Economia y petróleo 13122016

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LMNEUQUéN - miércoles 14 DE MAYO DE 2014

ECONOMÍA Y PETRÓLEO

Especial Día del Petróleo Martes

13 de diciembre de 2016

Un año complicado para el sector energético

Desafío 2017 Hay que pelearla hasta que suba el petróleo Luego de un año crítico, la Provincia necesita la llegada de inversiones para que Vaca Muerta se transforme en un motor económico.

El próximo suplemento vuelve a publicarse, como es habitual, el miércoles 21.

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Martes 13 DE DICIEMBRE DE 2016 - LMNEUQUéN

día del petróleo

2016, año del tarifazo y de la crisis del crudo barato Fueron 12 meses en los que, como pocas veces, la energía se apropió de la agenda política. En el último tramo, la cuenca neuquina sufrió 1500 despidos.

T

ras la llegada al poder del gobierno de Mauricio Macri, el 2016 empezó de manera controvertida. La primera decisión en materia energética fue dar marcha atrás al proyecto para construir un gasoducto de $2500 millones para abastecer a las localidades de El Calafate y Río Turbio, en Santa Cruz, una de las iniciativas más polémicas que decidió la ex presidenta Cristina Kirchner apenas dos semanas antes de abandonar la Casa Rosada.

La falta de suministro eléctrico y la crisis en el sector petrolero definieron el rumbo del primer mes del año. Desde el Ministerio de Energía, a cargo de Juan José Aranguren, se informó que el precio local del petróleo de más calidad, llamado Medanito, pasaría de u$s 77 por barril a u$s 67,5, con una merma del 12,3%, mientras que el crudo más pesado, llamado Escalante, pasaría de u$s 66 a u$s 54,9, con una disminución del 16,8%. A esas rebajas se sumó la eliminación de los subsidios que afrontaba el Estado de u$s 3 por barril, en caso de mantener o aumentar la producción, con relación al año anterior y de u$s 2 para la empresa que mantuviera o incrementara las exportaciones de crudo.

Frente a la caída estrepitosa del precio internacional del crudo, el Gobierno trató por todos los medios de buscar una solución al conflicto petrolero en Chubut y evitar unos 5 mil despidos.

En tanto, YPF anunciaba un nuevo acuerdo para desarrollar Vaca Muerta. La petrolera estatal firmó un convenio preliminar con la estadounidense American Energy Partners (AELP) que demandaría

Por Daniel Barneda

Loma campana. La formación de no convencionales neuquina es una clave del sector energético nacional.

inversiones por u$s 500 millones para los próximos tres años.

Por otro lado, YPF entregaba a la Justicia argentina el contrato secreto que firmó con Chevron y además se reiteraban los cortes programados en las distintas provincias.

En el primer trimestre comenzaron a sentirse los primeros coletazos de la crisis cuando amenazaron con despedir a 1800 personas en la central nuclear Atucha III, prácticamente paralizada. Se sumó a esta noticia el anuncio del entonces CEO y presidente de YPF, Miguel Galuccio, al confirmar que la empresa reduciría alrededor de 25% sus inversiones debido a la caída de los precios internacionales del petróleo.

A fines de abril se confirmó la salida de Galuccio y la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria de accionistas de la petrolera YPF designó al nuevo presidente de la compañía, Miguel Ángel Gutiérrez.

Mientras tanto, el Gobierno pagaba u$s 9300 millones a holdouts y el país dejaba de estar en default.

Puertas adentro, continuaba y se acentuaba el conflicto petrolero en Chubut. En busca de dar respuestas rápidas, el Gobierno aprobó un programa de estímulos a los nuevos proyectos de gas natural por el cual reconoció, al igual que la administración anterior, un precio de u$s 7,50 por millón de BTU para la producción adicional que surja del desembolso de inversiones.

También se lanzó el Plan Nacional de Energías Renovables (RenovAr) que pretendió dotar en una primera etapa de 1000 megavatios a la oferta energética y para lo cual se llamó a licitación pública.

En el mundo de los negocios, Pampa Energía, la empresa de Marcelo Mindlin, adquirió el

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67,19% del paquete accionario de Petrobras Argentina, convirtiéndose en el cuarto productor de gas del país, el séptimo de petróleo y el cuarto comercializador de combustibles.

A mitad de año, todo el sector ya hablaba del aumento de tarifas que, según el Gobierno, no podía superar el 400% en relación con el mismo período del año anterior, lo que desató la queja de la asociación que nuclea a los consumidores. Por falta de gas, el Gobierno empezó a restringir el consumo a industrias y a cortar el GNC en estaciones.

Por su parte, el Ministerio de Energía y Minería procedía a abrir los sobres con las ofertas económicas de la licitación para instalar nueva generación térmica según la Resolución 21/2016, por la que se recibieron ofertas por un total de 6611 MW. Desde YPF llegaban nuevas noticias: Ricardo Garré era designado como el nuevo CEO de la petrolera estatal.

Con las expectativas puestas en la mejora de la economía para el segundo semestre del año, el presidente Mauricio Macri recomendaba a los argentinos consumir menos energía, en tanto que el ministro de Energía, Juan José Aranguren, defendía la suba de tarifas y desmentía versiones sobre su renuncia.

En este escenario, una agencia de información financiera destacó el potencial de Vaca Muerta con una producción aproximadamente de 560.000 barriles diarios de líquidos y 6000 millones de pies cúbicos de gas diarios para el 2040. El Gobierno, en tanto, trabajaba contra reloj para presentar el informe solicitado por la Corte Suprema de Justicia para comenzar a analizar la validez del tarifazo de gas, que estaba frenado por la Justicia.

En la primavera la empresa Shell anunció inversiones por u$s 1200 millones en Argentina y despejó rumores sobre su salida del país.

También la rusa Gazprom comunicaba su intención de invertir u$s 300 millones en la zona de Allen, Río Negro, en el marco de un acuerdo con YPF, y GE anun-

Shell anunció inversiones y despejó dudas.

Era por su posible retirada.

Anticipó que invertirá 1200 millones de dólares.

Dow promete invertir.

La empresa aseguró u$s 2000 millones para los próximos años.

YPF y Petronas sellaron un acuerdo.

Invertirán u$s 192 millones en La Amarga Chica.

aRANGUREN. El ministro de Energía impulsó las marchas y contramarchas de la suba del gas.

ciaba un megaplan de inversiones por u$s 10.000 millones para Argentina.

Luego de los fallos de la Corte Suprema y de la celebración de la audiencia pública del gas, las pymes volvían a enfrentarse al impacto del tarifazo, que puso en riesgo miles de puestos de trabajo.

Mientras el Gobierno definía todavía la situación del gas, las boletas de luz volvían a llegar con los nuevos precios.

En materia de licitaciones en la primera ronda del programa RenovAR se recibieron 123 ofertas en la licitación de mil megavatios de potencia renovable, con una in-

versión del orden de entre 1500 y 2000 millones de dólares, que generaría de cinco a ocho mil puestos de trabajo, un ahorro anual estimado en 300 millones de dólares y una reducción de emisiones del orden de dos millones de toneladas de C02.

En octubre, tras el encuentro del foro de IDEA, el 57% de los empresarios afirmaba que aumentaría sus inversiones en el país.

Vaca Muerta volvía a estar en la tapa de los principales matutinos del país. Representantes de YPF firmaban junto al gobernador Omar Gutiérrez un acuerdo por una inversión de u$s 452 millones

en nuevos pozos de hidrocarburos no convencionales.

Además, la petrolera nacional y la malasia Petronas suscribían un acuerdo para avanzar en la segunda etapa para el aprovechamiento de los recursos shale oil en el bloque La Amarga Chica del yacimiento no convencional de Vaca Muerta, que demandaría una inversión de u$s 192 millones.

En esta misma dirección, el presidente de Dow Argentina, Gastón Remy, anticipaba que en los próximos años las inversiones previstas por la compañía asociada a YPF para el desarrollo total del área de gas no convencional (shale) El

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Orejano, en Vaca Muerta, ascendería a u$s 2000 millones.

En otro orden de cosas, Enarsa le quitó a YPF el negocio de la importación de gas natural y Cristóbal López acordó la venta de Oil a la firma holandesa Trafigura.

El Gobierno, por su parte, seguía dando señales claras de buscar alinear lo más rápido posible el precio local del petróleo con el internacional, con el consiguiente posible impacto en el nivel de ingreso de la Provincia.

El presidente de YPF, Miguel Angel Gutiérrez, confirmaba la firma de un nuevo convenio laboral para los trabajadores petroleros en cuatro provincias: Neuquén, Río Negro, Mendoza y Salta.

Con respecto a los servicios públicos, el Gobierno anunció su intención de aplicar cuatro aumentos por año en tarifas de gas.

En cuanto al precio del gas en boca de pozo, se mencionó un sendero gradual de incrementos en dólares que se aplicaría en abril y octubre de cada año y terminaría en 2019 para la mayor parte del país y en 2022 para la Patagonia.

En el plano internacional, a principios de diciembre la OPEP buscó retomar el control del precio del petróleo y recuperar así el manejo de la oferta. El mercado espera que el precio del barril de crudo continúe su escalada WTI por encima de los 60 dólares.

A nivel local, el Gobierno y las petroleras dejaron entrever que negocian precios libres para el crudo en 9 meses. En el interín, y como broche de fin de año, se avizora un panorama complicado: YPF decidió darles de baja a 33 equipos petroleros que desde febrero mantenía en stand-by en la cuenca neuquina y quedaron sin trabajo 1500 personas.

Las empresas gasíferas pidieron otra suba de más del 35% en las tarifas.

El Gobierno lanzó una campaña para disminuir cortes de luz en el verano.

Y la frutilla del postre... Volvieron los cortes de electricidad y creció la demanda de grupos electrógenos

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“Sin YPF, el balance en el sector hubiera sido aún más negativo”

car la matriz energética tienen un minos de inversiones e incremento subsidio encubierto que junto con de la producción fueron magros, los mayores costos de combustibles cuando no negativos. El panorama implica e implicará más gasto fis- hubiera sido aún peor de no mediar cal, lo que ha afectado y afectará a YPF”, señaló.

En cuanto a la producción peotros sectores de actividad y el dinero público para construir nuevas trolera, afirmó que durante el año obras y prestar servicios básicos. pasado cayó en 3,5% respecto de Sin una YPF orientada por fines la media de 2015. Esta cifra se descompone en una nacionales, el balance en el sector de hi“Las retracción del 6,6% el conjunto de drocarburos hubiera inversiones para los operadores privasido aún más negatipara dos distintos a YPF y vo”, explicó. diversificar un incremento del 1% Según el especialista, durante la matriz para la producción de la última. Así, la pro2016 los estímulos energética ducción total se halla a la actividad fuetienen un en unos 540 mil barriron elevados. “No subsidio les por día, de los cuasólo se mantuvo el precio del barril encubierto”. les YPF ha aportado el 44,5%. La capacidad criollo, sino que los de refinación se halla precios del gas naentre 570 y 600 mil tural tuvieron fuertes incrementos en los segmentos barriles por día. En 2015 se estimaresidencial, comercial, industrial, ba que dicha capacidad debería ser para generación eléctrica y GNC. incrementada en unos 135 MBD. Con respecto al gas natural, Sin embargo, los resultados en térsostuvo que pasó de una media de 119 millones de metros cúbicos día números que pesan (MMCD) en 2015 a 125 MMCD en 2016. El incremento responde a 2 Beneficio Beneficios Tecnología Cupo máximo COSTO MMCD de YPF y 4 MMCD del resto fiscal como Fiscalespor MWh de Beneficios por de los operadores. Sin embargo, el porcentaje generado (3 años con Fiscales Mw nivel de la oferta de estos últimos del costo factores de utilización (en U$s/Mw) de inversión máximos de cada fue idéntico al de 2013, mientras estimado fuente) que YPF incrementó su producción en más de 9 MMCD entre 2013 y Eólica

9 60000 1600000 60% 91,3 2016. La demanda media de gas Solar FV 720000 1300000 55% 68,5 ronda los 140 MMCD y el mercado Biomasa (combustión potencial se estima en no menos de y gasificación) 1250000 2500000 50% 67,9 160 MMCD. Biogás 2500000 5000000 50% 118,9 En materia de transferencias PAH 1500000 3000000 50% 71,3 y subsidios, Kozulj precisó que Fuente: estimado en base al PCB del Programa RenovAr Ronda 1, julio 2016 transferencias realizadas al sector

Roberto Kozulj. El experto en energía consideró que pese al aumento de tarifas y al sinceramiento del tipo de cambio, este año no se logró revertir la declinación de la producción hidrocarburífera.

R

Por D. B.

oberto Kozulj, experto en energía, aseguró a LMN que a pesar del incremento de las tarifas de gas y electricidad, del sinceramiento del tipo de cambio y de los incentivos fiscales y de precios, no se ha logrado revertir la declinación de la producción de petróleo, incrementar suficientemente la producción de gas natural ni atraer inversiones de riesgo.

“Las inversiones para diversifi-

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energético desde el Estado nacional alcanzaron 133.000 millones de pesos hasta octubre, superando en más de un 10% las del mismo período de 2015. Ello a pesar del incremento de tarifas de gas y de electricidad. Las destinadas al sector transporte pasaron a ser de más de 51.000 millones de pesos, un 30% por encima de las de 2015.

“El total de subsidios a octubre rondaba los 15 mil millones de dólares considerando una tasa media de 14,80 pesos por dólar. Sin embargo, desde octubre los subsidios a la generación eléctrica han trepado vertiginosamente como resultado de distintos factores. El principal, el incremento del precio del gas para la generación eléctrica; pero además, por la mayor importación de gas y de combustibles líquidos”, agregó.

Sobre las energías renovables, estimó que el programa RenovAr, al igual que sucede con las fuentes convencionales, presenta un importante estímulo fiscal próximo a los 800 a 1000 millones de dólares para 1000 MW. “Ello hará difícil bajar el costo de la energía en las cuentas fiscales.

En este caso, se trata de la devolución anticipada de impuestos y derechos de importación. Ello representa una remuneración adicional al precio de contratación”, aseveró (ver gráfico)

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OPINIÓN

Buenos augurios para el 2017 Daniel Gustavo Montamat

Ex secretario de Energía y ex presidente de YPF

Es notorio el contraste entre el estado de situación del sector energético y el potencial que este ofrece a futuro. Entre la escasez, las distorsiones de precios y el déficit energético actual; y la abundancia de recursos y los precios competitivos que el tiempo y un proceso inversor pueden darnos. Pero ya hay brotes verdes en el presente energético. Entre generación térmica y las dos rondas de renovables se han adjudicado 5500 megavatios con una inversión estimada en 6400 millones de dólares (se recibieron ofertas por 12.889 megavatios). Es significativo para un parque generador con una oferta disponible de 25.000 megavatios, que en días de demanda pico opera sin reservas y acude a la importación de los excedentes que le puede

ofrecer la región. Sorprendieron también los precios de la ofertas de energía renovable: 59 dólares el megavatio hora en promedio, cuando el costo monómico (que aproxima el costo promedio total de generar electrones) es de 73 dólares.

La producción nacional de gas natural (principal recurso de la oferta primaria y principal combustible del parque térmico) consolida un segundo año de crecimiento. Ha agregado unos 6 millones de metros cúbicos día adicionales de inyección al sistema, que el año pasado recibió 128 millones de metros cúbicos día en promedio (98 de oferta local y 30 importados de Bolivia y por barco).

Pero para que estas buenas nuevas empiecen a consolidar tendencia, urge que la política restablezca la capacidad de mediación entre las urgencias del presente (cortes y restitución

del servicio, recomposición de precios y tarifas con subsidios focalizados, reinstitucionalización del sector) con las demandas de un futuro que, a costa de ignorarlo, se nos ha venido encima (necesidad de diversificar la matriz energética, necesidad de instrumentar planes de ahorro y uso eficiente, introducción de tecnologías de gestión de demanda, promoción del desarrollo sustentable, reducción de gases de efecto invernadero, conformación de mercados regionales de energía, desafiabilidad y competencia de los mercados energéticos). Si las moléculas y los electrones siguen expuestos al cortoplacismo y a la especulación del próximo turno electoral, la riqueza potencial seguirá durmiendo el sueño de los tiempos.

El desafío inversor para

recapitalizar la industria energética (petróleo, gas y electricidad) está en un rango de 18.000 a 25.000 millones de dólares por año. Con estos niveles de inversión sostenida, la industria energética podría aportar entre 4 y 5 puntos de crecimiento a la baja tasa de inversión que hoy tiene la economía argentina (16%). El sector energético ya empezó a comprometer significativas inversiones en nueva capacidad instalada y puede liderar un proceso de inversiones sostenidas que nos permita superar la crisis heredada y devolvernos a escenarios de energía abundante y precios competitivos. Para restablecer horizontes de largo plazo en el sector energético, las distintas fuerzas políticas, oficialismo y oposición, gobierno nacional y gobiernos provinciales tienen que acordar una agenda de compromisos básicos que se respete en la alternancia republicana del poder. En el 2017, el sector energético y la Argentina toda deberán demostrar su capacidad de reconciliarse con el futuro.

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Expectativas 2017.

Optimismo moderado en un año en el que el precio del crudo será clave La mayoría de los empresarios coinciden en que con un barril por encima de los u$s 60 y con la idea del Gobierno de alinear el valor del criollo con los parámetros internacionales se eliminarían los subsidios y se fortalecerían las expectativas de inversión en Vaca Muerta.

¿

Por Daniel Barneda Retomará Brasil con fuerza la exploración y el Presal? ¿Será que Argentina puede ver luz al final del túnel y destrabar inversiones en Vaca Muerta? ¿Podrá México consolidarse como un país atractivo para producir más petróleo y gas natural sabiendo que su vecino del norte tiene ingentes cantidades de shale oil y shale gas? ¿Recuperará Bolivia inversiones en exploración para retomar nuevos contratos de compra-venta con Brasil y así no perder su liderazgo de proveedor regional? ¿Puede ser 2017 el año en que se termine de romper la frágil economía venezolana y se inicie con un proceso de cambio que sin lugar a ninguna duda incorpora la venta de muchos activos de PDVSA tal cual lo está haciendo Petrobras? ¿Serán capaces Perú y Colombia de atraer inversiones en exploración a países con escasa geología y de magros resultados recientes?

Desde la mirada de Álvaro Ríos, socio director de Gas Energy Latin América, los interrogantes a nivel local y regional en materia energética son innumerables y la gran in-

cógnita es saber cuál de estos países saldrán del letargo por la falta de exploración y cómo se resuelve el tema de conquistar fuertes inversiones hacia el futuro.

El precio del crudo es otro de los temas clave. “Habrá que ver si los miembros de la OPEP cumplen sus compromisos y realmente se produce un recorte en la producción

de petróleo para sacar excedentes de mercado. En esta misma línea y si el recorte se da, veremos cómo reaccionan lo frackers en Estados Unidos para tomar mercado a mejor precio que están dejando los países miembros de la OPEP”, puntualiza.

Otra de las cuestiones fundamentales que mantendrán en vilo Sebastian Fariña Petersen

tight gas. Es una de las apuestas fuertes en la cuenca neuquina.

a parte del sector petrolero el año entrante es conocer la política exterior que adoptará la nueva administración del presidente estadounidense Donald Trump, respecto de los temas relacionados con el autobastecimiento de su matriz con carbón, petróleo y gas natural y dejando de lado los acuerdos de la COOP 21 de París y el tema del cambio climático.

Para los analistas locales, el 2016 claramente fue un período de transición de un mercado totalmente regulado a otro que en principio sería libre, aunque no está claro todavía qué pueda ocurrir con el gas.

En petróleo todo indica que en algún momento del 2017 los precios locales del barril convergerán con los internacionales o el “importparity”. Esto ha sido ya expresado en reiteradas oportunidades por las autoridades nacionales.

Sin embargo, cualquier acuerdo, aseguran, debe considerar de manera clara y explícita la preferencia de comercialización del crudo local en detrimento de las importaciones de crudo. En el caso del gas, anticipan que habrá Plan Gas hasta fines del 2017 y hay que definir qué viene después.

Este año fue difícil para la industria petrolera nacional, que probablemente termine con una declinación de la producción de crudo en alrededor de un 3%; pero como contrapartida, una recuperación ya por segundo año consecutivo en la producción de gas natural que estará por encima del 4% comparada con 2015. Esta es una buena noticia para la Argentina ya que más de la mitad de su oferta de energía primaria proviene del gas natural, y con este ritmo de crecimiento es probable que veamos reducir en los próximos años las necesidades de importación de GNL, con el consiguiente alivio sobre nuestras cuentas externas.

Los valores

Y ha sido complicado para la industria petrolera porque el mercado internacional no se ha recuperado, y los precios promedio de 2016 se ubican para el Brent en alrededor de u$s 45 el barril, y alrededor de los u$s 43 el barril para el WTI. Como las decisiones de inversión en esta industria están muy relacionadas con esta variable y su evolución en el largo plazo, la retracción en general ha sido importante. Recién hacia

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Los optimistas pronostican que el país podría alcanzar en 5 años el autoabastecimiento de gas.

Para el 2017 se espera un año con ajustes y mejora de las eficiencias, y achique de estructura.

Las empresas de servicios pasaron un año difícil porque vieron disminuida la actividad y tuvieron que reducir personal.

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fines de año, con el acuerdo de la de servicios, el 2016 fue un año proOPEP para recortar la producción, blemático porque vieron disminuida y si estos acuerdos se mantienen, se la actividad teniendo que reducir perciben precios del petróleo para personal en todos los niveles y pagar el 2017 que se ubicaran entre 55 y salarios por personal cuya estructura no fue posible ajustar a los niveles de u$s 60 por barril.

Si este escenario se confirma, la actividad actual. El resultado: altísimayoría de los empresarios de la mos costos sin rentabilidad.

Para el 2017 se espera un año con industria considera que la política actual del Gobierno de aproximar ajustes y mejora de las eficiencias y el barril criollo con los precios in- reducción de estructura. También ternacionales, y de esa forma anclar se apuesta a la concentración de proyectos de gas, el precio interno a las referencias extodo indica que especialmente en ternas, permitirá en el 2017 los tight.

Detrás de todo eliminar los subsiprecios locales este escenar io dios que se vienen dando a la indusdel barril se ubica el tema tria y fortalecer convergerán más importante debe resolver las expectativas con los que la industria en de inversión para internacionales. Argentina: qué, desarrollar los yacómo y a qué ritcimientos no conmo avanzará el vencionales, tanto en Vaca Muerta como en otras áreas sector sobre los recursos aún disponibles en nuestro subsuelo, más productivas.

Resuelta la distorsión de pre- precisamente en Vaca Muerta.

Algunos, los más optimistas, procios, queda por construir de cara al próximo quinquenio una política nostican que la Argentina podría petrolera que asegure un flujo de alcanzar en 5 años el tan mentado inversiones continuo para el desa- autoabastecimiento de gas. Esto rrollo de la actividad, la creación de implicaría nada más ni nada menos trabajos en las provincias producto- que el desembolso de u$s 100.000 ras, la disminución de la vulnerabi- millones de inversión. ¿Podrá lolidad externa y el aprovechamiento grarlo Argentina en un contexto del enorme potencial que nos brin- donde conviven altos costos, poca infraestructura y cargas impositivas da esta industria.

Para las empresas proveedoras y muy elevadas?

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Por ahora, sólo llegó el 14% de las inversiones proyectadas Hasta el 2019, en petróleo y gas no convencional y en energía eléctrica se esperan inversiones por u$s 40.000 millones. Por el momento, esta cifra parece demasiado lejana.

Por D. B.

U

n estudio realizado por el Centro de Economía Política Argentina (CEPA) reveló que de los u$s 130.000 millones “anunciados genéricamente”, sólo pueden cuantificarse compromisos de inversión en Argentina por u$s 18.000 millones. El dato representa apenas el 14% de lo estimado por el gobierno nacional para sus cuatro años de mandato.

Según el informe, en principio

el presidente Mauricio Macri y su equipo estimaron que desde su asunción llegarían u$s 130.000 millones. Pero desde el 7 de julio pasado, el propio Presidente corrigió la cifra en base al pesimismo de los hombres de negocios y calculó que no desembolsarían más de u$s 100.000 millones.

Sin embargo, el informe de CEPA aseguró que de los u$s 130.000 millones “anunciados genéricamente”, sólo pueden cuantificarse compromisos de inversión por u$s 18.000 millones. “Al momento de precisar cuáles son las empresas, los rubros

y montos de las inversiones, las misSólo en gas y petróleo no conmas se reducen a menos del 14% vencional y en energía eléctrica de lo anunciado”, señaló el estudio. las inversiones previstas superan En rigor, no supera el los u$s 40.000 millopara el cepa, nes. Las mineras y los 13,85%.

Al desgranar los prose pueden bancos fueron dos de los sectores más beyectos confirmados, se certificar detectó que seis conneficiados por Caminversiones biemos desde el inicio centran más de la mipor 18 mil de la gestión, con la tad de inversiones (u$s 10.000 millones) y que millones de quita de retenciones esos seis son negocios dólares. a las exportaciones, la devaluación y la flexitres rubros: recursos naturales (minería o bilización de normas energía), alimentos y bebidas y el para facilitar la fuga de divisas. De hecho, el trabajo mostró, según dasector financiero.

tos del Balance Monetario de julio del Banco Central, que en el primer trimestre del año la “formación de activos externos superó los u$s 3300 millones, convirtiéndose en el primer trimestre de mayor salida de capitales desde la crisis financiera internacional de 2009”.

Capitales

El CEPA también examinó el origen de los capitales de los seis proyectos. “Se visualiza que el 41% proviene de inversores locales o en alianza con otros países. Con ello, se evidencia que gran parte de las

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AFP

El origen de los capitales En seis proyectos “se visualiza que el 41% proviene de inversores locales o en alianza con otros países”.

El 33% de los anuncios fueron realizados por el bloque Estados Unidos-Canadá.

Las inversiones europeas representaron el 20% del total, con origen en España, Italia, Francia, Alemania, Inglaterra y Holanda.

inversiones anunciadas no implican que la fuga de divisas aumentó exponencialmente, ubicándose muy entrada de dólares”, advirtió.

En ese marco, indicó que el 33% por encima de la media del anterior gobierno”, remarcó. de los anuncios progran parte Otro estudio más viene del bloque norteamericano Estados de las reciente de la misma estimó que duUnidos-Canadá. Las inversiones fuente rante el periodo de los inversiones europeas anunciadas gobiernos kirchneristas representaron 20% no implican (2003-2015) se produdel total, con origen en España, Italia, Francia, entrada de jo una reducción de la Alemania, Inglaterra y dólares. brecha entre los ingresos del 10% más rico y Holanda. los ingresos del 10% “Pese a los anuncios asociados a sendos guarismos de más pobre, ilustrada por la trayecingreso de inversiones, a partir de toria de aumentos porcentuales la desregulación del tránsito de ca- mayores de los ingresos bajos en pitales lo que terminó ocurriendo es relación con los ingresos altos

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Inversiones anunciadas por el Gobierno Sector

Detalle

Gas y petróleo Yacimientos e infraestructura no convencional para shale y tight Energía eléctrica Centrales térmicas e hidroeléctricas Energías renovables Minería Litio, oro y cobre Construcción 25.000 km de caminos y autopistas Infraestructura de agua y redes cloacales Ferrocarriles 10.000 km de vías ferroviarias Total

Inversiones (MMU$S) 20.000 20.000 15.000 15.000 25.000 20.000 15.000

130.000 Fuente: CEPA

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No convencionales en Argentina.

“Vaca Muerta es vital para el desarrollo del país en las próximas décadas”

Daniel Kokogian, empresario y consultor en petróleo y gas, admitió que cualquier energía futura requerirá de inversiones masivas. Además de la formación en la cuenca neuquina, aseguró que todavía hay mucho por invertir en reservorios convencionales, tight gas y en el offshore.

¿

Por Daniel Barneda Cuál es la situación que vive hoy Vaca Muerta?

Vaca Muerta es un recurso de petróleo y gas de suma importancia para el desarrollo energético del país en las próximas décadas. Luego de una etapa de actividad muy intensa, ahora estamos por distintas circunstancias comenzando a transitar una etapa en la que la baja de actividad de perforación debería proveer una serie de beneficios y mejoras que deberían impactar en el “upgrade” del recurso. A mi entender, todos los problemas que pueden generarse en el corto plazo serán compensados, con amplitud, por un

mejor posicionamiento en el gran desafío de transformar recursos en reservas.

–¿Por qué?

En primer lugar, hay que sacar al proyecto del “corto plazo”. Es entendible que la baja de equipos de perforación encienda todas las alarmas, tanto gremiales como sociales y económicas, especialmente en la región. Sin embargo, es necesario que todo el mundo entienda que el nivel de actividad de los últimos años era insostenible y, además, técnicamente desaconsejable. Es insostenible porque no es posible acceder al capital necesario para mantener la actividad, y es desaconsejable porque ese ritmo era el principal obstáculo para que nuestros profesionales y

técnicos avanzaran de la manera en la actividad de perforación del más eficiente y consolidada en el “play” debería redundar inmedia“learning curve”, la famosa curva tamente en una mejor asimilación, de aprendizaje que suele no estar por parte de nuestros profesionaasociada a una actividad frenética, les, de los datos obtenidos hasta el sino más bien a un ritmo razona- momento. La industria petrolera es capital intensiva, pero ble que permita ir me“En primer antes que eso es invesjorando con cada pozo perforado, probando lugar, hay tigación y análisis iny esto último, distintas variantes, que sacar tensivo, en un proyecto manetanto en lo que hace el proyecto jado racionalmente, a la construcción del del ‘corto antecede a la etapa de pozo como a los objetivos a atacar. plazo’”. actividad plena. Hasta el momento esa ecua–¿Quiere decir que ción estaba invertida. la baja de actividad generada por las condiciones En lenguaje que todos entendemacro de precios, costos y fi- mos, pusimos el carro adelante nanciamiento pueden, final- del caballo.

–Pero hay quienes opinan mente, no ser tan nocivas?

Definitivamente. Esta reducción todo lo contrario, sostenien-

do que el aprendizaje se logró a partir de la intensa actividad desarrollada.

Yo tiendo a creer que el aprendizaje logrado ha sido “a pesar” del nivel de actividad. Es opinable, por supuesto, pero creo que la mayoría de los profesionales de la industria, involucrados o no en este proyecto Vaca Muerta, piensan muy parecido a mi posición. Es bastante sintomático observar que, si bien todos estamos preocupados por la disminución de la actividad en nuestra industria, respecto de los no convencionales esa preocupación se incrementa en quienes no están vinculados directamente con la investigación y desarrollo del “play”. Por otro lado, gran parte de los profesionales directamente involucrados en el negocio suelen tomar esta situación como una gran oportunidad para asimilar y consolidar conocimientos para generar un estadio del conocimiento superior que pueda ser utilizado para una futura reactivación.

–¿Y cuándo sucederá esa reactivación?

Difícil pronosticarlo. Está claro que cualquier proyecto petrolero no depende sólo de la parte técnica o de las bondades de las rocas, sino que está fuertemente influenciado por el contexto económico macro que hoy está dado por el precio del barril y del gas.

–Sin embargo, desde algunos sectores se viene insistiendo en la tan mentada crisis energética...

Nuestra clase dirigente, política, empresaria y gremial menciona reiteradas veces y utiliza el concepto de “crisis energética” según concuerde o no con sus ideales y sea funcional o no a sus aspiraciones de sector y/o incluso personales.

Lo real es que hoy la energía no se paga lo que cuesta producirla y es temerario pensar que en el futuro el barril de petróleo o la molécula de gas sean más económicos.

–¿Cuál es la experiencia de otros países en el desarrollo de no convencionales?

Los no convencionales se desarrollaron en Estados Unidos y Canadá no tanto por las bondades geológicas,

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La apuesta a los no convencionales. El consultor Daniel Kokogian cree que Vaca Muerta es vital para el país.

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las cuales son bastante reducidas, Creo que, para comenzar, la indussino por el contexto: precio del gas tria y los consumidores de clase por encima de 10 dólares el MMBTU, media y alta deben estar dispuesprecio spot del gas alrededor de 17 tos a pagar por un bimestre de luz dólares, abundante financiamiento o gas un poco más que lo que se a tasas inusualmente bajas, inmensa gasta en una cena de dos personas, infraestructura logística y de servi- o una entrada de fútbol, o en un cios sólo disponible en esos países, buen espectáculo teatral. Además, condiciones económicas y hasta fis- es imprescindible que quienes pocales. Con todas esas “ventajas com- demos pagar el servicio lo hagapetitivas”, el shale explotó en Esta- mos para que quienes no están codos Unidos y Canadá. La producción nectados al sistema dejen de pagar la energía –cuando la de petróleo aumentó “se tiene que consiguen– 10 veces 4 millones de barriles en tres años. Y el gas, entender más cara que los que conectados. tan pronto la producque el nivel estamos –¿Vaca Muerta es ción comenzó subir, de actividad el único megayael precio empezó a de los últimos cimiento que nos bajar. Ya cuando tocó los u$s 7 se paralizaaños era puede salvar? ron la mayoría de los insostenible”. No se trata de “salvarse”. Los no conproyectos nuevos, o vencionales son una sea no se comenzaban nuevos desarrollos y desde hace opción más de las que afortunadacasi dos años el precio languidece al- mente disponemos, pero todavía hay mucho para hacer en los reserrededor de u$s 2.

–¿Y cómo impacta esta expe- vorios convencionales y también en el llamado tight. Además, hay riencia en Argentina?

Es clave que la opinión pública y la mucho campo para recorrer en la sociedad entiendan que cualquier mejora de Factor de Recuperación energía futura requerirá de inver- y queda aún alguna cuenca prosiones masivas y sería imprudente ductiva, subexplorada. Después que pensáramos que la energía está el alto riesgo del offshore y será más económica, al menos de las cuencas no productivas. En mi opinión, estas últimas son las sostenible en el tiempo.

–¿Habrá que “resignarse” únicas alternativas en las que los entonces a costos de energía no convencionales tienen ventajas competitivas más altos?

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Shell capacitó en oficios a 159 jóvenes de El Chañar y Añelo

Administración de empresas, recursos humanos, mecánica y soldadura fueron algunos de los cursos que dictó la petrolera. También se capacitó a mucamas y mozos.

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a compañía Shell entregó 159 diplomas en el marco de la edición 2016 de los Programas de Entrenamientos y Capacitaciones de las comunidades vecinas a sus lugares de operaciones. Los estudiantes beneficiados fueron de San Patricio del Chañar y Añelo.

Las cursos tuvieron una amplia variedad de temáticas que incluyeron administración de empresas, recursos humanos, mecánica y soldadura. También se capacitó para trabajar de mucamas y mozos.

Este tipo de convenio con las comunas se desarrolla desde el 2013 con diversos programas educativos y hasta el momento se logró la participación de más de 350 alumnos y 235 egresados.

Su objetivo es aumentar la capacidad de empleo de los jóvenes locales, fomentar la capacidad de aprender, aumentar la conciencia del cumplimiento de las normas de seguridad en los ámbitos laborales, e interactuar con equipos de trabajo para adquirir herramientas

mucamas y mozos. Recibieron sus diplomas con mucha alegría.

de comunicación adecuadas y una actitud personal proactiva.

La entrega de diplomas a los flamantes egresados fue el 6 y 7 de diciembre. El martes se realizó en la ciudad de San Patricio del Chañar y el miércoles en Añelo.

Estuvieron presentes alumnos, familiares, las principales autoridades de cada municipio y referentes de Shell Argentina.

Además de la formación teórica, los participantes llevaron a cabo prácticas y talleres que incluyeron desarmado y armado de motores y trabajos de gran utilidad para sus comunidades, como la construcción de una escalera para el cementerio, una zaranda para la cantera y parrillas para el balneario de San Patricio del Chañar

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La oferta de generación de renovables propone un nuevo paradigma energético Tras los resultados de las rondas licitatorias en este sector, es probable que se genere un cuello de botella en la transmisión de energía, especialmente en regiones como el Noroeste Argentino.

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Claudio Espinoza

“

Por D. B.

La ronda del llamado de licitación de reciente apertura en Argentina ha dejado precios de oferta que equiparan a los costos de generación actuales a partir de gas (recurso no renovable) y al menor precio de este en el mercado (gas de base o ya desarrollado nacional y de formaciones convencionales). La verdad es que ese gas no puede usarse porque ya no hay disponibilidad sustentable del mismo, y para una planta nueva deberíamos pactar la compra de ese gas a precios de desarrollo de nuevas formaciones no convencionales o importado. Ambas opciones anteriores son más caras y por ende sorprendentemente no podemos competir frente a estas energías renovables a los precios de la última licitación”.

El análisis forma parte de un trabajo sobre el potencial de las energías renovables en Argenti-

na realizado por los expertos en energía Cristián Miguel Alonso Sisini y Fernando Montero.

Ambos especialistas coinciden en afirmar que a este nivel de aplicación de mejoras tecnológicas y aún sin usar la tecnología más avanzada ni las instalaciones más eficientes, la oferta de generación a partir de renovables es hoy de menor costo que la convencional.

“Esto es un cambio de paradigma, hasta el día de hoy nos encontrábamos con programas de incentivos para este tipo de generación que estaban basados en darle a dicha generación retornos que los volvieran lo suficientemente atractivos como para realizar instalaciones que de otra forma no podían competir con la generación convencional. Esto es ya parte del pasado, lo que queda por delante es obviamente otra realidad, una más sustentable”, explican.

Decir que el potencial de generación local es casi ilimitado es una verdad a medias. “Si bien esto es cierto -grafican-, desde el punto de vista del vasto recurso solar o eólico, también lo es, que de empezar a expandir la generación solar-eléctrica en sus zonas más ricas en el recurso (NOA), nos encontraríamos con nodos

de transmisión saturados, debiendo almacenar dicha energía para los períodos no pico y nocturnos, de forma de aprovechar la transmisión media máxima, y no solamente saturarla durante el pico de generación. Esto no resulta práctico hoy porque los sistemas de almacenamiento son aún caros”.

En ese sentido señalan que “lo que sí se puede hacer cuando la red lo permite es invertir sumas en sistemas de almacenamiento con la aplicación de regulación de la carga y calidad de redes. Eventualmente estas instalaciones de almacenamiento pueden realizarse al pie de las generadoras solares, y si bien serían caras con vistas en almacenar en el pico de generación, se pueden usar con la finalidad de mejorar la calidad de suministro y aceptar una descarga diaria para aprovechar los picos por encima de las potencias de transmisión actuales”.

Limitaciones

El trabajo revela que los sistemas actuales tienen una limitación efectiva asociada al hecho de que las zonas de mayor generación solar (norte) y eólica (sur) eran las “colas” del sistema de transmisión, por ello no tienen gran capacidad de conexión-transmisión

libre o vacante.

En opinión de Sisini y Montero, “es probable que al terminar las rondas 1.5 y 2.0 de energía renovables tengamos un problema de saturación en la transmisión por lo menos en el NOA. Quizás acá venga el primer desafío y es prever cómo mejorar esta transmisión y si tecnologías nuevas de almacenamiento, ya sea por incentivos de consumo preestablecido horario o sistemas efectivos de almacenamiento químico o cinético, pueden ayudar a mejorar este problema entregando a la red fuera de horas de generación y en la demanda pico de energía, lo que se guardó en la hora pico de generación por encima de la capacidad pico de transmisión. Un sistema de almacenamiento eficiente en el caso de eólica permitiría almacenar y aplanar la curva de entrega a la red a ambos lados de las líneas de transmisión desde el punto de generación y diseñar líneas de transmisión más cercanas a la media de generación”.

Por ahora -analizan- la única solución para este tipo de energía renovable y generada lejos del consumidor es la mejora en la capacidad de transmisión. En cuanto a la cuestión de la eficiencia, las prestaciones de los diferentes sistemas de generación

de energías renovables difieren substancialmente.

Según los expertos, “las eficiencias de las celdas solares fotovoltaicas van del 14% a una eficiencia máxima de los sistemas más avanzados y todavía experimentales de un 44,7% en celdas compuestas por cuatro subceldas integradas y dirigidas a sistemas de colección solar concentrada.

“Estas diferencias de eficiencia tienen a su vez diferencias de costos y se justifican sólo si la relación costo de inversión versus retribución de la generación así lo permite. Hay que tener en cuenta que progresivamente la parte del costo de las celdas en sí mismo ha disminuido y esto permite con sistemas de concentración colocar celdas más eficientes y caras pero que al concentrar sobre las mismas mayor radiación solar, se permite generar más energía final a un costo global de la instalación menor”, sostienen.

En el caso de la generación eólica, la eficiencia ronda el 45% de la energía disponible en el viento, en tanto los sistemas de generación solar térmica tienen casi un 65 a 90% de eficiencia, dependiendo de cuál es la temperatura final de calentamiento requerida y cuánto de esta energía es finalmente entregada al cliente

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