TODO EL OFF THE RE-

prensa

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

Cómo decir la verdad y no morir en el intento. Problemática actual en Argentina.

LICITACIONES PROVINCIALES: PROBLEMÁTICA EXPLORATORIA

DOSSIER ESPECIAL:NUEVAS TECNOLOGÍAS

HIDROCARBUROS: CRÓNICA DE UNA CRISIS ANUNCIADA

Recursos vs ReservasEdición Especial

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EDITORIAL

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STAFF

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

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NOTA DE TAPA

RecuRsos vs ReseRvas

¿De qué estamos hablanDo? Por Juan rosbaco

la Diferencia entre recursos y reservas. Por Jorge laPeña

la transferencia Del gerenciamiento De los hiDrocarburos a las

Provincias: luces y sombras. Por gualter chebli

en hallazgos De tight gas o shale gas se habla De recursos, no

De reservas

DEBATEInvertir en tecnologías limpias: ¿Moda o buena inversión?

INFORME ESPECIAL Reservas y Recursos: cuentas pendientes. Por vicente serra

BIOCOMBUSTIBLESun nuevo paradigma de producción

TECNOLOGÍAS EN AOGsuLLaIR aRGeNTINa

eXTeRRaN

INeLecTRa

aNGeL ReYNa Y asocIaDos

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

PROVEEDORES Y SERVICIOS

IMAGEN Y ESTRATEGIA

EVENTOS

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Nota de tapa

La acepción correcta de la pa-labra Recurso (ver Petroleum Resources Managment System - SPE, marzo de 2007) es idén-

tica a la de Hidrocarburo Original in Situ. Es la totalidad del petróleo o gas existente en el subsuelo, llevado a con-diciones de superficie; incluye tanto el hidrocarburo descubierto como aquél no descubierto y tanto el recuperable como el no recuperable; comprende también aquellos volúmenes de gas y petróleo ya producidos. No obstante la precisa definición del término y el hecho de que la acepción del mismo se halle en vigencia desde tiempo in-

memorial, en los últimos años algunas personas incorrectamente asignan al mismo un significado diferente, con-fundiendo Recuso con Recurso Con-tingente, término cuyo significado se explicitará más adelante.

Se entiende por Reserva a las can-tidades de hidrocarburo que habrán de recuperarse de acumulaciones descu-biertas, en forma comercial, a partir de determinada fecha, mediante la imple-mentación de un proyecto de desarro-llo. Como puede apreciarse, la reserva debe cumplir con cuatro condiciones: recuperable, descubierta, comercial y remanente. Debido a que la comercia-

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

¿De qué estamos hablando?

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

Por Juan Rosbaco (*)

Reservas y Recursos de Hidrocarburos

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la existencia de un mercado y de la in-fraestructura necesaria para tratar y transportar los fluidos.

Según el grado de confianza en re-cuperar los volúmenes declarados, las reservas se clasifican en Probadas (P1), Probables (P2) y Posibles (P3). Las Re-servas Probadas son aquellas que se consideran casi seguras; hablando en términos probabilísticos, debe existir al menos un 90% de probabilidad de recuperar el volumen declarado o un volumen superior. Las Reservas Pro-bables son aquellas cuya posibilidad de recuperación es alta, pero no lo suficiente como para ser consideradas Probadas; en términos probabilísti-cos debe existir al menos un 50% de probabilidades de recuperar la suma de Reservas Probadas más Probables (2P). Las Reservas Posibles son aqué-llas que tienen más probabilidad de no ser recuperadas que de serlo; en términos probabilísticos, debe existir al menos un 10% de chance de recu-perar la suma de Reservas Probadas más Probables más Posibles (3P).

Todas las categorías de Reservas, se subdividen en Desarrolladas y no Desarrolladas. La diferencia estriba en la inversión necesaria para concre-tar la recuperación de las mismas: las Desarrolladas no requieren inversión o el monto de las mismas es mínimo comparado con el costo de un pozo, mientras que las no Desarrolladas necesitan de mayores inversiones. A algunos les podrá parecer extraña la existencia de Reservas Desarrolladas en las categorías Probables y Posibles, pero su existencia es lógica ya que corresponden a cálculos de recupera-ción más optimista en la zona ya desa-rrollada. El cálculo de la Reserva Pro-bada es por definición conservador; alternativas más agresivas de las zonas desarrolladas deben ser consideradas reservas no probadas.

Se denomina Recurso Contingen-te a las cantidades de petróleo que se podrían recuperar en el futuro de acu-mulaciones descubiertas, pero cuya comercialidad no pude ser demostra-

da debido a una o más contingencias. Puede tratarse, es solo una enumera-ción no taxativa, de zonas donde, con los precios actualmente previsibles para el crudo, la recuperación no es económica, de zonas que podrían re-cuperar petróleo en forma comercial más allá del límite del contrato o de zonas donde no se ha finalizado aún el estudio técnico. Los volúmenes consi-derados Recurso Contingente no de-berían permanecer en esta categoría demasiado tiempo; solucionadas las contingencias deberían pasar a Reser-va o de demostrarse la inviabilidad del proyecto por la persistencia de algún impedimento, los mismos deberían categorizarse como “Recurso Descu-bierto no Recuperable”.

Finalmente, se consideran Recur-so Prospectivo a los volúmenes que se estiman factibles de ser recupera-dos, de una zona aún no descubierta, a una fecha determinada. Tanto Reserva como Recurso Contingente y Recur-so Prospectivo son parte de los Re-cursos, aunque entre todos no suman la totalidad de mismo, ya que los vo-lúmenes estimados como no recupe-rables técnicamente de zonas descu-biertas o no descubiertas son también Recursos, al igual que los volúmenes producidos. Las figuras 1 y 2 pueden ayudar a clarificar lo explicado.

Conocer el significado de los tér-minos antes definidos previene contra el uso de expresiones incorrectas o redundantes, algunas de las cuales se comentan a continuación:

Reserva “in situ”: expresión anti-gua para denominar el Hidrocarburo Original in Situ, considerada incorrec-ta desde hace muchos años.

Reserva Recuperable: expresión redundante ya que ser recuperable es una característica de la Reserva.

Reservas no Comerciales: expre-sión incorrecta para denotar un re-curso técnicamente recuperable, pero al momento no comercial. Se debe de-nominar Recurso Contingente.

Reservas Exploratorias: expresión incorrecta para denotar un recurso

que se podría recuperar de zonas no descubiertas. Se debe denominar Re-curso Prospectivo.

Reservas Iniciales: se usa para agrupar lo ya producido (Acumulada) y los volúmenes a producir económi-camente (Reserva); el término más apropiado es Recuperación Final.

(*) Ingeniero Químico, con más de 40 años de experiencia en la industria pe-trolera. Desarrolló tareas de Ingeniería de Reservorios y Evaluación de Proyec-tos en YPF, Perez Companc y Petrolera Argentina San Jorge, de donde se retiró como Gerente de Planificación y Eva-luación de Proyectos, en 1997. A partir de enero de 1998, se desempeña como consultor en temas de su especialidad y como instructor en esas disciplinas.Fue profesor en las Universidades de Buenos Aires y del Comahue, estuvo contratado como profesor por la University of Texas at Austin. Desde 1992 es Profesor Titu-lar en varias materias de Ingeniería de Reservorios y de Evaluación de Proyec-tos en el Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA). Ha publicado diversos artí-culos técnicos en el país y en el exterior (ocho de ellos en congresos y revistas de la Society of PetroleumEngineers). Es Di-rector de Carrera de todas las Carreras de Postgrado en Petróleo dictadas en el ITBA. Es autor de tres libros:“Evaluación de Proyectos – Teoría General y su Apli-cación a la Explotación de Hidrocar-buros”; “Obtención y utilización de las curvas de Permeabilidad Relativa” (IAP, 1989) Y “Guidelinesforapplication of thedefinitionsforoil and gas reserves” Se-condEdition (SPEE, 1998). En 1996 reci-bió de la Society of PetroleumEngineers un premio Internacional por sus aportes en Economía y Evaluación de Proyectos. En 2010 recibió de la Society of Petro-leumEngineers (Regional Sudamericana y Caribeña) un premio Regional por sus aportes en Ingeniería de Reservorios.Está registrado en la Secretaría de Ener-gía de la República Argentina como Cer-tificador de Reservas

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Se ha producido en los últimos años un hecho relevante en la economía energética mundial: la irrupción con fuerza de

la producción del gas y petróleo no convencional en los EE.UU.; par-ticularmente de lo que se conoce como Shale Gas. En este país la producción se ha incrementado en los últimos años hasta alcanzar una cifra que supera el 20% del total de gas producido y se estima que sus posibilidades de crecimiento son mucho mayores.

Los efectos que ya son visibles en la economía energética global son el principio tres: 1) la teoría del Peak Oil a la cual no pocos es-pecialistas adhieren en forma casi

religiosa debería ser por lo menos reinterpretada; 2) la posibilidad de extender el fenómeno del Shale gas a otras geografías alienta a la em-presas petroleras a incluir al shale gas en sus planes estratégicos; 3) el hecho económico mas notable es que en EE.UU la producción está en ascenso y que el precio del gas en Henry Hub está en aprox. 4,0 u$s/MMBTU; lo que significa que en un mercado maduro y competitivo como el estadounidense la produc-ción de ese gas se produce por de-bajo de ese costo.

En función de lo anterior surgen en principio dos preguntas: 1) ¿Se ter-minará alineando la economía ener-gética mundial a un precio de gas de

4 u$s/MBtu ? ; y 2) ¿cual será el po-tencial real de Argentina? ; país cuyas reservas comprobadas de gas natu-ral decrecen en forma alarmante en los último años, habida cuenta que el potencial de América Latina para el gas no convencional ha sido estimado como importante en la U.S. Energy Information Administration (EIA); par-ticularmente ese informe puntualiza que Argentina tendría el mayor po-tencial de gas de esquisto, seguido por México y Brasil.

No se nos debe escapar que la res-puesta a esas preguntas es fundamen-tal para nosotros los Argentinos: si el potencial argentino fuera medido en reservas comprobadas tendríamos la certeza para la respuesta; pero ocurre que el potencial del Shale gas argenti-no se expresa en recursos potencia-les y no en reservas; por lo tanto nos movemos todavía en el terreno de la máxima incertidumbre.

Reservas VS Recursos

En el libro “Geología del Petróleo” de A. I. Levorsen nos dice al respecto:

“Las reservas de petróleo de cual-quier región deben ser distinguidas de sus recursos de petróleo. Las reservas consisten en el petróleo y el gas que ya están disponibles para el uso. Los recursos, que son siempre mayores que las reservas, incluyen las reservas, las reservas potenciales no descu-biertas y cualquier sustancia de la que pudiera extraer petróleo, ya sea por:

La diferencia entre recursos y reservas

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

Nota de tapa

Por Jorge Lapeña, ex Secretario de Energía de la Nación

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Nota de tapa

1) tecnología actual o perfeccionada; 2) condiciones económicas actuales o más favorables….”

En términos legales esa distinción entre recursos y reservas, se expresa claramente en nuestra ley de hidro-carburos 17319 que dice:

“Art. 9º — El Poder Ejecutivo de-terminará las áreas en las que otorga-rá permisos de exploración y conce-siones de explotación, de acuerdo con

las previsiones del título II, sección 5º.”“Art. 10 — A los fines de la explo-

ración y explotación de hidrocarburos del territorio de la República y de su plataforma continental, quedan estable-cidas las siguientes categorías de zonas:

“I. — Probadas: Las que corres-pondan con trampas estructurales, sedimentarias o estratigráficas donde se haya comprobado la existencia de hidrocarburos que puedan ser comer-cialmente explotables.

“II. — Posibles: Las no comprendi-das en la definición que antecede.”

Queda claro que para esta defini-ción dicotómica solo las reservas pro-badas tienen la certeza de ser comer-

cialmente explotables es decir deben cumplir con la condición de ser facti-bles de producir en términos técnicos, económicos, ambientales y –además vendibles en el mercado donde se co-mercializarán.

Queda claro también que lo que la ley de hidrocarburos considera re-servas posibles son todas aquellas que no puedan asegurar la condición de ser comercialmente explotables.

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

El lenguaje técnico de las empresas

Para finalizar estas consideracio-

nes semánticas sobre problemas téc-nicos me parece oportuno referirnos al texto con la cual la empresa YPF notificó recientemente a sus accio-nistas sobre el hallazgo - sin duda promisorio- de Shale Oil en la pro-vincia de Neuquén el 10 de mayo pasado.

En efecto, después de los impac-tantes anuncios públicos realizados para el “público y funcionarios en general”, el comunicado a la Bolsa fir-mado por YPF dice textualmente:

“….informamos que en el marco del programa de desarrollo explora-torio y productivo 2010/2014 hemos realizado 6 pozos exploratorios ver-ticales que delimitan un área de 330 km2 en la formación Vaca Muerta en Loma de la Lata…..que nos permite estimar unos recursos técnicamen-te recuperables en esta área de 150 millones de barriles equivalentes de petróleo. Dichos recursos, no cons-tituyen a la fecha reservas proba-das y serán reconocidos bajo dicho concepto cuando cumplan con los criterios formales exigidos por la Comisión Nacional de Valores y la Securities and Exchange Comission.”

Conclusión

Es importante que se tenga en cuenta que las reservas, y muy par-ticularmente las reservas compro-badas, constituyen subconjuntos de los recursos, Particularmente sólo el subconjunto de las reservas compro-badas es precisamente el que cumple la condición de “factibilidad integral” de su producción y colocación en el mercado del hidrocarburo en las con-diciones actuales.

Cuando hablamos de factibilidad integral nos estamos refiriendo a la factibilidad técnica; económica y am-biental del proyecto productivo; todo apartamiento de este concepto de factibilidad integral nos lleva desde las categorías de reservas comproba-das, a las probables; y de estas a las posibles; y finalmente a la categoría más incierta: los recursos

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Nota de tapa

La transferencia del dominio de los hidrocarburos de la Nación a las Provincias ha generado re-sultados contrapuestos en los

aspectos exploratorios. Por el lado po-sitivo las provincias han sido muy acti-vas en la oferta de áreas y, consecuente-mente, han generado una revitalización de la actividad prospectiva, incluyendo algunos éxitos tempranos. Por el lado negativo, ha sido evidente la escasez de equipos técnicos experimentados, la heterogeneidad de las legislaciones y la consecuente necesidad de unificar normas y procedimientos de licitación y de control contractual y ambiental y, finalmente, la aparición de algunos nue-vos actores en la industria petrolera, en particular, en el escenario de la ex-ploración, que no poseen antecedentes como empresas experimentadas en el negocio de los hidrocarburos y no pa-recen exhibir condiciones financieras y económicas acordes con los elevados compromisos de inversión efectuados.

Las inversiones comprometidas por los ¨nuevos actores de la industria pe-trolera¨ ascienden, aproximadamente, a U$S 673.990.000.- Esta magnitud corresponde casi al 30% de toda la in-versión comprometida para el Primer Período Exploratorio de cada contrato

que, en general, se extiende por 3 años.Da la sensación que algunos de ellos

privilegian una especie de actividad inmobiliaria por encima de las tareas exploratorias, en el marco de cierta indiferencia de algunas autoridades de contralor. Por otra parte, se corre el riesgo de tener inmovilizadas enormes superficies útiles a la exploración por

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

Adjudicaciones e inversiones

Neuquén fue la primera provincia

Nota de tapa

En su última presentación organizada por el SPE, el especialista brindó un completo panorama sobre el Protagonismo de las Provincias en el Gerenciamiento de los Hidrocarburos. Sus implicancias y expectativas. Lo que sigue es un resumen de los conceptos más relevantes de dicha exposición.

Luces y sombrasPor Gualter A. Chebli (*)

Por Gualter Chebli (*)

La transferencia del gerenciamiento de los hidrocarburos a las Provincias

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en licitar áreas exploratorias basándo-se, exclusivamente, en la reforma de la Constitución. De tal manera, entre 2001 y 2004 adjudica 19 bloques ob-teniendo compromisos de inversión (por el primer período exploratorio) del orden de U$S 203.800.000. Sólo una de esas áreas se adjudica a un ac-tor sin antecedentes en la industria.

Con posterioridad a esa primera ron-da de licitaciones, esta provincia modificó su legislación petrolera, creando una em-presa estatal de hidrocarburos (Gas y Pe-tróleos de Neuquén S.A.) y vuelve a con-vocar al mercado en sucesivos llamados. Como consecuencia de esta actividad, a la fecha, ha adjudicado 36 nuevos bloques y tiene pendiente de adjudicación otros 8. Vale destacar que, de esta serie, 25 áreas han sido otorgadas a compañías petrole-ras reconocidas. Los compromisos de in-versión, difundidos no en todos los casos, suman unos U$S 270.000.000. Neuquén ya ha logrado varios éxitos exploratorios en esta etapa.

Santa Cruz, en una única ronda lici-tatoria, adjudicó 14 áreas. Dos grupos empresarios sin antecedentes explo-ratorios se adjudicaron siete bloques cada uno. Los compromisos ascendie-ron a U$S 110.045.000.

Chubut, por su parte, otorgó 16 permisos de exploración. Sólo cuatro de ellos, a empresas con experien-cia. De los 12 restantes, 3 de ellos se transfirieron a una petrolera. Los compromisos de inversión totalizaron más de U$S 100.000.000.

Mendoza adjudicó 12 bloques ex-ploratorios. Sólo 4 de ellos a em-presas petroleras reconocidas. La inversión comprometida fue de U$S 290.768.000.

Salta otorgó 16 áreas exploratorias. Tres de ellas a empresas petroleras ex-perimentadas. De los 13 restantes ya tuvo que rescindir 4 contratos por fal-ta de cumplimiento de sus obligaciones. La inversión originariamente compro-metida ascendió a U$S 239.165.000.

La Pampa adjudicó 13 permisos de exploración, 6 de ellos a petroleras con trayectoria. Los compromisos de inversión totalizaron U$S 32.000.000. Desde fines de 2006 la empresa estatal Pampetrol es la encargada de licitar las áreas exploratorias. Una vez adjudica-das se asocia, en variados porcentajes, con quienes obtuvieron las mismas. En esta provincia ya se han producido dos descubrimientos de cierta magnitud.

En sucesivas rondas licitatorias la provincia de Río Negro otorgó 19 áreas, de las cuales 12 lo fueron a compañías petroleras experimenta-das. Las inversiones comprometidas llegaron a U$S 616.691.500. También en esta provincia se han logrado seis descubrimientos significativos.

San Juan adjudicó un bloque a YPF y otros dos a un nuevo actor de la indus-tria. Los compromisos de inversión para el primer período de las áreas menciona-das alcanzaron los u$s 22.678.000.-

Córdoba efectuó una ronda licita-

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toria en febrero de 2007 ofreciendo 16 bloques exploratorios, de los que preadjudicó 8. Un único grupo em-presario, nuevo en la industria, obtu-vo las áreas General Lavalle, Mataldi, Corral de Bustos, San Francisco, Lu-cio V. Mansilla, Bell Ville, Bulnes y Villa Dolores. Los compromisos de inver-sión para el primer período explora-torio alcanzaron los u$s 66.125.000. Todos estos contratos fueron res-cindidos por el gobierno por falta de cumplimiento de las obligaciones.

En julio de 2007 la provincia de San Luis ofreció tres áreas ex-ploratorias denominadas Beazley, Estancia La Daisy y Pampa de las Salinas. Las tres fueron adjudicadas a la UTE San Luis Energía / Rovella Carranza Constructora. No se co-nocen montos de inversión.

Formosa lanzó su primera ronda licitatoria el 23 de junio pasado ofre-ciendo tres de sus áreas explorato-rias: Pirané, Comandante Fontana y Yacimiento Norte 3, fracción B. Sólo se adjudicó esta última a Grecoil S. A, una empresa sin antecedentes explo-ratorios. El compromiso de inversión fue de U$S 1.500.000.

En la Provincia de Tierra del Fue-go, Antártida e Islas del Atlántico Sur se licitó el área CA-12-1 (sector oc-cidental de la antigua CA-12) y se preadjudicó a Roch en 2011, con una

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

Aciertos y temas pendientes

Si bien estos datos son claramente auspiciosos y señalarían un fuerte in-cremento de la actividad exploratoria, deben señalarse algunos aspectos ne-gativos que neutralizan, parcialmente, el hecho positivo.

En efecto, en el detalle señalado puede observarse que, del total de las adjudicaciones, 95 áreas exploratorias (el 57%) fueron otorgadas a empresas sin experiencia en la actividad y, en al-gunos casos, se entiende que les resul-taría difícil garantizar el financiamiento de inversiones de riesgo verdadera-mente elevadas (de acuerdo con sus propias ofertas).

Otro hecho que se considera atentatorio con respecto al éxito de esta nueva modalidad reside en que cada provincia ha elaborado su pro-pia legislación hidrocarburífera. Ello se tradujo en pliegos de bases y con-diciones de licitación y modelos de

contratos disímiles entre sí y que, en algunos casos, llegan a desalentar a los eventuales interesados. En gene-ral, salvo un par de excepciones, las provincias exhiben una marcada debi-lidad frente a las empresas petroleras: adolecen de un sólido plantel técnico, legal y administrativo para organizar su información primaria y/o efectuar el seguimiento y verificación de las obligaciones contractuales.

Como posibles soluciones globales aparecen la elaboración, por parte del Estado Nacional, de un Plan Energético Nacional de vigencia pro-longada en el tiempo y la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos como entidad rectora del mismo (par-ticipación provincial en el Directorio).

Sin duda, este nuevo protagonismo hace que los estados provinciales se hayan convertido en naturales y efi-cientes interlocutores de la industria. Muchos de ellos, además de haber organizado completos Bancos de Da-tos, elaboraron legislación provincial actualizada y generaron condiciones de contratación alentadoras para la inversión, sin descuidar el objetivo de salvaguardar sus recursos.

Las provincias tienen en sus manos la facultad de negociar las Concesio-nes de Explotación. Es una circunstan-cia óptima para salvaguardar aspectos algo obsoletos en la legislación nacio-nal. ¿No sería ésa una buena oportu-nidad para prorrogar la vigencia de las concesiones a cambio de inversiones de exploración de alto riesgo? ¿Y por qué no diferenciar los plazos explora-torios y de producción entre las áreas de frontera y los sectores tradicional-mente productivos? Por último, se po-dría disponer que los porcentajes de retenciones para los casos de volúme-nes descubiertos como consecuencia de la exploración sean de menor mag-nitud que los actualmente en vigencia

(*) Dr. en Geología e Ing. en Petróleo. Se des-

empeñó durante 25 años en Exploración en

YPF. Profesor en las Facultades de Ciencias

Exactas e Ingeniería de la Univ. de Bs. As.

Es Consultor independiente.

Nota de tapaNota de tapa

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Nota de tapa

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

En hallazgos de tight gas o shale gas se habla de recursos, no de reservas

Los expertos suelen decir que “en los gases convencionales en donde las dificultades de la pro-ducción son menores, se suele

trabajar en una fase temprana de los descubrimientos con estimaciones vo-lumétricas. En los gases no convencio-nales, como las dificultades de produc-ción son mayores, se pone más énfasis en el comportamiento dinámico de pozos, o sea en su curva de declinación. Seguramente hay que perforar varios pozos en distintas zonas de la roca que contiene el shale gas, y observar su comportamiento dinámico para poder luego certificar reservas, y esto lleva seguramente tiempo y dinero”.

La petrolera argentina YPF, controlada por la española Repsol, anunció a fines de 2010 el hallazgo de gas no convencional que alarga de 6 a 16 años el horizonte de reservas de la firma, recursos que serán explotados en sociedad con la brasileña Vale do Río Doce, con una inversión de 5.000 millones de dólares.

“Esto va a sostener el crecimiento del país”, destacó en su momento la pre-sidenta argentina, Cristina Fernández, tras el anuncio del descubrimiento de “tight gas”, o gas de arenas compactas, y de “shale gas”, o gas de esquisto, en Loma La Lata, el mayor yacimiento de gas natural de Argentina, operado por YPF.

El vicepresidente ejecutivo y direc-

tor general de YPF, Sebastián Eskenazi, detalló que la primera campaña de ex-ploración de “tight” en el área de Sierra Barrosa dio como resultado el hallazgo de 4,5 trillones de pies cúbicos (TCF).

“Argentina consume 1,5 TCF. YPF está entregando más o menos el 40 por ciento de esto. Solamente con este descubrimiento, YPF pasó de te-ner 6 años de expectativa de reservas en gas a 16 años”, destacó el ejecutivo.

“En una primera etapa, calculamos entregar 2 millones de metros cúbicos diarios y en ese yacimiento calculamos alcanzar una producción estable de 4 a 5 millones de metros cúbicos diarios”, precisó Sebastián Eskenazi.

YPF anunció que pondrá en funcio-namiento otros 26 pozos para deter-minar el potencial total del yacimiento.

Respecto de la oficialización del descubrimiento, los expertos prefie-ren no perder la cautela. Aseguran que la terminología utilizada fue muy imprecisa” y que habrá que ver “cuál es el impacto de la noticia en la cotiza-ción de la acción de la compañía.”

Analizando la noticia algunas vo-ces coinciden en los siguientes puntos: YPF declaró dos descubrimientos en el Yacimiento Loma de la Lata:

- Recursos de 4,5 Tcf de Tight Gas

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

- Shale Gas de estudios de la in-formación obtenida en ensayos de la Formación Vaca Muerta de 2 pozos ubicados en el ángulo noroeste del Yacimiento.

La explotación de Yacimientos de Tight Gas y Shale Gas presentan un costo más elevado que los convencio-nales debido a:

A) Perforación de pozos con un tramo horizontal.

B) Requiere la perforación de mayor cantidad de pozos ( el Yacimiento Barnett de Shale Gas descubierto en los ’90 y uno de los más productivos de EE. UU. tiene perforados ya 11.500 pozos).

C) La terminación de los mismos por medio de fracturas hidráulicas muy costosas, con volúmenes de arena y agua muy elevados (agua que volverá contaminada a la superficie junto con el gas y deberá ser tratada para su disposición ó almacenada en depósi-tos subterráneos en espera de poder disponer de ella)

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Debate

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

¿Moda o buena inversión?

La inversión total de capital-riesgo en tecnologías limpias en Norteamérica, Europa, India y Chi-na entre enero y septiembre de 2010 ha sido de 5.700 millones de dólares, ligeramente superior a

los 5.600 millones de dólares invertidos en 2009 según Cleantech Group, una empresa de redes e investigación.

Pero ¿hasta qué punto es esta rápida oleada de inversio-nes en tecnologías limpias una víctima de una exuberancia irracional y de la mentalidad de manada a menudo asociada a las inversiones de capital-riesgo?. “Existe el peligro de que se convierta en una moda pasajera, ya que la gente puede percibirlo como la siguiente oportunidad de oro”, dice Eric

Orts, profesor de Derecho y Ética Empresarial de Wharton. “Podría haber mucho dinero tras ideas no muy buenas”.

Esto es un tema preocupante no sólo en Estados Unidos. Por ejemplo, China también está relanzando su economía con un montón de subsidios. Entre estos se in-cluyen 15.000 millones de dólares para una serie de pro-yectos pilotos de coches eléctricos, y diversos descuentos fiscales para consumidores individuales cuando adquieren productos verdes. En opinión del columnista del New York Times Thomas Friedman, “el gobierno chino simple-mente decidió su alineación ideal: 16 empresas estatales iban a abandonar el petróleo e introducirse de lleno en

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la futura fuente de crecimiento industrial: los coches eléctricos”. A medida que otros países se suben al tren, Orts –que también es director del programa Initiative for Global Environmental Leadership de Wharton-, se pregunta sobre la fortaleza relativa de las empresas que están respaldando las inversiones en las nuevas tecnologías limpias.

Expertos también señalan que los subsidios no deberían ser el único modo en que los gobiernos presten su apoyo a las tecnologías limpias. Por ejem-plo, dada la indignación general a raíz del derrame de petróleo en el Golfo de México, el momento temporal podría ser perfecto para que los legislado-res aumenten los impuestos al petróleo y al carbón. “Gravas las cosas sucias y automáticamente las lim-pias disfrutan una ventaja en precios”, dice Orts. Pero también reconoce el objetivo hercúleo de conseguir que semejante legislación se apruebe con las eleccio-nes a la vuelta de la esquina y una intensa actividad de los lobbies en el Capitolio.

No obstante, esto no significa que los debates deban llegar a su fin, señala Lise Dondy, presidente de Connecticut Clean Energy Fund, que promueve el desarrollo de energías limpias a expensas de los pagos que realizan los ciudadanos de dicho estado por el uso de los servicios públicos. “Este país no ha adoptado una posición en relación con el carbono, y a menos que de cierta forma se puede fijar un precio al carbono, las energías renovables acaban siendo dependientes de esos subsidios”, explica. “Es horrible para los inversores no tener una política consistente en el largo plazo”.

Raffi Amit, profesor de Empresa de Wharton, se-ñala que las nuevas empresas de tecnologías limpias –a diferencia de por ejemplo las de Internet-, “pre-cisan grandes cantidades de capital antes de propor-cionar rendimientos a los inversores… Cuando los costes fijos son muy elevados, el nivel de riesgo es diferente”. No obstante, las inversiones en tecno-logías limpias son muy atractivas, dice Amit, porque “el rendimiento es enorme si algunas de estas in-versiones tiene éxito. Sin lugar a dudas, poco a poco iremos abandonando los combustibles fósiles para abrazar el viento, el sol y el agua”.

El pasado año el 10% de la electricidad consumida en Estados Unidos fue generada por fuentes renova-bles. La EIA (Energy Information Administration), per-teneciente al Departamento de Energía, predice que la cantidad aumentará el 17% durante los próximos 25 años. Asimismo predice un incremento del 41% en la generación de energía eléctrica renovable no hidraú-lica entre 2008 y 2013, mientras la capacidad instalada para generar energía eólica crece rápidamente, más del doble, desde 2008 y 2013, hasta los 50 gigavatios.

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Mientras, la American Solar Energy Society afirma que la energía solar por paneles –que ha crecido un 40%, hasta los 435 megavatios, de 2008 a 2009-, podría crecer entre el 50 y el 100% este año.

El reto para empresas y para la comunidad inversora es saber discriminar y seleccionar en un entorno de publicidad exagerada para el sector. En medio de lo que considera un “fenómeno de manada”, el profesor Amit sostiene que “las inversiones en tecnologías limpias, con el ex vicepresiden-te al Gore y otros comprometidos, es un tema de moda. Muchas empresas están metiéndose en el tema porque es políticamente correcto. Implicarse conlleva comprometer mucho capital en un número relativamente pequeños de oportunidades de inversión”.

Y muchas de esas oportunidades depende de la direc-ción en la que sople el viento, ya que el capital se mueve hacia aquello de lo que la gente más habla. Ahora mismo se está hablando de los biocombustibles, dice Samhitha Udu-pa, analista de tecnologías limpias en Lux Research, Boston. “Ahora mismo está de moda porque todo el mundo habla del derrame de petróleo en el Golfo. Una enorme cantidad de dinero se está invirtiendo en el sector sin tener mucha idea de cuánto tiempo se necesitará antes de que estos negocios se vuelvan comercialmente viables. “Aún se están investigando sobre algunos tipos de biocombustibles; se de-ben probar en el laboratorio antes de que ”tenga sentido producirlos a gran escala”. Pero los inversores en tecnolo-gías limpias quieren rendimientos en 7-10 años, cosa que no

se producirá para la mayoría de estas tecnologías. Otros proyectos de biocombustibles son bastante deli-

cados, señala Udupa. Por ejemplo, el combustible de algas es una “gran oportunidad”, pero es una tecnología particular-mente difícil de comercializar; los costes para empezar son muy elevados, el tiempo de desarrollo es largo y en la ac-tualidad no se producen suficientes algas para biocombus-tibles. “Nunca será económicamente viable. Los costes son ridículos y nunca estará a la par con el petróleo”, afirma.

Greg Neichin, director operativo de Cleantech Group, señala que gran parte del pesimismo y precaución alrede-dor de las tecnologías limpias procede de “las grandes in-versiones en energía solar y biocombustibles que no han te-nido éxito”. Sin embargo, unas cuantas malas inversiones no deberían contaminar al resto del sector. “Caracterizar a las tecnologías limpias como una inversión monolítica es muy complicado”, dice Neichin. “Las necesidades de capital para estas empresas son muy diversas”. Las tecnologías limpias son una gran área, añade, con diversas ofertas, desde ener-gía eólica y solar hasta software para gestión energética en viviendas y negocios. Y las inversiones relacionadas con las necesidades energéticas futuras e infraestructura acuífera son muy prometedoras, añade, aunque “no son negocios que vayan a ser rentables de la noche a la mañana”

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

Debate

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Reservas y Recursos petrolíferos

Los recursos del petróleo son todas aquellas zonas contenidas en el subsue-lo terrestre que conforme su inferen-cia geológica contienen algún tipo de petróleo. Dichas zonas pueden ser que no sean accesibles para una explota-ción; ni que el petróleo contenido en dicha zona sea de fácil extracción eco-nómica ni que la energía invertida para probable extracción sea menor que la energía del petróleo extraído. Las re-servas, a diferencia de los recursos, son zonas petrolíferas donde una extrac-

ción económica es factible. El tamaño de las reservas, por definición, es más pequeño que el de los recursos.

Tamaño de las reservas del petróleo

Un modelo plausible y exitoso es del geólogo M.K. Hubbert [1]. Con dicho modelo Hubbert predijo que la produc-ción doméstica de Estados Unidos alcan-zaría su máximo alrededor del año 1969 con un subsecuente descenso en forma de campana. La predicción se cumplió ri-gurosamente y desde entonces la curva de Hubbert describe la producción do-

méstica de petróleo de Estados Unidos con un margen de error del 5%..

Las hipótesis del modelo son 1: se supone que la producción crece en for-ma exponencial mientras que el límite final de las reservas totales se encuen-tra lejos. Este comportamiento se co-noce como crecimiento no restringido. 2: el modelo asume una disminución de la producción anual proporcional a la diferencia entre la cantidad petróleo ya producido acumulado y las reservas totales recuperables.

La restricción deliberada de la pro-ducción en los países del Golfo Pérsico así como los corrimientos relativos de las

Informe especial

Reservas y recursosCuentas pendientes

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

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

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curvas de producción de las diferentes re-giones pueden incorporarse en el modelo

Descubrimientos de nuevos yacimientos

Existe otra metodología para antici-par la futura escasez del petróleo, a tra-vés del análisis de la tasa anual de descu-brimientos de yacimientos petroleros y por medio del análisis de la distribución de los tamaños de los campos petrole-ros en función del tiempo [2].

La mayoría del petróleo producido hoy en día proviene de campos petro-leros descubiertos antes de la primera crisis en 1973 [2]. El máximo de la tasa anual de descubrimientos ocurrió en 1962 cuando 40 mil millones de ba-rriles de petróleo (bbo) fueron des-cubiertos, en comparación con los 10 bbo en 1990. En 1997 esta tasa ya bajó a 6 bbo anuales; aproximadamente al presente cuatro barriles son consu-midos en la actualidad por cada barril hallado en reservas.

El hecho es que inclusive con tecnología de exploración significa-tivamente mejorada (como técnicas sísmicas en tres dimensiones), se han encontrado pocos campos de enver-gadura; los nuevos descubrimientos significativos serían de muy baja pro-babilidad de ocurrencia.

El tamaño de un pozo se deter-mina mediante una asignación proba-bilística P90, P50 y P10. Como dicha asignación implica una probabilidad de encontrar más petróleo que lo estimado con el P90; muchas veces el petróleo hallado supera la cantidad estimada. Las compañías contabilizan la diferencia en el año de la detección cuando en realidad debe imputarse al año del primer descubrimiento

Denominación de las Reservas

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

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

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

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

Crecimiento de reservas y mejora

de la recuperación

El concepto de crecimiento de las reservas de petróleo se refiere al au-mento experimentado por las reser-vas recuperables de un campo duran-te la vida del mismo, a medida que es evaluado, desarrollado y explotado. [6]

• Factores geológicos: incluyen la identificación de reservas adiciona-les mediante nuevos estudios de sís-mica y la perforación de más pozos de evaluación, así como el recono-cimiento de rocas-almacén previa-mente ignoradas.

• Factores tecnológicos: inclu-yen un aumento del porcentaje del petróleo in situ que puede ser re-cuperado mediante la aplicación de nuevas tecnologías, tales como el aumento de la superficie de contac-to con la roca almacén y técnicas de recuperación secundaria y terciaria.

• Factores definitorios: se refieren a cambios económicos, logísticos, po-líticos, normativos y fiscales que pue-dan suceder en el entorno operativo.

En cualquier yacimiento, el cre-cimiento de las reservas tiene lugar de forma automática si se incremen-ta el factor de recuperación. Este se define como el total de reservas recuperables expresado como un porcentaje del total de los hidrocar-buros contenidos en la roca alma-cén. Como las estimaciones sobre el volumen total de hidrocarburos contenidos y el volumen recuperado varían a medida que el campo es de-sarrollado y explotado, el factor de recuperación también varía inevita-blemente con el tiempo.

Arenas petrolíferas (oilsands, tarsands)Estos depósitos se pueden conside-

rar campos petroleros antiguos los cua-les migraron hacia la superficie formán-dose una mezcla de arena con crudo. Los depósitos más grandes se encuentran en la provincia de Alberta, Canadá con un contenido de crudo estimado entre

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

Yacimientos de petróleo inmaduro

(“Oil Shale”)

En muchas estadísticas aparecen números impresionantes relaciona-dos con las reservas “no convencio-nales” de petróleo, en particular el “Oil Shale”. El proceso de recupera-ción es extremadamente complica-do, consume cantidades importantes de calor auxiliar así como cantidades enormes de agua, además de produ-cir montañas de residuos. Hasta la fecha no existe una tecnología que pueda hacer uso de este recurso a

Informe especial

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un costo energético, económico y ambiental aceptable.

Desarrollo de las

reservas en Argentina

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

Petróleo Plus

El decreto 2014/2008 establece que el programa Petróleo Plus tiene como objeto “incentivar la producción y la in-corporación de reservas de petróleo”. La producción y las reservas de crudo, con su correlato en el gas, vienen en caída libre desde hace varios años, tendencia que se profundizó durante los últimos 10 años. ‘Petróleo Plus’ y ‘Gas Plus’ intentan rever-tir esa retracción. El programa garantiza un mejor precio para la producción nueva tanto convencional como no convencio-nal y para aquellos que repongan reservas se promueven incentivos fiscales.

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

Como complementar el plan

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

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

Informe especialInforme especial

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Evolución de la Producción y

Reservas argentinas

Según EIA (Energy Information Ad-ministration) de EEUU y de British Pe-troleum la Argentina paso su cenit en el año 1998, desde ese año al actual, YPF agoto el 76% de las reservas de gas y más de la mitad de las reservas petro-leras pero no por una dificultad geo-lógica sino sencillamente por el menor esfuerzo inversor en busca de reservas. Es así como en el 2010 dedico a esta finalidad apenas el 23% de lo invertido en 1999. Idénticos criterios puede ob-servarse en otros actores del mercado pero en menor medida. [5]

En los últimos años las 15 provin-cias petroleras han otorgado 166 con-cesiones a inversores privados, que se comprometieron a invertir en tareas exploratorias algo más de u$s1700 millones. El caso es que más de la mi-tad de estas concesiones (95) fueron otorgadas a empresas sin demasiada experiencia técnica en el área petro-lera. En esas áreas concesionadas no se ha concretado hasta el presente ningún descubrimiento, porque en la mayoría de ellas no se han realizado inversiones comprometidas todavía. Posiblemente se esté esperando me-jores condiciones de financiamiento o mayores precios para transferir estos contratos a inversores con recursos y capacidad técnica para explorar y des-cubrir hidrocarburos.

En los gráficos de reservas de Gas y de Petróleo se observa claramente el crecimiento no restringido de la producción de petróleo y gas, en el período de 1970 – 2000 concordante con el descubrimiento de las reservas. En el caso particular del petróleo se observa que conforme a la teoría de Hubbert efectivamente el año 1998 fue el cenit de producción de crudo y en el caso del Gas el 2004.

Efectivamente circunscribiéndonos a las últimas dos décadas se distingue claramente en el periodo 1990-1998 que la producción aumenta en un 75,3 por ciento siendo 1998 el nivel de pro-

ducción 49,831 millones de m3; el ma-yor de toda nuestra historia. A partir de ese año comienza un periodo que ya lleva 12 años consecutivos de de-clinación, cada año se produce menos que en el año anterior llegando al año 2010 una producción de 35,365 millo-nes de m3 casi un 30% menos que en 1998. Las principales cuencas que vie-nen mermando su producción se re-gistran en las provincias de Santa Cruz,

Neuquén y Mendoza. De las empresas productoras de petróleo, YPF viene re-duciendo año a año su producción pe-trolera y ha reducido su participación en la producción de petróleo a un 35 por ciento del total, cuando en los no-venta representaba el 43 por ciento.(5)

Para el caso de la producción de gas, la producción vino creciendo to-dos los años desde 1990 hasta el año 2004, pasando en ese periodo de 23

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miles de millones de m3. a 52,4 es de-cir un aumento del 127,8 por ciento. En el año 2004 alcanza el máximo ni-vel y a partir del mismo la produc-ción comienza a caer todos los años ubicándose en 45,7 miles de millones de m3. Si bien se registran aumentos en Chubut y la Pampa, estos aumentos no pueden compensar las caídas en la producción de Neuquén, Mendoza y Santa Cruz. Nuevamente YPF del res-to de las empresas, registra las reduc-ciones de producción más importante alrededor del 25%. (5)

El otro problema asociado es la ca-lidad de crudos procesados, las refine-rías para optimizar su funcionamiento y maximizar la producción de Gas Oil o Naftas realizan distintos blending de crudos, así como en el 1998 se maximi-zaba Naftas, ahora se maximiza Gas Oil.

Paralelamente podemos observar el decaimiento de la producción total observando las exportaciones por dis-tintos tipos de calidad de crudo.

Vemos en la medida que rápida-mente el margen de saldo exportable para va desapareciendo drásticamen-te. Asimismo vemos que si declina aun más la producción de crudo livia-no, se hará necesaria la importación del mismo para mantener los niveles de producción actuales de las refine-rías de Naftas y Gas OIL

Si realizamos una proyección para los años subsiguientes, teniendo en cuenta el percentil de declinación de la

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

dio entre la situación de 1998 y el pre-sente, observamos que en el año 2013, con la restricción del blending similar al del año 2007, el total procesado se iguala con el total producido, siendo necesario recurrir a la importación de crudo a partir de ese año.

Es de destacar sin embargo que con el nivel de crecimiento del PBI y la demanda asociada de Gas Oil y Naf-tas se deberán importar cantidades crecientes de estos productos, dado que no será factible abastecer el mer-cado interno; tanto por falta de crudo para procesar como falta de capacidad de refinación para procesar mayores cantidades de crudo.

El cuadro de exportación nos in-

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

año 1998, en el año actual sería nece-sario importar más de 500.000 m3 de petróleo crudo liviano.

Respecto de las reservas de petró-leo que vienen cayendo desde el año 1999, el nivel que las mismas cubren al día de hoy es de menos de 8 años por referencia a la producción alcanzada en el año 1998 Lamentablemente no es posible conciliar cifras por insu-ficiencia en la información publicada por la Secretaria de Energía durante esta última década.

Respecto del Gas el incremento de la producción de gas fue mayor al de la expansión de las reservas. Así en 1990 las reservas comprobadas cubrían 25 años de producción, se

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puede estimar que el nivel de hoy representa un horizonte de 8 años de producción, sencillamente por-que las reservas disminuyen en vo-lumen año tras año.

Al no aparecer nuevas áreas productivas para mantener la pro-ducción hace que el promedio de extracción por pozo, de las áreas en producción disminuye al agre-gar más pozos que succionan de la misma cuenca.

La falta de inversión en explora-ción resulta evidente cuando vemos que durante los ochenta se perfo-raron en promedio 116 pozos ex-ploratorios por año. La perforación promedio anual durante los noventa alcanza a los 103 pozos explorato-rios alcanzando su mayor valor en el año 1995 con 165 pozos. Es intere-

sante consignar que el precio pro-medio del petróleo (WTI) durante esa década se ubicaba en un valor promedio de 18 dólares el barril.

A partir del año 2000 comienza un periodo de alzas permanentes en el precio internacional del pe-tróleo, pero simultáneamente el esfuerzo exploratorio se hace in-verso con la señal de precio en la Argentina. Durante la década 2000 el promedio es de 49 pozos ex-ploratorios, años en los cuales el precio del petróleo había ya tre-pado a un promedio de 75 dólares.

Habrá que buscar causas en la estructura de precios o regulacio-nes por las cuales no se ha elevado el nivel de exploración a pesar de las señales de precios. Dado que aún con las retenciones impues-

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

BIBLIOGRAFIA[1] Gordon Aubrecht, Energy, Merrill Publishing Company, 1989. [2] Colin J. Campbell, Jean H. Laherrè-re, “The End of Cheap Oil”, Scientific American, Marzo de 1998. [3] Walter Youngquist, “Geodestinies. The inevitable control of Earth resou-rces over nations and individuals.” Na-tional Book Company, Portland, Ore-gon, USA, 1997.[4] Oliver Probst, Director del Departa-mento de Física e Investigador del Centro de Estudios de Energía ITESM El Ocaso del Petróleo y las Fuentes Energéticas Al-ternativas - Campus Monterrey – México[5] Alieto Guadagni – Econometrica S.A “Cae la producción Argentina. Cul-minó el Ciclo del Consumo del Capital.[6] Mariano Marzo Recursos Con-vencionales y no Convencionales de Petróleo y Gas -Catedrático de Es-tratigrafía. Facultad de Geología, Uni-versidad De Barcelona[7] Luciano Caratori -La Caída en las Reservas de Hidrocarburos en Argenti-na- Departamento Técnico -Instituto Ar-gentino de la Energía “General Mosconi”[8] Los números del petróleo y del gas. Suplemento estadístico - Instituto Argentino del Petróleo y del Gas.

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"UN NUEVO PARADIGMA DE PRODUCCIÓN"

Biocombustibles

La producción de biodiesel argentino este año se ubicaría en torno a los 2,3 millones de toneladas,

con un consumo interno del orden de 800.000 toneladas y exportaciones del orden de 1,5 millones

de toneladas. La producción de bioetanol combustible, rondaría los 150.000 metros cúbicos. El gran

salto productivo se producirá en 2012, con la entrada en producción de las destilerías de bioetanol de

cereales y el aumento de producción significativo de las destilerías de bioetanol de caña de azúcar.

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

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El año 2010 fue el de la incorpo-ración de los biocombustibles a la matriz energética argentina.

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

En cuanto al mercado de genera-ción eléctrica, sea a través del Pro-grama GENREN –derivado de la Ley 26.190, DR 109/07 y normas comple-mentarias- o sea a través de normas específicas de CAMMESA que fueron dictadas, se generaron condiciones fa-vorables para utilizar biocombustibles y biomasa en general, en esta actividad. Incluso, existe la posibilidad concreta de utilizar biodiesel en las turbinas de generación eléctrica, toda vez que son varios los fabricantes de las mismas que están ensayando su uso y ya han anunciado la homologación de este biocombustibles en varios de los mo-delos existentes y en uso en el País, en medio de un proceso que continúa y que tiene por objetivo lograr una ho-mologación generalizada.

Terminamos el año pasado con un uso agregado de biocombustibles en el mercado local de alrededor de 550.000 toneladas, de las cuales alre-dedor de 470.000 toneladas corres-

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

La situación del mercado en 2011

Continúa el importante proceso de inversiones. La industria de biodie-sel aumentará su capacidad instalada de los poco más de 2,5 millones a 3,7 millones de toneladas anuales hacia fi-nes del presente año o principios del siguiente, al tiempo que comenzará la construcción de varias plantas de bioetanol de cereales y de otras ma-terias primas, como así también, se mejorará la eficiencia de los ingenios

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azucareros, se realizarán obras de tratamiento de efluentes de las des-tilerías de bioetanol existentes, se au-mentará la capacidad de deshidrata-do de bioetanol derivado de caña de azúcar, se incorporará una importan-te capacidad de generación y coge-neración eléctrica con bagazo y bio-masa o biocombustibles en general, y hasta se podrían construir nuevos in-genios fuera del Noroeste Argentino. La capacidad de destilación de bioe-tanol estaría aumentando alrededor de 700.000 tns. anuales en los próxi-mos dos años, desde las 360.000 tns. anuales que existen actualmente. La novedad más importante es que va-rias compañías aceiteras importantes

incursionarán por primera vez en la producción de bioetanol.

Expectativas y acciones de corto plazo

Es de destacar que se comienza a percibir en el mercado, un creciente interés de productores agropecuarios por participar como socios de varios proyectos de producción de biocom-bustibles, hecho que de ocurrir, per-mitirá una intervención masiva de los mismos y atomizar la oferta de bio-combustibles en el País, cumpliendo con el espíritu del legislador al mo-mento de dictar la Ley 26.093.

Durante el presente año se prevé

un aumento del contenido de biodie-sel en el gasoil que se expende en el mercado local al 10 % (B10); recorde-mos que la exigencia actual de corte, desde agosto pasado se ubica en un 7 %. Es probable que a partir de 2012, aumente el contenido de bioetanol en las naftas, con el crecimiento signi-ficativo que se producirá en la capa-cidad de producción de este último biocombustible.

El Gobierno ha convocado a los fabricantes de automotores, a las compañías petroleras y a los pro-ductores de biodiesel, para que a través de la realización de ensayos de performance ad hoc en motores, los fabricantes de automotores pro-

Biocombustibles

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Jean Jaures 216, Piso 1 (C1215ACD). Buenos Aires—ArgentinaTel.: (54—11) 4865-9857 al 65 (int.2237), Fax: (54—11) 4866-0260

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cedan a la homologación del uso de biodiesel en cortes con gasoil al 10 %. Esta cuestión es trascendente y su concreción consolidará el programa de uso de biodiesel. En el caso del bioetanol, hay más experiencia con usos en porcentajes mayores al 5 %, como por ejemplo, la de nuestro ve-cino Brasil –que corta las gasolinas con hasta un 25 % de bioetanol- o la de EE.UU. –donde recientemente la EPA autorizó el corte de gasolina con un 15 % de bioetanol, para vehículos modelo 2001 en adelante.-

En cuanto a las exportaciones de biocombustibles, a partir del año en curso, en la Unión Europea –que es el principal mercado para el biodiesel-, entra en vigencia una normativa que establece la certificación de la sosteni-bilidad técnica, económica, ambiental y social de los biocombustibles que se usen dentro de los países comunita-rios. El cumplimiento de los requisitos involucrados en estas disposiciones,

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

tecnología de última generación, situa-ción que ubica a nuestro país en una posición mucho más sólida en térmi-nos relativos, para el cumplimiento de las nuevas exigencias.

La producción de biodiesel argen-tino no se detiene y este año se ubi-caría en torno a los 2,3 millones de toneladas, con un consumo interno del orden de 800.000 toneladas y ex-portaciones del orden de 1,5 millones de toneladas.

En cuanto a la producción de bioe-tanol combustible, la misma debería acercarse a los 150.000 metros cúbi-cos, todavía por debajo de los reque-rimientos de las compañías petroleras para atender el corte de las naftas que se expenden en el mercado interno, con un 5 % de bioetanol. El gran salto productivo de esta industria se produ-cirá en el año 2012, con la entrada en producción efectiva de las destilerías de bioetanol de cereales y el aumento de producción significativo de las des-

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tilerías de bioetanol de caña de azúcar.En materia de investigación y

desarrollo en bioenergía en gene-ral y biocombustibles en particular, hay varias líneas de trabajo, que se focalizan en nuevos descubrimien-tos de procesos, materias primas y productos, como así también en el mejoramiento de los hoy existen-tes. Es fundamental que nuestro País invierta muchos recursos en la ma-teria, coordinándolos para lograr una asignación eficiente de los mismos, de manera de ocupar un lugar de avan-zada frente al nuevo paradigma ener-gético que se registra en el mundo.

Sin lugar a dudas y sin soslayar que recién estamos dando los primeros pasos en la materia y que hay cuestio-nes de diversa índole para perfeccio-nar, se han dado pasos muy importan-tes para afianzar la incorporación de biocombustibles a la matriz energética argentina, tanto desde el sector públi-co como del privado, que nos permi-ten pensar en grande.

El largo plazo

Hace una década atrás planteába-mos que Argentina debía promover la producción, comercialización y uso sustentable de los biocombustibles, en una versión superadora del recor-dado Plan Alconafta.

Estos largos diez años estuvieron llenos de desafíos, que a fuerza de mu-cho trabajo se fueron superando. Mu-chos argentinos creían que finalmente el programa no se iba a implementar.

Pero aquí estamos. Contentos porque desde enero del año pasado el programa está en marcha. Y no es poco. Representa un antes y un des-pués en cuanto a la diversificación de

la matriz energética en general, y al uso de combustibles renovables en el transporte, en particular.

El Congreso y el Gobierno Na-cional, con sus aciertos y sus errores, creyeron en la importancia de los biocombustibles. Particularmente, el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios de la Na-ción, se comprometió con el tema y superando muchas barreras, logró im-plementar el corte obligatorio de naf-tas y gasoil con bioetanol y biodiesel respectivamente en el mercado inter-no argentino, cumpliendo el mandato previsto en la Ley 26.093. Los gobier-nos provinciales, principalmente los de las provincias del NOA hicieron un trabajo muy importante, respaldando este programa, actuando en muchos casos como abanderados del mismo.

Además de los biocombustibles, se puso en marcha en Argentina, el pro-grama de generación eléctrica a partir de fuentes renovables, establecido por Ley 26.190 y normas complementa-rias (a través del Programa GENREN), que tuvo un inicio muy exitoso, con la adjudicación por parte del Gobier-no Nacional, de 895 MW de potencia instalada, sobre un total de 1.442 MW ofertados y 1.015 MW licitados ori-ginalmente. Recientemente se realizó una nueva licitación de este tipo por otros 100 MW de potencia, hecho que representa una reafirmación de la política vigente en la materia.

De ahora en más, tenemos que trabajar para lograr una mayor efi-ciencia, hecho que implicará maxi-

mizar los beneficios en términos de viabilidad técnica, económica, am-biental y social. Es fundamental que el programa de biocombustibles se con-vierta en un leading case en términos de “ganar – ganar”.

En este sentido, la agenda de traba-jo debe contemplar:

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

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

3. El fortalecimiento del com-promiso social empresario de todos los actores de la cadena valor, para que se produzca un beneficioso “efec-to derrame” hacia los agentes econó-micos más débiles dentro de la misma y a la sociedad en su conjunto, en un marco de respeto absoluto por el me-dio ambiente.

4. El desarrollo de un sólido programa de inversiones por parte del sector privado, para mejorar la pro-ductividad y aumentar la oferta de bio-combustibles, de manera de atender el incremento futuro de la demanda, incluso por el aumento del porcentaje de corte obligatorio de combustibles minerales con biocombustibles (res-petando la calidad de los productos y la seguridad de los procesos). Parti-cularmente se torna muy importante consolidar las fuentes de trabajo exis-tentes, crear en forma constante nue-vos empleos, garantizar el tratamiento

Biocombustibles

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

5. La articulación de políticas pú-blicas entre el sector público y el priva-do para lograr que toda la producción de biocombustibles tenga un ciclo de vida con importantes ahorros en mate-ria de emisiones de gases efecto inver-nadero, pudiendo cumplir con los más exigentes protocolos de calidad, de manera de certificar la sostenibilidad a lo largo de toda la cadena de valor.

6. La diversificación en materia de utilización de materias primas, in-corporando otras alternativas a las tra-dicionales, proceso que solo se puede gestar con una visión de faros largos.

7. La coordinación en materia de investigación y desarrollo, aumen-tando la inversión y asignando los re-cursos públicos y privados con mayor eficiencia. Es fundamental acercar los tiempos de nuevos procesos y pro-

ductos, reduciendo la brecha tecnoló-gica que Argentina tiene frente a paí-ses de Europa y a los EE.UU.

8. La construcción de sólidas ba-ses estadísticas sobre bioenergías, nu-tridas por la incorporación permanen-te de datos relevantes y la publicación de las mismas, para evitar la generali-zación de asimetrías en la información entre los distintos agentes económicos.

9. El mejoramiento de la logís-tica para reducir costos (minimizando los inconvenientes propios de los pro-blemas crónicos de nuestro país en materia de infraestructura).

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

bioenergía a la matriz energética.

11. El desarrollo de programas de educación ad hoc en los distintos niveles de enseñanza.

12. El acceso a un financiamiento del tipo que otorga el BNDES de Brasil.

13. La revisión y optimización de la legislación vigente, superando los problemas implícitos que acarrea la Ley 26.093.

En los próximos años asistire-mos a un importante crecimiento de la industria bioenergética. Debemos comprometernos para que el futuro consolide los esfuerzos del presente, superando la tendencia al cortopla-cismo que se registra en nuestro país desde hace muchos años

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Tecnologías en AOG

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

PROTECCION CONTRA RAYOS Y SOBRETENSIONES EN GASODUCTOS

Los gasoductos en Argentina tienen recorridos por zonas de la más alta actividad de tormentas eléctri-cas, por lo que hay que tomar recaudos especiales para la protección contra las descargas atmosféricas y sobretensiones, de modo tal de asegurar la conti-nuidad y calidad de servicio.

¿QUÉ PARTES DE UN GASODUCTO SE DEBEN PROTEGER?

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

CUMPLE TRES FUNCIONES:

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

de la brida, impidiendo la ruptura del aislamiento de la junta aislante.

Cuando un rayo cae sobre el gasoducto o en sus inmediaciones, componentes de corriente del rayo viajan hacia las bridas aislantes. La vía de chispas ac-túan y dejan pasar la corriente del rayo de un lado a otro de la cañería de gas.

El arco eléctrico que produce dentro de la vía de chispas es apagado inmediatamente, quedando todo el proceso de apagado circunscripto al interior de la vía de chispas, que tiene una envoltura hermética. Si no se colocara la vía de chispas, el arco eléctrico provocado por el rayo, además de quemar la junta dieléctrica o aislante podría provocar una explosión por tener las bridas asignada un área clasificada a su alrededor, con peligro de explosión.

Contamos con diferentes modelos para zonas clasi-ficadas 1 (gases), zonas clasificadas 2, zonas clasifica-das 21 (polvo) y para zonas no clasificadas.

Modelos TFS, KFSU, EXFS 100, EXFS 100 KU, EXFS L300 y EXFS KU.

Es importante al momento de realizar la selección de cuál corresponde colocar, verificar los datos téc-nicos garantizados.

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Tel (5411) 4431-9415 / Fax (5411) 4433-5032 I Puán 555 I C1406CQK I Ciudad de Buenos Aires Iingeniería@dehnargentina.com.ar I www.dehnargentina.com.ar

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DOSSIER ESPECIAL

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Tecnologías en AOG

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LA EMPRESA

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

SISTEMAS DE COMPRESIÓN

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

EQUIPOS WELLHEAD

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

EQUIPOS DE PRODUCCIÓN

Proveemos el equipamiento adecuado para la produc-

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

PLANTAS DE TRATAMIENTO Y PROCESAMIENTO DE GAS

En el tratamiento y procesamiento de gas ofrecemos desde líneas montadas en patines hasta plantas de pro-cesamiento modulares. Proveemos todo el equipamien-to y servicios necesarios desde una planta pequeña que procesa el gas de un pozo hasta una instalación comple-ta para manejar la producción de un campo completo.

TRATAMIENTO DE AGUA DE PRODUCCIÓN

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

GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Como parte de una estrategia de solución completa, Exterran brinda servicios de generación de energía eléctrica con grupos electrógenos que cubren poten-cias desde los 500 Kw hasta los 3000 Kw en diversos rangos de tensión.

PROCESOS CRÍTICOS

La absorción de Belleli Energy CPE ha permitido ofrecer distintos tipos de reactores y muchos productos de inte-rés para compañías del rubro de la petroquímica, refina-ción, química e industrias varias, incluso la nuclear.

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(011) 4219 6700 I ventas.argentina@exterran.comwww.exterran.com

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Tecnologías en AOG

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DOSSIER ESPECIAL

Visítenos en nuestro stand Nº L44 Pabellón Verde

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

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

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

• Generación y Transmisión de Electricidad

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• Transporte, Distribución y Almacenamiento de Hidrocarburos

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• Estudios de Factibilidad.

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• Más de 1.500 proyectos para Ia industria petrolera, petroquímica e industrial, que incluyen, 25 proyectos mayores, Suma Global - Llave en Mano, con un valor superior a US$ 3.000 MM y una participación de lne-lectra, por encima de los US$ 1.000 MM

• Una sólida estructura para Ia consolidación de alian-zas estratégicas con socios, contratistas y proveedo-res en el ámbito mundial

• La certificación de nuestro Sistema de Gestión de Calidad bajo Ia Norma ISO 9001 desde 1995

• Más de 2,5 milIones de horas-hombre en Ia gerencia de proyectos en los ultimos 10 años

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

LA COMPAÑÍA está presente en Argentina y Brasil, con sucursales propias en Buenos Aires, Córdoba, Bahía Blanca, Mendoza, Neuquén, Ro-sario, Comodoro Rivadavia, Puerto Madryn, Tu-cumán, Río Gallegos, São Paulo, Rio de Janeiro, Minas Gerais, Goiás, Pernambuco, Bahia, Espírito Santo, Paraná, Porto Alegre, Maranhão, Macaé, Pa-rauapebas, Vale do Paraíba, Itaboraí.

Construímos vínculos duraderos con nuestros clientes ayudándolos a concretar exitosamente sus proyectos, desarrollando oportunidades y di-señando soluciones a medida.

Somos productores independientes de energía. Adaptamos nuestra tecnología a las exigencias de cada proyecto preservando las condiciones natu-

rales del medio ambiente.Trabajamos impulsados por el propósito de brin-dar un servicio de excelencia, incorporando en forma constante innovaciones tecnológicas para ofrecer la máxima calidad y disponibilidad de prestaciones.

Contamos con equipamiento propio para gene-ración de energía, utilizando generadores diesel, a gas natural y turbinas duales, de acuerdo a las necesidades de cada proyecto.

A través de nuestra división energía, ofrecemos soluciones integrales de generación y operación de forma aislada o en paralelo con redes existen-tes. Ofrecemos generadores de energía de 20 a 3000 kVA.

Nuestro know-how y experiencia cubre en forma integral todo el proceso de generación: desde el diseño y ejecución de proyectos llave en mano hasta la operación y mantenimiento de las plantas de generación con equipamiento propio.

Planteamos soluciones integrales como respuesta a la necesidad de generar energía en diversas situaciones.

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DOSSIER ESPECIAL

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

Actualidad

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Revolución energética 2011: Un futuro energético susten-table para la argentina es el informe recientemente publi-

cado por Greenpeace internacional y el Consejo Europeo de Energía Reno-vable (EREC), que entre otras medidas propone eliminar todos los subsidios para combustibles fósiles y energía nu-clear; internalizar los costos externos de la producción de energía a través del comercio de emisiones de “tope y comercio”; exigir normas estrictas de eficiencia para todos los aparatos de consumo, edificios y vehículos; esta-blecer compromisos vinculantes para energías renovables y generación com-binada de calor y electricidad; reformar los mercados de electricidad garan-tizando un acceso prioritario a la red para los generadores de energía reno-vable, y aumentar los presupuestos de investigación y desarrollo para la ener-gía renovable y la eficiencia energética.

Según revela el resumen ejecutivo

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

El siguiente resumen muestra los

resultados del escenario de la Revolu-ción Energética avanzada, que se logra-rá a través de las siguientes medidas:

1. La explotación de grandes po-tenciales de eficiencia energética exis-tentes asegurará que el aumento en la demanda de energía primaria sólo sea leve, de los actuales 3039,35 PJ/a (2007) a 3519,49 PJ/a en el 2050, comparado con los 5767,30 PJ/a en el Escenario de Referencia. Esta dramática reducción es un pre-requisito crucial para alcanzar una porción significativa de fuentes de energía renovable en el sistema de su-ministro de energía global, compensan-do la eliminación gradual de la energía nuclear y reduciendo el consumo de combustibles fósiles.

2. La electricidad en el sector del transporte y el hidrógeno produ-cido por la electrólisis derivada del excedente de la electricidad renovable, tienen un papel mucho más importan-te en el escenario avanzado que en el básico. Después del 2020, la cantidad

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de energía final en los vehículos eléctri-cos en carretera subirá un 4% y para el 2050 llegará a un 48%. Habrá más siste-mas de transporte público que utilicen electricidad, así como también el trans-porte de carga sufrirá un gran cambio, pasando de la carretera al ferrocarril.

3. El incremento en el uso de la generación combinada de calor y elec-tricidad (CHP) también mejorará la eficiencia de la conversión energética del sistema de suministro, utilizando cada vez más gas natural y biomasa. En el largo plazo, la decreciente demanda de calor y el gran potencial para pro-ducir calor directamente a partir de fuentes de energía renovable, limitará la futura expansión de la CHP.

4. El sector de la electricidad será el pionero en la utilización de la energía renovable. Para el 2050, al-rededor del 86,5% de la electricidad será producida a partir de fuentes re-

novables. Una capacidad de 82,5 GW producirá 297,42 TWh/a de electrici-dad renovable en el 2050. Una par-te significativa de la generación de energía intermitente del viento y de los sistemas fotovoltaicos solares será destinada al suministro eléctrico de baterías de vehículos y a la produc-ción de hidrógeno como combustible secundario para el transporte y la in-dustria. Mediante el uso de estrategias de gestión de carga, la generación de electricidad en exceso será reducida y habrá más energía de balance disponible.

5. En el sector de suministro de calor, la contribución de renovables se incrementará un 90,2% para el 2050. Los combustibles fósiles serán pro-gresivamente reemplazados por tec-nologías modernas más eficientes, en particular la biomasa, los colectores solares y la geotérmica. Las bombas de calor geotérmicas y, en las regiones

del cinturón solar, la concentración de energía solar, jugarán un rol creciente en la producción industrial de calor.

6. Para el 2050, el 79,2% de la de-manda de energía primaria será cubier-ta por fuentes de energía renovables.

Costos futuros

La energía renovable será inicial-mente más costosa de implementar que los combustibles actuales. Los costos de generación de electricidad ligeramente más altos en el escenario avanzado de la revolución energética serán, sin embargo, compensados por una menor demanda de combustibles en otros sectores, como la calefacción y el transporte. Asumiendo costos promedio de 3 centavos US$/kWh para la implementación de medidas de eficiencia energética, el costo adicio-nal para el suministro eléctrico bajo el escenario de la revolución energética se elevará a un máximo de US$2,5 mil millones/anuales en 2020. Estos costos adicionales, que representan la inver-sión de la sociedad en un suministro energético ambientalmente benigno, seguro y económico; continuará dismi-nuyendo después de 2020. Para 2050, los costos anuales del suministro de energía eléctrica serán US$ 22,5 mil millones/anuales por debajo de los del escenario de Referencia.

Se supone que los precios prome-dio del crudo aumentarán de US$88 por barril en 2010 a US$110 por ba-rril en 2020, y seguirá aumentando hasta US$150 por barril en 2050. Se espera que los precios de importa-ción de gas natural se incrementen por cuatro entre 2007 y 2050, mien-tras que los precios del carbón casi se duplicarán, alcanzando los US$160 por tonelada en 2050. Se aplica un incremento del precio por emisiones de CO2, que se eleva de US$20 por tonelada de CO2 en 2020 a US$50 por tonelada en 2050.

Inversión en nuevas centrales de energía

El nivel total de inversión reque-

Actualidad

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

es compensada enteramente a tra-vés de los ahorros en los costos de combustible. El escenario avanzado de la revolución energética necesi-taría US$247 mil millones, un 32% más con respecto a la versión bá-sica. Mientras que más del 40% de la inversión bajo en el escenario de referencia se destinará a combusti-bles fósiles y centrales nucleares, es decir unos US$47,5 mil millones; en el escenario de la revolución energé-tica, sin embargo, Argentina desplaza casi el 90% de la inversión hacia las energías renovables y cogeneración, mientras que en la versión avanzada hace este cambio aproximadamen-te de cinco a diez años antes. Para entonces, la proporción de com-bustibles fósiles de la inversión del sector energético se concentrará principalmente en centrales de ciclo combinado de calor y electricidad y centrales de gas eficientes.

El ahorro total en los costos de

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

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BRINGS AUSTRAL, FORMACIÓN PONDERADADE RECURSOS HUMANOS PARA LA INDUSTRIA

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

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

Proveedores y Servicios

El Grupo Ultramar garantiza servicios diversificados

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Impsa gana una nueva licitación de energía eólica en Brasil

Por medio de su filial Energimp, la industria mendocina obtuvo un nuevo contrato por 120MW de potencia para construir parques eólicos en Tianguá, en el estado nordestino de Ceará. La nueva adjudicación con-solida a la firma de Enrique Pescarmona como el principal inversor en energía eólica de Brasil con casi 1GW de potencia en diversos etapas de desarrollo. Parte de los generadores se hacen en Mendoza.

Impsa, a través de su controlada Energimp, fue una de las vencedoras en la licitación de energía de reserva organizada por el gobierno brasi-lero. La empresa obtuvo 120 MW para construir parques eólicos en el municipio de Tianguá, en el estado nordestino de Ceará.

La nueva adjudicación consolida a Energimp como el principal inver-sor en energía eólica de Brasil con casi 1 GW de potencia en diversos estados de desarrollo.

JORNADA “Jovenes Ingenieros”

El Centro Argentino de Ingenieros (CAI) llevó a cabo la Jornada “Jóvenes Ingenieros”, el 9 de septiembre pasado en el marco del V Congreso Políticas de Ingeniería.

La Jornada estuvo centrada en los desafíos y oportunidades que el mundo futuro les depara a los estudiantes avan-

zados y los jóvenes ingenieros. Sus objetivos apuntan a definir el rol de los jóvenes profesionales en el impulso de los cambios necesarios en las estructuras actuales de trabajo; propiciar la formación de profesio-nales autónomos que puedan pensar en forma sistémica y que busquen la mejora de su entorno; generar acciones que incentiven el interés de las nuevas generaciones en sumarse al ámbito de las tecnologías; analizar propuestas para el aumento del presupuesto en investigación básica y aplicada de las universidades y los centros de I+D; y proponer iniciativas para que las innovaciones producidas en las empresas y uni-versidades puedan ser canalizadas por los sectores público y privado.

El programa completo está disponible en la página web del Congreso.

www.politicasingenieria.com.ar

El CEO y Presidente de Skanska Latinoa-mérica, Hernán Morano, fue distinguido por la Fundación Jóvenes Líderes, en el marco de la edición 2011 de la cumbre internacional que organizó la entidad en la Ciudad de Buenos Aires. Jóvenes Líderes es una organización apartidaria y sin fines de lucro, que busca pro-mover, estimular y facilitar las herramientas necesarias para el desarrollo de los futuros líderes mundiales. Durante la Cumbre Inter-nacional de Jóvenes Líderes (CIJL), en la que participaron más de 1500 jóvenes de distintas nacionalidades, se distinguió a diversas perso-nalidades del mundo, por sus características intelectuales, éticas, profesionales y humanas.

Al recibir la distinción, en la categoría de “Referente”, Hernán Morano agradeció a la fundación y señaló que “es un orgullo recibir este reconocimiento que, más allá de la natural satisfacción personal, representa una clara reafirmación de la pasión, el conocimiento y de la disciplina que marcan el comportamiento de todos los colaboradores de Skanska”.

CEO y Presidente de Skanska Latinoamérica, distinguido por la Fundación Jóvenes Líderes

Imagen & Estrategia

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Schneider Electric adquiere la empresa “Leader Harvest Power Technologies”

Schneider Electric, especialista global en gestión de la ener-gía, anunció la firma de un acuerdo de adquisición de la empresa Leader Harvest Power Technologies Holdings Limited (“Leader & Harvest”), que desarrolla, fabrica y comercializa controles de media tensión (MT) de velocidad variable que van de 2 kV a 11 kV.

Schneider Electric continúa ampliando su portfolio de produc-tos y soluciones al adquirir una empresa líder y clave en el creciente mercado de controles de media tensión en China. La compra fue realizada por un valor aproximado de US$ 650 millones.

Con sede en Beijing, Leader & Harvest, da empleo a más de 750 personas y cuenta con una amplia red de ventas y de servicios de soporte en el ámbito nacional con personal interno que atiende a 30 provincias. Con una tasa de crecimiento anual mayor al 20% en los últimos años, se calcula que la empresa generará ventas por aproximadamente € 100 millones para el año actual.

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Cuenta regresiva para la pues-

ta en escena de una nueva Bienal

Internacional de la Industria Eléc-

trica, Electrónica y Luminotécnica-

BIEL Light+Building Buenos Aires

2011 – que se realizará del 8 al 12

de Noviembre próximo en La Rural

Predio Ferial de Buenos Aires.

BIEL Light+Building 2011 of-

recerá oportunidades de negocios

para ampliar contactos comerciales

y promocionar nuevos productos y

servicios. Como los resultados de

un evento se comprueban en la sat-

isfacción de sus principales figuras,

algunos expositores cuentan sobre

las posibilidades de proyección in-

ternacional, fidelización de clientes

y presentación de las tendencias

del mercado que ofrece la muestra.

Para el Ing. César Santoro, Di-

rector Comercial de Lago Electro-

mecánica – empresa dedicada a

la fabricación y diseño de equi-

pamiento aplicado a la distribución

y transmisión de energía eléctrica

–, la exposición permite “mostrar a

los potenciales clientes los nuevos

productos” y además resaltó que es

un espacio para concretar negocios

con empresarios de toda Sudaméri-

ca y Centroamérica que participan

como visitantes o que asisten a laR-

onda de Negocios Internacional.

Asimismo, Segundo Videla de

Beltram Iluminación – empresa

dedicada a la fabricación de arte-

factos especiales de iluminación –

señaló que las experiencias como

expositores siempre fueron muy

positivas ya que pudieron concre-

tar operaciones para exportar sus

productos a países como Chile, Ec-

uador, Paraguay, Perú y Uruguay.

Para los organizadores del

evento, la Cámara Argentina de

Industrias Electrónicas, Electro-

mecánicas, Luminotécnicas, Teleco-

municaciones, Informática y Con-

trol Automático (CADIEEL) y Messe

Frankfurt Argentina, tanto fabrican-

tes como proveedores encontrarán

un ámbito ideal para intercambiar

experiencias y conocer las princi-

pales tendencias del mercado.

Al respecto, Enrique Usuardi,

Presidente de MELTEC – empresa

dedicada a la fabricación de mate-

riales eléctricos para instalaciones

en baja tensión y artefactos de ilu-

minación –, agregó que “siempre

es una oportunidad favorable para

presentar productos y desarrollar

negocios además de ser un incen-

tivo a nivel institucional”.

Durante la próxima edición, se

realizará una gran variedad de ac-

tividades académicas que abarcan

desde lanzamientos de productos

hasta charlas técnicas, conferencias

y seminarios. El objetivo consiste

en desarrollar un espacio para la

divulgación científica donde todos

los visitantes profesionales puedan

actualizarse en diversos temas de

interés: energías renovables, se-

guridad eléctrica, política industri-

al, uso racional de la energía, com-

ercio exterior, entre otros.

La Bienal Internacional de la

Industria Eléctrica, Electrónica y

Luminotécnica espera la partici-

pación de más de 400 empresas

expositoras y 40.000 visitantes

profesionales que, como destacó

el Ing. Santoro, son “de un alto

nivel técnico y académico ya que

asisten gerentes de ingeniería,

gerentes de compra de empresas

de transmisión, de distribución,

de generación e instaladores”.

Para más información:

www.biel.com.ar

En la última edición, la muestra obtuvo excelentes evaluaciones. Más del 95% de los expositores quedó compla-cido con su participación y el 96% de los visitantes profesionales anunció que regresará nuevamente este año.

Eventos

Participan 400 empresas expositoras y esperan unos 40.000 visitantes

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