Suplemento Economía y Petróleo 2016-09-21

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LMNEUQUéN - miércoles 14 DE MAYO DE 2014

Shale gas.

Ernesto López Anadón, titular del IAPG, habla del clima de negocios. PÁGS. 4- 5

La llave del país.

La cuenca neuquina puede revertir el déficit energético. PÁGS. 6-7 facebook.com/lmneuquen

ECONOMÍA Y PETRÓLEO

DINERO Y PODER

Miércoles 21 de septiembre de 2016

Radiografía: Quiénes son los que invierten en Vaca Muerta. PÁG. 8 OIL & GAS PATAGONIA 2016

Hidrocarburos

La industria petrolera se muestra en Neuquén

Comienza hoy en el Espacio Duam la exposición que convoca a los representantes más importantes de la actividad pública y privada.

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miércoles 21 de septiembre DE 2016 - LMNEUQUéN

Oil & Gas Patagonia 2016

Neuquén, una vez más en el centro de la escena hidrocarburífera Se inicia hoy la Oil & Gas, el evento más importante de la industria a nivel regional. Convoca a las figuras más representativas del ámbito privado y público. A diferencia de otras ediciones, este año se realiza en un contexto internacional complicado, con precios bajos y escasas inversiones.

en el espacio duam. La exposición se llevará a cabo hasta el sábado y es organizada en forma conjunta entre el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y la empresa BaUniline.

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LMNEUQUéN - miércoles 21 de septiembre DE 2016

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onsiderada la reunión cumbre de los hidrocarburos a nivel regional, hoy comienza la Expo Oil & Gas Patagonia en el Espacio Duam de esta ciudad, donde se esperan más de 7000 visitantes y 150 expositores. Las actividades se desarrollarán hasta el sábado.

La muestra se realiza cada dos años en la Patagonia argentina y es una cita ineludible para los protagonistas de la industria petrolera. La feria es organizada en forma conjunta entre el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas y la empresa BaUniline.

Desde sus inicios, la Expo Oil & Gas Patagonia se caracterizó por el ambiente propicio para establecer contactos entre grandes operadoras y proveedores, contactar expertos, tomar atajos al encontrar clientes precalificados, exhibir y posicionar la marca, el lanzamiento de nuevos productos y tecnologías, dar a conocer nuevos emprendimientos, enterarse de la evolución del negocio y, sobre todo, generar negocios.

“Es una oportunidad única para intercambiar experiencias y datos entre profesionales de sector. Las empresas productoras, perforadoras y de servicios con actividad en América Latina hablarán sobre diversas temáticas, tratando de dar respuesta a infinidad de puntos de interés nacional, tanto en yacimientos tradicionales como en maduros y no convencionales”, aseguró el presidente del IAPG, Ing. Ernesto López Anadón.

Y señaló que “la Oil & Gas Patagonia ofrece a ingenieros, geocientistas, jefes de sector, supervisores, ejecutivos, consultores, educadores, estudiantes y técnicos que desempeñan labores relacionados con la industria de los hidrocarburos la oportunidad de presenciar y discutir las últimas novedades de la tecnología y sus aplicaciones como herramientas para el ahorro de costos, aumento de la eficiencia o ayuda a la toma de decisiones”.

Junto con la Expo se desarrolla-

rán dos actividades técnicas paralelas. Por un lado, las Jornadas sobre Tratamientos de Flowback donde en el marco del shale en Argentina se analizarán casos históricos, nuevas tecnologías en tratamientos de aguas, los fluidos de fractura de nueva generación, los trazados de agua de fractura, la legislación de aguas existente, los equipamientos para el tratamiento de aguas, las operaciones y funcionamientos de las plantas de tratamiento, los aspectos ambientales en la gestión del agua y otros temas de interés.

Y por otro, se llevarán a cabo las 2ª Jornadas de Tight Gas en Argentina donde se abordarán distintas temáticas, como la caracterización de reservorios, perforación y terminación de pozos, producción y reservas.

Entre los objetivos que persigue el evento, López Anadón hizo hincapié en dos aspectos clave: “Fomentar el intercambio de las

cita ineludible para el petróleo. La muestra se realiza cada dos años.

no convencionales la mirada puesta en 2017

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El caso del gas es diferente. egún estadísticas de la Subsecretaría de La producción aumentó el priEnergía, la actividad mer semestre un 4,7% en commuestra una meseta paración con el mismo período en la provincia. En el primer del 2015, empujada por los semestre de 2016, la produc- mejores precios del fluido y la ción de petróleo cayó un 3,7% caída del barril de crudo, aun a pesar del sostén naciointeranual y perdió buenal. na parte del terreno Está claro que la que había recuperado de la mano En ese estado se en- industria sigue aposdel desarrollo de cuentra la actividad tando al desar roYPF y Chevron en hidrocarburífera este llo de recursos no convencionales que Loma Campana. El año, según datos sigue creciendo gracrudo no convende Energía. cias a proyectos como cional sigue su carreEl Orejano (YPF-Dow), ra ascendente, pero no logra compensar el derrumbe Rincón del Mangrullo (YPFdel 8,7% de los yacimientos Pampa), Sierra Barrosa (YPF), tradicionales en el período Lindero Atravesado (PAE) y el analizado. En junio de 2015 propio bloque Loma Campana la cantidad de equipos de (YPF-Chevron).

En materia de perforación, el workover, pulling, coiled tubing y perforadores llegaba a panorama tampoco es muy promisorio. Se calcula que en 2016 143; hoy no supera los 99.

Meseta

se habrán perforado apenas menos de 350 pozos, lejos de los 417 pozos de 2013 o los 515 de 2014, donde Vaca Muerta asomaba con todo su potencial.

A esto se agrega que YPF bajó 37 equipos de perforación desde octubre del año pasado. A esos habría que incluir los equipos de terminación y pulling que engrosarían aún más el número.

Hoy la mirada de la industria está puesta en 2017. Hay muchas expectativas por un posible reacomodo del mapa petrolero de la mano del ingreso de nuevos actores en concesiones no convencionales, que ayudarían a dinamizar un mercado que espera una suba escalonada del precio del barril para reactivar el sector

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empresas con las pymes proveedoras de tecnología y servicios, y estimular a los jóvenes profesionales y a la comunidad en general para que tengan una experiencia directa con las oportunidades que ofrecen las cuencas de los yacimientos no convencionales”.

También habrá un espacio para las charlas técnicas a cargo de las empresas expositoras, impartidas por prestigiosos expertos, que disertapara esta rán sobre diversas edición, se cuestioespera que nes espeunas 7000 cíficas, personas como “Soluciones visiten el en acero espacio para la duam. industria Habrá 150 y la consexpositores. trucción”, “Fractura, estimulación de pozos de petróleo y gas en reservorios convencionales y no convencionales”, “Novedades en equipamiento eléctrico para áreas clasificadas” y “Nuevas tecnologías de alta performance para la protección de activos de alto valor”, entre otros.

La muestra y las conferencias están dirigidas a ingenieros, geocientistas, técnicos, consultores, importadores, exportadores, y estudiantes de carreras relacionadas con las industria Oil & Gas. Para las empresas, grandes y pymes, la Oil & Gas Patagonia provee una oportunidad única de extender o conectar redes con otras empresas del sector y enriquecer así la cadena de valor.

El evento se lleva a cabo en un contexto internacional complicado de la industria, con una coyuntura de corto plazo de precios bajos del barril, que afecta el desarrollo de los yacimientos convencionales y más aún los no convencionales, cuyos costos de inversión son más elevados. Por eso, mientras la búsqueda de inversiones está en marcha, la industria de los hidrocarburos se prepara para este nuevo escenario y atiende al corto plazo

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Ernesto López Anadón

“Argentina tiene un serio problema estructural de costos”

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El titular del IAPG reconoce que hay un mejor clima de negocios para el desarrollo de proyectos de gas no convencional, pero existen distorsiones en materia impositiva que se deben corregir.

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a caída del precio internacional del crudo es una realidad, pero no parece ser la única gran causa que afecta la rentabilidad de la industria petrolera argentina.

Tal es la apreciación que hace, el presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, Ernesto López Anadón, quien asegura que el problema de fondo del sector es la elevada estructura de costos locales, que le quita competitividad a una industria acostumbrada a lidiar con vaivenes en el precio del crudo. Dicho en otros términos, Argentina tiene una estructura impositiva regresiva y muy alta que genera distorsiones y terminan impactando al consumidor final.

“Todo tipo de industria en la Argentina debe lidiar con ineficiencias y gastos muy por encima del promedio mundial. Es por ello que no hay productos manufacturados que se vendan a precios internacionales o por debajo de ellos. Este problema nunca se atacó correctamente”, explica.

El planteo de un revisión integral de impuestos ya llegó al despacho del actual ministro de Energía, Juan José Aranguren, quien, según el titular del IAPG, conoce el tema mejor nadie, pero por ahora las soluciones no llegan, y cita el ejemplo de la situación en Estados Unidos donde a pesar de la baja del precio, cierta actividad se mantiene.

Números de la actividad

Según datos aportados por la entidad, Argentina produce actualmente alrededor de 30 millones de metros cúbicos/día al año de petróleo y otros 120 millones de metros cúbicos/día de gas natural. De ese total, el 4,8% corresponde al tight gas, 5% a shale gas y un 3,5% de shale oil. El resto es producción convencional. Y anualmente se están perforando cerca de 1000 pozos.

“Hay un mejor clima de negocios para el desarrollo de proyectos de gas no convencional”, apunta López Anadón que en mayo de 2014 fue reelegido presidente del IAPG, cargo que ocupa desde 2008.

El empresario confía en que el desarrollo de este tipo de yacimientos atraerá en el futuro cercano a muchos inversores. “Según nuestros estudios, en el país habrá una gran necesidad de expandir la oferta de gas para cubrir una creciente demanda de los sectores residencial, industrial y de generación”, agrega, aunque reconoce que en el segmento de yacimientos convencionales se nota una baja en la productividad producto de la madurez de las cuencas.

Estados Unidos comenzó en los años 80 a intentar hacer comercial esta tecnología de explotación no convencional. En general, entre la

el gas natural en argentina. En el país se producen 120 millones de metros cúbicos por día.

etapa “exploratoria” (no hay un pozo descubridor) y la etapa de desarrollo pasan entre 4 y 6 años. Se perforan cientos de pozos durante dicha etapa.

La Argentina comenzó en 2010, a partir de las experiencias en Estados Unidos, lo que, salvo la caracterización de Vaca Muerta, podría mejorar ciertos plazos.

“La logística será compleja.

También competimos por la disponibilidad de equipamiento y productos. Hay que convertir esta oportunidad en riqueza para el desarrollo de las economías regionales”, explica.

Asimismo, advierte que el tema de los recursos humanos, básicamente la escasez de profesionales y de mano de obra calificada, será uno de los cuellos de botella cuando se reactive la actividad exploratoria

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La Provincia tiene la llave para revertir el déficit energético en el país

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El ministro de Energía, Servicios Públicos y Recursos Naturales, Alejandro Nicola, afirmó que “la Provincia tiene en la mano una herramienta indispensable para generar una revolución energética, cuyo desarrollo le permitirá al país autoabastecerse por más de 400 años si se toman las medidas correctas”.

A

r g e n t i n a s e Neuquén, Alejandro Nicola.

En el documento presentado al encuentra hoy ante una si- Enargas en la última audiencia pútuación crítica blica, destacó que el debate acerca en materia de del abastecimiento de energía es déficit ener- esencial a la hora de pensar el degético. Impor- sarrollo nacional de los próximos ta un tercio del gas que utiliza y 30 años y aseguró que “sin energía para dar respuesta a la demanda es imposible crecer”.

Se advierte en el escrito que la insatisfecha actual y futura tiene sólo dos caminos: incrementar la importación de GNL provoca un producción de gas en Argentina o espectacular derroche de divisas, convirtiéndose en un problema incrementar la importación. económico estructural. En “Esto requiere que las se2015 el déficit energétiñales de precios sean las co fue de u$s 5500 miadecuadas para que la industria pueda llevar concesiones aprobó llones y en los últimos cinco años el déficit adelante los proyecNeuquén para acumulado alcanzó los tos actuales y buscar desarrollos no nuevas alternativas y convencionales de u$s 44.000 millones.

“Para tener una dipoder abastecer la dehidrocarburos. mensión del daño que manda y bajar lo que estaprovocaron estas medidas mos importando. Neuquén tiene recursos que tienen calidad -puntualizó Nicola- podemos demundial. El desarrollo del gas no cir que entre 2004 y 2013 la proconvencional es una oportunidad ducción anual de gas natural en histórica que tiene el país para au- Neuquén cayó de 27.000 a 18.000 toabastecerse de energía y resolver millones de metros cúbicos. ¿Por este tema, que es la clave del cre- qué? Porque si al productor le fijan cimiento. Podemos producir en 3 un precio que no le asegure el reaños 30 millones de metros cúbicos cupero de los costos, gastos y una de gas por día, que es la brecha que rentabilidad adecuada, cada día hoy tenemos que importar”, expli- este invertirá menos”.

Dicha situación cambió a partir có el ministro de Energía, Servicios Públicos y Recursos Naturales de del 2013, cuando la producción

bó hasta hoy 17 concesiones para desarrollos no convencionales de hidrocarburos.

Los pilotos

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reglas claras. Nicola sostuvo que las señales de precios deben ser las adecuadas para que la industria pueda llevar adelante los proyectos.

comenzó a revertir su declino. Ya en el 2014, cuando comenzó a crecer nuevamente producto de varias causas, entre las cuales se destaca principalmente la puesta en producción de reservorios no convencionales que se habían manifestado en 2010, gracias al impulso del gobierno neuquino en

la búsqueda de nuevos inversores y a partir de la fijación de valores acordes con el desarrollo de esos recursos -con la puesta en vigencia del Plan Gas-, comenzaron a tener una participación preponderante en el total de la producción de gas provincial .

La Provincia de Neuquén apro-

En ellas las empresas operadoras comprometieron la realización de 341 pozos en la fase piloto, con una inversión de 5373 millones de dólares entre 2014 y 2020. En el caso de que estos pilotos arrojen los resultados esperados, se han comprometido la perforación de más de 8600 pozos en la fase de desarrollo integral del área, con una inversión proyectada de 119.280 millones de dólares.

La evaluación económica de estos proyectos, que permitió su aprobación y otorgamiento de la concesión, se efectuó sobre la base de los valores establecidos en el Plan Gas. En el escrito presentado al Enargas, se advierte que estas concesiones representan tan sólo el 10,3% de la superficie de Vaca Muerta en Neuquén, lo que permite avizorar un horizonte promisorio en el desarrollo de la superficie restante, cuya concreción contribuirá a lograr la seguridad energética de Argentina, dependiendo de la existencia de valores de gas en boca de pozo adecuados

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Vaca Muerta y una radiografía de las principales inversiones

Un mapa distinto desde el acuerdo YPF-Chevron. La petrolera estatal hoy cuenta con 19 equipos de perforación en el área Loma Campana.

E

l mapa de inversiones en Vaca Muerta cambió radicalmente tras el acuerdo suscripto entre YPF y la estadounidense Chevron hace 4 años, que contempló en una primera etapa

una inversión inicial de 1240 millones de dólares, en el área Loma Campana, con la perforación de 161 pozos.

La noticia, sin duda, marcó un antes y un después en lo que fue el desembarco de nuevos players atraídos por el potencial crecimiento de este megayacimiento, cuya

AFP

superficie total alcanza los 30.000 km2, de los cuales YPF tiene una participación neta equivalente a 12.000 km2.

Hoy la petrolera estatal cuenta con 19 equipos de perforación en el área Loma Campana y se extraen más de 20.000 barriles equivalentes de petróleo diarios. También existen en Argentina otras 10 formaciones no convencionales que aún no han sido exploradas.

YPF concentra el 73% de los pozos perforados/workover en Vaca Muerta y el 79% de los pozos actuales que se encuentran en producción, y además opera el 91% de los 12,242 bpd y el 77% de los 812,045 metros cúbicos diarios.

Por otra parte, la producción media por pozos se sitúa en torno a 66 bpd y 4400 metros cúbicos/día de gas, requiriendo incorporar un ritmo de 10 pozos nuevos por mes

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De la lista de inversores más importantes, hoy se destacan:

DOW ARGENTINA: La subsidiaria local de The Dow Chemical Company se asoció con YPF para desarrollar el bloque El Orejano.

Allí ya se perforaron cuatro pozos de exploración y se planean perforar otros 12. La inversión acordada entre las dos empresas alcanza los u$s 120 millones, a los que YPF comprometió otros u$s 68 millones en infraestructura.

PETRONAS: La petrolera estatal de Malasia firmó un memorándum de entendimiento con YPF para avanzar en un plan de inversión en Vaca Muerta. El área de interés es La Amarga Chica, al noroeste de Loma Campana. la producción de ypf en loma campana. La compañía estatal extrae más de 20.000 barriles diarios en el yacimiento neuquino.

GAZPROM: La primera carta de intención establece la visita de equipos técnicos de Gazprom a Vaca Muerta para evaluar un plan de inversiones.

de dólares en exploración e identificar bloques con potencial no convencional. La mayoría de los 1240 km2 involucrados en esta asociación con YPF pertenecen a los activos que controlaba Apache.

sión de 250 millones de dólares para exploración no convencional. Actualmente está explorando seis bloques en la provincia de Neuquén. También anunció una inversión conjunta con Petrobras y la provincial GyP.

quén en Lindero Atravesado, donde invertirá más de 500 millones de dólares.

AMERICAN ENERGY PARTNERS:

APACHE: Tras la compra de estos

activos por parte de YPF, la mayor petrolera argentina incorporó los 350 empleados de Apache y logró aumentar sus reservas de hidrocarburos en un 14% y su producción de gas en 15%, lo que le permitió convertirse en el mayor productor de gas en Argentina.

PLUSPETROL: Se asoció en 2014

con YPF para invertir 217 millones

TOTAL: Ya realizó 13 pozos explo-

ratorios en niveles de shale y planea otros 12 para este año. Apuesta a explorar su primera área piloto de gas no convencional, Aguada Pichana. También está explorando el bloque Rincón de la Ceniza junto a Shell.

SHELL: Obtuvo permisos de exploración para tres áreas. Ya perforó seis pozos horizontales en Cruz de Lorena, Águila Mora y Sierras Blancas.

PAN AMERICAN ENERGY: ActualEXXON MOBIL: Anunció la inver-

mente está enfocada en desarrollar el único bloque que opera en Neu-

Acordó con YPF invertir u$s 500 millones en un área piloto de gas no convencional en el bloque Bajada de Añelo, que abarca 200 km2 en Neuquén.

TECPETROL: Posee un solo bloque en la cuenca neuquina, con acceso a Vaca Muerta, llamado Fortín de Piedra. Está realizando tareas de exploración no convencional en dicha área.

XTO ENERGY: La petrolera subsidiaria de ExxonMobil y uno de los mayores productores de shale oil, empezará a perforar el área Bajo del Choique-La Invernada, donde comprometió una inversión cercana a los US$ 250 millones para desarrollo un proyecto piloto de cinco pozos horizontales.

WINTERSHALL: La empresa alemana subsidiaria de Basf, tiene previsto invertir alrededor de U$S100 millones en Vaca Muerta en el área Aguada Federal, donde prevé desarrollar un plan piloto junto con G&P. Sólo perforó un pozo por ahora, pero prevé otros siete.

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Del Campamento Uno a Vaca Muerta

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l trascendente descubrimiento del petróleo en Neuquén como contribución histórica al futuro del país es consecuencia del éxito de la perforación del pozo N° 1 en Plaza Huincul. El petróleo fue descubierto el 29 de octubre de 1918 debajo del inhóspito desierto patagónico.

La operación recayó en el científico y profesor alemán, doctor en Geología, Juan Keidel, contratado por el gobierno argentino. La realización del mencionado pozo fue llevada a cabo por el equipo Fauk, denominado Patria, a percusión accionado a vapor con una torre de madera y bajo la dirección del ingeniero Enrique Cánepa.

Fue el primer yacimiento de la Cuenca Neuquina y se llamó Campamento Uno. En 1921 ya tenía 600 pobladores. Al año siguiente se creó Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) y surgió así un pueblo petrolero que se fue expandiendo con el tiempo. La exploración continuó en el entorno a Plaza Huincul, en donde se descubrieron los yacimientos Campamento Dos, en 1925, y Campamento Tres, en 1927.

En 1941 YPF descubrió el yac i m i e n to C h a l l acó, ubicado a 25 kilómetros de Plaza Huincul. Luego aparecieron Loma Negra (1941), Cerro Bandera (1952), El Sauce (1956) y Sierra Barrosa (1957).

En la década del 60 se

Un hito del petróleo. El Campamento Uno, en Plaza Huincul, en 1918 marcó un antes y un después en la historia de la provincia.

98 años de historia petrolera. La provincia pasó de tener una industria hidrocarburífera incipiente a ser una las productoras más importantes del país y estar en los ojos del mundo. destacan los hallazgos de los yacimientos Centenario (1961), Las Chivas y El Salitral (1965). Hacia principios de los años 70 se produjo el hallazgo de petróleo en el norte neuquino, en las proximidades de lo que hoy es Rincón de los Sauces, al descubrirse Puesto Hernández en 1967.

Fue durante años el yacimiento

de crudo más grande del país.

También se descubrieron Lindero Atravesado (1961) y Río Neuquén (1971).

El descubrimiento del yacimiento gasífero Loma La Lata en 1977 marcó un antes y un después en la historia de la industria hidrocarburífera en

Argentina. A partir de ahí comienza a desarrollarse una gran red de gasoductos troncales. El potencial de gas de esa zona es luego acompañado del hallazgo de otros campos ubicados en las cercanías, como Aguada Pichana (1980), Aguada San Roque (1986), Loma de las Yeguas (1986) Chihuido de la Sierra Negra-Lomitas (1988) y

Sierra Chata (1993).

Durante la década del 90 Neuquén se transformó en la principal provincia productora de crudo en el país. Se descubrió El Portón en 1990 y El Trapial en 1991. Tras la privatización de YPF en 1992 se descubrieron Confluencia y Chihuido de la Salina. Cuatro

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años más tarde se acrecientan los conflictos sociales y sindicales.

Impacto de los no convencionales sobre el empleo

Ya en el año 2000, con YPF en manos de la española Repsol, se prorrogó por 17 años la concesión del yacimiento Loma La Lata, cuya producción comenzó a caer en forma indeclinable.

S

En 2008 se acordó con YPF la prórroga por 10 años de las concesiones, convenio que sirve de base para la Ley 2615 de renegociaciones petroleras.

Se podría decir que en Argentina, a partir de junio de 2010, queda oficialmente inaugurada la etapa de los hidrocarburos EN 1977 LOMA no convenLA LATA LE c i o n a l e s , tir OFRECIÓ AL ade plaa rperPAÍS f o r a c i ó n UNA realizada SITUACIÓN por la emYPFDE EXCEPCIÓN presa Repsol, CON SU GAS. del primer pozo de shale en Loma La Lata.

Cabe destacar que el conocimiento acerca de la existencia de este recurso data de las décadas de los 60 y los 70, cuando YPF escontinúa en página 12

rINCÓN DE LOS sAUCES. Es otro de los pilares en producción petrolera para la provincia y el país. Es un motor económico para Neuquén.

egún datos de la Subsecretaría de Minería de Hidrocarburos de Neuquén, en lo que respecta a la contribución a los ingresos públicos de la provincia, el sector hidrocarburífero aporta el 22% del total a través de las regalías sobre la producción de petróleo y de gas.

Si a este valor se le adicionan los ingresos generados en concepto de ingresos brutos y sellos, se alcanzaría un porcentaje aproximado del 35%.

Es decir, uno de cada tres pesos que ingresan a las cuentas de la provincia son generados de manera directa por la actividad hidrocarburífera.

En cuanto al empleo y consumo, hacia principios de 2014 las empresas operadoras generaban el 13% del empleo privado registrado en Neuquén, lo que representa casi 14.000 puestos de trabajo. Pero es sabido que la mayor parte del empleo proviene de las activi-

dades que estas empresas tercerizan. De esta manera, si se contabiliza el empleo generado por las empresas prestadoras de servicios, esta actividad estaría generando más de 40.000 puestos de trabajo.

Como consecuencia del desarrollo de los reservorios no convencionales en la provincia, se espera que en los próximos años se produzca un importante incremento en las inversiones destinadas a estos desarrollos, lo que se traducirá en una mayor demanda de mano de obra. Los pronósticos más ambiciosos indican que hasta el 2020 se espera que se perforen alrededor de 1200 pozos no convencionales por año.

De verificarse el ritmo de perforación estimado, se crearán 20.000 nuevos puestos de trabajo directos. Si se tuvieran en cuenta los efectos indirectos e inducidos, este impacto sería aún mayor.

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Oil & Gas Patagonia 2016 de explotación de Vaca Muerta que incluía las áreas de Loma La Lata II y Loma Campana. El acuerdo total contemplaba desembolsos superiores a los U$S 15.000 millones.

El boom del shale abrió otra época para la industria viene de página 11 tatal descubre los yacimientos de Puesto Hernández y Loma La Lata y perfora las formaciones de Vaca Muerta y los Molles. En ese entonces ni los precios de los hidrocarburos, ni la tecnología permitía su extracción.

En línea con este nuevo escena-

rio, en abril de 2011, la Agencia de Información Energética de los Estados Unidos (EnergyInformationAdministration - EIA), publicó una evaluación preliminar de los recursos de shale gas en regiones fuera de Estados Unidos. En dicho informe se postula que la Argentina tendría unos 774Tcf (trillones de pies cúbicos) de recursos no

convencional de gas natural técnicamente recuperables.

Este informe fue posteriormente actualizado y en junio de 2013 la EIA publicó un nuevo documento donde señala que Argentina dispondría de 802 Tcf de recursos no probados técnicamente recuperables de gas natural (equivalentes a 21.654 miles de millones de m3) y

En 2013 Neuquén recibió U$S 4.100 millones de inversión destinados a explotación y exploración. En el mismo periodo fueron extraídos 13.500 millones de metros cúbicos de gas y 28 millones de barriles de crudo Medanito. A fines de 2014 Neuquén rompió su récord histórico de inversiones petroleras, con una cifra que rondó entre U$S 5.000 y U$S 6.000 millones. Más de un 50% de ese dinero se destinó a la explotación de no convencionales.

En agosto de 2015, YPF anunció 27.000 millones de barriles de pe- que su producción en Vaca Muertróleo (equivalente a 4.293 millo- ta superaba los 50.000 barriles diarios. Ya en 2016 la caída del nes de m3).

El 3 de mayo de 2012 el precio del crudo, y por lo tanto los Congreso Nacional con- de todos los combustibles líquidos virtió en ley la nacio- alternativos al gas natural, impactaron en la posibilidad nalización de de extraer YPF. Con esa exEL ACUERDO económica el gas en condiciones propiación la partiYPF-CHEVRON de mayores costos y cipación de Repsol quedó reducida a ES EL MÁS tecnológicamente más 6%, que después GRANDE DEL dificultosas como el de los “no convenvendió; y del total MUNDO caso cionales”. expropiado, el 51% FUERA DE quedó en manos del ESTADOS Durante marzo Gobierno nacional y el 49% restante pasó UNIDOS. de 2016, la producción de shale oil fue de 24,8 a las provincias pekBbb/d (miles de barriles por día), troleras. el 4,6% de la producción de crudo En septiembre de 2012 las del país; mientras que en shale gas, empresas YPF y Chevron anun- fue de 4,28 MMm3/d (millones de ciaron que invertirían en conjunto metros cúbicos por día), el 3,6% de unos U$S 1.000 millones en el plan la producción total

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En la región se presentaron 16 proyectos sobre energías limpias

Molinos eólicos. Una alternativa a la tradicional generación de electricidad va en ascenso.

Corresponden al Programa Renovar. Para el país hay 123 propuestas, con u$s 1800 millones de inversión para 6366 megas. Se buscará que el 4% del mercado eléctrico se genere con este tipo de desarrollos.

L

a primera licitación pública para el desarrollo de proyectos de energía renovable, comprendidos en el Programa Renovar, fue todo un éxito. Convocó ofertas por 6366 megawatts (MW), de las cuales 16 proyectos están previstos desarrollar en la región del Comahue (Río Negro y Neuquén) por 997 MW.

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con el Fondo Fiduciario de Energías Renovables (Foder), a través de créditos internacionales y fondos de organismos multilaterales, y contarán con una garantía de pago del Banco Mundial por hasta u$s 500 millones.

En el caso de las energías renovables pasarán de 1,8% al 4,5% de la matriz energética y se generará un ahorro de u$s 300 millones anuales en la importación de energía.

La energía solar fue la que más ofertas recibió (58, por 2834 MW), seguida por la eólica, con 49 propuestas por la mayor cantidad de MW: 3468.

El sector de biogás y bioamasa 11 ofertas por Una ley recibió 53 MW, y los pequeestablece ños aprovechamiencomo meta tos hidroeléctricos, que el 8 % cinco ofertas por 11 de la MW. Entre las empresas energía oferentes figuran: debe ser Enel (Edesur); Impsa renovable. (Pescarmona); Pampa Energía (Mindlin), Corporación América (Eurnekian), Adecoagro y PAE (de la familia Bulgheroni, a través de su subsidiaria Pan American Fueguina).

Por su parte, la provincia de Neuquén presentó siete ofertas para los proyectos de tres parques eólicos. Los empresas que en su momento dejaron por escrito sus En total participaron 76 grupos, propuestas de asociación fueron tanto nacionales como regionales e cuatro: Genneia, Corredor Ameinternacionales con 123 propues- ricano, la local SIMA (que se pretas. La inversión total que esperan sentó asociada con Petroquímica en la cartera energética alcanzaría Comodoro Rivadavia) y Edvsa.

A finales del 2015, se sancionó los u$s 1800 millones, y se estima que crearán unos 8000 empleos la Ley 27.191 para el fomento de directos, además de incrementar la generación de energía eléctrica la oferta eléctrica en un 2,6% y a partir de fuentes renovables. Le elevar la participación de fuentes ley establece como meta el 8% de limpias del 1,8% actual al 4,5% de generación de estas fuentes para fines del año 2017 y del 20% para la matriz energética nacional.

Las obras podrán financiarse fines del 2025

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Hay que admitir que ha mejorado el clima de negocios y que Argentina volvió a ser tenida en cuenta”.

Adolfo Sánchez Zinny

Adolfo Sánchez Zinny:

“La mejora del sector recién podría verse en 2018” El presidente del CEOPE dijo que la situación del precio del crudo no variará en lo inmediato. En los últimos dos años cayó 40% la inversión petrolera en el mundo.

I

ncertidumbre y preocupación. Esta es la sensación que viven hoy las 40 empresas de operaciones petroleras especiales nucleadas en la Cámara que las representa, CEOPE. El denominador común es la caída del nivel de actividad.

En lo inmediato aparecen en el horizonte cuatro aspectos clave a resolver: •El precio del crudo, para el que hoy se mantiene un precio sostén superior al precio internacional.

•El precio del gas producido en el país, cuya oferta para el mercado doméstico es deficitaria y

cuyos valores actuales son muy inferiores a los de los combustibles sustitutos.

•La productividad y competitividad del sector de petróleo y gas, actualmente inferior a los niveles internacionales.

•Otras condiciones que facilitan un mayor flujo de inversiones, tanto por parte de las empresas presentes en Argentina como de empresas que se instalan, para facilitar el alcanzar mayores niveles de producción de petróleo y de gas.

Entrevistado por el suplemento E&P, el presidente de CEOPE, Adolfo Sánchez Zinny, asegura que por la información existente hasta el momento y las proyecciones que se conocen, no se esperan grandes cambios en el precio del crudo para el 2017, por lo que la situación del sector en los próximos 12 meses no sufriría grandes modificaciones.

“Es de esperar que el nivel de actividad proyectado para los próximos meses continúe declinando y que recién a partir del 2018 pueda preverse el final de este aminoramiento”, explica.

“Sin perjuicio de ello, muy posiblemente habrá una evolución positiva de dos negocios: el del gas natural, en la medida en que se sigan ajustando algunas variables, como la de los precios en boca de pozo, y el de no convencionales, siempre que se ajusten algunas

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son los miles de puestos de trabajo que se estima que se perdieron en el mundo por la crisis del petróleo. Sin embargo, esto fue atenuado en la Argentina por el precio sostén del denominado barril criollo y por la acción de los sindicatos.

condiciones, entre las cuales las condiciones y diagramas de trabajo del personal afectado a esas operaciones”, agrega el presidente del CEOPE. Es sabido que la industria petrolera tiene dos características particulares: de capital intensivo y cíclica. Y actualmente el contexto internacional en que opera está fuertemente afectado por la drástica disminución del precio del crudo.

“Esta crisis ha ocasionado internacionalmente una disminución de más del 40% en las inversiones (2016 vs. 2014) y la pérdida de más de 350.000 puestos de trabajo”, según Sánchez Zinny.

Aunque advierte que en Argentina, esos efectos negativos se han

EL OBJETIVO. Lograr en el corto plazo la mejora en la productividad a la espera de un mejor escenario internacional.

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visto atenuados por la política del Estado nacional al implementar el precio sostén del crudo, por encima del internacional, y por la acción de las empresas y de los sindicatos, que han encontrado formas de amortiguar esos efectos.

Precisamente esas políticas son complejas y, en estos primeros nueve meses de gestión del gobierno de Mauricio Macri, requieren un plan integral más que solamente medidas coyunturales.

No obstante, el titular de CEOPE aporta una mirada optimista. “En primer lugar, hay que admitir que ha mejorado el clima de negocios.

Y que Argentina volvió a ser tenida en cuenta por el mundo como un país potencialmente atractivo para invertir. En el caso del sector de hidrocarburos, la enorme ventaja comparativa que entendemos tiene el país es la presencia de las empresas internacionales más relevantes, tanto en el segmento de las operadoras como en el de las compañías de servicio”, señala.

Y concluye que “en el corto plazo la mejora de la productividad es imperativa, y que el lograr ese objetivo permitirá enfrentar en mejores condiciones esta baja del nivel de actividad y generar la concreción de las cuantiosas inversiones adicionales que la industria necesita”

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