TODO EL OFF THE RE-Año 10 • Número 3 • u io de 2013 • Ciudad de Buenos Aires, Argentina.

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TODO EL OFF THE RE-Año 10 • Número 1 • Marzo de 2013 • Ciudad de Buenos Aires, Argentina.

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Que dejó la nacionalización en términos políticos y económicos. Balance sobre los hechos que marcaron este primer año de la nueva YPF estatal. El futuro y las cuentas pendientes.

TODO EL OFF THE RE-Año 10 • Número 3 • u io de 2013 • Ciudad de Buenos Aires, Argentina.

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En los últimos dos años, según una estadística privada, bajaron las persia-nas 147 bocas expendedoras de combustibles debido al retraso tarifario, el sistema de cupos de abastecimiento y los crecientes costos operativos. Y en la actualidad, sólo quedan en pie 4.253, esto es un 35% por debajo de las 6.500 que funcionaban 10 años atrás.Las estadísticas fueron elaboradas por la Asociación de Estaciones de Ser-vicio (AES), la cámara sectorial de mayor trayectoria en el país, en base a las cifras ofi ciales de la Secretaría de Energía. Los cierres se producen en todo el país, pero afectan signifi cativamente a la provincia de Buenos Aires, Capital Federal, Santa Fe y Córdoba, que concentran casi el 66% de las bocas para la venta de combustibles.“La crisis de las estaciones de servicio no es actual, ya lleva ocho o nueve años. Tiene que ver con la falta de rentabilidad del negocio, que considera-mos en base a precio y volumen”, explica Luis María Navas, vocero de AES. En cuanto al volumen, la entrega de combustibles por parte de las refi nadoras resultó fraccionada a partir de la resolución ofi cial 25/2006, que estableció cupos a la entrega de combustibles: cada estación quedó restringida a recibir el mismo volumen vendido el año anterior, más un porcentaje atado al PBI.El otro factor que complica la rentabilidad son los precios de venta, se-gún señalan en las cámaras del sector, con alzas promedio por debajo de la infl ación. Desde el comienzo de la crisis, estiman en la Asociación de Estaciones Independientes (AEI), una cámara que agrupa a las estaciones que operan con marcas blancas, se perdieron 50.000 puestos de trabajo. “Hay muchas estaciones de YPF y Shell y nadie puede competir con su propio proveedor, las refi nadoras”, interpretó Manuel García, presidente de la entidad. Para García, las estaciones de servicio deberían lograr una rentabilidad del 15% respecto del precio de venta fi nal al público. En esa misma línea, Navas explica que “una estación de servicio precisa vender 250.000 litros de combustibles para pagar los gastos”.“Aunque no se revirtió la tendencia, en 2012 se desaceleró el cierre de es-taciones de servicio. El año más crítico fue 2011”, matizó Horacio Lazarte, analista de la consultora Abeceb. “Otro problema –añadió– es la relación dispar en cuanto a la rentabilidad del sector con relación al rubro inmobi-liario, después del boom del valor de los terrenos en zonas urbanas”.Otro factor acuciante para las estaciones de servicio tiene que ver con el crecimiento del parque automotor, lo que impacta directamente en el aumento en el consumo de naftas y gasoil. Abeceb estima que la cantidad de autos en circulación pasó de 7,2 millones 2004 a más de 11 millones el año pasado. Ese incremento genera una suerte de cuello de botella para los estacioneros, resalta Lazarte, en tanto crece la demanda al mismo tiempo que siguen vigentes cupos de abastecimiento y estancadas las contrataciones de nuevo personal.

en caída libreEl negocio del downstream

EDITORIAL

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sumario8-34 NOTA DE TAPA: PANORAMA EXPLORATORIO EN LAS PROVINCIAS: QUIÉNES, CÓMO, CUÁNTO Y DÓNDEUn informe completo provincia por provincia con las distintas áreas adjudicadas, contratos, con-

cesionarios y montos de inversión y porcentajes de participación en E&P de hidrocarburos.

// Por Gualter Chebli, consultor independiente //

// 36-37 TRIBUNA ABIERTA PROVEEDORES Y SERVICIOS

EL MERCADO DE SEGUROS COMO MERCADO DE CAPITALES

// Por Marcelo Rodríguez, presidente de Risk Group Argentina //

// 38-44 INFORME ESPECIAL PROVEEDORES Y SERVICIOS

¿DECADA GANADA O PERDIDA?Paradójicamente, Argentina -a contramano de lo ocurrido en nuestra región-, disminuyó su producción petrolera y gasífera, lo que

constituye un hecho grave y altamente preocupante, disimulado por el gobierno y de consecuencias imprevisibles.

// 46-50 RECURSOS HUMANOS PROVEEDORES Y SERVICIOS

La falta de ingenieros en Argentina: ¿tiene solución?

// 54-58 HOMENAJE

MATEO TURIC: Recordando a esos exploradores que descrubieron la energía que hoy, los Argentinos disfrutamos.

// 60 IMAGEN & ESTRATEGIA

// 62 EVENTOSPROVEEDORES Y SERVICIOS

Los reservorios no convencionales, tema central en la próxima AOG 2013

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sumario

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NOTA DE TAPA

En la Constitución Nacional, reformada en 1994, su artículo 124, segundo párrafo, otorga a los estados provinciales la potestad del manejo

de los recursos naturales localizados en sus respectivos territorios. El 6 de agosto de 2003, el Poder Ejecutivo Nacional dicta el Decreto 546/03 que reconoce a las provincias el derecho de administrar sus recursos energéticos, facultándolas a otorgar permisos de exploración, concesiones de explotación, almacenaje, transporte

y comercialización de hidrocarburos en sus correspondientes jurisdicciones sobre las áreas “en transferencia” y sobre aquéllas que las provincias defi nan por sí. Este decreto también otorgó a los estados provinciales los derechos sobre la información hidrocaburífera generada en sus territorios. Posteriormente, la Ley 25.943 (Ley “Corta” de Hidrocarburos), promulgada el 3 de enero de 2007, establece la plena potestad de las provincias sobre los recursos de hidrocarburos líquidos o gaseosos presentes en sus respectivos territorios, lecho y subsuelo del mar

territorial (en el caso de las que fuesen ribereñas, hasta las doce millas desde la costa) quedando transferidos de pleno derecho todos los permisos de exploración, concesiones de explotación y regalías hidrocarburíferas otorgados o aprobados por el Estado Nacional.

En mayo y julio de 2012, con la san-ción de la Ley 26.741 y el Decreto P.E.N. 1.277, se produce una fuerte modifi ca-ción en el marco normativo de la polí-tica hidrocarburífera, devolviendo al Es-tado Nacional el derecho de intervenir cuasi totalmente en el sector.

SANTA CRUZ

Ofreció áreas exploratorias ubicadas en dos cuencas petrolíferas y gasíferas: la Cuenca del Golfo San Jorge (Flanco Sur) y la Cuenca Austral e incluyó un bloque en una cuenca aún no productiva: El Tranquilo, en las inmediaciones del Nesocratón del Deseado.

Efectuó una sola ronda licitatoria el 17 de noviembre de 2006. Los sobres A

se abrieron el 20 de diciembre de 2006. El precio del pliego de condiciones fue de u$s 10,000. Los paquetes de informa-ción de cada bloque tuvieron un costo variable entre u$s 4 y 8.000. El interesa-do debía ofrecer un porcentaje de parti-cipación provincial a través de Fomicruz y una regalía adicional (por encima del 12 % que fi ja la ley de hidrocarburos). Si el empresariado provincial integrase el consorcio oferente participando, al menos, en un 30 % de la inversión com-prometida en la oferta, se agrega un 40

PROVINCIAS DE LA OFEPHI QUE LICITARON ÁREAS DE EXPLORACIÓN

Un informe completo provincia por provincia con las distintas áreas adjudicadas, contratos, concesionarios y montos de inversión y porcentajes de participación en exploración y producción de hidrocarburos, presentado por el Dr. Gualter A. Chebli, especialista en temas energéticos, consultor.

QUIÉNES, DÓNDE, CÓMO Y CUÁNTO

Panorama exploratorio EN LAS PROVINCIAS

9prensa

% más de chances en la fórmula de ad-judicación. En esta caso, se estableció el valor de la Unidad de Trabajo en u$s 2.000. La califi cación de los oferentes se realizó en dos instancias: una prelimi-nar o otra fi nal.

Se recibieron ofertas de las siguientes compañías: Oil M & S S.A., Tecpetrol S.A., Petroquímica Comodoro Rivadavia S.A., Enap/Sipetrol Argentina S.A., Eduardo Raúl Costa, EPSUR S.A., Estrella Servicios Petroleros S.A., Kilwer S.A., INWELL S.A., Petrobras Energía S.A., Pluspetrol S.A., YPF S.A., Roch S.A., Geopark Ltd. Sucursal Argentina y Misahar Argentina S.A.

De la evaluación de antecedentes de los oferentes se inhabilitó, por descalificación, a las siguentes empresas: Tecpetrol S.A., Petroquímica Comodoro Rivadavia S.A., Enap/Sipetrol Argentina S.A., Eduardo Raúl Costa, Petrobras Argentina S.A., Roch S.A., Pluspetrol S.A. e YPF S.A.

Los sobre B, con la oferta técnica se abrieron el 26 de febrero de 2007 y los C, con la oferta económica, el 8 de marzo del mismo año.

Los resultados que arrojó la licita-ción, con el compromiso de inversio-nes para el primer subperíodo explora-torio (tres años), son:

vease fi g 1El 17 de febrero de 2009 se publicaron

los decretos de adjudicación de las siete áreas obtenidas por Oil M & S. Dos días

después ocurrió otro tanto con las siete restantes otorgadas a Misahar y Epsur.

Mediante Decreto del 23 de di-ciembre de 2009, la Provincia aprobó la cesión del 50 % de participación a

UNITEC ENERGY S.A. en cinco de las siete áreas originariamente adju-dicadas a Oil M & S. Ellas son: Mata Amarilla, Piedrabuena, Laguna Gran-de, Guanaco Muerto y Lago Cardiel.

QUIÉNES, DÓNDE, CÓMO Y CUÁNTOÁREA OFERENTE

(*) vencedorMonto Total de la Oferta (MTO) U$s

% Regalías Ofrecido

Gran Bajo Oriental (*) OIL M & S 5.497.000 18

Meseta Cerón Chico (*) EPSUR S.A. 13.297.000 19

Río Guenguel (*) EPSUR S.A. 10.447.000 19

Sur Río Deseado (*) EPSUR S.A. 6.943.000 19

Sierra España (*) OIL M & S 2.538.600 18

Lago Cardiel (*) OIL M & S 3.532.200 18

Guanaco Muerto (*) OIL M & S 4.848.000 18

Mata Amarilla (*) OIL M & S 4.230.000 18

Laguna Grande (*) OIL M & S 2.920.000 18

Piedrabuena (*) OIL M & S 5.303.000 18

Paso Fuhr OIL M & S 10.722.000 18

Paso Fuhr (*) EPSUR S.A. 15.945.000 19

Tapi Aike Oil M & S 13.872.000 18

Tapi Aike Geopark Ltd. Suc. Arg.-E.R.Costa.

11.395.000 22,2

Tapi Aike (*) Misahar Argentina S.A. 16.785.000 19

El Turbio (*) Misahar Argentina S.A. 6.925.000 19

El Turbio Geopark Ltd. Suc. Arg.-E.R.Costa.

5.115.000 22,2

El Turbio Este (*) Misahar Argentina S.A. 10.835.000 19

El Turbio Este Geopark Ltd. Suc. Arg.-E.R.Costa.

10.275.000 20,8

Panorama exploratorio EN LAS PROVINCIAS

fi g 1

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NOTA DE TAPA

CHUBUT

Efectuó llamados a licitación de va-rios bloques exploratorios en la Cuen-ca del Golfo San Jorge (Flanco Oeste y Flanco Norte) en diferentes rondas.

En la primera se adjudicaron Pam-pa María Santísima Este y Pampa María Santísima Oeste a Oil M & S – Clear, a través del Decreto Provincial 1956/05 del 16/11/05. Recientemente, Clear cedió su participación a Oil M & S que quedó con el 100 %. En el mismo acto se otorgó la Concesión de Explotación sobre el blo-que Cerro Negro a Clear que, posterior-mente cambia su nombre por el de Petro-lera Cerro Negro. Se desestimó la oferta de Golden Oil/Energial/Enerac.

El área Río Mayo Oeste fue adjudi-cada a Golden Oil/Energial/Enerac por Decreto N° 1955/05 del 16/11/05. Que-daron desiertas Pampa Salamanca Nor-te, San Bernardo y Confluencia. No cali-ficaron, entre otras, las empresas Estrella Servicios Petroleros y Cliveden.

La segunda ronda (realizada en ju-nio 2006) condujo a adjudicar (Decreto N° 870/06 del 27-7-06) las áreas Pampa Salamanca Norte, San Bernardo y Con-fluencia a Cliveden Petrolera Argentina/Kilwer S.A. El consorcio integrado por Enerac S.A. y Energial S.A. fue descalifi-cado por problemas en el sobre A, mien-tras que la oferta presentada por Oil M & S fue considerada inadmisible.

El 30 de noviembre de 2006 se efec-tuó la apertura de sobres A de la tercera ronda licitatoria. Las áreas en oferta fue-ron: Río Senguerr, Paso Moreno, Buen

Pasto, Nueva Lubecka, Sierra Cuadra-da, Río Guenguel Norte y Paso de In-dios. Cliveden resultó adjudicataria de todas ellas mediante el Decreto 1694/06 del 28/12/2006.

// COMPROMISOS DE TRABAJO EN CADA BLOQUE

Pampa M. Santísima Este (Concesión de explotación). Oil M & S. Reproceso de sísmica existente, registro de 150 km2 3D, reparación de 6 pozos, Perforación de 3 pozos, construcción de planta de tra-tamiento, piloto de recuperación secun-daria y construcción de un oleoducto. Bonus de u$s 320.000 + bonus variable del 2,9 % del WTI. (~ u$s 11.000.000)

Pampa M. Santísima Oeste (Permiso de Exploración) Oil M & S. 1er. Período: registro de 1000 km 2D, registro de 200 km2 3D. 2do. Período: perforación de 2 pozos de 3000 m, 3er. Período: 1 pozo de 2000 m. Bonus variable: 0,75 % WTI. (~u$s 8.200.00)

Río Mayo Oeste (Permiso de Explo-ración) Golden Oil/Energial/Enerac. 1er. Período: Reproceso de 2000 km 2D, re-gistro de 500 km2 3D, 3 pozos de 2000 m. 2do Período: 2 pozos de 2000 m, 3er. Período: 1 pozo de 2000 m. Bonus: 0,75 % WTI. (~ u$s 8.000.000)

Pampa Salamanca Norte (Permiso de Exploración) Cliveden Petrolera Argentina S.A./Kilwer. 1er. Período: Reproceso de 1100 km 2D, registro de 1200 km2 Gravi-metría y Magnetometría, Geoquímica su-perficial en 600 km2, 2do Período: 1 pozo de 2000 m y reproceso de 250 km 2D. 3er. Período: 1 pozo de 2000 m. Bonus: 0,76 % WTI. (~ u$s 6.000.000) (Desde julio de 2011, 70% YPF, operador)

San Bernardo (Permiso de Explora-ción) Cliveden/Kilwer. 1er. Período: Re-proceso de 1200 km 2D, registro de 100 km2 3D y 300 km 2D, 1200 km2 de Gra-vimetría y Magnetometría, Geoquímica superficial en 600 km2, 1 pozo de 3000 m. 2do Período: 1 pozo de 3000 m. 3er. Período: 1 pozo de 3000 m. Bonus: 0,76 % WTI. (~ u$s 5.750.000) (Desde Julio de 2011, 70% YPF, operador)

Confluencia (Permiso de Exploración) Cliveden/Kilwer. 1er. Período: Reproceso de 3000 km 2D, registro de 100 km2 3D y

400 km de 2D, 3200 km2 de Gravimetría y Magnetometría, Geoquímica superfi-cial en 1500 km2, 2 pozos de 3000 m. 2do Período: 1 pozo de 3000 m. 3er. Período: 1 pozo de 3000 m. Bonus: 0,76 % WTI. (~ u$s 9.400.000) (Desde Julio de 2011, 70% YPF, operador)

Río Guenguel Norte (Permiso de Explora-ción) Cliveden/Kilwer. 1er. Período: Repro-ceso de 600 km 2D, registro de 200 km2 3D y 400 km de 2D, 4000 km2 de Gravimetría y Magnetometría (Total 1324 UT) 2do Pe-ríodo: 1 pozo de 3000 m. 3er. Período: 1 pozo de 2000 m. (u$s 4.488.000). (Desde julio de 2011, 70% YPF, operador).

Buen Pasto (Permiso de Exploración) Cliveden/Kilwer. 1er. Período: Repro-ceso de 1200 km 2D, registro de 300 km2 3D y 1000 km de 2D, 9000 km2 de Gravimetría y Magnetometría, (To-tal 3304 UT) 2do Período: 1 pozo de 3000 m. 3er. Período: 1 pozo de 2000 m. (u$s 8.448.000) (Desde julio de 2011, 70% YPF, operador)

Sierra Cuadrada (Permiso de Explora-ción) Cliveden/Kilwer. 1er. Período: Re-proceso de 1000 km 2D, registro de 1000 km2 3D y 1000 km de 2D, 9000 km2 de Gravimetría y Magnetometría, 1 pozo de 3000 m (Total 6624 UT) 2do Período: 1 pozo de 3000 m. 3er. Período: 1 pozo de 2000 m. (u$s 15.088.000) (Desde ju-lio de 2011, 70% YPF, operador).

Nueva Lubecka (Permiso de Explo-ración) Cliveden/Kilwer. 1er. Período: Reproceso de 800 km 2D, 8500 km2 de Gravimetría y Magnetometría, (Total 876 UT) 2do Período: 1 pozo de 3000 m. 3er. Período: 1 pozo de 2000 m. (u$s 3.592.000) (Transferido, a fines de 2007, a Northwood Argentina S. A. En setiem-bre de 2009 fue transferida, con todos los compromisos de inversión cumpli-dos, a Pan Emerican Energy)

Río Senguerr (Permiso de Explora-ción) Cliveden/Kilwer. Reproceso de 600 km 2D, registro de 200 km2 3D y 1500 km de 2D, 3000 km2 de Gravimetría y Magnetometría, 1 pozo de 3000 m (To-tal 2768 UT) 2do Período: 1 pozo de 3000 m. 3er. Período: 1 pozo de 2000 m. (u$s 7.376.000) (Desde julio de 2011, 70% YPF, operador)

Paso Moreno (Permiso de Exploración) Cliveden/Kilwer. 1er. Período: Reproceso

11prensa

de 500 km 2D, registro de 2800 km2 de Gravimetría y Magnetometría, (Total 406 UT) 2do Período: 1 pozo de 3000 m. 3er. Período: 1 pozo de 2000 m. (u$s 2.652.000) (Transferido, a fines de 2007, a Northwood Argentina S. A. En setiem-bre de 2009 fue transferida, con todos los compromisos de inversión cumpli-dos, a Pan Emerican Energy)

Paso de Indios (Permiso de Explora-ción) Cliveden/Kilwer. 1er. Período: Reproceso de 2800 km 2D, (Total 1400 UT) 2do Período: 1 pozo de 3000 m. 3er. Período: 1 pozo de 2000 m. (u$s 4.640.000) (transferido, a fi-nes de 2007, a Northwood Argenti-na S. A. En setiembre de 2009 fue transferida, con todos los compro-misos de inversión cumplidos, a Pan American Energy).

El 2/3/2011 la provincia abrió los so-bres A de una nueva ronda licitatoria de cinco áreas exploratorias que ofreció la

provincia. Tres de ellas en el continente y dos off shore. Se trata de los bloques que se enumeran y que recibieron ofer-

tas de las siguientes empresas:Área Colhué Huapi: 4 Ofertas, por

parte de YPF, Tecpetrol, Andes Argenti-na/Kilwer y Petroquímica Comodoro Ri-vadavia. Adjudicada a esta última. Com-prometió registrar sísmica y perforar pozos totalizando 8100 UT en el primer subperíodo exploratorio (cada Ut tiene un valor de u$s 5.000.

Área Río Guenguel Norte: única ofer-

ta de YPF. Adjudicada. Comprometió re-procesar sísmica existente y trabajar con sensores remotos por un total de 488 UT.

Área Ñirihuau Sur: única oferta de Andes Argentina/Kilwer S.A. Adjudicada. Registrará sísmica por un total de 356 UT.

Área San Jorge Marina Comodoro Ri-vadavia (1.355 km2) única oferta de Pan American Energy. Aún no se firmó el contrato de adjudicación. Aún no se dio a conocer el monto de la oferta.

Área San Jorge Marina Norte. No hubo oferentes. Desierta

// NOTA 1A mayo de 2013 solamente Pan American Energy y Golden Oil/Energial/Enerac habían cumplido con todos sus compromisos de inversión. En todas las demás se encuentra a consideración de la Autoridad de Aplicación una solicitud para duplicar los plazos de los períodos exploratorios y reducir sensiblemente los compromisos de inversión en todas esas áreas.

12prensa

NOTA DE TAPA

NEUQUÉN

Se trata, sin lugar a dudas, de la Provin-cia más activa en el tema y la que más aten-ción concitó entre las empresas petroleras.

En su inicial etapa licitatoria, desarrolla-da entre 2001 y 2004, aún antes de conocer-se el Decreto 546/03, mediante concursos públicos internacionales, había ofrecido unas veinticinco áreas exploratorias.

En noviembre 2006 ha retomado sus llamados a licitación una vez adecuados sus pliegos de condiciones a la nueva legislación petrolera provincial que esta-blece algunos cambios significativos con respecto a los actos licitatorios realizados durante el período 2001-2003.

Como resultado de los mismos adju-dicó 19 bloques según el siguiente detalle:

Vease fig 2Todas las áreas que, a partir de ese

entonces, se ofrecieron pasaron a ser propiedad de Hidenesa, con modifica-ciones en el concepto de regalías.

Por su parte, los concursos y/o ne-gociaciones directas llevadas a cabo por HIDENESA (en áreas que, poste-riormente, fueron transferidas a Gas y Petróleo del Neuquén), condujeron a las siguientes nuevas adjudicaciones de Permisos de Exploración:

Vease fig 3El 11 de noviembre de 2009 se abrie-

ron los sobres con las ofertas sobre las primeras 13 (de 36) áreas que licita la Empresa Provincial Gas y Petróleo del Neuquén. Entre ellas se encuentran las áreas denominadas La Invernada, Bajo del Choique, Bajada de Añelo, Los

AREA ADJUDICATARIO(Operador)

CONTRATO DEL MONTO TOTAL DE LA OFERTA (U$S)

LAS TACANAS (Operador) 17/09/2001 16.211.000

CERRO VAGON APACHE Corp. 26/09/2001 18.525.000

LA BANDA YPF 05/03/2002 70.715.000

EL CHURQUI TOTAL 05/03/2002 751.750

EL MOLLAR YPF 06/03/2002 7.150.000

PIEDRA CHENQUE YPF 05/03/2002 18.980.000

CORRALERA CHEVRON / YPF 30/02/2002 7.330.000

SAUZALITO YPF 05/03/2002 1.610.000

MATA MORA PETROBRAS 25/04/2002 4.020.000

CALANDRIA MORA YPF/-CROWN POINT 18/06/2002 10.890.000

BANDURRIA WINTERSHALL/PANAMERI-CAN/YPF

24/07/2003 26.805.000

COVUNCO NORTE SUR FOXPETROL/RHASA 21/04/2004 2.500.000

CAÑADON DEL PUMA CHEVRON Arg. 25/03/2003 8.420.000

LA INVERNADA WINTERSHALL Reversión total Agosto 2009

COIRON AMARGO PETROBRAS 29/08/2003 2.520.000

OJO DE AGUA APACHE CORP. 19/05/2003 4.712.329

FONDO DE LA LEGUA SIMA ENERGIA (transferida, luego, a San Jorge Energy S.A.)

28/03/2003 2.101.000

COLLONCURA APACHE Corp. 19/05/2003 1.001.000

CHASQUIVIL CHEVRON Arg. 27/02/2004 1.030.000

TOTAL 230.832.079

fig 2

fig 3

Área Empresa % particip. GPNqn.

UT D.I.A. (u$s) (*)

Inspección

(u$s) Apache

YPF

Esso

12,51015

2.5061.832,5

25

250.00075.00075.000

2.5002.5002.500

(**) 80% SHELL

(Raiser)

Petr. E. Lomas

2015

3,270800

75.00050.000

3.0004.000

Sto.DomingoI-II

Apache

YPF1010

280445,5

125.00030.000

1.0001.000

La Amarga Chica

YPF/Petr.Arg.

Pet.E. Lomas1010

1.408,51.930,5

100.000100.000

4.0004.000

Chapúa Este Chapúa Este 10 213 5.000 3.025Buta Ranquil

I,IIRovella Energía 10 117 30.000 1.000

SenillosaVéase nota 1 al final de

Prov. del Neuquén.

Rovella Energía 10 654 100.000 4.000

La Ribera I, II Rovella Energía 10 15 30.000 1.000

(*) Derecho de Ingreso al Área. (**) Aporte anual para solventar inspecciones de la Autoridad de Aplicación.

13prensa

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Área Empresa % particip. GPNqn.

UT D.I.A. (u$s) (*)

Inspección

(u$s) Apache

YPF

Esso

12,51015

2.5061.832,5

25

250.00075.00075.000

2.5002.5002.500

(**) 80% SHELL

(Raiser)

Petr. E. Lomas

2015

3,270800

75.00050.000

3.0004.000

Sto.DomingoI-II

Apache

YPF1010

280445,5

125.00030.000

1.0001.000

La Amarga Chica

YPF/Petr.Arg.

Pet.E. Lomas1010

1.408,51.930,5

100.000100.000

4.0004.000

Chapúa Este Chapúa Este 10 213 5.000 3.025Buta Ranquil

I,IIRovella Energía 10 117 30.000 1.000

SenillosaVéase nota 1 al final de

Prov. del Neuquén.

Rovella Energía 10 654 100.000 4.000

La Ribera I, II Rovella Energía 10 15 30.000 1.000

14prensa

NOTA DE TAPA

Vértices, Borde del Limay, La Escalonada, Rincón de la Ceniza, Aguada del Puestero y Barda Colorada (todas éstas calificadas como de bajo riesgo exploratorio). Se agregan a éstas las denominadas como de alto riesgo exploratorio: Cordillera del Viento, El Huecú y Las Lajas.

Luego de algunas modificaciones de fechas y conjuntos de áreas por ronda, el 30 de noviembre de 2009, la Provincia adjudicó: Borde del Limay y Los Vértices a Petrobras, mientras que Rovella Energía fue adjudicataria de Bajada de Añelo (luego se asoció, y la opera, YPF). En los tres casos citados, Gas y Petróleo del Neuquén participa con el 15 % de asociación en caso de descubrimientos. Quedaron desiertas La Invernada, Bajo del Choique y Bar-da Colorada/La Solitaria.

En esa misma fecha se abrieron los sobres A con las presentaciones sobre las 10 restantes áreas de este paquete. Las ofertas recibidas provienen de las siguientes empresas: Total Austral en las áreas La Escalonada y Rincón de la Ceniza; YPF en El Huecú, Las Lajas y Aguada del Puestero. Por su parte, Ener-gy Argentina Operations lo hizo en los bloques Cordillera del Viento, El Huecú, Las Lajas, Aguada del Puestero y El Mo-llar. De este conjunto, los bloques que no tuvieron ofertas fueron los denomi-nados: La Invernada, Bajo del Choique, Barda Colorada (en tres parcelas: Barda Colorada I y II y La Solitaria) y El Mollar.

El 24 de febrero de 2010 se abrie-ron los sobres B de la ronda iniciada el 29 de enero. En esta ocasión se presen-taron ofertas por las siguientes áreas:

Vease fig 3También adjudicadas (entre 2010 y

2011) Bajo del Toro y Cerro Avispa a YPF asociada con EOG Resources Inc. para no-convencionales. Esas dos áreas integraron un llamado en el que reci-bieron ofertas los siguientes bloques:

• Salinas del Huitrin: YPF/Apache Arg.• Cerro las Minas: YPF/Total/Rovella Energía• Cerro Partido: YPF/Total• Aguada de Castro: YPF/Total/Rovella Energía• Chasquivil: YPF/Apache Arg.• Las Tacanas: YPF/Total/Rovella Energía• Loma del Mojón: YPF/Rovella Energía

AREA CONCESIONARIO Y OPERADOR

%PARTICIPACION

INVERSIONCOMPROMETIDA (u$s)

Covunco Norte-Sur (*) ARGENTA ENERGÍA 100 2.500.000

El Corte ARGENTA ENERGÍAHIDENESA

9010

?

La Pendiente INGENIERÍA SIMAHIDENESA

9010

?

Río Barrancas YPFHIDENESA

9010

18.545.000

TotoralYerba Buena

Bajada Colorada

MIDAS S.A.INGENIERÍA ALPAHIDENESA

711910

10.000.000

Los Toldos I,

II, III y IV

MIDAS S.A.INGENIERÍA ALPAPETROCONDORHIDENESA

50,0133

6,9910

?

Loma Ranqueles RAISER/MIDASHIDENESA

9010

?

Huacalera ENERGICON/MIDAS (A fin de 2011 pasó a Apache)HIDENESA

90

10

?

Cortadera MADALENA VENTURESESTRELLA SERV. PET.HIDENESA

702010

?

Mata Mora (*) KILWERKETSALHIDENESA

721810

4.020.000

Corralera (*) KILWERKETSALHIDENESA

721810

7.330.000

Curamhuele MADALENA VENTURESHIDENESA

9010

?

Coirón Amargo (*) ROCH/MADALENA VENTURESHIDENESA

1025

2.520.000

Aguila Mora MEDANITO/CAÑUELAS GAS S.A.ShellGyP Nqn

651090

?

Buta Ranquil I y II YPFHIDENESA

9010

?

Cerro Arena YPFHIDENESA

9010

?

Chapúa Este YPFHIDENESA

9010

?

La Tropilla I y II GAS MEDANITOHIDENESA

9010

?

La Vía I y II GAS MEDANITOHIDENESA

9010

?

Loma Linda GAS MEDANITOHIDENESA

9010

?

Puesto Roa GAS MEDANITOHIDENESA

9010

?

Sierras Blancas GAS MEDANITOGas y Petróleo de Nqn.Shell

251065

?

El Umbral (**) PETROLERA PIEDRA DEL AGUILA 100 Véase nota 2 al final de Provincia del Neuquén.

Borde del Limay Petrobras EnergíaGas y Petróleo de Nqn.

8510

4.500.000

Los Vértices Petrobras EnergíaGas y Petróleo de Nqn.

8510

2.000.000

Bajada de Añelo YPFRovella EnergíaGas y Petróleo de Nqn.

701515

5.000.000(Descubrió shale oil:48° API) 13-7-2011

(*) Transferidas desde Contratos con la Provincia a Contratos con HIDENESA (luego a Gas y Petróleo del Neuquén) y con algunos cambios en el consorcio permisionario.(**) Concesión de Producción, transferida desde Concesiones regidas por el Código de Minería.

fig 2

15prensa

El siguiente cuadro, elaborado con datos de mayo de 2013, brinda una completa síntesis del ESTADO ACTUAL DEL PANORAMA EXPLORATORIO DE LA PROVINCIA DEL NEUQUÉN.

CONTINUA PAG 16

• Los Candeleros: YPF/Rovella Energía• Pampa de las Yeguas II: Total/YPF/Rovella Energía• Bajo del Choique: Exxonmobil• La Invernada: Exxonmobil• Loma del Molle: YPF (45 %) / Exxon-mobil (45 %) GyP Nqn (10 %)• Pampa de las Yeguas I: YPF (45 %) / Exxonmobil (45 %) GyP Nqn (10 %)• Los Leones, Picún Leufú Sur, Ramos Mexía: a Petrolera Piedra del Águila (Véase nota 2, líneas abajo).

A fines de 2010 se adjudicó a ENARSA (50 %) y Gas y Petróleo del Neuquén (50 %, operador) el área Aguada del Chañar donde, al 2/4/11, se habían perforado dos po-zos (Aguada del Chañar x-1 y x-2) con descubrimientos, ambos, de gas y petróleo que, a esa fecha, estaban en “espera de terminación”. El área Huacalera queda en poder de Apa-che/Americas Petrogras/GyPNqn., adjudicada por esta última.

• NOTA 1: en Senillosa, a fines de 2010, Ro-vella Carranza, cedió el 50% de participación a Pampa Energy por una inversión de 3,37 Millones de Dólares en tareas exploratorias.• NOTA 2: las áreas Los Leones, Picún Leufú Sur, Ramos Mexía y El Umbral, a fines de 2010, fueron cedidas por Petrole-ra Piedra del Aguila a Pampa Energy con compromiso de inversión de 1.2 Millones de Dólares en adquisición de sísmica 2D y, adicionalmente, la perforación de algunos pozos exploratorios. NOTA 3: todos los datos volcados en el cuadro precedente fueron gentilmente sumi-nistrados por la Subsecretaría de Minería e Hidrocarburos de la Provincia del Neu-quén, a la que se agradece cordialmente.quisición de sísmica 2D y, adicionalmente, la perforación de algunos pozos exploratorios. NOTA 3: todos los datos volcados en el cuadro precedente fueron gentilmente suministrados por la Subsecretaría de Minería e Hidrocarburos de la Provin-cia del Neuquén, a la que se agradece cordialmente.

Area o bloque Concesionario (s) y operadorPortezuelo Minas Gas y Petróleo de Neuquén

CNQ-14/A Zapala Pluspetrol (80%)-Energía Argentina (20%)

Barda Colorada, Bl.I Gas y Petróleo de Neuquén

Cordillera del Viento Gas y Petróleo del Neuquén (15%) Energy Operations Arg. (85%)

Collón Cura Apache Energía Arg.

Catriel Viejo Gas y Petróleo del Neuquén

Chihuido de la Salina YPF

Mata Mora Gas y Petróleo del Neuquén (10%) Kilwer S.A.(21.6%) Ketsal S.A.(5.4%) YPF (63%)

16prensa

NOTA DE TAPA

Puesto Roa Gas y Petróleo del Neuquén (20%) Medanito S.A. (80%)

Senillosa Gas y Petróleo del Neuquén (15%) Rovella Carranza (42.5%) PetroleraPampa S.A. (42.5%)

Borde del Limay Petrobras Arg. (85%) Gas y Petróleo del Neuquén (15%)

Los Vértices Petrobras Arg. (85%) Gas y Petróleo del Neuquén (15%)

Los Candeleros Gas y Petróleo de Neuquén (10%) Rovella Carranza (40%) YPF (50%)

La Vía Gas y Petróleo del Neuquén

Las Tacanas Gas y Petróleo del Neuquén (10%) Apache Energía Arg. (45%) YPF (45%)

Don Ruiz YPF

Buta Ranquil YPF (70%) Rovella Energía (20%) Gas y Petróleo del Neuquén (10%)

Chapúa Este YPF (90%) Gas y Petróleo de Neuquén (10%)

Bajada Colorada Americas Petrogas Arg. (90%) Gas y Petróleo del Neuquén (10%)

Los Toldos (I y II) Americas Petrogas Arg. (45%) Gas y Petróleo del Neuquén (10%) ExxonMobil Explor. Arg. (45%)

Cerro Avispa Gas y Petróleo del Neuquén (10%) YPF (46.8%) EOG Res. Arg. (43.2%)

Aguada del Puestero Gas y Petróleo del Neuquén (15%) Energy Operations Arg. (85%)

CNQ-11 Las Lajas Gas y Petróleo del Neuquén (15%) Energy Operations Arg. (85%)

Pampa de las Yeguas Gas y Petróleo del Neuquén (10%) ExxonMobil Explor. Arg. (45%) YPF (45%)

Loma del Molle Gas y Petróleo del Neuquén (10%) ExxonMobil Explor. Arg. (45%) YPF (45%)

Cerro Las Minas Gas y Petróleo del Neuquén (10%) YPF (50%) Total Austral Suc. Arg. (40%)

Covunco NorteSur Gas y Petróleo del Neuquén (10%) Argenta Energía Arg. (90%)

Santo Domingo Gas y Petróleo del Neuquén (10%) YPF (90%)

El Corte Gas y Petróleo del Neuquén (10%) Argenta Energía Arg. (90%)

Aguada del Chañar Gas y Petróleo del Neuquén (50%) Enarsa (50%) (Actualmente pasó a Lote de Explotación)

La Amarga Chica Gas y Petróleo del Neuquén (10%) YPF (70%) Petrolera Arg. S.A. (20%)

Bajada de Añelo YPF (70%) Gas y Petróleo del Neuquén (15%) Rovella Carranza (15%)

Cerro Vagón Rovella Energía (?%) Gas y Petróleo del Neuquén (?%)

Santo Tomás Reservada para Gas y Petróleo del Neuquén

CNQ-12 Laguna Blanca Pluspetrol (80%) Energía Argentina (20%)

Aluminé Reservada para Gas y Petróleo del Neuquén

Coirón Amargo Gas y Petróleo del Neuquén (10%) Madalena Austral S.A. (35%) Roch (10%) Apco Oil & Gas Int. (45%)

Yerba Buena Americas Petrogas Arg. S.A. (90%) Gas y Petróleo del Neuquén (10%)

Los Álamos Asignada a Gas y Petróleo del Neuquén

La Península Reservada para Gas y Petróleo del Neuquén

Señal Rocosa Reservada para Gas y Petróleo del Neuquén

Huacalera Oeste Reservada para Gas y Petróleo del Neuquén

Los Lagos Reservada para Gas y Petróleo del Neuquén

Río Barrancas Gas y Petróleo del Neuquén (10%) YPF (90%)

Bajo del Choique Gas y Petróleo del Neuquén (15%) ExxonMobil Explor. Arg. (85%)

Rincón La Ceniza Gas y Petróleo del Neuquén (15%) Total Austral Suc. Arg. (85%)

Loma Ranqueles Americas Petrogas Arg. S.A. 90%) Gas y Petróleo del Neuquén (10%)

Curamhuele Gas y Petróleo del Neuquén (10%) Madalena Austral S.A. (90%)

Los Toldos (IV) Gas y Petróleo del Neuquén (10%) Americas Petrogas Arg.S.A. (45%) ExxonMobil Explor. Arg. (45%)

Cerro Arena Gas y Petróleo del Neuquén (10%) YPF (90%)

Cortadera Gas y Petróleo del Neuquén (10%) Madalena Austral S.A. (40%) Apache Energía Arg. (50%)

Cruz de Lorena Gas y Petroleo del Neuquen (20%) - O & G Developmets LTD.S.A (40%) - Shell Compañía Argentina de Petroleo S.A (40%)

Totoral Gas y Petróleo del Neuquén (10%) Americas Petrogas Arg. S.A. (90%)

Loma del Mojón Gas y Petróleo del Neuquén (10%) Rovella Carranza (40%) YPF (50%)

La Ribera (I y II) Gas y Petróleo del Neuquén (10%) Rovella Carranza (20%) YPF (70%)

Pampa de las Yeguas (Bl. II) Gas y Petróleo del Neuquén (10%) Total Austral Suc. Arg. S.A. (42.5%)YPF (42.5%) Rovella Energía (5%)

Santo Domingo Gas y Petróleo del Neuquén (10%) YPF (90%)

CNQ-9 El Huecú Gas y Petróleo del Neuquén (15%) Energy Operations Arg. (85%)

El Mollar Gas y Petróleo del Neuquén (15%) Energy Operations Arg. (85%)

Picún Leufú Bl. II Reservada para Gas y Petróleo del Neuquén

El Churqui Reservada para Gas y Petróleo del Neuquén

Corralera Gas y Petroleo del Neuquen (10%) Kilwer S.A(21,6 %) Ketsal S.A (5,4%) -YPF (63%)

La Vía Reservada para Gas y Petróleo del Neuquén

Loma Linda Gas y Petroleo del Neuquen (20%) Medanito S.A. (80%)

Cerro Partido Gas y Petróleo del Neuquén (10%) Total Austral Suc.Arg. S.A. (45%) YPF (45%)

China Muerta Reservada para Gas y Petróleo del Neuquén

La Escalonada Gas y Petróleo del Neuquén (15%) Total Austral Suc. Arg. S.A. (85%)

La Invernada Gas y Petróleo del Neuquén (15%) ExxonMobil Explor. Arg. (85%)

Bajo del Toro Gas y Petróleo del Neuquén (10%) YPF (46.8%) O & G Developmets LTD.S.A (46.2%)

La Banda YPF

Veta Escondida S/D

Fortín de Piedra (Bl. I y II) Tecpetrol

Salinas del Huitrin Gas y Petróleo del Neuquén (10%) YPF (?) Apache Energía Arg.S.R.L. (?)

Taquimilán Reservada para Gas y Petróleo del Neuquén

Pampa Trill Petrobras Arg. S.A.

Faldeos del Tromen Reservada para Gas y Petróleo del Neuquén

Ramos Mexía Petrolera Pampa S.A.

Aguada de Castro Gas y Petróleo del Neuquén (10%) Total Austral Suc. Arg. S.A. (42.5%) YPF (42.5%) Rovella Energía S.A. (5%)

Huacalera Gas y Petróleo del Neuquén (10%) Energicon S.A. (19.5%) Americas Petrogas Arg. S.A. (19.5%) Apache Ernería Arg.S.R.L. (51%)

La Tropilla (Bls. I y II) Gas y Petroleo del Neuquen (20%) Medanito S.A. (80%)

MENDOZA

Inició el proceso licitatorio a fi nes del 2005 con la oferta de cuatro bloques: Los Tordillos Oeste, Ñacuñan, Chachahuen y Rio Atuel.

El 10 de octubre de 2006 se recibieron las ofertas de esa ronda y se abrieron, si-multáneamente, los sobres A y B, con los siguientes resultados:

CONTINUA

BLOQUE/OFE-

RENTE

DURACIÓN 1ER.

SUBPERÍODO

EXPLORATOR.

UT (MM u$s)

CHACHAHUEN

UTE CHAÑARES

HERRADOS (1)

3 15200 58,5

OIL M & S 3 11375 46,65

CLIVEDEN 3 11009 45,04

PLUSPETROL 3 7380 33,41

REPSOL/YPF 2 7433 32,58

PETROANDINA 2 7223 31,7

ENARSA 3 5627,5 25,29

CGC 3 5837 25,17

PETROLIFERA PETRO-

LEUM

2 3765 20,02

(1) 1500 km2 3D, 10 pozos x 1000 m, 4 pozos x 1500 m, 11 pozos x 2000 m, 2 pozos x 2500 m y 3 pozos x 3000 m.

LOS TORDILLOS OESTE

UTE CHAÑARES

HERRADOS (2)

2 7710 36,7

REPSOL/YPF 2 2253 12,14

GOLDEN OIL 3 1116 9,22

(2) 997,53 km2 3D, 6 pozos x 3000 m.

RIO ATUEL

CLIVEDEN (3) 3 6703 28,5

OIL M & S 3 1040 8,69

REPSOL/YPF 2 971,8 7,52

GOLDEN OIL 3 927,4 8,15

TECPETROL-PETROBRAS-EL TRÉBOL 2 880 7,7

(3) 111 km2 mag., 2200 km2 grav., 2000 km reproceso 2D, 1500 km nueva 2D, 2 pozos x 2000 m, 2 pozos x 3000 m

ÑACUÑAN

UTE CHAÑARES HERRADOS (4) 2 4380 21,7

(4) 630 km2 3D, 3 pozos x 3000 m.

17prensa

CNQ-9 El Huecú Gas y Petróleo del Neuquén (15%) Energy Operations Arg. (85%)

El Mollar Gas y Petróleo del Neuquén (15%) Energy Operations Arg. (85%)

Picún Leufú Bl. II Reservada para Gas y Petróleo del Neuquén

El Churqui Reservada para Gas y Petróleo del Neuquén

Corralera Gas y Petroleo del Neuquen (10%) Kilwer S.A(21,6 %) Ketsal S.A (5,4%) -YPF (63%)

La Vía Reservada para Gas y Petróleo del Neuquén

Loma Linda Gas y Petroleo del Neuquen (20%) Medanito S.A. (80%)

Cerro Partido Gas y Petróleo del Neuquén (10%) Total Austral Suc.Arg. S.A. (45%) YPF (45%)

China Muerta Reservada para Gas y Petróleo del Neuquén

La Escalonada Gas y Petróleo del Neuquén (15%) Total Austral Suc. Arg. S.A. (85%)

La Invernada Gas y Petróleo del Neuquén (15%) ExxonMobil Explor. Arg. (85%)

Bajo del Toro Gas y Petróleo del Neuquén (10%) YPF (46.8%) O & G Developmets LTD.S.A (46.2%)

La Banda YPF

Veta Escondida S/D

Fortín de Piedra (Bl. I y II) Tecpetrol

Salinas del Huitrin Gas y Petróleo del Neuquén (10%) YPF (?) Apache Energía Arg.S.R.L. (?)

Taquimilán Reservada para Gas y Petróleo del Neuquén

Pampa Trill Petrobras Arg. S.A.

Faldeos del Tromen Reservada para Gas y Petróleo del Neuquén

Ramos Mexía Petrolera Pampa S.A.

Aguada de Castro Gas y Petróleo del Neuquén (10%) Total Austral Suc. Arg. S.A. (42.5%) YPF (42.5%) Rovella Energía S.A. (5%)

Huacalera Gas y Petróleo del Neuquén (10%) Energicon S.A. (19.5%) Americas Petrogas Arg. S.A. (19.5%) Apache Ernería Arg.S.R.L. (51%)

La Tropilla (Bls. I y II) Gas y Petroleo del Neuquen (20%) Medanito S.A. (80%)

TIERRA DEL FUEGO

Se dispuso llamar a licitación, con apertura de sobres el 12 de diciembre de 2007, para la única área entonces defi nida: Río Grande Sur (CA-12) que, por otra par-te, ya había recibido una oferta de EPSUR, bajo la modalidad de “iniciativa privada” que contemplaba un pago de regalías

de hasta 18 % y la oferta de asociar a la Provincia en un 5 % en el caso de descu-brimientos económicos. Con fecha 20 de noviembre de 2007, el gobierno provincial decidió cancelar el llamado a licitación.

Para un nuevo llamado este bloque original (que data del denominado Plan Houston), ha sido dividido en dos áreas exploratorias. El localizado al oeste (CA-12 1), que alcanza el límite con Chile, casi sin información, se licitó el 21-10-2010. El ubicado al este (CA-12 2), que llega hasta la costa atlántica y bordeado por yacimientos de petróleo y gas, se licitará próximamente.

Se recibieron tres ofertas para el bloque CA-12 1. La mayor correspon-dió a Roch por un monto de algo más de u$s 59.000.000 (sólo por ingreso al área ofrece abonar 27 millones de dó-lares). Le siguió Petrolera Lago Fuego (Apache) con u$s 17.230.000 y, fi nal-mente, YPF con u$s 17.200.000. La comisión de adjudicación aún no se defi nió, debido a que Roch desistió de continuar con la negociación.

SALTA

Seleccionó 16 áreas exploratorias. El 19 de marzo de 2006 licitó 6 áreas: Mo-rillo, Chirete, Malvalay, Hickmann, La Unión y Tartagal Oriental.

Los sobres A se abrieron el 12 de se-tiembre de 2006, los sobres B el 25 de oc-tubre de 2006 y las ofertas recibidas fueron:

- Chirete: 4 ofertas: UTE Pluspetrol/Gran Tierra/Repsol-YPF; OxiPetrol; Cli-veden; Petrobras (adjudicada 15/1/07, compromiso 6.358 UT, inversión: u$s

BLOQUE/OFE-

RENTE

DURACIÓN 1ER.

SUBPERÍODO

EXPLORATOR.

UT (MM u$s)

CHACHAHUEN

UTE CHAÑARES

HERRADOS (1)

3 15200 58,5

OIL M & S 3 11375 46,65

CLIVEDEN 3 11009 45,04

PLUSPETROL 3 7380 33,41

REPSOL/YPF 2 7433 32,58

PETROANDINA 2 7223 31,7

ENARSA 3 5627,5 25,29

CGC 3 5837 25,17

PETROLIFERA PETRO-

LEUM

2 3765 20,02

(1) 1500 km2 3D, 10 pozos x 1000 m, 4 pozos x 1500 m, 11 pozos x 2000 m, 2 pozos x 2500 m y 3 pozos x 3000 m.

LOS TORDILLOS OESTE

UTE CHAÑARES

HERRADOS (2)

2 7710 36,7

REPSOL/YPF 2 2253 12,14

GOLDEN OIL 3 1116 9,22

(2) 997,53 km2 3D, 6 pozos x 3000 m.

RIO ATUEL

CLIVEDEN (3) 3 6703 28,5

OIL M & S 3 1040 8,69

REPSOL/YPF 2 971,8 7,52

GOLDEN OIL 3 927,4 8,15

TECPETROL-PETROBRAS-EL TRÉBOL 2 880 7,7

(3) 111 km2 mag., 2200 km2 grav., 2000 km reproceso 2D, 1500 km nueva 2D, 2 pozos x 2000 m, 2 pozos x 3000 m

ÑACUÑAN

UTE CHAÑARES HERRADOS (4) 2 4380 21,7

(4) 630 km2 3D, 3 pozos x 3000 m.

18prensa

NOTA DE TAPA

31.790.000: 1.600 km de reprocesos 2D, re-gistro de 175 km2 de 3D, 25.000 km2 aero-gravimetría, 28.000 km2 aeromagnetome-tría y perforación de tres pozos de 3.200 m)

- Tartagal Oriental: 3 ofertas: Petro-terra, Tecpetrol y OxiPetrol (Petroleo de Occidente) 30%-JHP Internat. Petroleum Engineering (70%, operador) (adjudicada 15/1/07, compromiso: u$s 36.000.000: 715 km reproceso 2D, registro de 500 km de 2D y perforación de un pozo de 4.000 y otro de 5.000 m)

- Hickman: 1 oferta: UTE Petrobras (operador, 50 %)/Tecpetrol (50 %) . (adjudicada 15/1/07, compromiso: u$s 43.900.000: reproceso de 3.500 km2 de 2D, 35.000 km2 de aerogravimetría, 65.000 km2 de aeromagnetometría y per-foración de un pozo de 4.500 m).

- Morillo: 1 oferta: Oxipetrol (Petróleo de Occidente) 30%-JHP 70% (operador). Compromiso: 2.600 UT: u$s 13.000.000: 800 km reproceso 2D, registro de 995 km 2D y perforación de un pozo de 4.000 m)

- La Unión: 1 oferta: Petro Terra Corp. La presentación fue rechazada por la Provincia que decidió licitar nuevamente el área.

- Malvalay: 1 oferta: Petro Te-rra Corp. Compromiso: 1.562 UT: u$s 7.800.000: 100 km reproceso 2D, registro de 50 km2 de 3D y perforación de un pozo de 3.500 m) CONTRATO RESCINDIDO EN 2010 POR INCUMPLIMIENTO DE TAREAS COMPROMETIDAS

Realizó un nuevo llamado en de marzo

2007 con las áreas: Arizaro, Cobres, Güemes, Joaquín V. González, Metán, Río Colorado, Rivadavia, Rosario de la Frontera, Valle de Lerma y Valles Calchaquíes. A éstas se le agregó La Unión, desierta en la ronda ante-rior. Apertura de ofertas: 24 de julio de 2007.

Las ofertas recibidas para los once bloques licitados, expresadas en Unidades de Trabajo (c/u u$s 5.000), fueron las siguientes:

- Valle de Lerma: 3 ofertas: Fazenda S.A.: 534 UT; Titan Energy S.A./Petro Te-rra Corp.: 756 UT (u$s 3.780.000); Catler Hidrocarburos S.A./Petrynor S.A.: 534 UT

19prensa

20prensa

NOTA DE TAPA

Adjudicada y luego, CONTRATO RESCIN-DIDO EN 2010 POR INCUMPLIMIEN-TO DE TAREAS COMPROMETIDAS

- Arizaro: 1 oferta: Ketsal S.A/Kilwer S.A.: 149 UT (u$s 745.000). Luego de adjudicada fue desestimada pues la misma empresa tenía adjudicadas otras 5 áreas (máximo permitido por la ley 17319 y adoptado por Salta). El área volvió a poder de REMSA que la licitará nuevamente en una nueva fecha.

- Sobres: 1 oferta: Ketsal S.A/Kilwer S.A.: 255 UT (u$s 1.275.000) Adjudicada.

- Güemes: 3 ofertas: Ketsal S.A/Kilwer S.A.: 3806 UT (u$s 19.030.000); Scan Oil & Energy Argentina S.A.: 1444 UT; Catler Hidrocarbu-ros S.A./Petrynor S.A.: 687 UT. Adjudicada.

- La Unión: 5 ofertas: Ketsal S.A/Kilwer S.A.: 3774 UT (u$s 18.830.000); Titan Ener-gy S.A.: 544 UT; Titan Energy S.A./Petro Terra Corp.: 521 UT; Scan Oil & Energy Ar-gentina S.A.: 435 UT; Catler Hidrocarburos S.A./Petrynor S.A.: 1406 UT. Adjudicada.

- Metán: 3 ofertas: Ketsal S.A/Kilwer S.A.: 1516 UT; Titan Energy S.A./Petro Terra Corp.: 1604 UT; Scan Oil & Energy Argentina S.A.: 1826 UT (u$s 9.130.000). Adjudicada.

- Río Colorado: 4 ofertas: Ketsal S.A/Kilwer S.A.: 5503 UT; Tecpetrol (40%, operador)/Petrobras (30%)/Pluspetrol (30%): 3334 UT (u$s 16.670.000); Titan Energy S.A./Petro Terra Corp.: 127,5 UT; Catler Hidrocarburos S.A./Petrynor S.A.: 8649 UT. Adjudicada.

- Rosario de la Frontera: 2 ofertas: Ketsal S.A/Kilwer S.A.: 3730 UT (u$s 18.650.000); Titan Energy S.A./Petro Terra Corp.: 347 UT. Adjudicada.

- Valles Calchaquíes: 1 oferta: Ketsal S.A/Kilwer S.A.: 214 UT (u$s 1.070.000). Adjudicada.

- J. V. González: 1 oferta: Titan Energy S.A./Petro Terra Corp.: 412 UT (u$s 2.060.000). Adjudicada. CONTRATO RESCINDIDO EN 2010 POR INCUMPLIMIENTO DE TA-REAS COMPROMETIDAS

- Rivadavia: 1 oferta: Titan Energy S.A./

Petro Terra Corp.: 1460 UT (u$s 7.300.000). Adjudicada. CONTRATO RESCINDIDO EN 2010 POR INCUMPLIMIENTO DE TAREAS COMPROMETIDAS

Todas las áreas adjudicadas tienen sus correspondientes decretos desde 2007.

En mayo 2008 el gobierno provincial dis-pone que todas las áreas libres y las que se reviertan en el futuro pasarán a jurisdicción de Remsa (Empresa de Hidrocarburos de la Provincia) que tendrá la facultad de licitar o negociar directamente su adjudicación.

Sobre Orán, en noviembre 2009, Tec-petrol había efectuado una oferta de inver-sión de u$s 20.000.000, bajo la modalidad de Iniciativa Privada, que fue aceptada y, por ende, adjudicada por la Provincia.

A mediados de 2012, adjudicó los blo-ques Ocultar, Pizarro y Matosas, a Tripetrol S.A. y Petrolera San José en carácter de inicia-tiva privada y, luego, hizo otro tanto con las áreas Jollín y Tonono otorgadas a Maxipetrol.

LA PAMPA

Ofrece el área Medanito Sur en 2006 que obtiene la UTE Enarsa-Raiser que ofreció 41.5 % de “plusregalías”. En julio 2009, Midas adquiere el 60 % de interés en el bloque y las dos empresas restantes mantienen el 20 % cada una.

El área Salina Grande I fue adjudicada, en primera instancia, a Petrolífera Petro-leum Americas Ltd. que ofertó 19.5 % de plusregalías. Posteriormente, dicha adjudi-cación fue desestimada por el Tribunal de Cuentas de La Pampa. La provincia otorgó finalmente, el bloque al consorcio Wher-

thein (85%)-Petrosiel (13%)-Energial (2%, operador), que había ofrecido 18.5 % de plusregalías. En enero 2011 se descu-brió petróleo y gas en dos pozos explorato-rios. Sus caudales no se conocen.

En la tercera ronda se ofrecieron Gober-nador Ayala II y Gobernador Ayala III, con apertura de sobres A, ambas, el 28 de no-viembre de 2006, con el siguiente resultado:

Vease fig 4 (prox. pagina...)

El 24/1/07, se desestimaron las ofer-tas de Cliveden y el 2/5/07 las áreas se adjudicaron según se indica en el cua-dro precedente.

Desde principios de 2007, la empresa provincial Pampetrol (60 % Provincia de La Pampa, 20 % todos los municipios de la provincia y 20% cotiza en bolsa) es la encargada de licitar, adjudicar y asociarse con las empresas privadas oferentes.

Como resultado de varias compul-sas, sobre un grupo de áreas explorato-rias en oferta, a julio de 2008, las nue-vas adjudicaciones son las siguientes:

• UTE Werthein/Petrosial/Energial

se adjudicaron Gobernador Ayala VI. (Inversión u$s 4.300.000).

• Raiser fue adjudicataria de Sali-na Grande IX (u$s 1.200.000), Salina Grande XI (u$s 1.480.000) y Salina Grande XII, y de Gobernador Ayala IV

• UTE Compañía General de Combustibles/Petrolera Piedra del Águila obtuvieron Gobernador Ayala V, Salina Grande VIII y Salina Gran-de X. (Inversión de u$s 5.400.000 en las tres áreas).

• Petroandina resultó adjudicataria de Gob. Ayala I

• El 8/6/2012, la provincia adjudi-có: Salina Grande VIII, Salina Grande X, Gobernador Ayala V y Gobernador Ayala VI a Petroquimica Comodoro Rivadavia, asociada con PAMPETROL.

Se anunciaron descubrimientos mo-derados de petróleo, hasta el presente, en Salina Grande I y en Gobernador Ayala II.

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RÍO NEGRO

Efectuó la primera ronda de licitacio-nes el 26 de setiembre de 2006. Las 5 áreas de dicho llamado fueron: Laguna El Loro, Meseta Baya, Lomas de Kauffman, Lagu-na de Piedra y Cinco Saltos. Los restantes 19 bloques se ofrecieron en sucesivas lici-taciones durante los años 2006/2007.

La Provincia exigió en todas sus rondas la constitución de un depósito de garantía de cumplimiento del con-trato por el 100 % de las unidades de trabajo comprometidas.

Los sobres B, de las empresas preca-lificadas, se abrieron el 19 de octubre, con los siguientes resultados:

CINCO SALTOS (4 OFERTAS): Pluspetrol: 5533 UT u$s

30.165.000 (17 % de regalías, en espe-cies). Decreto del 1/3/07

Interenergy: u$s 20.625.000 (más

23 % de regalías, en especies). Fueron desestimadas las presenta-

ciones de Cliveden Petrolera Argenti-na y de Estrella Servicios Petroleros.

LOMA DE KAUFFMAN (4 OFERTAS):

Interenergy (Capsa/Capex): 2856 UT u$s 18.780.000 (21 % de regalías, en especies. Decreto del 28/2/07

Oil M & S: 1315 UT u$s 11.075.000 (ofrece 15 % de asociación a la Provincia) Petrolifera Petroleum: 1146 UT u$s 5.730.00 (20 % de regalías, en especies)

Fue desestimada la presentación de Estrella Servicios Petroleros.

LAGUNA DE PIEDRA (1 OFERTA):

Golden Oil: 1519 UT: u$s 7.595.000 (17 % de regalías, en especies) Decre-to del 28/2/07

Posteriormente a la adjudicación, Crown Point Oil & Gas participa con el 25%. Opera la primera.

LAGUNA EL LORO (1 OFERTA):

Cliveden Petróleo Argentina: 3.521 UT: u$s 17.605.000 (regalías del 22 %, en especies). Decreto del 28/2/07.

Quedó desierta el área Meseta Baya. Nuevo llamado, por 7 áreas,

el 4 diciembre de 2006. Las áreas ofre-cidas fueron: Vaca Mahuida, Lago Pe-llegrini, Agua Amarga, Villa Regina, El Cuy, Aguada de Córdoba y Meseta Baya. El 21 de marzo de 2007 se abrie-ron los sobres A, con la descalifica-ción de Cliveden Petróleo Argentina que había presentado ofertas en Agua

Amarga y Lago Pellegrini.Los resultados de esta ronda, con la

apertura del sobre B, el 23 de abril de 2007, fueron:

Agua Amarga (1 oferta): Petrolera Entre Lomas S.A. compromiso de in-versión de u$s 23.212.300.

Lago Pellegrini (1 oferta): Intere-nergy Argentina S.A. (Capsa/Capex) compromiso de u$s 37.900.000.

Vaca Mahuida (3 ofertas): Interener-gy Argentina S.A., u$s 10.072.500, Pe-trolifera Petroleum Americas Ltd., u$s 36.570.000 y CGC S.A, u$s 5.325.000.

Villa Regina: (2 ofertas): Interenergy Argentina S.A., u$s 8.750.000 y Petrolifera Petroleum Americas Ltd. u$s 6.425.000.

Las restantes áreas no recibieron ofertas. El día 16/4/07 inició la Tercera Ron-

da de Licitaciones, con apertura de los sobres A 12 de julio.

El 23 de agosto de 2007 se conocie-ron las ofertas técnico-económicas, así distribuidas:

Angostura (4 ofertas): CGC: u$s 45.900.000, Petrolífera Petroleum: u$s 21.062.500, Estrella Servicios Petrole-ros: u$s 17.200.000 y Apache Energía Argentina: u$s 11.400.000.

PUESTO GUEVARA (1 OFERTA): Petrolífera Petroleum: u$s 10.530.000.

TRES NIDOS SUR (1 OFERTA): Roch S.A./Antrim Argentina (UTE):

u$s 5.125.000.

BLANCO DE LOS OLIVOS ORIENTAL (1 OFERTA):

Unitec Bio/Arpetrol: u$s 5.375.000 Catriel Viejo Sur (1 oferta): Unitec Bio/Arpetrol: u$s 3.900.000

CERRO CHATO: SIN OFERTASEl 11 de noviembre de 2007 se convoca

a la cuarta ronda con las siguientes áreas: Puesto Zuñiga, Cerro Chato, Gral. Cone-sa, Aguada de Córdoba, El Cuy, Meseta Baya y Ñirihuau. El 13/3/2008 se obtuvie-ron los siguientes resultados:

Ñirihuau: UTE Pluspetrol-YPF: u$s 17.763.050

General Conesa: UTE Austrocam/Ehrencap u$s 215.813.650 !!! (*)

Aguada de Córdoba: UTE Aus-

NOTA DE TAPA

UT REGALIAS FA Inversión (millones u$s)

GOBERNADOR AYALA II

CLIVEDEN S.A. 1773 23.00% 255.39 12,411

PETROLIFERA

PETROLEUM

960 25.50% 143.17 6,720

TECPETROL S.A. 281.4 39.20% 94.65 1,970

PETROANDINA S.A. 350 20.00% 30.28 2,450

GOBERNADOR AYALA III

CLIVEDEN S.A. 3096 23.00% 453.84 21,672

PETROANDINA S.A. 1750 28.00% 271.39 12,250

RAISER - ENARSA 1553 32.00% 257.39 10,871

TECPETROL S.A. 839 51.40% 225.74 5,873

PETROLIFERA

PETROLEUM

1510 25.50% 225.67 10,570

PLUSPETROL S.A. 805.08 22.00% 106.32 5,636

ALBANESI 515 31.00% 97.81 3,605

fig 4

23prensa

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trocam/Ehrencap u$s 36.689.000Meseta Baya: UTE Austrocan/

Ehrencap u$s 37.671.000 (*)Cerro Chato: Petrolífera Petroleum

Américas u$s 6.400.000El Cuy: UTE Austrocam/Ehrencap

u$s 36.548.200 (*)Puesto Zúñiga permaneció desierta.

Posteriormente, luego de negociación, fue adjudicada a Oil M & S con el com-promiso de reprocesar la sísmica 3D exis-tente, realizar trabajos geoquímicos y per-forar tres pozos exploratorios someros.

(*) De estas tres áreas fueron rescin-didos los contratos, a principios de Ju-nio de 2012, por falta de cumplimiento de las actividades comprometidas.

RESULTADOS DE LA EXPLORACIÓN (Datos escasos, pero oficiales, poco di-vulgados por la Provincia)

Agua Amarga (Petrolera Entre Lomas): definió el Lote de Explotación “Charco del Palenque” en diciembre de 2009).

Registro Sísmico 3D de 482,04 km2 Reprocesamiento Sísmico 3D de 479 km2

Perforó 7 pozos exploratorios se-gún el siguiente detalle:

- ChdP.x-1001: producción diaria de 5,93 m3 de crudo y 1,8 M m3 de gas.

- ChdP.x-1002: producción diaria de 7,25 m3 de crudo y 2,05 M m3 de gas.

- ChdP.x-1003: producción diaria de 4,72 m3 de crudo y 2,42 M m3 de gas.

- ChdP.x-1005: tiene una producción dia-ria de 4,55 m3 de crudo y 1,02 M m3 de gas.

- ChdP.x-1006: tiene una produc-ción diaria de 6,76 m3 de crudo y 1,84 M m3 de gas.

- ChdP.x-1007: se obtuvo 5,38 m3/de crudo y 3,3 M m3/día de gas.

- JQ.x-1: aislados rastros frescos de hidrocarburos.

Además, se realizaron las si-guientes obras:

a) Un oleoducto cuya traza une las instalaciones del Área Agua Amar-ga (Batería 1 ChdP) con el Nodo 2 del Oleoducto que une la Batería 1 del Área Bajada del Palo (Neuquén), con la Planta de Tratamiento de Crudo de Charco Bayo, Provincia de Río Negro.

b) Un oleoducto que une las instalacio-nes del Área Bajada del Palo (Neuquén), en la Batería 1 del Yacimiento Borde Mon-tuoso, con la Planta de Tratamiento de

Crudo del Yacimiento Charco Bayo, en el Área Entre Lomas (Río Negro).

Ambas obras suponen una inver-

sión de U$S 1.115.000

c) Un gasoducto para movilizar la producción de gas del yacimiento Charco del Palenque (área Agua Amar-ga) a la planta compresora ubicada en el área Entre Lomas. La obra supone una inversión de U$S 2.430.000.

VILLA REGINA (INTERENERGY S.A.)Relevamiento aeromagnetométri-

co (8321,5 km2). Reprocesamiento sís-mico 3D (289,9 km2) Registro geoquí-mico de superficie (415,2 km2)

Perforación de un pozo exploratorio de 2327 mbbp (VR.x-1001), abandonado.

Perforación de un pozo explora-torio de 2327 mbbp (VR.x-1002). Perforando

ANGOSTURA (CGC) Registración sísmica 3D de 482,59

km2 (1930,36 UT = U$S 9.651.800).Reprocesamiento sísmico 3D, abarcan-

NOTA DE TAPA

25prensa

26prensa

NOTA DE TAPA

do 363,7 km2 (54,56 UT = U$S 272.800).Perforación de siete pozos explora-

torios, a saber:- Alto las Hormigas x-1001 (1744

mbbp), no obtuvo producción de crudo; sí de gas pero, en volúmenes muy bajos.

- Las Moras x-1001 (1505,33 mbbp), no tuvo hallazgos de petróleo, pero sí de gas ( 60.000 m3/día), evaluando destino de la producción.

- Las Moras x-4 (1345 mbbp)- Las Moras x-2 (1352 mbbp), produce

8 m3/día de gas, todavía no existe un dato certero de volúmenes.

- Las Moras x-3 (1353 mbbp), pro-duce 3 m3/día de gas, en evaluación.

- El Cactus x-1 (1405 mbbp), - El Resero x-1 (1416 mbbp),produce

6 m3/día de gas, en evaluación.Laguna de Piedra (Golden Oil S. A.)Registró 250,5 km2 de sísmica 3D.Laguna el Loro (Patagonia Petró-

leo Oil & Gas)Registró 550 Km lineales de Gravi-

metría y 550 km2 de Magnetometría Puesto Morales Este (Petrolífera

Petroleum Américas Ltd.) (Concesión de explotación en trámite).

Perforó dos pozos exploratorios de 1500 mbbp: PPAL.RN.PME.x-1001 (gasífero) Producción mensual de 282,37 MM3 y PPAL.RN.PME.x-1002. Producción mensual

de crudo 263,5 m3 y 20,4 MMm3 de gas.Vaca Mahuida (Petrolífera Petro-

leum Américas Ltd.) (Concesión de explotación en trámite).

Registró 1150 km2 de sísmica 3D; reprocesó 560 km2 de sísmica 3D.

Perforó ocho pozos exploratorios:PPAL.RN.VM x-2004 de 1366 mbbp; PPAL.RN.VM x-2007 de 1153,8 mbbp; PPAL.RN.VM x-2001 de 1098 mbbp; PPAL.RN.VM x-2014 de 1413

mbbp (gasífero);PPAL.RN.LFe x-1 de 1088 mbbp;PPAL.RN.LGr x-1 de 1287 mbbp,

producción de 62 M m3/día de gas.PPAL.RN.PA x-1 de 1500 mbbp;PPAL.RN.YA x-1 de 1167 mbbp Puesto Guevara (Petrolífera Petro-

leum Américas Ltd.)Registró 100 km2 de sísmica 3D y

reprocesó 340 km2 de sísmica 3D.Cinco Saltos (Pluspetrol S. A.)Registró 267,2 km2 de sísmica 3D.

Reprocesó 1010 Km de sísmica 2D y 75 km2 de sísmica 3D. Registró 2744 km lineales de aerogravimetría y 2744 km lineales de aeromagnetometría.

FORMOSA

El 23 de junio de 2008 lanzó su primera ronda de licitaciones. Las áreas ofrecidas para la exploración fueron Comandante Fontana, Pirané y Yacimiento Norte 3 – Fracción B. Sólo se recibió una oferta, de Grec-coil, por Yacimiento Norte 3B. Adju-dicada. Se desconocen los compro-misos de inversión.

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JUJUY

Culminó su proceso prelicitatorio. Tiene terminado su banco de datos y su data room con los paquetes digita-les de información. Ofrecerá, en breve, 12 áreas exploratorias denominadas:

Durante este año, el gobierno pro-vincial anunció la adjudicación, a través de una negociación directa, de tres áreas a la empresa (de ori-gen chino) JHP International Pe-troleom Engineering LTD. Las áreas adjudicadas son Santa Clara, Liber-

tador Gral. San Martín y San Salva-dor de Jujuy. La inversión conjunta para las tres se pactó en 60 millo-nes u$s. La empresa provincial de energía (JEMSA) está asociada en un porcentaje que, a la fecha, aún no se dio a conocer.

AREAS A INCLUIRSE

EN LAS RONDAS

LICITATORIAS

NOMBRE Superficie, (km2) CUENCA

La Quiaca 3,597 Noroeste

Abra Pampa 3,458 Noroeste

Casabindo 3,201 Noroeste

Aguilar 3,554 Noroeste

Tres Morros 3,163 Noroeste

San Salvador 4,271 Noroeste

Libertador Gral. San Martín

2,568 Noroeste

Santa Clara 3,767 Noroeste

Tilcara 3,215 Noroeste

Susques 3,768 Noroeste

Salar de Cauchari 3,102 Noroeste

Humahuaca 3,153 Noroeste

28prensa

NOTA DE TAPA

PROVINCIAS AÚN NO PETROLERAS QUE OFRECEN (U OFRECERÁN EN BREVE) ÁREAS EXPLORATORIAS

SAN JUAN

Inició el proceso licitatorio en ene-ro de 2006. En el primer llamado ofre-ció cuatro áreas: Jáchal, Niquivil, Cau-cete y Mogna.

Recibió 2 ofertas el bloque Jáchal: Repsol/YPF por u$s 7.090.000 de inver-sión y de Oil M & S por u$s 8.045.000. El área fue adjudicada a esta última (Decreto del 25/4/06). Registró sísmica 2D y perforó un pozo exploratorio

El segundo llamado (apertura de sobres A el 26/9/06), sobre las siguien-tes áreas: Iglesia, Sierra del Tigre, Tam-berías, Talacasto, Río Bermejo, Mara-yes y San Agustín.

Recibió una sola oferta, en el Bloque

Tamberías, de Repsol-YPF con inversio-nes por u$s 6.133.000. La otra compañía que había comprado pliego y paquetes de información fue Pan American Ener-gy LLC, que no presentó ofertas. Dicho bloque fue adjudicado, a principios de 2007 a YPF, que registró sísmica 2D y perforó un pozo exploratorio.

Los bloques que no recibieron ofer-tas, siguen ofreciéndose en sucesivas rondas o negociaciones directas.

A fi nes de 2009 se concretó, a través de una negociación directa la adjudica-ción a OIL M & S del bloque Niquivil, con un compromiso de inversión de u$s 8.000.000.

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NOTA DE TAPA

LA RIOJA

El 31 de agosto de 2006 efectuó el lanzamiento de su Plan Explorato-rio ofreciendo tres áreas: Bolsón del Oeste, Bolsón de Los Llanos y Salinas de Mascasín. Las ofertas se conocie-ron el 11 de diciembre de ese año.

Repsol/YPF se presentó en el de-nominado Bolsón del Oeste, con

una propuesta de inversión de u$s 7.287.000 que cubre los tres períodos exploratorios. Las otras dos áreas con-tinuaron abiertas por 60 días más.

El 15 de febrero se abrieron los sobres A sobre los dos bloques res-tantes. Hubo una oferta de Petrohi-drocarburos Argentina S. A. en el Bolsón de Los Llanos. No se dio a conocer el compromiso de inversión.

CÓRDOBA

Lanzó su programa exploratorio el 23 de febrero de 2007. Ofreció 16 blo-ques (la mitad de ellos sin anteceden-tes exploratorios) así distribuidos:

Cuenca de Las Salinas: áreas Lucio V. Mansilla y Villa Dolores

Cuencas Intermontanas: bloques Bulnes y De la Serna

Cuenca General Levalle: áreas Ge-neral Levalle y Mattaldi

Cuenca Chacoparanense: bloques Sebastián Elcano, Jesús María, Arro-yito, San Francisco, Río Segundo, Las Varillas, Río Cuarto, Bell Ville, Corral de Bustos y Canals.

El 25-6-07 se abrieron los sobres A. Recibieron ofertas los bloques General Levalle, Mataldi, Corral de Bustos y San Francisco por parte del consorcio Integra Investment S.A.- Killwer S.A. y los bloques Lucio V. Mansilla, Bell Ville, Bulnes y Villa Dolores por parte

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del consorcio Ketsal S.A.- Killwer S.A. Los compromisos de inversión fue-

ron las siguientes:

OFERTAS DE KETSAL-KILWER: Bloque Gral. Levalle: u$s: 23.300.000

Bloque Mataldi: u$s: 10.775.000 Bloque Corral de Bustos: u$s: 4.950.000 Bloque San Francisco: u$s: 2.600.000

OFERTAS DE INTEGRA-KILWER:

Bloque Lucio V. Mansilla: u$s: 5.350.000 Bloque Bell Ville: u$s: 5.600.000 Bloque Bulnes: u$s: 4.550.000 Bloque Villa Dolores: u$s: 6.000.000

Todas estas áreas fueron adjudica-das mediante decretos provinciales del 17 de abril de 2008.

NOTA: Las ofertas originales de ambos consorcios incluían varios tra-bajos irrealizables. El Comité de Ad-judicación los obligó a modificar casi totalmente sus compromisos, sin alte-rar los montos comprometidos. Pero, a principios de 2009, el Gobierno cor-dobés aceptó sensibles reducciones en los compromisos de inversión en las 8 áreas adjudicadas, donde, hasta esa fe-cha, no se había efectuado ningún tipo de trabajo comprometido. Estas modi-ficaciones aceptadas incluyen muchas tareas técnicamente irrealizables.

Finalmente, en abril de 2010, fue-ron rescindidos esos contratos por incumplimiento de los compomisos

asumidos. En octubre de 2011 ambos consorcios iniciaron juicio a la Provin-cia de Córdoba por la sanción impues-ta y para no abonar las penalidades que surgen de la Ley y los contratos.

SAN LUIS

Culminó su proceso prelicitatorio. Tiene terminado su banco de datos y su data room con los paquetes digita-les de información. Ofrecerá, en breve, 12 áreas exploratorias denominadas:Durante este año, el gobierno pro-vincial anunció la adjudicación, a través de una negociación directa, de tres áreas a la empresa (de ori-gen chino) JHP International Pe-troleom Engineering LTD. Las áreas adjudicadas son Santa Clara, Liber-tador Gral. San Martín y San Salva-dor de Jujuy. La inversión conjunta para las tres se pactó en 60 millo-nes u$s. La empresa provincial de

NOTA DE TAPA

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energía (JEMSA) está asociada en un porcentaje que, a la fecha, aún no se dio a conocer.

CORRIENTES

AREAS A INCLUIRSE EN LA FUTURA LICITACIÓN

NOMBRE Superficie, (km2) CUENCA

Mercedes 8,402 Chacoparanense

Paso de los Libres 7,467 Chacoparanense

Monte Caseros 9,811 Chacoparanense

Corrientes 7,267 Chacoparanense

Caa Catí 5,427 Chacoparanense

Valentín Virasoro 3,971 Chacoparanense

Bella Vista 6,007 Chacoparanense

Santo Tomé 5,508 Chacoparanense

Goya 7,522 Chacoparanense

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NOTA DE TAPA

CHACO

Mediante el Decreto 1884 del 23 de mayo de 2008, el gobierno autoriza al Ministerio de Infraestructura, Obras, Servicios Públicos y Medio Ambiente a otorgar (aplicando la Ley Nacional 17319) permisos de exploración y con-cesiones de explotación, almacenaje y transporte de hidrocarburos existentes en el territorio provincial.

El 25 de julio de 2008 el citado minis-terio emite la Resolución 496 que redefine 12 áreas exploratorias que provenían del denominado Plan Argentina para relocali-zar a todas ellas y cubrir todo el territorio provincial. No se prevén Licitaciones Pú-blicas sino un sistema de ofertas directas que, luego de hacerlas públicas, permite que nuevos interesados acerquen ofertas que mejoren las previas, incluso incremen-tando o reduciendo las superficies de los bloques previstos. Los interesados que re-sulten adjudicatarios deberán conformar una UTE con dicho ministerio o con elre-presentante que éste designe, desarrollar las tareas exploratorias.

Empleando ese mecanismo, en mayo 2009, el Poder Ejecutivo Provincial ha preadjudicado cuatro áreas explorato-rias. Una vez que se cuente con el aval del Legislativo las preadjudicaciones quedarían firmes y se firmarían los con-tratos correspondientes.

Las citadas áreas, todas con superfi-cies cercanas a los 10.000 km2, se loca-lizan y fueron preadjudicadas por el Po-der Ejecutivo a:

BLOQUE CHACO 1:

centro-oeste de la Provincia, a UNITECBloque Chaco 3: centro-norte de la Provin-cia, a UNITEC

BLOQUE CHACO 4:

extremo noreste de la Provincia a UNITEC

BLOQUE CHACO 2:

extremo sudoeste de la Provincia (zona

Santa Sylvina) a UTE YPF/UNITEC (50 % cada una)

En agosto de 2010 la legislatura provin-cial desestimó y anuló todo lo actuado. Le transfirió todas las áreas provinciales, ya definidas o no, a la empresa provincial de energía (SECHEEP) que deberá acordar, en el futuro, con algún operador (median-te adjudicación directa o licitación).

En febrero de 2013, el gobierno pro-vincial anunció, pública y formalmente, el llamado a licitación de diez áreas explora-torias. Ellas son:

ÁREA SUPERFICIE

(KM2)

Comandante Frías 9.430

Taco Pozo 9.390

Castelli 9.830

Fortín Lavalle 5.825

Pampa del Infierno 9.810

Presidencia R. S. Peña 10.000

Gral. José de San Martín 7.508

Villa Berthet 10.000

Las Breñas 9.850

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TRIBUNA ABIERTA

La industria de seguros está atravesando un período de rápidos cambios y de reestructuración tanto en el plano internacional como en el ámbito nacional.Estos cambios, de gran importancia en sí mismos, también fomentan un espíritu de innovación en los productos y servicios. Y eso siempre es bueno.

En combinación con el creciente interés demostrado por los mercados de capitales en las cuestiones de fi nanciación de riesgo luego de la crisis de las Hipotecas en el 2008, podemos afi rmar que en la actualidad se diseñan y colocan estructuras alternativas de fi nanciación de riesgos mediante la utilización del seguro como garante y mejorador de los mercados de capitales.

Existen dos áreas paralelas de avances fi nancieros:

1. Construcción de un portafolio de inversiones orientados a la gestión de riesgos

2. Una convergencia de los seguros y los mercados de capitales

Dada la demanda emergente, algunos mercados de capitales y de seguros han formado alianzas para la suscripción de las carteras de riesgos adversos. Al combinar los riesgos fi nancieros y de seguros, el efecto es una mayor gama de opciones e instrumentos al alcance de las empresas para administrar sus riesgos y sus proyectos de inversión.

// Fortalezas de la Convergencia

Defi ne mercados y productosEstandarizar las normas contables

e impositivasA nivel local y en el marco del Plan Nacional de Estratégico

del Seguro 2012/2020 coordinado por laSuperintendencia de Seguros junto con los principales agentes del sector, se implementaron importantes cambios regulatorios con el

objetivo de canalizar el ahorro hacia un fi nanciamiento de proyectos productivos. Esto queda claramente defi nido en “inciso k al punto 35” delReglamento General de la Actividad Aseguradora.

Este inciso se refi ere a las inversiones en Títulos de deuda, certifi cados de participación en fi deicomisos, cheques de pago diferido avalados por Sociedades de Garantía Recíproca creadas por la Ley N° 24.467, y otras formas de inversión, mientras establece que las aseguradoras deberán redireccionar un porcentaje de sus inversiones a instrumentos que fi nancien proyectos productivos y de infraestructura de mediano a largo plazo (los que en la actualidad sólo representaban un 0,16% de su cartera).

Estos porcentajes fueron establecidos atendiendo a las particularidades de cada ramo: a) para Accidentes de Ries-gos del Trabajo (ART), al tener necesidad de mayor liqui-dez, el porcentaje mínimo para estos instrumentos será del 5% del total de las inversiones, con un máximo de hasta el 20%; b) para el ramo Vida y Retiro, que posee menores ne-cesidades de liquidez, el piso será del 12% y el máximo del 30%; c) fi nalmente, para entidades de seguros generales y reaseguradoras piso y techo para inversiones productivas y de infraestructura serán del 10 y del 20%, respectivamente.

El gobierno destaca que esta medida está en consonancia con una norma similar que obliga a los bancos a destinar parte de sus depósitos a la fi nanciación del sector productivo.A su vez el marco del “Inciso k” generó mayor demanda desde el punto de vista de las empresas de la economía real en entender que tenían un fi nanciamiento disponible de otros operadores institucionales reconocidos y que ahora podían respaldar o lanzarse a proyectos productivos.

En estos momentos, con otras medidas como el “Planes 2020” se estudia cómo hacer para agrandar la torta de los seguros para que haya más fl ujo para las aseguradoras y, por ende, que haya más inversión disponible bajo el encuadre del “Inciso K”.

Las aseguradoras cumplieron con los requisitos de inversiones pautados en la economía real por el Gobierno al primer trimestre. El objetivo establecido para el 31

EL MERCADO DE SEGUROS COMO MERCADO DE CAPITALES

Por Marcelo Rodriguez (*)

En estos momentos, con otras medidas como el “Planes 2020” se estudia cómo hacer para agrandar la torta de los seguros para que haya más fl ujo para las aseguradoras y, por ende, que haya más inversión disponible bajo el encuadre del “Inciso K”.

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de marzo de 2013 era alcanzar el 5% de la cartera de inversiones del sector. Esta meta ha sido superada en un 20% comprendiendo nada más y nada menos que unos 4.900 millones de pesos.

La razón por la cual fue posible este resultado es que el mercado asegurador alcanzó los $59.437 millones en 2012, un alza del 17% anual, que superó el crecimiento promedio anual del 11.6% desde 2004.

Este crecimiento sirvió para movilizar al mercado

financiero desde el punto de vista de las empresas que vieron la oportunidad de generar más deuda para que las compañías de seguros invirtieran en proyectos de economía real. Desde ya se puede concluir que el “Inciso k” fue capaz de dejar en evidencia que el mercado de seguros es el inversor institucional más importante del país y que es de suma importancia hacerlo crecer.

(*) Presidente RiskGroup Argentina ( www.riskgroup.com.ar)

COMO MERCADO DE CAPITALES

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INFORME ESPECIAL

¿Década ganada o perdida?

Paradójicamente, Argentina -a contramano de lo ocurrido en nuestra región-, disminuyó su producción petrolera y gasífera, lo que constituye un hecho grave y altamente preocu-pante, disimulado por el gobierno y de consecuencias imprevisibles. Así lo revela el últi-mo ex documento presentado por los ex secretarios de Energía Emilio Apud, Julio César Aráoz, Enrique Devoto, Roberto Echarte,Alieto Guadagni, Jorge Lapeña, Daniel Montama y Raúl Olocco. Aquí van las conclusiones esenciales.

Sin duda, el seguimiento de las variables de inversión y défi cit comercial del sec-tor energético va a resultar fundamental para cualquier análisis económico (y políti-

co) en los próximos años. En la década 2001-2010 el superávit

energético le dio al país divisas por aproximadamente 50.000 millones de dólares y resultó un pilar fundamental para sostener la recuperación del país después de la crisis del 2001.

El sector energético ahora se convirtió en un gran obstáculo para el crecimiento económico y si todo sigue igual en el período 2.011-2.020 el défi cit energético provocará una fuga de dólares hacia el exterior de U$S 50.000 MM como mínimo.

Si hacemos bien las cosas en el corto plazo el país va a tener que hacer el tremendo esfuerzo de soportar el défi cit energético (que el año pasado fue de U$S 3500 millones y este año será de U$S 7.000 millones ) y afrontar inversiones adicionales de aproximadamente U$S 10.000 MM..

En diciembre se cumplen 30 años de ejercicio ininterrumpido de Democracia en la Argentina. Es el más largo de cuantos ha tenido nuestro país desde la sanción de la ley Sáenz Peña en 1910. El primer ciclo democrático duró apenas 14 años y fue interrumpido el 6 de septiembre de 1930 por un golpe militar que inauguró un período de ruptura institucional que nos llevaría a gobiernos civiles y militares hasta diciembre de 1983. Estamos transitando entonces un ciclo democrático de duración inédita en nuestra historia institucional que arranca en 1810, no libre de difi cultades. Se han sucedido 6 presidentes: Alfonsín, Menem, De la Rúa, Duhalde, Néstor Kirchner y Cristina Fernández de Kirchner. De ellos fueron reelectos Menem y Cristina de Kirchner, terminaron sus mandatos en forma anticipada Alfonsín y De la Rúa, y uno fue Presidente por la voluntad de la

Asamblea Legislativa por acefalía del Poder Ejecutivo Nacional (Duhalde).

Una pregunta que obligadamente cabe realizarse es si la calidad democrática y republicana mejora con el paso del

tiempo, toda vez que estamos viviendo un extenso período democrático. Lamentablemente hay elementos que nos hacen pensar en la posibilidad cierta de un retroceso republicano desde 1983 hasta el presente. Nuestro futuro como República está altamente comprometido.Los síntomas del deterioro son los siguientes:

A) La reforma judicial claramente anti-constitucional;

B) La idea de la reelección indefi nida no desmentida por el gobierno nacional ac-tual y la práctica deleznable de la reforma de la constitución en benefi cio propio;

C) El nepotismo utilizado para ungir candidatos a la presidencia de la nación, dentro de la misma familia gobernante con fi nes inconfesables de permanecer en el poder más allá de los plazos cons-titucionales;

D) El ataque a la prensa independiente y las dádivas del gobierno a la prensa adicta;

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INFORME ESPECIAL

E) La utilización de fondos públicos para el desarrollo de una prensa adicta;

F) La corrupción pública y su consecuen-cia: el encarecimiento de la obra pública;

G) La falta de diálogo con la oposición política;

H) Falta de transparencia en la obra pública;

I) La confusión entre gobierno y esta-do, propia de regímenes autoritarios y antirrepublicanos;

J) El ataque a la propiedad privada

Hace algunos años se popularizó la expresión “década perdida”, que fuera acuñada en América Latina cuando se realizó el balance del crecimiento de la producción y la evolución del empleo durante la década del ochenta del si-glo pasado. Este balance fue negativo, especialmente en lo que se refi ere al crecimiento del PBI, tanto es así que cuando se consideraba el PBI por ha-bitante latinoamericano la magnitud del año 1990 era inferior a la del año 1980, porque las mayores economías regionales, como Brasil y México, regis-traron caídas.

Durante esta década, el PBI por habi-tante cayó en nuestro país un 24 por ciento.

Luego de años de olvido, esta expresión de década “pérdida” vuelve a tener actualidad como contraposición al concepto “década ganada”, empleado durante el mensaje presidencial al inaugurar las sesiones del Congreso Nacional.

Para la región de América Latina y el Caribe, se trató de una década ganada, ya que entre el 2002 y el 2011 la producción de petróleo trepó en casi todos los países, con un aumento en la región del 5 por ciento. Pero el avance en la producción energética en nuestro continente corresponde al gas natural, que entre el 2002 y el 2011 aumentó nada menos que un 45%. Claro que no a todas las naciones les fue igual en los últimos años; en el caso del petróleo, el mayor incremento le corresponde a Perú (76%), siguiéndole Colombia (58%),

Brasil (44%), Ecuador (31%) y Bolivia (25%). Pero los grandes aumentos en la producción de hidrocarburos corresponden al gas natural; el país que más incrementó su producción gasífera fue Perú, donde la producción se multiplicó nada menos que 13 veces, le siguen Bolivia, con un aumento del 137%;

Brasil, 64%; Colombia, 57%;

Ecuador, 29%, y Venezuela, con 15%.El hecho de que en general aumente

la producción energética en la región, pero no a todos los países le vaya igual, modifi ca el mapa energético y las relaciones económicas en América Latina. Y esta es una cuestión esencial para nuestra futura inserción estratégica en el continente y en el nuevo orden mundial. Paradójicamente, Argentina -a contramano de lo ocurrido en nuestra región-, disminuyó su producción petrolera y gasífera, lo que constituye un hecho grave y altamente preocupante, disimulado por el gobierno y de consecuencias imprevisibles.

// El período 2003-2013

Las razones que abonan la idea de una década perdida en materia energética, son evidentes:

• Argentina perdió defi ni-tivamente el autoabastecimiento energético que exhibía desde hacía dos décadas, un autoabastecimiento basado en la utilización de una matriz energética diversifi cada, que le permitió tener saldos exportables positivos en materia de hidrocarburos desde 1989 hasta 2010.

• A partir de 2010, Argentina se convirtió en un importador neto de hidrocarburos (gas oil, fuel oil y gas natural) fuertemente creciente, con tasas decrecimiento interanual elevadas. En 2012 las importaciones fueron de 9500millones de U$S, y en el primer trimestre de 2013 las mismas crecen con respecto al mismo período de 2012 a una tasa del 57 por ciento.

• El autoabastecimiento energético es una condición que exhiben pocos paí-ses en el mundo y es apreciado como una gran ventaja estratégica y geopolí-tica. Su logro en nuestro país no fue ac-cidental ni fortuito; fue el resultado de una política nacional persistente desde el descubrimiento del petróleo en 1907 hasta su consecución a fi nes de los 80.

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INFORME ESPECIAL

Argentina mantuvo esa condición por más de tres lustros hacia delante.• Durante la presente década evolucionaron en forma decreciente la producción de petróleo y la producción de gas natural, sin que el gobierno haya podido implementar una política positiva y efi caz para revertir esta lamentable e inédita situación en toda la historia energética argentina, de manera consecuente con el paradigma del “modelo kirchnerista”: consumir irresponsablemente sin invertir para reponer stocks.

• En el 2002, Argentina producía la mitad de petróleo que Brasil, mientras que en la actualidad, apenas la cuarta parte que ellos. La explicación a esta declinación estructural está vinculada a nuestro retro-ceso en petróleo y gas. En el caso del pe-tróleo, todos los meses desde hace 10 años hasta hoy cae nuestra producción; la polí-tica petrolera vigente muestra nada menos que 120meses de caídas en la producción de petróleo. Algo similar ocurre con el gas, cuya producción viene cayendo en el país todos los meses desde el 2004.

• Para la exploración off shore se creó la empresa ENARSA, la que desde su creación no exhibe actividad relevante alguna para laque fue creada.

• Como resultado de lo anterior la inversión en exploración en la presente década es menos de la mitad de la que se hacía en las dos décadas anteriores, y casi siempre en la cuencas tradicionales de bajo riesgo y ya explotadas.• El gobierno nacional dilapidó una década y no pudo implementar en ese largo lapso un Plan Energético Nacional, a pesar de contar con equipos técnicos para tal cometido y un claro diagnóstico a su inicio. Resultado: la Argentina carece de Plan Energético Estratégico.

• El congelamiento tarifario llevó al estancamiento y disminución de la inversión privada, a la cesación de pagos a las empresas de servicios públicos y ala falta de fi nanciamiento del sistema energético. A raíz de ello, el Estado Nacional debió asumir los pasivos e implementar un sistema insostenible de

subsidios a la energía y al transporte, que ha desequilibrado las cuentas públicas.

// Cuentas pendientes

La impericia del elenco gubernamental nacional en materia de

construcción de obra nueva es palmaria, pero publicitariamente confunde a la sociedad, anunciando más de una vez el inicio de una obra y pocas veces su efectiva realización. Algunos de esos anuncios efectuados durante esta década perdida, ni siquiera iniciaron su construcción; por ejemplo los siguientes:

A) Construcción del Gasoducto Bolivaria-no entre Venezuela y la Argentina (2005);

B) Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA) que uniría los yacimientos bo-

livianos con Buenos Aires atravesando las provincias de Formosa, Chaco y Santa Fe, y con ramales de alimentación a Corrien-tes y Misiones (2004);

C) Instalación de una gran refi nería en Comodoro Rivadavia (2006);

D) Grandes centrales hidroeléctricas en Neuquén y en Santa Cruz;

E) Varias centrales nucleares en provin-cias argentinas.

Al error estratégico de la extranjerización total de la empresa YPF, realizado a fi nes de la década del 90, la actual administración lo profundizó promoviendo y autorizando en 2008 la venta a un grupo empresario amigo sin experiencia y sin capital para afrontar la compra. El grupo “argentino”

Perdieron reservas casi todas las petroleras

Sólo una empresa petrolera, Pan American Energy, logró entre 2002 y 2009 incrementar las reservas de gas natural de las áreas que les fueron concesionadas. Todas las demás compañías, entre las que se encuentra la YPF en la que Repsol era accionista mayoritario, redujeron sus reservas comprobadas, según datos ofi ciales de la Secretaría de Energía.. “La disminución de las reservas comprobadas de gas natural, 43% en 7 años –el producto más importante de la ecuación energética argentina– es grave”, afi rmaron los ex secretarios de Energía en un documento llamado La caída de las reservas de hidrocarburos, el problema más importante del sector energético argentino. “La disminución asciende a 45% cuando se suman a las reservas comprobadas las reservas probables”, indicaron los expertos. Según el documento presentado el año pasado, la empresa que más reservas perdió fue Pluspetrol (70%), a la que le siguen YPF (68%) y Petrobras (42 por ciento). Luego aparecen el rubro otros (37%) y Total Austral (22 por ciento). La única que logró mejorar el estado de reservas fue la empresa de los hermanos Bulgheroni (11% en siete años). “Todas las cuencas predominantemente gasíferas (noroeste, neuquina y austral) se encuentran en declinación en materia de reservas, lo que da una dimensión adicional a este fenómeno generalizado”, esgrimen los ex secretarios de Energía en el paper. Según los especialistas, YPF representaba en 2002 más de la tercera parte de las reservas de petróleo y casi el 30% de las de gas. A fi nes de 2009, estas proporciones cayeron a 20% y a 16%, respectivamente.

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INFORME ESPECIAL

promovido por las autoridades, que no contaba con capitales para comprar la compañía, extrañamente constituyó una empresa en España con total participación accionaria de otra empresa australiana. El gobierno injustifi cadamente aprobó legalmente este perjudicial acuerdo con enormes distribuciones de utilidades por sobre lo razonable para pagar así la compra por el grupo local.

Es también una década perdida porque los consumidores se acostumbraron a no pagar por la energía lo que cuesta producirla; en este contexto, el proceso de reacomodamiento obligará a la población a realizar no pocos sacrifi cios en un futuro inmediato.

Finalmente, y no menos importante, es el fuerte retroceso en materia regulatoria que ha sufrido Argentina en estos 10 años. Los Entes Reguladores se vaciaron de contenido y en vez de ser instituciones del Estado Nacional integrados por funcionarios idóneos y elegidos por concurso para la aplicación administrativa de la legislación vigente en los servicios públicos regulados, se convirtieron en meros instrumentos del gobierno, carentes de signifi cado y alejados de su función especifi ca.

Las cifras ofi ciales de la Secretaria de Energía sobre producción de petróleo y gas de todas las empresas que operan en el país durante el año 2012 indican que siguieron cayendo tanto la producción total de gas (3,1% menos), como también la de petróleo (4,3% menos). Ya son muchos años de

caída en la producción de hidrocarburos: Baste decir que en petróleo estamos produciendo apenas el 75 por ciento de lo que se producía en el 2003, mientras que en gas la reducción en el mismo periodo llega al 13,4 por ciento. Durante este año, siguen cayendo tanto la producción de gas (-7,3%) como de petróleo (-5%).

YPF produjo un 40 por ciento me-nos del petróleo que lo que producía en 2003, mientras que en gas el retroce-so llega al 38 por ciento, siendo este el alto precio que ahora debemos afrontar porque el gobierno, en el año 2008, de-cidió impulsar y aprobar legalmente una muy extraña y perjudicial operación de venta de las acciones de Repsol en YPF a un consorcio español-australiano, que requería una absurda (por lo elevada) distribución de dividendos en efectivo.

La expropiación del paquete mayoritario de las acciones de Repsol el año pasado no ha resuelto el problema y va camino a empeorarlo. Porque se expropió sin indemnización previa y porque YPF sigue siendo víctima de una política fallida que inhabilita su capacidad de buscar fi nanciamiento y de asociarse con otras empresas para revertir la declinación productiva y el desarrollo de nuevas reservas.

// El futuro

Aún con el crecimiento que tuvo nuestra economía en la última década

el desarrollo encontró una traba sustan-tiva en la pérdida de nuestro autoabas-tecimiento energético, ya que la mayor demanda de energía implícita en todo crecimiento económico, no supo ser sa-tisfecha del modo racional y apropiado, pese a que era posible y deseable.

Existe un imperativo para la socie-dad política Argentina: la recuperación de su sector energético. Esto requiere de acciones decididas por parte del gobierno nacional y la toma de posi-ciones claras por parte de la oposición política. El gobierno nacional debe cambiar políticas y hombres si real-mente quiere revertir la decadencia; tiene que transparentar decisiones y dialogar; evitar el monologo que lleva inexorablemente a la continuación de los errores cometidos.

La oposición tiene la misión de con-trolar y auditar el funcionamiento de este sector; es inviable el funcionamien-to de la sociedad en su conjunto, con un sector energético con problemas. Por eso no hay gobierno en el mundo que no considere a la energía como un sector estratégico. La oposición también debe exigir transparencia en la gestión y de-nunciar ante los medios independientes y ante los jueces los desvíos. Los fi scales deben actuar ante estas denuncias.

El gobierno nacional ya no tiene tiempo de desandar 10 años de errores gruesos; es probable, siguiendo su cos-tumbre antidemocrática, que descalifi -que este informe como lo ha hecho en casos anteriores y además lo haga en tér-minos descorteses. Seria un grueso error de su parte, nuestro deseo es aportar so-luciones para lograr un futuro mejor.

En 2015 habrá nuevo gobierno na-cional en Argentina. Ese nuevo gobierno debe asumir con una Plan Estratégico preelaborado en sus grandes lineamien-tos, en acuerdo con las fuerzas que ten-drán representación parlamentaria. Es el momento de imaginar una Política de Estado para este sector.

También y muy importante: en 2015 el nuevo gobierno nacional no puede asumir con el problema de la confi scación por causa de utilidad pública de YPF a medio resolver.

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securitas

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RECURSOS HUMANOS

E n el año 2012, durante el anuncio del Plan Es-tratégico de Ingeniería 2012-2016, la presidenta Cristina Fernández de Kirchner, propuso cam-biar la tradicional frase “mi hijo el Doctor” por “mi hijo el Ingeniero”. La inusual convocatoria se enmarca en una campaña que, desde hace

ya varios años, impulsan universidades y profesionales: en Argentina hacen falta más y mejores ingenieros. De acuerdo al Consejo Federal de Decanos de Ingeniería (CONFEDI), en nuestro país hay unos 100.000 ingenieros sobre una po-blación de 40 millones de habitantes: se reciben aproxima-damente 6 mil profesionales por año y se necesitan 10 mil.

En ese sentido, nuestra situación es bien distinta a la de otros países: mientras que en China hay un ingeniero cada

2.000 personas, en Alemania, uno cada 2.300 y en Brasil, uno cada 6.000, Argentina se propone pasar en el corto pla-zo de un ingeniero cada 6.600 habitantes a uno cada 4.000. Esto se debe a que la expansión de la economía y la indus-tria en los últimos años impulsó la demanda de ingenieros, una profesión con pleno empleo y altos salarios que, sin embargo, no logra atraer a los más jóvenes, para quienes se presenta como una carrera muy difícil.

¿Se trata de un problema de vocación, de difi cultad o de falta de incentivos? Los especialistas aseguran que las causas de este fenómeno son múltiples: crisis vocacional relacionada con una visión cultural de la profesión; difi cultades académi-cas para resolver cuestiones vinculadas a la Matemática, la Física y la Química; y falta de incentivos por parte del Estado.

LA FALTA DE INGENIEROS EN ARGENTINA ¿Tiene solución?

Mientras que en China hay un ingeniero cada 2.000 personas, en Alemania, uno cada 2.300 y en Brasil, uno cada 6.000, Argentina se propone pasar en el corto plazo de un ingeniero cada 6.600 habitantes a uno cada 4.000

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Frente a esta situación, el Ministerio de Educación inyec-tó recursos y tomó iniciativas orientadas a mejorar las carre-ras de Ingeniería: en el año 2005 se pusieron en marcha los Proyectos de Mejoramiento de la Enseñanza de la Ingeniería (PROMEI), que a fi nales del 2011 había alcanzado al 100% de las carreras acreditadas en universidades públicas.

Asimismo, en el año 2009 se inició la instrumentación del Programa Nacional de Becas Bicentenario que ha per-mitido becar en 2011 a más de 45.000 alumnos de carre-ras científi cas y tecnológicas para que, al menos durante los primeros años de la carrera, disminuyera la necesidad de inserción laboral temprana de los alumnos y les permitiera dedicación exclusiva al estudio.

Con el mismo objetivo, se han implementado planes de nivelación entre las Escuelas Técnicas y la Universidad, y se ha convocado a graduados y representantes de la industria que, en cada una de estas Casas de Altos Estudios, aportan propuestas y enriquecen el debate para una mejor toma de decisiones. Es

el caso de las Jornadas sobre la Formación de Ingenieros de la UTN Buenos Aires, realizada en 2011, que ha dado inicio a un grupo de discusión en la red virtual Linkedin con el nombre “La formación de Ingenieros en la República Argentina”.

Esta batería de medidas culmina con el Plan Estratégico de Formación de Ingenieros, que establece la meta de gra-duación de ingenieros más alta de América Latina: ello es un nuevo ingeniero cada 4000 habitantes o 10.000 nuevos ingenieros graduados por año para el año 2020.

La demanda ha estimulado la oferta: entre el 2003 y el 2010 la cantidad de ingresantes se incrementó sólo un 3%, pero la cantidad total de alumnos se incrementó un 17%. Ello obedece a una mejora en la retención del 21%.

La graduación se incrementó un 18%, pero los alumnos avanzados (más del 70% de la carrera aprobada) crecieron en un 61%. De acuerdo a datos preliminares, estos alum-nos, en un porcentaje superior al 80% se encuentran traba-jando en tareas relacionadas con su carrera.

En el país se dictan 481 carreras de Ingeniería, 383 en universidades públicas y 98 en universidades privadas.

El detalle por terminal es el siguiente: Aeronáutica (4), Agrimensura (13), Alimentos (23), Ambiental (7), Biomé-dica (8), Civil (41), Computación (7), Electricista (24), Electromecánica (29), Electrónica (45), Hidráulica (3), In-

dustrial (54), Informática/Sistemas (63), Materiales (4), Mecánica (33), Metalúrgica (2), Minas (5), Nuclear (1), Pe-tróleo (4), Química (33), Telecomunicaciones (9), Agronó-mica (32), Forestal (5), Recursos Naturales (5), Zootecnia (3) y otras aún no sujetas a proceso de acreditación como Naval, Pesquera, Textil y Mecatrónica (24).

RECURSOS HUMANOS

// El Efecto Tecnópolis

// La oferta de educación de Ingeniería en Argentina

TIPO DE ALUMNOS AÑO 2003 AÑO 2009 EVOL. 2010/03

Ingresantes 29.009 29.993 3%

Reinscriptos 95.446 115.287 21%

Total 124.455 145.280 17%

Avanzados (con más de 26 materias) 17.421 27.993 61%

% Avanzados / Reinscriptos 18% 24%

Graduados Universidades Públicas 4.120 4.878 18%

Graduados Universidades Privadas 953 1092 15%

Total Graduados 5.073 5.970 18%

CARRERAS DE INGENIERÍAEvolución de Alumnos de Ingeniería en Universidades Públicas

FUENTE: SECRETARÍA DE POLÍTICAS UNIVERSITARIAS DEL MINISTERIO DE EDUCACIÓN DE LA NACIÓN.

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L a situación comenzó a revertirse con la re-cuperación iniciada en 2002. A partir de allí, y casi sin interrupción, la industria creció a

la par de la demanda de profesionales tecnoló-gicos (no sólo ingenieros) que nutrieran a esta nueva matriz productiva. Sin embargo, la curva de la oferta de ingenieros todavía está atrasada en relación a la demanda. La explosión de la demanda de profesionales, combinada con la escasez de ingenieros, provocó otro fenómeno de fuerte impacto en la formación: frente a la falta de profesionales, las empresas em-

plean estudiantes de los últimos años de la carrera. Ello conlleva a que los tiempos dedicados al estu-dio sean insuficientes para continuar regularmen-te la carrera y en muchos casos para continuarla.La consecuencia de ello es que, en la ac-tualidad, hay más de 26.000 estudiantes que tienen más del 80% de la carrera aprobada y que, sin embargo, no continúan sus estudios. Y demuestra que no alcanza solamente con la crezca la industria: hace falta motivar, alentar y facilitar a los jóvenes para que quieran estu-diar (y recibirse) de ingenieros).

La UTN Buenos Aires realizó la 2da Semana de la Ingeniería, megamuestra que tiene como objetivos impulsar y promover la educación de la Ingeniería. A través de la misma, la Facultad presenta todas las actividades que en ella se realizan, acerca el trabajo de los ingenieros a la sociedad y su contribución al desarrollo de la comunidad, e incentiva a los jóvenes a estudiar las especialidades que dicta.

Durante la Semana de la Ingeniería se llevaron a cabo actividades como la Carpa del Ingenio, una competencia recreativa interdisciplinaria inaugurada en 2012, que tiene como fi nalidad promover el uso de habilidades

y conocimientos en aspirantes y estudiantes que estén cursando los primeros años de la carrera, para superar problemas en base a su pensamiento crítico, su creatividad y eficiencia. Además, se presentará la novena edición de la Feria de Empresas, dirigida a estudiantes avanzados de las carreras y recientes graduados, que convoca a empresas reconocidas del sector para que acerquen al estudiantado posibilidades de empleo, facilitando la inserción laboral y la actualización profesional. Se desarrollará también la EXPO UTN, muestra orientada a estudiantes de la Escuela Media, que constituye el primer contacto entre el aspirante y la UTN.BA.

Por otro lado, se puso en marcha a cabo la séptima edición de la Feria de Proyectos, una de las principales actividades de difusión de ciencia e investigación en la UTN Buenos Aires. Participaron de la misma estudiantes, docentes, graduados e investigadores de la Facultad, que presentan al resto de la comunidad universitaria proyectos en tres categorías: Proyectos de Investigación, Proyectos Finales y Trabajos Prácticos; se brindan charlas, se realizan demostraciones y se

exponen prototipos de los diversos proyectos.Asimismo, por primera vez se realizó la Maratón de

Innovación, una competencia en la cual estudiantes y especialistas reunidos en equipos tienen 10 horas para solucionar un desafío de innovación, provisto por la organización y conocido por los competidores al momento del inicio del certamen. También se inaugurará el Espacio del Conocimiento, un punto de encuentro de diversos actores que componen la Facultad para compartir y refl exionar sobre las actividades e instrumentos que se vienen gestando en la UTN.BA, orientados a aumentar y profundizar las actividades científi cas y tecnológicas, y la

formación de ingenieros con especiales habilidades para investigar, emprender y desarrollar nuevas tecnologías.

También se efectuó el Workshop Institucional para el Planeamiento Estratégico de la UTN.BA, con el fi n de continuar con el desarrollo del Plan Estratégico. Los participantes, en mesas multidisciplinarias, trabajaron en la elaboración de propuestas de programas o sugerencias para alcanzar los objetivos defi nidos. Y se llevó a cabo la primera edición del Desafío “Limpiá tu Huella”, una competencia donde grupos de estudiantes deben estimar la cantidad de plástico generada por envases de bebida, evaluar su impacto en el ambiente y proponer una solución ingeniosa para mitigarlo.

RECURSOS HUMANOS

L a situación comenzó a revertirse con la re-cuperación iniciada en 2002. A partir de allí, y casi sin interrupción, la industria creció a

la par de la demanda de profesionales tecnoló-gicos (no sólo ingenieros) que nutrieran a esta nueva matriz productiva. Sin embargo, la curva de la oferta de ingenieros todavía está atrasada en relación a la demanda. La explosión de la demanda de profesionales,

plean estudiantes de los últimos años de la carrera. Ello conlleva a que los tiempos dedicados al estu-dio sean insuficientes para continuar regularmen-te la carrera y en muchos casos para continuarla.La consecuencia de ello es que, en la ac-tualidad, hay más de 26.000 estudiantes que tienen más del 80% de la carrera aprobada y que, sin embargo, no continúan sus estudios. Y demuestra que no alcanza solamente con la

y conocimientos en aspirantes y estudiantes que estén cursando los primeros años de la carrera, para superar problemas en base a su pensamiento crítico, su creatividad y eficiencia. Además, se presentará la novena edición de la Feria de Empresas, dirigida a estudiantes avanzados de las carreras y

// Segunda Semana de la Ingeniería organizada por la UTN

SABÍA UD?EL ROL DE LA INDUSTRIA

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Lineas Rotativas

Despachantes de AduanaTitulares de la Empresa

Colin Munro Campbell

Tadeo José Kotynia

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RECORDANDO A ESOS EXPLORADORES QUE DESCUBRIERON LA ENERGÍA QUE HOY LOS ARGENTINOS DISFRUTAMOSHace unos días se fue un gran explorador, Mateo Turic, reconocido geó-logo, y parte integrante de ese grupo de profesionales que descubrieron los recursos energéticos que hoy los argentinos disfrutamos. Cualquiera hayan sido las circunstancias que llevaron a esos hombres a hacer de la búsqueda exploratoria un desafío, a conformar equipos y a establecer los paradigmas exploratorios, los resultados condujeron al descubri-miento de recursos y reservas de hidrocarburos que constituyen hoy parte fundamental del patrimonio de los argentinos.

DISFRUTAMOS

logo, y parte integrante de ese grupo de profesionales que descubrieron los recursos energéticos que hoy los argentinos disfrutamos. Cualquiera hayan sido las circunstancias que llevaron a esos hombres a hacer de la búsqueda exploratoria un desafío, a conformar equipos y a establecer

L as estadísticas muestran que el petróleo y el gas natural constituyen en la actualidad el 90% de la energía pri-maria consumida en Argentina, lo que estas no mues-tran es que son el resultado del trabajo de muchos ex-

ploradores y profesionales que contribuyeron, de una manera aún no debidamente ponderada ni reconocida por nuestra socie-dad, a descubrir, a develar los secretos que la naturaleza ocultaba, y ponerlos en producción para nuestro benefi cio.

Releyendo libros encontramos una magnífi ca obra editada por Víctor A. Ramos y Mateo A Turicpublicada por la AGA y el IAPG, que recopila trabajos del XIII Congreso Argentino de Geología y el III Congreso de Exploración de Hidrocarburos de 1996. A modo de prólogo Turic y Ramos realizan un home-naje a Doctor Juan José Náqera como pionero de la Geología

del Mar Argentino. En otra obra editada también por Turic: “La exploración de petróleo y gas en la Argentina: el aporte de YPF” , publicada en el 2000, se ve el mismo interés, la misma voluntad por la difusión del conocimiento técnico y el recono-cimiento histórico, el registro de aquellos que contribuyeron a forjar este presente que hoy los Argentinos poseemos.

Podríamos ponerles nombre a cada hito obtenido, podría-mos analizar las razones que hicieron posible la existencia de un paradigma exploratorio, pero simplemente preferimos reproducir estos párrafosque llevan por título MATEO, que generosamente nos hizo llegar Hector Di Benedetto, como homenaje a Don Mateo Alberto Turic digno representante de varias generaciones de argentinos que han sumado en la cons-trucción del País.

// BIOGRAFIA Geólogo de la Universidad de Buenos Aires, Postgrado en Ingeniería del Petróleo en la UBA y de Dirección de Negocios en el MITMás de 36 años enYPF, ocupando diversos cargosentre ellos Jefe de Geología Costa Afueraentre 1979 y 1982, participando en la campaña de la plataforma General Mosconi. Gerente General de Exploración de YPF entre 1987 y1999. Director de Exploración y Producción deYPF Brasil desde 1999 hasta 2000Hasta 1995 integró como experto el equipo de la Cancillería argentina, que discutió con Gran Bretaña sobre la exploración petrolera en el Atlántico Sur.Asesor en Pioneer NaturalResources Argentina desde enero de 2001 a 2007Desde 2007 en Crown Point Oil& Gas S.A. donde era Presidente y CEO.

Mateo A.

Turic

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HOMENAJE

El 5 de enero de 1969 aterrizamos en Comodoro Rivadavia, nos alojaron en el Hotel de Huéspedes y ese mismo día vino a presentarse mi primer “Jefe” en la vieja YPF: El señor Mateo Alberto Turic, Jefe de la Comisión Geológica 4.

Si bien este primer vínculo laboral Jefe - Ayudante no duró mucho, ya que a Mateo al poco tiempo lo trasladaron al Distrito, nunca dejamos de mantener una relación entre el “viejo” y el “nuevo” geólogo, ni dejamos de lado nuestra incipiente relación de amistad, relación que con el tiempo lle-gó a ser muy especial, diferente y fuerte.

A los pocos años nos volvimos a en-contrar en la famosa Sede Central de Ya-cimientos Petrolíferos Fiscales, en donde, además de incrementar esa especial unión, iniciamos y compartimos durante muchos años un sólido equipo de trabajo, que en general se mantuvo ya sea ejerciendo ta-reas específi cas o en los peores momentos en los que fuimos “exilados” en el “Pozo Bidú”. Esta etapa solamente fue interrum-pida en algunas ocasiones por diferentes motivos laborales o su alejamiento tem-poral de YPF, que lógicamente fi nalizó con mí retiro de la empresa.

En todos esos años de convivencia aprendí a conocerlo. Supongo que no a fondo, pero si como para descubrir a un clásico cordero con piel de lobo. Su manera de ser, algo áspero, desconfi ado por naturaleza, le valió el apodo más po-pular y renombrado entre los geólogos y el personal de Exploración: el famoso “Duro”. Y esa dureza era integral. Tanto desde el punto de vista profesional como en el trato. Si bien nunca me interesé en encontrar la razón de ese comporta-miento, llegué a entenderlo y aceptarlo como una cosa normal. Y la afi rmación anterior, de cordero con piel de lobo, la comprobé en un viaje que realizamos juntos a Tierra del Fuego, ocasión en la que nos acompañó su hijo Maximiliano y, gracias a la presencia de Maxi, me di cuenta que no estaba nada equivocado en mis apreciaciones sobre su verdadera personalidad. Realmente ahí demostró que lo “duro” era una cáscara, algo muy

diferente a su diaria realidad.Los comienzos de nuestra relación fue-

ron años en donde era más importante te-ner una buena cama en la Comisión que en nuestra propia casa. El famoso 20 x 10 po-día extenderse a 22 x 8 o cosa por el estilo, régimen laboral que sólo mejoraba gracias a las condiciones climáticas de las zonas de trabajo, permitiéndonos estar con nuestras familias durante los meses de invierno. Un clásico en la vida de campamento, algo así como una obligación cotidiana antes de la cena, era el tute cabrero bien chancho, que por supuesto odiaba perder.

Como geólogo de campo era incansa-ble, de muy sólidos conocimientos téc-nicos y muy seguro de sus conclusiones a las que defendía con todas sus fuerzas. Las diferencias de opiniones de nuestra parte tenían que ser muy bien funda-mentadas y ampliamente tratadas hasta que se llegara a una coincidencia de opi-niones, cosa que si bien costaba conven-cerlo, cuando las aceptaba las defendía como propias. También era difícil hacer-lo cambiar de opinión en cosas cotidia-nas en las que consideraba que funciona-ban bien. Nos costó mucho convencerlo que si bien era muy bueno caminar vien-do los afl oramientos, trasladarnos a pié por las zonas llanas ya mapeadas, bien estudiadas y cubiertas de sedimentos

modernos por varios kilómetros, no sólo era perder el tiempo sino que se hacía muy cansador (cargando trípodes, ali-dadas, planchetas, miras, mochilas con alimentos, que al regreso venían llenas de muestras, bidones de agua y algunas pocas veces leña para el asadito), cuando podíamos llevar todo lo necesario prác-ticamente hasta los mismísimos afl ora-mientos usando los famosos “jeepitos”. Pero todo tenía su explicación. Mateo cuidaba mucho a los vehículos porque recibió la comisión con una sola camio-neta, que si se rompía complicaba todo y hasta que si había algún problema con la movilidad, se podía acabar la campaña sin concretar ningún trabajo.

Además era extremadamente cuida-doso. No dejaba afl oramiento sin revi-sar, prestando mucha atención tanto a los detalles como a su inserción regio-nal. Después de aceptar que nos podía-mos movilizar con los vehículos hasta las zonas a trabajar, solía mandarme con el personal para que cuando llegara ar-mara con tiempo la estación de trabajo y recolectara muestras, mientras el venía caminando y pensando cómo se armaba todo el cuadro geológico. Para mí fue un destacado y sorprendente profesor que me permitió ver una geología muy dife-rente a la que estudiábamos en la facul-

// Mateo

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tad. Siempre recordaré la segunda salida al campo, en donde me enseñó a ubicar un plano de discordancia caminando so-bre el mismo, sin ver las relaciones en-tra las diferentes unidades. Cuando por alguna razón me quedaba a cargo de la Comisión, a su regreso analizaba el le-vantamiento que habíamos hecho hasta en el más mínimo detalle.

Tengo muy claro una oportunidad en que mirando la hoja de la plancheta, escalímetro en mano, nos retó porque en la zona con cubierta moderna o en la me-seta basáltica, había puntos distantes más de 4 km de la estación de mapeo.

El tema fue que habíamos entrado en la etapa de modernización del instrumen-tal de las comisiones y nos mandaron un telémetro. No quería saber nada con esos instrumentos, porque decía que cubría-mos importantes áreas sin “patearlas”, cosa que realmente era así. Nadie podía asegurarle que entre la estación y el punto registrado no había ningún afloramiento.

Su etapa de mayor importancia en

YPF se inició integrando el grupo de cos-ta afuera, cubriendo luego la Gerencia de Geología y completándola como Gerente General de Exploración. Con él se conso-lidó el cambio iniciado con el Dr. Pedro Lesta y continuado por Enrique Mainar-di, aplicando modernos criterios para lle-var adelante esas tareas. Todos los traba-jos los concretó con el mismo criterio que le conocí como geólogo de campo.

Siempre estuvo al tanto de los detalles que consideraba de mayor interés. Por ejemplo, la información diaria del avance de las perforaciones, el “parte diario”, nor-malmente lo pasaba el Jefe de Distrito al Supervisor de la cuenca y éste se lo llevaba a Mateo. Cualquier dato que le llamara la atención, que bien podía comentarlo o no con el encargado de llevarle las novedades, inmediatamente lo conversaba y discutía de manera directa con el hombre del cam-po, quien tenía que darle una amplia expli-cación de lo que estaba pasando en el pozo o defender la decisión operativa tomada.

Ya a cargo de Exploración le encan-

taba poder hacerse de tiempo como para compartir algunos de los Preplanes de Acción, en donde se seleccionaban los proyectos que en cada cuenca se propo-nían perforar, como participar de las re-uniones de Jefes de Distritos. Realmente en estas últimas se relajaba y disfrutaba mucho de la parte “social” de las mismas.

A fines del año pasado, junto a las feli-citaciones para nuestros cumpleaños y los clásicos deseos de felicidades, me sorpren-dió la cariñosa terminología que utilizó en un correo, la que, conociéndolo bastante, me sorprendió e intrigó. Como habrá sido mi sorpresa que inmediatamente le pre-gunté si había algo que quería contarme o estaba todo bien. Simplemente me contes-tó que estaba todo muy bien y que solo estaba pasando por algunos problemitas menores de salud típicos de nuestra edad, pero carentes de toda importancia…..

Querido Mateo, parece que la cosa no era tan así.

Por Héctor Di Benedetto.

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Genneia (ex Emgasud), líder en proyectos de inversión y generación de energía eólica en nuestro país, fi rmó un importante convenio de cooperación con NRG Patagonia, fabricante nacional de aerogeneradores de Alta Potencia.

El acuerdo, rubricado por Alejandro Ivanissevich y Carlos Otamendi, presidentes de Genneia y NRG Patagonia, respectivamente, tiene por objeto la instalación de un aerogenerador de 1.5 MW, clase II, fabricado por la empresa patagónica.

Con la idea de colaborar y cooperar con la industria nacional, Genneia pone su experiencia en la gestión de parques eólicos, en tanto NRG Pata-gonia encontrará una oportunidad para demostrar la calidad de sus equi-pos de origen nacional. Ambas empresas esperan que del fruto de esta cooperación surjan nuevos negocios que permitan ampliar sus relaciones comerciales y contribuir al desarrollo de la industria eólica nacional.

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Dow Argentina presenta la 3º edición del Premio a la Divulgación Científica “Química y Sustentabilidad”

Dow Argentina presenta por tercer año consecutivo el Premio a la Divulgación Científi ca “Química y Sustentabilidad”, que reconoce trabajos periodísticos o de divulgación científi ca que demuestren los aportes de la química en la generación de productos que contribuyan con la sustentabilidad y con la mejora de la calidad de vida de las personas.

La novedad de esta edición es que además de periodistas, científi cos y estudiantes de Comunicación o Periodismo, pueden participar docentes universitarios, y alumnos de grado y posgrado de carreras científi co-tecnológicas como Química, Física, Biología, Ingenierías y Matemática.

Se esperan trabajos que demuestren los aportes de la química y la industria química en la generación de productos que contribuyen con la sustentabilidad, como por ejemplo: energías renovables; edifi cios y cons-trucciones energéticamente efi cientes; sistemas de reúso de aguas y tratamiento de aguas residuales; tecnologías para el manejo de desechos; tecnologías en proyectos de captura de carbono y para la reducción de emisiones de carbono; alimentación sustentable y saludable; entre otras.

ABB adquiere el negocio de motores de anillos de Alstom

ABB, la compañía líder global de tecnología de energía y automati-zación, anunció hoy la adquisición del negocio de motores de anillos a la compañía Alstom. La adquisición combinará el producto líder de Alstom, motores de anillos, con la oferta eléctrica de ABB para sistemas de ac-cionamiento de molinos sin engranajes (GMD, por sus siglas en inglés).

Esta adquisición, y en especial el conocimiento, la experiencia y la tecnología que trae consigo misma, le permitirá a ABB a fortalecer aún más la capacidad de fabricación y de desarrollo y de este modo seguir mejorando el negocio de motores de anillo. A largo plazo, los usuarios fi nales percibirán los benefi cios de los controles de calidad de los pro-ductos mejorados y del rendimiento de los sistemas de ABB.

Duke Energy Argentina inauguró central en Cochico

La obra se realizó en una alianza entre Duke Energy Argentina, la Asociación Mundial para la Electricidad Sostenible (GSEP, por sus siglas en inglés), el Gobierno de la Provincia de Neuquén, el Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN), y el indispensable apoyo de la comunidad.

El miércoles 8 de mayo fue un día que cambió la vida de los residentes de Cochico, al norte del departamento Chos Malal, en la provincia del Neuquén.

En el marco del proyecto Energía Renovable para la Patagonia, liderado por la empresa de energía Duke Energy Argentina y fi nancia-do en su totalidad por la organización sin fi nes de lucro GSEP (Global Sustainable Electricity Partnership), se inauguró la central micro hi-droeléctrica, a través de la cual los habitantes de Cochico, comunidad aislada de la red de suministro eléctrico, dispondrán de servicios de electricidad permanente y sustentable. Además, dentro del mismo pro-yecto, se instaló una planta eólica-diesel en Chorriaca.

El evento, que tuvo lugar en la Escuela Refugio de Cochico, reunió a más de 120 invitados, entre los que participaron el gobernador Jorge Sapag y su equipo, los representantes de la Comisión de Fomento local, las autoridades del Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN), las empresas contratistas que participaron en el desarrollo de la central y los miembros de la comunidad.

Importante acuerdo entre de cooperación entre empresas Argentinas de generación eolica

&Estrategia Imagen

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Desde el 7 al 10 de octubre de 2013 se realizará la exposición “Argentina Oil & Gas Expo 2013” (AOG Expo 2013) organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), uno de los eventos de negocios más importante de la industria del petróleo y del gas de la región. La exposición, que en su

novena edición tendrá lugar en el predio ferial de La Rural en la ciudad de Buenos Aires, permitirá conocer el grado de desar-rollo de la industria de los hidrocarburos que constituye la base fundamental de la in-dustria energética nacional e internacional.

En la AOG EXPO 2013 las empresas pre-sentarán las nuevas tecnologías destina-das a los Reservorios No Convencionales. Constituirá una excelente oportunidad para comunicar a nivel internacional los avances de la actualidad energética y promover la interacción entre los par-ticipantes. La Exposición será dinámica y participativa, contará con Charlas Téc-nicas, tanto en salas cerradas como en

auditorios abiertos, así como Rondas de Negocios. Este año contará además con un canal cerrado de noticias íntegramente dedicado a la Exposición, que se difundirá a través de pantallas estratégicamente ubicadas en el predio y que se podrá se-guir por la web ofi cial y por la red Youtube

Conjuntamente con la AOG Expo 2013, bajo el lema “Recursos No Convencionales: un nuevo horizonte energético”, se desarrollará del 7 al 10 de octubre el Foro de la Industria de los Hidrocarburos (FIH2013), organizado por el IAPG, que reunirá a expertos naciona-les e internacionales que brindarán el más completo y actualizado cuadro de situación

de la actividad energética, con foco en la ex-ploración, desarrollo y producción de recur-sos no convencionales, tanto en la Argentina como en el resto del mundo.

El Foro de la Industria de Hidrocarburos comprenderá conferencias plenarias a cargo de prestigiosos oradores internacio-nales, con temarios que se concentrarán en cuestiones de actualidad, y culminará con mesas redondas, que discutirán cómo se aplican estas temáticas al plano regional.

Los grandes temas que se tratarán en el FHI2013 abarcan: la visión de las em-presas operadoras para el liderazgo en la explotación de los reservorios no con-vencionales, el desarrollo de clusters no convencionales, desarrollo y la evolución

de yacimientos tipo “factoría”, la explo-tación de recursos no convencionales, el medio ambiente y la responsabilidad social; los recursos humanos, la capaci-tación del recurso técnico, y el desafío e impacto económico social en el país para el desarrollo de los recursos no conven-cionales, entre otros.

LOS RESERVORIOS NO CONVENCIONALES, TEMA CENTRAL EN LA PRÓXIMA AOG 2013

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//Eventos -

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