletin, afirmó que KPMG pudo demostrar con datos precisos cómo sus iniciativas de responsabilidad social corporativa en todo el mundo han marcado una diferencia. “También ha mostrado liderazgo en la construcción de conocimiento mediante la realización de la cumbre de sustentabilidad, donde se ha puesto de relieve la gran reputación de KPMG en los servicios de sustentabilidad”. Lord Michael Hastings, Líder Global de Ciudadanía y Diversidad de KPMG, quien recibió el premio, expresó:“Las firmas

miembro de la red KPMG presentes en todo el mundo son conscientes de lo que significa este premio y de la responsabilidad que conlleva ser ciudadanos globales totalmente comprometidos con el medio ambiente. Consideramos que implicarse con los problemas de las personas más pobres del mundo es una obligación y nuestro objetivo es traspasar fronteras con ideas frescas e innovadoras para construir comunidades fuertes y sostenibles. Igualmente me siento muy orgulloso de la pasión y el compromiso que demuestran nuestros profesionales en todo el mundo”. Según Diego Medone, Socio de Mercados, Marketing y Comunicaciones de KPMG en Argentina:“Nuestra firma se compromete con el desarrollo de soluciones sustentables a los problemas locales y globales, trabajando junto con empresas, gobiernos, universidades, organismos internacionales”.

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La foto

Parque Solar Fotovoltaico de Cañada Honda

El gobernador de la provincia, ingeniero José Luis Gioja junto a la presidenta Cristina Fernández de Kirchner, a través de videoconferencia, presidio el acto de colocación de la piedra basal del Parque Solar Fotovoltaico de Cañada Honda en el departamento de Sarmiento.

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La planta generará 20.000 MWH de producción de energía anual, equivalente al consumo anual de 14 mil hogares y un ahorro anual de 12 millones de metros cúbicos de gas natural, con un consumo anual de 8.000 hogares. La inversión es de 96.860.000 dólares


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Eventos ENERGIA EOLICA 2012 “Hay que cambiar las leyes para atraer inversores” El gobierno nacional en los últimos años implementó una política de subsidios a distintos sectores, en particular a la energía eléctrica. Al darle valores irreales a la factura de energía que llegaba a nuestros hogares, se generó una despreocupación en la conciencia social argentina. Debido a estos bajos precios, regulados y subsidiados por el Gobierno Nacional, se colocó una traba en las inversiones en el mercado energético, sobre todo en la generación mediante el aprovechamiento de recursos renovables. Argentina es un país con características geo-climáticas excepcionales,

tina es de menos de tres. Con precios tan

Hace tiempo que bregamos desde la

caracterizado por poseer cantidades

accesibles en el sector residencial, era

AAEE para que tengamos una ley tipo

y calidades de viento aprovechables

impensable contemplar, tanto la gen-

Feed in Tariff con la cuál el buscado

para la generación eolo-eléctrica.

eración eléctrica, como la calefacción

inversor tenga garantías mayores que

Nuestra opinión es que es necesa-

o calentamiento de agua por medios

las que da una licitación basada en una

rio cambiar el rumbo en las políticas

amigables al medio ambiente.

Resolución en el marco de una ley ex-

energéticas para que los ojos de los

Hoy en día el panorama tiende a ser

istente. Hay que profundizar el debate

inversionistas vuelvan a posarse en

totalmente distinto. Con la quita de sub-

legislativo para llegar a una ley de ese

esta tecnología.

sidios el consumidor verá aumentos de

tipo para atraer a los inversores.

Según el Profesor Erico Spinadel,

hasta un 400%. La generación de elec-

Este debate se producirá con todos los

presidente de la Asociación Argen-

tricidad a partir de fuentes energéticas

actores del sector-proveedores, inver-

tina de Energía Eólica,”Argentina, de

primarias renovables dejó de ser sólo

sores, reguladores, usuarios que se re-

hecho, tiene muy favorables caracter-

una tecnología para el usuario con con-

unirán en Eólica Argentina, la feria dedi-

aproximada-

ciencia ecológica ya que los tiempos

cada a la industria de la energía eólica en

mente el 70% del país tiene el viento

de recupero de inversión sobre los

Argentina. Su primera edición se llevará

fuerte y constante, adecuado para la 35(16$

equipos son mucho menores, volviendo

a cabo del 3 al 5 de julio 2012 en La Rural,

producción de energía Eolo-eléctrica.

a la mini-generación Eolo-eléctrica y a

Predio Ferial de Buenos Aires.

La Patagonia, por ejemplo, tiene cerca

la solar térmica como opciones viables

de 4.500 horas de viento al año”.

para reducir gastos.

35 16$

ísticas

geo-climáticas:

35 16$ HQHUJHWLFD 

35(16$

35 16$

El evento ha sido creado gracias al convenio realizado entre Artenergy

La Argentina contaba con los precios

Claro que esto sería un inicio en el

Publishing, empresa líder en la orga-

de electricidad más bajos de Latinoa-

largo camino de la auto-generación

nización de eventos dedicados a las

mérica. El precio promedio de la en-

residencial, ya que hacen falta medidas

energías renovables, también organiza-

ergía residencial, por ejemplo, rondaba (1(5*(7,&$

legislativas, tales como el net-metering

dora de Eólica Expo Mediterranean en

los 16 centavos de dólar por kilowatt-ho-

para lograr un sistema bi-direccional

Italia desde 2002, y la Asociación Ar-

(1(5*(7,$ ra en la región, mientras que en Argen-

(generación propia y conexión a la red).

gentina de Energía Eólica

(1(5*(7,&$ 34

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INTERSEC BUENOS AIRES 2012: Protección contra incendios Intersec Buenos Aires presentará

tor adecuado para cada oficina o

lema y solucionarlo con un mínimo

equipos y servicios para la detección

fábrica y luego de su instalación se

de pérdidas”.

temprana de incendios y acciden-

debe instruir al personal sobre su

Durante Intersec Buenos Aires, la

tes causados por combustión. Para

uso, porque según Camarero es “vital

empresa Nimitek Argentina presen-

Raúl Camarero, General Manager de

el mantenimiento de los detectores y

tará la línea completa de EDWARDS,

Nimitek Argentina, en “la preventa

del panel”. Y agrega que “el sistema

fabricante líder en Estados Unidos.

es importante hacer una ingeniería

de detección de incendio es una her-

Ofrecerá desde paneles inteligentes

teniendo en cuenta las distintas po-

ramienta fundamental en la alarma

y detectores de última generación

sibilidades de detección. Hay varios

temprana. Por ejemplo, los sistemas

hasta sistemas de aspiración y barre-

tipos de detectores – fotosensibles,

de aspiración son tan sensibles que

ras. Además asistirán al evento cole-

térmicos, de aspiración, barreras –

detectan el humo que aún es invis-

gas de la firma estadounidense para

y debemos explicarle al cliente las

ible para el ojo humano. Este tipo

evacuar todas las dudas que los usu-

ventajas de cada equipo”.

de detección brinda más tiempo al

arios y potenciales clientes tengan

usuario para poder ubicar el prob-

respecto al equipamiento.

Una vez elegido el tipo de detec-

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Imagen & Estrategia

ABB inauguró nueva Estación de Turbocompresores ABB, compañía líder en tecnologías eléctricas y de automatización, inauguró una nueva Estación de Turbocompresores en su Planta de Valentín Alsina, en el municipio bonaerense de Lanús, la cual demandò una inversión

cercana a los 9 millones de pesos. El encuentro contó con la participación de autoridades nacionales, provinciales y municipales, entre las que se destacaron Darío Díaz Pérez, Intendente de la Municipalidad de Lanús; Ricardo Luján, Subsecretario de Puertos y Vías Navegables de la Nación y Sergio Woyecheszen, Subsecretario de Industria, Comercio y Minería de la provincia de Buenos Aires. La Estación, cuenta con tecnología de avanzada y personal especializado que atenderá la demanda de industrias estratégicas, tales como minería, extracción de hidrocarburos, el transporte marítimo, generación eléctrica entre otros, tanto para el mercado local, como para Uruguay, Paraguay y Bolivia, respetando los estándares de calidad de las más de 100 estaciones que ABB posee en todo el mundo.

Mariana Schoua fue designada Presidente de Duke Energy Argentina en reemplazo de Guillermo Fiad y ratificó el compromiso de la compañía con el país, en donde cuenta con negocios de generación de energía eléctrica y de comercialización mayorista de electricidad y gas natural. Schoua tiene 40 años, es Contadora Pública egresada de la Universidad de Buenos Aires y posee una maestría en Administración del Mercado de Energía Eléctrica y Gas Natural del Instituto Tecnológico Buenos Aires. Durante los últimos 11 años se ha desempeñado como Directora de Administración y Finanzas de Duke Energy International Argentina. La ejecutiva ratificó el compromiso de la empresa con el desarrollo y crecimiento de la producción y la economía nacional y sostuvo que la compañía sigue apostando al desarrollo argentino y se encuentra trabajando activamente, junto con las autoridades, para asegurar la sostenibilidad económica de su negocio y del mercado energético en general.

KPMG abre una nueva oficina en Rosario

Está online el sitio móvil de Sullair Argentina

La firma de servicios profesionales, KPMG, acaba de inaugurar, en el mes de mayo, una nueva oficina en la ciudad de Rosario, Santa Fe, la cual se suma a sus sedes de Buenos Aires y Córdoba. 35 16$ KPMG llega a esta ciudad, en el marco de su estrategia comercial 35 16$ y expansión en el interior del país, donde cuenta con de desarrollo 35 16$ un gran número de clientes. Inicialmente la nueva sede en Rosario contará con un equipo de profesionales fijos en la oficina, que se irá 35(16$ ampliando paulatinamente. “Consideramos vital estar cerca de nuestros clientes y targets, para continuar brindando un servicio de calidad”, expresó Alberto Shuster, Senior Partner de KPMG en Argentina.“El objetivo principal será continuar atendiendo a nuestros clientes con el profesionalismo y compromiso de siempre, como así también, incrementar las potenciales oportunidades de negocio para todas las prácticas de nuestra firma”, agregó. Además de sus tres oficinas (Buenos Aires, Córdoba y ahora Rosario), KPMG cuenta con representaciones comerciales en las provincias de Salta y Tucumán, consolidando su posición en el mercado y (1(5*(7,&$ fortaleciendo la presencia en los centros estratégicos del país.

Ante la creciente demanda de información y consultas en su sitio web desde teléfonos con conexión a Internet, y fiel a su vocación innovadora, Sullair Argentina -compañía líder en la provisión de soluciones de venta y alquiler de bienes de capital en todo el país- desarrolló su sitio web móvil. Teniendo en cuenta las necesidades de quienes están permanentemente en movimiento y desean acceder a contenidos de manera rápida y sencilla, la compañía lanzó un sitio web móvil diseñado para ser usado cómodamente en dispositivos móviles como celulares o smartphones. “Cada vez más usuarios de internet navegan desde sus teléfonos, y creemos que la tendencia seguirá consolidándose en esta dirección. El desarrollo de nuestra presencia en el mundo digital nos permitirá mejorar la experiencia de los clientes, acercándoles una herramienta de comunicación acorde a sus expectativas” afirmó Anahí Traba, Marketing Manager de la compañía en la región.

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Duke Energy Argentina designó nueva presidente

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Aggreko Argentina presente en Londres 2012

Promueven el acceso a los servicios básicos

Seis meses antes de dar inicio a los Juegos Olímpicos y Paraolímpicos de Londres 2012, Aggreko, proveedor oficial de servicios energéticos de este evento y líder mundial en suministros de energía temporal y enfriamiento y climatización, ya se encuentra abasteciendo y aportando experiencia técnica al Comité Organizativo de Londres 2012 (LOCOG) para preparar el evento deportivo más importante del mundo. Aggreko Argentina se suma a la puesta en marcha de los Juegos Olímpicos junto a su equipo de ingenieros. La primera fase de prueba para el evento se completó con éxito en 2011, cuando Aggreko proveyó de alimentación eléctrica temporal y soporte energético al centro de vóleibol playa Horse Guards Parade y al lugar donde se realizan carreras de remo y canoa, Eton Dorney. Aggreko apoyará al Comité en los principales escenarios durante la mayor parte de las fases de preparativos para Londres, incluyendo el Velódromo y el Centro de Hockey.

El pasado 1 de marzo de 2012 la Fundación Pro Vivienda Social y el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) suscribieron un convenio marco con el objetivo de contribuir a la inclusión social de poblaciones ubicadas en zonas periféricas del partido de Moreno – Provincia de Buenos Aires, a través del acceso al servicio social básico de gas natural por red, con mecanismos de participación ciudadana y de capacitación en derechos de los beneficiarios del proyecto. El convenio celebrado ha sido firmado por las autoridades de ambas entidades, el Presidente de la Fundación Pro Vivienda Social (FPVS), Santiago Luis De Montalembert, y el Representante Residente del PNUD en la Argentina, Martín Santiago. Participaron del acto Horacio Cristiani, Presidente de Gas Natural Fenosa; Gabriel Giacobone, Ministerio de Relaciones Exteriores, Comercio Internacional y Culto; Raul Zavalia Lagos, Director Ejecutivo de FPVS; y vecinos beneficiarios integrantes de los fideicomisos.

Skanska invertirá U$S 490 millones

Miguel Galuccio nuevo CEO de YPF

Skanska se ha adjudicado un contrato de ingeniería, aprovisionamiento y construcción de una central termoeléctrica de 550 MW en Río de Janeiro, Brasil. El contrato tiene un valor de U$S490 millones, que representan unos 3,2 miles de millones de coronas suecas, suma que será incluida como nuevas contrataciones durante el cuarto trimestre del año 2011. El cliente es Petrobras, una de las compañías de energía líderes del mundo. La central termoeléctrica será construida en Seropédica, Baixada Fluminense, a 75 kilómetros de Río de Janeiro y a 350 kilómetros de San Pablo. Skanska es el único contratista al que se le ha adjudicado este proyecto, y representa, en este sentido, el contrato más importante de la compañía en Latinoamérica. Skanska será responsable del diseño principal, la ingeniería de detalle y la construcción de las instalaciones, que incluyen el área de trabajo civil y el área de electromecánica. Adicionalmente, el contrato abarcará el aprovisionamiento de equipos y materiales.

Ante casi 200 trabajadores, en Comodoro Rivadavia asumió el nuevo gerente general (CEO) de YPF, ingeniero Miguel Galuccio. Luego de agradecer a la presidenta Cristina Fernández de Kirchner por confiarle esta misión, Galuccio sostuvo: “Queremos lograr una YPF con sentido nacional, competitiva, emprendedora, moderna, capaz de dar resultados a sus accionistas, líder en la industria petrolera y protagonista en el desarrollo energético de la Argentina”. Además, Galuccio reveló que puso en marcha un plan de 100 días que contiene la visión y los lineamientos de ejecución de esta nueva YPF. “Todos van a estar involucrados en ese plan. Necesito de todos ustedes. Tenemos un futuro brillante. Tenemos que buscar nuestra propia identidad, tenemos un plan concreto para ser el primer experto mundial en el rejuvenecimiento de yacimientos marginales, líder en el desarrollo de recursos no convencionales, exportadores de servicios profesionales para desarrollo de proyectos downstream en toda América latina”.

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Efemerides

Hace 16 años AES Argentina iniciaba sus operaciones en San Juan La empresa AES celebró en el mes de marzo pasado 16 años operando en la provincia de San Juan en las centrales, Hidroeléctrica Ullúm, Caracoles y Térmica Sarmiento. Aporta 248 MW de potencia instalada en la provincia y una producción de máxima de 1200 GWh/año de energía eléctrica. AES, uno de los principales inversores energéticos de la Argentina, comenzó sus operaciones en el país en el año 1993. Hoy, cuenta con nueve plantas de generación eléctrica ubicadas en las provincias de Buenos Aires, Salta, San Juan y Neuquén, con una capacidad instalada de 2932 MW (Megavatios) que son operadas por más de 430 argentinos. De esta forma, AES Argentina aporta más de 10.000 GWh (Gigavatios hora) de energía limpia y segura que impulsan el desarrollo del país y brindan una mejor calidad de vida a todos los argentinos. Está presente en San Juan desde el año 1996 cuando comenzó la operación de la central hidroeléctrica Ullum, y de la planta de generación termoeléctrica, Central Sarmiento. Y en 2004 y 2009 comenzó la operación de Quebrada de Ullum y los Caracoles respectivamente, ésta última central hidroeléctrica ubicada a 55 kilómetros de la capital provincial. Con estas cuatro operaciones, AES alcanza los 248 MW de potencia instalada en la provincia, una producción de máxima de 1200 GWh/año de energía eléctrica y emplea a más de 63 sanjuaninos iluminando a más de 130.000 hogares cada año. Las operaciones de AES en San Juan Central Térmica Sarmiento, ubicada en la ciudad de San 35 16$ Juan tiene una potencia instalada de 33MW, es la única opera35 16$ ción35 termoeléctrica de Aes en la provincia. Fue adquirida por AES 16$ en marzo de 1996. 35(16$ Hidroeléctrica Ullum, responde al aprovechamiento hidroeléctrico del Río San Juan, posee una capacidad instalada de 45 MW. Fue adquirida por AES en marzo de 1996. Hidroeléctrica Quebrada de Ullum, ubicada sobre el Río San Juan, a 16 kilómetros de la capital provincial, cuenta con una potencia instalada de 45 MW y es operada por AES desde setiembre de 2004. Hidroeléctrica Caracoles ubicada a 55 km de la capital pro(1(5*(7,&$ vincial cuenta con una capacidad instalada de 45 MW y es operada por AES desde agosto del 2009. (1(5*(7,$ AES Argentina opera todos sus negocios siguiendo estándares 35(16$

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internacionales de seguridad, medio ambiente y calidad; por este motivo todas sus plantas han certificado las normas internacionales OHSAS 18001, ISO 14000 e ISO 9001. Entretanto, y dentro del portfolio de proyectos futuros AES Argentina planea la construcción de una nueva central termoeléctrica en la ciudad de Bahía Blanca, provincia de Buenos Aires. Este nuevo emprendimiento que estima su incorporación al mercado eléctrico en el año 2013, alcanzará en tres etapas de construcción los 900 MW de capacidad instalada que permitirán la generación de energía eléctrica para satisfacer las necesidades de 1,8 millones de hogares


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REVISTA PRENSA ENERGETICA ABRIL / MAYO 2012  

TIGHT GAS, SHALE GAS Y SHALE OIL: VERDADES FALACIAS Y MITOS