TODO EL OFF THE RE-Año 12 • Número 3 • Septiembre/Octubre de 2015 • Ciudad de Buenos Aires, Argentina.

prensaEL GRAN GASODUCTO

SUDAMERICANO: ¿POR QUÉ CONVIENE HACERLO?

POLÍTICA: DOS COALICIONES CAMINO A BALCARCE

ALTERNATIVAS: ¿EXISTE UNA FUENTE DE ENERGÍA MEJOR QUE LAS TRADICIONALES?

AÑELO, LA TIERRA PROMETIDAAñelo está viviendo un momento único e histórico. A casi 100 años desde su fundación, el pueblo se ilusiona con dejar de ser un paraje olvidado. Gracias al boom del shale gas y shale oil de Vaca Muerta, su población, hoy de 5.000 habitantes, superará los 12.000 dentro de 2 años, según las proyecciones más optimistas. Hoy el metro de tierra vale más caro que en Puerto Madero. Promesas y realidades.

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L a producción local de petróleo crudo y gas natural revertiría este año más de una década de caída, con YPF liderando la recuperaciónLa noticia es que durante el primer semestre de 2015 la pro-ducción de petróleo crudo acumuló un aumento interanual de

0,3%, luego de trece años consecutivos de caída. El segundo trimestre del año, la producción creció un 1,9%, lo que alcanzó a compensar la caída observada entre enero y marzo.Según el relevamiento de la consultora ABECEB publicado por varios medios lo-cales la situación para el gas natural es auspiciosa. La mejora de la producción se verifica desde hace siete meses, pero se aceleró notablemente a partir de marzo. Al mes de junio, la extracción acumula un aumento de 3,5% con rela-ción al mismo plazo del año anterior.¿Cómo se explica esto? El crecimiento fue impulsado por YPF, que en el acu-mulado anual incrementó su producción de petróleo en un 6,3% interanual y la de gas natural en un 14,2%. En cambio, la producción privada registró una baja del 3,6% en la producción de petróleo y del 0,5% en el caso del gas, más allá de excepciones puntuales (entre la que se destaca Pan American Energy).Sin embargo, según consigna el informe de ABECEB, la recuperación se limita sólo a la producción. La actividad exploratoria continúa deprimida, lo que se refleja en la fuerte merma en los pozos de exploración, con una baja del 22,2% interanual acumulado al primer semestre. La inversión existente se ha concentrado en los yacimientos de la cuenca neuquina, particularmente en Vaca Muerta y fue realizada principalmente por YPF.Con todo, la producción local de petróleo crudo y gas natural revertiría este año más de una década de caída, con YPF liderando la recuperación. En el caso del crudo, podrían sumar su aporte algunas empresas privadas, alentadas por un precio interno superior al internacional y el programa de estímulo a la producción consistente en el establecimiento temporal de compensaciones económicas pagaderas en pesos por un monto equivalen-te de hasta tres dólares por barril, vigente hasta fin de año.Por el lado del gas natural, si bien el principal impulso también provendría de YPF, el sector privado ayudaría desacelerando su caída, beneficiado por los estímulos a la inyección excedente como el programa Gas Plus, que ele-vó el precio hasta US$ 7,5 por millón de BTU por el gas adicional producido.En el plano internacional, el precio del petróleo no volvería a los valores de 2014 y no se prevén subas considerables en el mediano plazo. Luego del rebote observado en el primer trimestre del año, la cotización del crudo se ha estabilizado por debajo de los 50 dólares por barril, nivel considerablemente inferior al alcanzado en 2014. nte año, alentado por

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Crece la producción, pero cae la exploración

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BREVES:

EMPRESARIAS:

NOTA DE TAPA:

Vicente Serra: ¿Existe una fuente de energia alternative major que otra de las tradicionales?

Facundo Cruz: Dos coaliciones camino a Balcarce.

Claudio Molina: Biodiesel, un escenario complejo e incierto.

Carlos St James: Energía renovable avanza en Latinoamérica para 2016

Andrés Repar: El Gran Gasoducto sudamericano: ¿Por qué conviene hacerlo?

Ester Fandiño: Propuestas para mejorar el Sistema Eléctrico Argentino.

AÑELO: DE LA EUFORIA A LA CAUTELA

- La caída del precio del crudo y el clima de incertidumbre previo a las elecciones presidenciales, están afectando la llegada de nuevas inversiones y no hay previstos negocios conjuntos en el corto plazo entre YPF y otros operadores.

- Argentina requiere U$S 88.000 millones para cerrar la brecha energética.

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// Sumario

INFORME ESPECIAL:

ABB, AXION ENERGY, CONTROLPOINT, GENNEIA, HEMPEL, SAN ANTONIO, SHELL, TENARIS, YPF.

EVENTOS:

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BREVES: 20

// Sumario

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Por estar sobre el acceso en las operaciones de la formación hidrocarburífera no convencional Vaca Muerta, Añelo ha sido denominada “La Capital del Shale”. Sin embargo, la caída del precio del crudo y el clima de incertidumbre previo a las elecciones presidenciales, están afectando la llegada de nuevas inversiones y no hay previstos negocios conjuntos en el corto plazo entre YPF y otros operadores más allá de los que ya se lograron. Argentina necesita U$S 200 mil millones de inversión para desarrollar los No Convencionales.

LA CAPITAL DEL SHALEAñelo es una localidad ubicada en el de-partamento Añelo en el centro-este de la provincia del Neuquén, en la Patagonia Argentina. Es capital del departamento homónimo.El significado de su nombre varía según los autores. Para Alberto Vuletín proviene del Mapudungun y significa médano de la amenaza. Según Félix San Martín también proviene del Mapudungun y significa el paraje o lu-gar del muerto. Es posible que también provenga de un vocablo Picunche que significa lugar o paraje olvidado o cié-naga de la muerte. Lleva este nombre debido a que los soldados comandados por el Sargento Ávila dieron muerte, en 1879, a Baigorrita quien era considerado el último indio Ranquel.

En el área donde se asienta la loca-lidad hubo un fortín de defensa de la campaña argentina denominada Con-quista del Desierto, desde 1879 hasta 1883, luego fue fundada oficialmente un 20 octubre de 1915.1

El pueblo se encuentra ubicado a 100 km al norte de la capital provincial, sobre la margen izquierda del río Neu-quén. Entre el río y la barda se forma un valle que sirve de asiento a la loca-lidad y que a través del riego se ha po-dido utilizar la tierra para la labranza.

A pocos kilómetros se encuentra el Com-plejo Hidroeléctrico Cerros Colorados, que a través del dique Portezuelo Grande regu-

la el caudal del río Neuquén.Dentro de la geografía cercana de las

bardas, se encuentra la formación roco-sa de Los Pilares o Monigotes de apro-ximadamente 25 metros de altura.

La economía local depende principal-mente de la producción petrolera de la zona estando rodeada de los yacimientos de Loma Campana, Loma La Lata Nor-te, Loma de las Yeguas, Aguada Pichana, Aguada San Roque y Filo Morado. Por estar sobre el acceso en las operaciones de la formación hidrocarburífera no conven-cional Vaca Muerta, la ciudad ha sido de-nominada “La Capital del Shale”. En sep-tiembre de 2014 el Parque Industrial de la ciudad alcanzó por el impulso petrolero, el asentamiento de 117 empresas.

Las perspectivas para Añelo des-bordan de optimismo. La localidad del sur neuquino, desde donde YPF lanzó su proyecto de shaleoil, du-plicó su población en 3 años. Hoy cuenta con 5.000 habitantes y pro-yecta llegar a 30.000 dentro de 15 años. Para acompañar el desarrollo del shale, se lanzó un parque indus-trial de 250 hectáreas. También se avanza con la construcción de un hospital, una escuela técnica y un proyecto urbano, entre otras obras por $ 1.000 millones.

“Añelo está viviendo un momento único e histórico. Tenemos el desafío de acompañar la explosión de la acti-vidad petrolera con obras de infraes-tructura que incrementen la oferta de servicios públicos en nuestra locali-dad”, explicó Darío Díaz, intendente de Añelo, en diálogo con la prensa.

La intendencia diseñó un plan con un objetivo de construir una ciudad de 30.000 habitantes en 2030, para lo cual deberá ampliar de forma significativa la oferta de servicios de salud, educación y vivienda, así como fomentar la radicación de in-dustrias en la región. En esa direc-ción, el municipio lanzó este año la creación de un parque industrial en el pueblo. El objetivo es lograr que proveedores de servicios petroleros se instalen en el pueblo.

NOTA DE TAPA\\

AÑELO DE LA EUFORIA A LA CAUTELA

Gráfico de evolución demográfica de Añelo entre 1991 y 2010

ESCENARIO COMPLEJO

Sin embargo, la caída del precio internacional del barril y las condi-ciones macroeconómicas globales y locales están afectando la llegada de nuevas inversiones. Y Añelo no está ajeno a este complejo escenario.

Ya desde YPF admitieron que no espera anunciar en el corto plazo acuerdos significativos de empren-dimientos con otras firmas en la gi-gantesca formación no convencional Vaca Muerta debido al bajo precio del crudo y la incertidumbre econó-mica.

Hasta el momento, el acuerdo más importante firmado por YPF fue con la estadounidense Chevron, con la que ha invertido unos 3.000 millones de dólares para el desarrollo de Loma

Campana, su principal yacimiento no convencional.

Los precios internacionales del cru-do vienen cayendo persistentemen-te desde junio del 2014, cuando se negociaban por encima de los 100 dólares, y eso ha motivado que las petroleras paralizaran inversiones y bajaran su nivel de actividad.

Especialistas advierten que un ba-rril a menos de U$S 40 frenará in-versiones extranjeras que se estarían replanteando sus planes de inversión con mayor cautela que nunca están replanteando sus planes de inversión con mayor cautela que nunca, lo que podría retrasar la entrada de capitales esperada para proyectos en promete-dores yacimientos, como Vaca Muer-ta, que requieren aportes millonarios para su desarrollo y que estaban pre-vistos con un valor de crudo más alto.

Pero, a su vez, las autoridades (sobre todo la administración que asuma en diciembre) tendrán que extender la estrategia que tuvieron que diseñar a principios de 2015 para sostener la actividad petrolera local y evitar el cierre de equipos de perfo-ración y despidos. En concreto, debe-rán mantener el acuerdo sellado el 23 de diciembre del año pasado, cuando el ministro de Economía, Axel Kicillof,

acordó con las provincias productoras

PROVINCIAS EN CRISIS

La crisis del crudo a nivel mundial también castiga a las provincias productoras de hidrocarburos con

una fuerte baja en sus niveles de recau-dación. Las provincias habían proyecta-do sus presupuestos sobre un valor del crudo en u$s 83, el nivel promedio del año pasado. Según consignaron algunos medios, los gremios vienen presionando a los gobernadores para reabrir las pari-tarias debido al alza en el costo de vida, pero los mandatarios ya avisaron que no habrá nuevo diálogo hasta al menos el 1 de enero de 2016, cuando se abra un nuevo período. La situación golpea con mayor fuerza a las provincias con más actividad hidrocarburífera como Chubut, que controla el 25% de la producción nacional; seguida por Santa Cruz, con el 20%; Neuquén con el 18%; y Mendoza, con el 13%. Un informe oficial del gobier-no neuquino precisó que los ingresos reales de la provincia cayeron en 1.000 millones de pesos debido a la baja del precio del petróleo, fenómeno que se ve reflejado en la percepción de regalías y en la recaudación de impuestos locales.

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El orden del ranking se basa en las estimacionesde la EIA. Las estimaciones de ARI aparecenentre paréntesis

Fuente: Administración de información Energética de los estados Unidos.

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NOTA DE TAPA\\

de hidrocarburos, empresas y sindicatos petroleros fijar un precio interno alto del crudo a fin de garantizar la continui-dad de las inversiones e impedir un con-flicto en el sector. Desde entonces, el ba-rril de petróleo denominado Medanito, de Neuquén, cotiza a u$s 77 y el Esca-lante, proveniente de Chubut, a u$s 63, muy por encima de la media mundial.

U$S 200 MIL MILLONES PARA VACA MUERTA

Como si este escenario no fuera suficiente, el director Financiero de YPF, Daniel González, en una con-ferencia con inversionistas aseguró que Argentina necesita 200 mil mi-llones de dólares en inversiones para desarrollar sus vastos, pero apenas

trabajados, campos de hidrocarbu-ros no convencionales.

González agregó que por los pre-cios bajos del petróleo y la incerti-dumbre antes de las elecciones presi-denciales, no hay previstos negocios conjuntos en el corto plazo entre YPF y otros operadores más allá de los que ya se lograron.

YPF ha mejorado su eficiencia en la perforación y el desarrollo del yaci-miento de petróleo y gas no conven-cional de Vaca Muerta, en la provin-cia de Neuquén. YPF anunció el que registró en el segundo trimestre de este año un ingreso neto de 252,8 mi-llones de dólares, con un incremento del 50,5% respecto del mismo pe-ríodo del año pasado. Durante el se-gundo trimestre la petrolera conectó un total de 46 pozos, incluyendo 38 verticales y ocho pozos horizontales, llevando el total a 360 pozos de no convencional ya en producción.

En tanto, la producción de gas na-tural no convencional alcanzó los 43.300 barriles de petróleo equiva-lente por día, principalmente en el campo Loma Campana, donde YPF tiene una participación del 50 por ciento con Chevron Corp.

La empresa también ha añadido tres etapas de fractura, llevándolos a 15 a 18 por pozo. “Otra mejora importante con respecto a los pozos horizontales es que los costos han caído consistentemente por debajo de 14 millones de dólares, así como aquellos con 18 etapas fracking”, aseguran desde la petrolera.

TECNOLOGÍA Y “KNOWHOW”La mayoría de los empresarios pe-troleros reconoce que Vaca Muerta representa un desarrollo muy im-portante para el futuro energético del país, aunque advierten que aún faltan dos aspectos clave: la tecnolo-gía en exploración y desarrollo; y el capital a riesgo.

“Por cada 100 pozos exploratorios que se realizan en zonas de alto ries-go, en el mejor de los casos sólo 5

DEMANDA DE PROFESIONALES

Las características particulares del yacimiento de Vaca Muerta hacen de su explotación un verdadero

desafío para el que será fundamental el aporte de profesionales geofísicos, ade-más de geólogos, ingenieros en petróleo, y geoquímicos.  No obstante, desde las empresas del sector reconocen que el país “no produce” la suficiente cantidad de profesionales del área para cubrir la demanda. El Gobierno nacional la coloca entre las carreras “prioritarias” para la economía, y se puede acceder a becas del Ministerio de Educación para cursarla.

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resultan exitosos- explicó el empre-sario Oscar Vicente aShale Seguros-. La exploración tiene un período de maduración de 7 a 10 años. A esto le sigue una explotación de 30 a 40 años en el caso de los hidrocarburos no convencionales y de 25 0 30 años en el caso de los convencionales. Es decir, necesitamos capital de riesgo”.

Asimismo- continuó Vicente- “como prueba de un país con éxito en no convencionales la única referencia al día de hoy es Estados Unidos por una razón muy simple: los pozos es-taban a poca profundidad y las inicia-tivas realizaron importantes desem-bolsos para conseguir información detallada de la geología a perforar. Es decir, necesitamos del knowhow”.

ALGUNAS PREDICCIONESDe acuerdo a lo publicado por el diario El País, el uso masivo del

fracking, la técnica no convencio-nal de extracción de petróleo usada en Estados Unidos, ha revolucio-nado el mercado del crudo global. Su utilización ha permitido al país norteamericano aumentar la pro-ducción y reducir drásticamente las importaciones, algo que ha genera-do una sobreoferta mundial que se ha traducido en un desplome de los precios. Su potencial, sin embargo, puede ir más allá de las fronteras es-tadounidenses. Los investigadores de la consultora IHS, con sede en Houston, han comprobado que el uso de esta técnica fuera de EE UU permitiría extraer 141.000 millones de barriles, una cifra que asciende a casi el doble respecto a la actual producción anual, que BP estima en 86.000 millones de barriles.

La consultora ha analizado a lo largo de seis meses más de 170 po-

zos que resultan pocos productivos con las técnicas convencionales, cuya producción aumentaría de ma-nera exponencial gracias al uso del fracking. Y el resultado de su análi-sis es que América Latina y Orien-te Medio concentran dos tercios de los hidrocarburos que se extraerían. Los países que más aprovecharían el uso del fracking, por otra parte, son Irán, México, Rusia y China. De sus pozos podrían extraerse, respec-tivamente, 40.000, 14.000, 12.000 y 6.000 millones de barriles de crudo. Según la consultora el fracking ge-neró en Estados Unidos 2,1 millo-nes de empleos y aportó U$S 284 mil millones al PBI. También prevé que para el 2015 la industria ocu-pará 3.9 millones de puestos de tra-bajo incluidos 515.000 en el secor manufacturero.

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La Argentina deberá conseguir inversiones por 88.000 millones de dólares entre 2016 y 2023 en petróleo y gas para recuperar r el autoabastecimiento y lograr la seguridad energética, según un informe de ABECEB.

En el documento se ad-vierte que se requerirá además un reordena-miento político-econó-mico que permita dis-poner de divisas, remitir

utilidades y revisar los derechos de exportación.

La buena noticia es que cuenta con los recursos necesarios alcan-zar la seguridad energética. Entre ocho y diez años, la producción de crudo podría crecer 40 por ciento en tanto que el gas aumentaría un 27. Para ello se requerirán inversio-nes en upstream por más de 11.000 millones anuales.

En los últimos diez años, la de-manda de energía creció a una tasa promedio anual del 2,7 por ciento, lo que llevó en 2011, a la pérdida

del autoabastecimiento. Es impor-tante destacar que Argentina es el cuarto país con más recursos no convencionales de petróleo y el se-gundo en gas en el mundo.

La producción de petróleo y gas cayó alrededor de un 21% entre 2004 y 2014 y sólo el año pasado, el déficit comercial energético alcanzó los 6.198 millones de dólares. Este año, la reducción de los precios de los combustibles determinará un rojo energético que irá de 3.500 a 4.000 millones.

La información se desprende de un trabajo especial de ABECEB que analiza los sectores de mayor po-tencial para impulsar el crecimiento en nuestro país. Entre ellos califi-can alimentos, laboratorios y soft-ware; en tanto que infraestructura,

petróleo y minería son áreas que generan gran expectativa pero re-quieren de cambios sustanciales en las regulaciones locales.

En líneas generales, la infraes-tructura de nuestro país es la gran asignatura pendiente para mejo-rar la competitividad de todos los sectores. En los últimos diez años, la inversión en infraestructura del transporte no acompañó al pro-greso económico, provocando un retraso en las condiciones de tran-sitabilidad. Se requieren inversiones por 82.600 millones de pesos para la construcción, ampliación y mejo-ra de 10.000kms de redes tronca-les que se deberá ejecutar en los próximos años para lograr la in-tegración de los principales nodos productivos.

NOTA DE TAPA\\

ARGENTINA REQUIERE U$S 88.000 MILLONES PARA CERRAR LA BRECHA ENERGÉTICA

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Entre 2006 y 2014, las redes via-les crecieron sólo un 6%, mientras el parque circulante lo hizo en más de un 40%. El 84% de la mercade-ría se transporta en camiones, que es un 75% más caro que el ferro-carril, pero el estado de las vías es malo (más del 50% es entre malo y regular) y persiste un bajo nivel de electrificación de la red (27%) en el transporte urbano de pasajeros. En cuanto a los puertos, la baja in-versión en mantenimiento y mejora de las vías navegables y los canales de acceso hace que hayan quedado desactualizados respecto a la ten-dencia mundial de barcos de gran tamaño.

En lo que hace a la minería, en la Argentina existen proyectos que podrían impulsar exportaciones hasta los 8.000 millones de dólares hacia 2020 y un beneficio adicional, esto permitiría modificar la estruc-tura productiva regional, ya que es-tas iniciativas se encuentran fuera de las provincias de mayor PBI.

No obstante, para su factibilidad se deben revisar las trabas a la pro-

hibición de la minería a cielo abierto en varias provincias, la obtención de autorizaciones y la elevada presión tributaria (38% del valor agregada) en comparación con otros países como Chile (20%) y Perú (12%), lo que pone a Argentina en desventaja. Nuestro país ocupa el cuarto lugar a nivel mundial en cuanto a reservas de cobre y litio y se ubica dentro de los diez países con más reservas de oro y plata.

OTRAS INDUSTRIASPor su parte, la industria automo-triz representa más del 7% del valor agregado y del empleo industrial de manera directa, aporta el 40% de las

exportaciones industriales y es el núcleo de la integración comercial con Brasil. Si bien el sector lideró el crecimiento industrial durante la década de 2003-2013, la contrac-ción del mercado local y regional impactó en una fuerte reducción del nivel de actividad. Se espera que en los próximos 5 años se recupe-ren los volúmenes normales de la industria, aproximándose a las 850

mil unidades. El primer paso se dará el año que viene, cuando aumenten un 60% las exportaciones a extra-zona, a raíz de la maduración de proyectos en curso.

Ante la crisis de la economía bra-sileña y el pesimismo en las expec-tativas de los próximos años, ad-quiere relevancia crítica el desafío de recuperar la presencia en otros mercados latinoamericanos y diver-sificar la canasta de exportaciones.

La industria de Alimentos tiene un potencial extraordinario dado sus ventajas comparativas. La pro-ducción de carnes es uno de los sectores con mayor potencial en el mediano plazo . En el mercado de carne bovina, la demanda mundial y los precios se mantienen firmes, por lo que podría duplicar sus ventas al exterior en los próximos años si se liberan las restricciones. En cuanto a la variedad porcina, Argentina cuen-ta con el espacio y las condiciones climáticas para crecer basándose en el desarrollo del consumo interno y la posibilidad de insertarse en el mercado internacional.

Aunque a un ritmo menor que en los últimos años, la demanda global de alimentos mantendría su evolu-ción. En Argentina no sólo existen oportunidades para expandir el área sembrada, sino también para recuperar la producción de trigo a través de cambios en las restric-ciones a las exportaciones. Cabe destacar que el crecimiento de la producción agrícola, impulsará una mayor demanda de agroquímicos y maquinaria agrícola.

En la última década, las exporta-ciones argentinas de medicamentos crecieron a un ritmo del 146%, de las cuales gran parte fue concreta-da por los laboratorios nacionales cuyas ventas externas se triplicaron durante ese período. En lo que hace a las ventas internas, en los últimos cinco años aumentaron un 315% en facturación y un 29 por ciento en unidades.

NOTA DE TAPA\\

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ABB RECIBE UN PEDIDO DE 450 MILLONES DE DÓLARES PARA LA INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA HVDC

ABB, líder global en tecnologías energéticas y de automatización, obtubo un pedido por valor de unos 450 millones de dólares para enlazar las redes eléctricas de Reino Unido y Noruega, mejorando la seguridad del suministro eléctrico en los dos países y favoreciendo la integración de más energías renovables como la eólica y la hidroeléc-trica en sus redes eléctricas. El pedido fue hecho por Statnett, el operador estatal de la red noruega, y por NationalGrid, una compañía internacional de elec-tricidad y gas del Reino Unido, y se registró en el tercer trimestre de 2015.

CONTROL POINT, PRIMERA EMPRESA ARGENTINA CON OFICINAS 100 % SUSTENTABLES

La empresa Control Point está en pleno proceso de construcción de sus nuevas oficinas y centro de producción, pensados en función de la eficiencia energéti-ca y de un concepto ecológico. La nueva sede está ubicada en el Parque Industrial 9 de Julio del departamen-to de Godoy Cruz, Mendoza. En un predio de 2000 m2 se encontrarán las ofi-cinas con una superficie cubierta de 500 m2 y un depósito de 700 m2 para insumos y grandes herramientas. Cabe destacar que el nuevo emplazamiento se abastecerá totalmente de energías renovables, más precisamente a través de energía solar, que alimen-tará la iluminación y los equipos informáticos.

HEMPEL LANZA NUEVA IDENTIDAD DE MARCA GLOBAL

No contento sólo con ser una de las empresas de recubrimientos de más rápido crecimiento en el mundo, parece que no hay forma de detener a Hempel. Después de mostrar récord de ventas y de beneficio neto en 2014, la empresa cuenta con más motivo de celebración, ya que lanzó al mercado una nueva identidad de marca para marcar su afán de ofrecer soluciones de recubrimiento completas a los clientes.El nuevo logo de Hempel, conocida como hélice, simboliza las dinámicas capas y movimiento del mezclar recubrimientos, y al mismo tiempo es indicativo de la empresa global y conectada en la que se ha convertido Hempel. La nueva identidad ha sido diseñada para afirmar la posición de Hempel como un socio innovador y progresista en soluciones de recubrimientos. A medida que el negocio se expande y absorbe las nuevas adquisiciones y se extiende a nuevos mercados, la importancia de una única marca en todo el mundo se hace aún más significativa.La decisión de integrar todas las comunicaciones visuales de Hempel en un sólo estilo coherente es una prueba más de la estrategia de la empresa para trabajar y sentirse como “Un Hempel”, ofreciendo a los clientes soluciones confiables que ofrecen el más alto nivel de rendimiento y eficiencia.

AXION ENERGY INAUGURÓ SU PRIMERA ESTACIÓN DE SERVICIO EN CORRIENTES

AXION energy, inauguró oficialmente la primera estación de servicio con marca AXION en la ciudad de Corrientes –Av. Pres. Raúl R. Alfonsín 5042-, como parte de su proyecto de reidentificación de la red de 550 puntos de venta que operaban en todo el país bajo la marca Esso. Esta nueva estación es la número 20 con la nueva marca AXION en el país.El proyecto de expansión y renovación de la red de estaciones de servi-cio es parte del crecimiento de la empresa en el país, que contempla incorporar nueve estaciones más en la provincia de Corrientes con la marca AXION. Este proyecto se desarrolla junto a los operadores de las bocas de expendio.

EL PARQUE EÓLICO RAWSON SUPERA EL MILLÓN DE MWH Y BATE RÉCORD DE ENERGÍA LIMPIA

El Parque Eólico Rawson (PER), el mayor de la Argentina, superó, du-rante el pasado mes de junio, el millón de MWh de generación de energía limpia desde su puesta en marcha y entrada en operación comercial en enero de 2012. La gran intensidad de los vientos regis-trados en el noroeste de Chubut durante el último mes, permitió que, el 25 de junio último, el PER sobrepase la barrera de 1 Terawatt-hora de generación histórica acumulada. Esta energía, producida entera-mente a partir del recurso eólico, le significó al país un ahorro de US$ 250.000.000 en importación de combustibles y una reducción de 680.000 toneladas de emisiones de CO2 a la atmósfera.

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Gestione una demanda mayor e integre más energía renovable con las soluciones abiertas de red eléctrica inteligente de Schneider Electric.Equilibre la ecuación suministro-demanda

Frente a una demanda creciente, reglamentaciones cada día más estrictas y mayor exigencia de rendimiento, la misión de las empresas de servicio eléctrico sigue siendo la de siempre: proveer electricidad confiable y de calidad a los usuarios finales del modo más eficiente y rentable posible.

En la actualidad, para incorporar más energía renovable y proveer gestión de la de-manda, necesitamos integrar sistemas informáticos en la red de distribución eléctrica. ¿Parece imposible? No lo es, gracias a las soluciones de red eléctrica inteligente de Schneider Electric™.

Opere su red con facilidad e inteligencia

Las soluciones de Schneider Electric contemplan la red eléctrica inteligente: son soluciones estandarizadas y homologadas que les permiten a nuestros clientes dedicados ofrecer servicios eléctricos, incrementar la continuidad del servicio, disminuir el costo total de propiedad y operar sus redes con facilidad, inteligencia y seguridad.

Con el beneficio de nuestra amplia experiencia en el sector, las empresas de servicio eléctrico ahora pueden operar una red estable, satisfacer a sus clientes y equilibrar la oferta y la demanda en una red cada día más compleja. Por fin puede actualizar su red para dar respuesta a los desafíos de hoy, así como a los de mañana.

Unidad terminal remota Easergy™ T200

Sistema de gestión de la distribución (DMS)

Relé de protección digital MICOM™

Tablero de transferencia primaria GMA - GIS

Nuestras soluciones para servicios eléctricos, que comprenden gestión de redes, automatización inteligente, servicios y seguridad, brindan mayor eficiencia y confiabilidad con productos que incluyen:

Soluciones completas e integradas para servicios eléctricos

Mayor nivel de eficiencia. Soluciones abiertas. Bienvenido a una red eléctrica más inteligente.

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SE INAUGURÓ UN NUEVO HOSPITAL EN ANDALGALÁ

Se inauguró el nuevo hospital de Andalgalá Dr. José Chain Herrera, cuya obra fue ejecutada íntegramente por Minera Alumbrera YMAD UTE, con una inversión de $30 millones. La obra forma parte del com-promiso de Minera Alumbrera de contribuir al desarrollo sostenible de las comunidades vecinas al yacimiento con el objetivo de mejorar la calidad de vida de sus habitantes. Las condiciones actuales del noso-comio, equipado por el gobierno de Catamarca, podrían convertirlo en un excelente centro de atención para todo el oeste catamarqueño, be-neficiando a una población de más de 68.000 habitantes, alrededor del 20% de la población de Catamarca.

SHELL ARGENTINA ANUNCIA OTORGAMIENTO DE CONCESIONES DE EXPLOTACIÓN NO CONVENCIONAL

Shell Compañía Argentina de Petróleo SA anunció que el gobierno de la pro-vincia del Neuquén ha otorgado concesiones de explotación no convencional de hidrocarburos por un período de 35 años para los bloques Sierras Blancas y Cruz de Lorena, segpún los decretos provinciales N° 1717/15 y 1718/15, respectiva-mente. La primera fase de 5 años incluye un plan piloto con el objeto de evaluar los resutados del reservorio para basar las decisione sobre etapas posteriores de desarrollo, compromiso de perforación en cada bloque y una planta central de tra-tamiento de petróleo y gas con capacidad para 10.000bbl/d. Los yacimientos, de una extensión total de 325 km 2 sobre la fromación geológica Vaca Muerta, con-tinuarán siendo operados por la subsidiaria de Shell, O&G Developments LTD SA.

TRIUNFO DE FEDERICO VILLAGRA EN LA TRADICIONAL “VUELTA DE LA MANZANA”

Después de completar una excelente tarea en ambas etapas, Federico Villagra y Diego Curleto lograron imponerse en una nueva edición de la “Vuelta de la Manzana”, que en esta oportunidad repartió puntos por la séptima fecha del Rally Argentino. La muy buena tarea del equipo YPF ELAION RALLY, se completó con un 1-2 en la etapa definitoria, ya que al triunfo en la general de “Coyote”, también en la etapa, Nicolás Madero – Manuel Prieto lo escoltaron, corriendo como reenganchados, tras el abandono del sábado.Luego de ganar la primera etapa, ayer sábado, sacándole una muy buena diferencia a sus escoltas, este domingo, durante la jornada definitoria de la fecha rionegrina, Federico Villagra se volvió, con lo que había ido a buscar, todos los puntos en juego, para seguir en la pelea por un nuevo título, descontándole 15 unidades al líder, Marcos Ligato (Chevrolet), que fue su escolta en esta fecha.

SAN ANTONIO INTERNACIONAL INCORPORA TECNOLOGÍA DE ÚLTIMA GENERACIÓN

En un nuevo hito en el marco de su actualización tecnológica permanente, San Antonio Internacional presentó el pasado 7 de julio en Neuquén su más reciente incorporación: un equipo automático NOV de última generación.La provincia patagónica fue la elegida para la puesta en funcionamien-to del AC Ideal Prime, un revolucionario equipo de perforación de 1.500 HP fabricado en Estados Unidos por la prestigiosa marca NationalOilwe-llVarco (NOV). Según explicó el CEO de San Antonio Internacional, Wal-ter Forwood, se trata del primer equipo que llega a la Argentina dentro del plan de inversiones de San Antonio Internacional, que proyecta un total de 300 millones de dólares dentro de los próximos tres años.

SE LANZÓ LA 11VA. EDICIÓN DEL PREMIO TENARIS AL DE-SARROLLO TECNOLÓGICO ARGENTINO.

Tenaris y la Agencia Nacional de Promoción Científica y Tecnológica convo-can por undécimo año consecutivo a pymes industriales a presentar pro-yectos de desarrollo tecnológico con factibilidad de concreción económica e industrial. La presentación de los proyectos será del 13 al 16 de octubre de 2015 y se otorgarán $120.000 al primer premio y $40.000 al segundo. Este certamen reconoce a los mejores proyectos de pymes industriales ar-gentinas vinculadas a los sectores metalmecánico, energético, petroquími-co, minero, autopartista y siderúrgico hace más de una década. El premio económico incluye un “voucher” para utilizar servicios científico-tecnológi-cos provistos por instituciones del sistema científico tecnológico argentino.

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BREVES \\

Argentina y Ecuador, con menores costos de perforación petroleraBolivia, México y Colombia se en-cuentran entre los países de Améri-ca Latina con los mayores costos de perforación. En contraposición, Ecua-dor y Argentina ocupan los lugares más económicos, tal como lo reveló un informe de la Cámara Colombia-na de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol). Colombia ostenta uno de los primeros puestos, con cifras cercanas a los u$s 10,0M, explicado por factores como la movilización de equipos y las obras civiles.

Energía, a la cabeza de las inversiones Las principales radicaciones de empresas extranjeras e inversio-nes anunciadas en el país durante el primer cuatrimestre totalizaron más de 31.300 millones de dóla-res, según un relevamiento dado a conocer por la consultora Tenden-cias Económicas. El grueso de esas inversiones corresponde al sec-tor Energía y Combustibles (casi 24.000 millones de dólares), en el cual sobresalen los proyectos lide-rados por el Gobierno nacional por 14.700 millones.

Petrolera Pampa invierte más de US$ 100 millones para elevar su oferta de tight gasPetrolera Pampa, brazo petrolero del grupo Pampa Energía, está embar-cada en una serie de iniciativas para incrementar en forma significativa su producción de tight gas en Rincón del Mangrullo, un área operada por YPF. La compañía está financiando el 50% de un proyecto de US$ 120 millones para incrementar la capacidad de transpor-te y evacuación de gas en el campo ubicado en Neuquén, donde este año se perforarán 50 pozos de tight gas, 35 más de los planeados inicialmente.

Una de las demandas de mayor crecimien-to en el sector de petróleo y gas es el desafío que propone el desarrollo de los hidrocarburos no convencionales que requiere mayor espe-cialización para los profesionales. Muchas empresas del sector ya están respondiendo a ese desafío, ocupándose en la capacitación de su personal, brindando habilidades para generar nuevas unidades de negocios, ce-rrando las brechas de competitividad que los nuevos desafíos geológicos imponen.

es la formación y el entrenamiento de los equipos líderes para garantizar mejor com-petitividad, y fomentar ámbitos que tiendan a fortalecer la cadena de valor de la empresa.

Los Seminarios In Company, que des-de hace muchos años desarrolla Notabilis Energy, son una propuesta eficiente para lograr una capacitación actualizada del personal, de acuerdo a las modificaciones vertiginosas de los mercados internaciona-les. “Están dirigidos –explica la licenciada Cecilia Botto –, a todos los profesionales que trabajen en el sector técnico comercial y que estén vinculados con el sector de la refinación y la venta de productos: ingenie-ros, economistas, financieros, administra-dores de área, traders, comercializadores de petróleo y productos, personal técnico que tenga experiencia básica en la industria pe-

trolera, personal y de la logística operativa”.Si bien se trabaja sobre una base global, la

estructura de los cursos se adaptan al área de Recursos Humanos de cada empresa. La característica de los cursos y seminarios in-company es que se elaboran los programas en base a la necesidad de la empresa. Se plantea como objetivo la optimización de sus recursos. Por otra parte, los cursos y semi-narios de Notabilis Energy están a cargo de profesionales de prestigio, que están en acti-vidad en el sector Petróleo y Gas.

Área Legal:Bajo la dirección de la doctora Maria Lujan Crespo, aportan su experiencia los doctores Andres Sabatini, Guillermo Piccione y equipo, abordando las siguientes temáticas:1) Contratos Internacionales de Petróleo Gas Y GNL – Arbitrajes, Jurisdicciones y Controversias.

2) Contratos Generales de Petróleo y Fun-cionamiento de Empresas Mixtas (JOA)Área Técnica Especifica:Bajo la Dirección del Ingeniero Nicolas Verini y equipo:

1) Introducción a la Industria Petrolera y sus derivados.2) Introducción a la Refinación e Ingeniería de Producto.3) Geopolítica Económica del Petróleo, Gas y los Recursos Económicos.4) Comercio Internacional de Hidrocarburos, Formación de precios.5) Economía Petrolera, costos del Down Stream, y Up Stream

Área Recursos Humanos:Bajo la dirección de la licenciada Maria Cecilia Botto y equipo:

1) Evaluación de Personal y seguimiento.2) Comunicación Efectiva.3) Inteligencia Emocional.4) Liderazgo.

Mail de contacto: capacitacion@notabilisenergy.com

El desafío de los no convencionales requiere capacitación profesional

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La mayoría de los especialistas, en especial los ambientalistas, analizan las energías renovables desde el punto de vista de la gratuidad de la fuente disponible (es como el aire que respiramos). Sin embar-go, no tienen en cuenta que, para hacer uso de ellas debemos fabricar elementos que permitan trans-formarlas, para realizar actividades y trabajos asociados al desarrollo de los seres humanos.

¿Existe una fuente de energía alternativa mejor que otra de las tradicionales?

INFORME ESPECIAL\\

LA ENERGÍA, CONCEPTO ABSTRACTOPodemos definirla como una enti-dad que reemplaza y multiplica el trabajo físico que pueden hacer las personas para lograr un objetivo. Las formas de energía tiene distintas formas y se interrelacionan entre sí: electromagnética, térmica, mecánica y gravitatoria.

Para hacer uso de las distintas formas de energía se requieren materias primas que se denominan fuentes de energía, existentes en la naturaleza y que se di-viden en aquellas capaz de renovarse y aquellas que no, dentro de un espacio temporal donde los cambios del cosmos no son perceptibles y permiten mante-ner las condiciones para la vida humana.

Consultadas diversas fuentes de infor-mación consignados en: Artículos cien-tíficos, PlanetSEED fuentes alternativas de energía y en la página de la Cámara Argentina de Recursos Renovables pode-mos construir la siguiente clasificación:

La mayoría de los especialistas, en espe-cial los ambientalistas, analizan las ener-gías renovables desde el punto de vista

de la gratuidad de la fuente disponible (es como el aire que respiramos). Sin embar-go, no tienen en cuenta que, para hacer uso de ellas debemos fabricar elementos que permitan transformarlas, para reali-zar actividades y trabajos asociados al de-sarrollo de los seres humanos.

LAS DIVERGENCIAS Así, en la literatura se hallan diferen-tes percepciones matizadas con el ses-go que distintos autores hacen en sus análisis. La ecuación a analizar es toda la cadena de valor incluyendo en la misma el costo de fabricación de los elementos de transformación, los de implantación, los de remediación e im-pacto económico.

En la visión de la Universidad de Las Palmas, Islas Canarias, la energía hidráulica y eólica producen alteracio-nes en los ecosistemas, idénticas consi-deraciones caben para la mareomotriz y las olas del mar. La biomasa genera más residuos que los combustibles clásicos. Las placas solares generan un impacto ambiental durante su proceso de construcción mayor que el de otras

fuentes y, una vez finalizado el perio-do de funcionamiento (25-30 años) se convierten en un residuo peligroso. La energía geotérmica por los contenidos sulfurosos de algunas de sus fuentes es considerada contaminante.

LA PARADOJA Las energías renovables necesitan gastar energía para ser producidas, y parte de esta proviene de centrales nucleares de uranio y de combustibles fósiles; no están nunca donde se con-sume. Un análisis de los costos de ge-neración, informados en los organis-mos encargados de cada país, indica que el precio por unidad de energía es más caro si es renovable que si es de origen fósil o nuclear. La energía reno-vable más competitiva es la hidráulica, pero ésta no es infinita tiene un poten-cial acotado.

Las fuentes de energía renovable so-lar, eólica y mareomotriz proporcionan una energía relativamente baja y sobre grandes superficies. Como son aleato-rias, su generación no es previsible y rara vez coincide con la demanda, por

Por Vicente Serra Marchese

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lo tanto no se puede prescindir de la energía tradicional.

EL HIDRÓGENO, LA FUENTE OCULTA El hidrógeno gaseoso es un combus-tible en extremo atractivo que po-dría utilizarse en vez de la energía nuclear, del petróleo y otros com-bustibles fósiles.

Cuando se quema hidrogeno, este elemento se combina con el oxígeno del aire y produce vapor de agua ino-cuo. El hidrógeno gaseoso se obtiene por el paso de corriente eléctrica a través de agua, puede colectarse y al-macenarse en tanques sustituyendo a los combustibles fósiles. La ex Unión Soviética hizo volar un jet comercial aprovisionado parcialmente con hi-drogeno. El costo de producción es de casi 1.40 dólares para el equivalente energético de 3.8 litros de gasolina, dato destacado en el publicación S. Ciencia Ambiental, Enger Eldon, Mc

Graw Hill, libro de catedra de la UBA. Si al precio actual del combustible lí-quido se incluyen los costos por conta-minación y daños a la salud, el hidro-geno resulta más barato.

El problema principal es que la pro-ducción requiere de más energía de la que se obtiene cuando se genera el pro-ceso de combustión. Una combinación de energías renovables, asociados ma-teriales superconductores (sin pérdidas de transporte), permitirían obtener el gas hidrogeno de manera casi perfecta.

CONCLUSIÓNEn Europa, fuertemente dependien-te de la energía proveniente de otros continentes, con o sin créditos fiscales, los ciudadanos han adoptado medidas para mejorar la eficiencia energética y ahorrar dinero. Los regímenes en Espa-ña, Francia y Alemania permiten ven-der los excedentes de energía produci-da por los propietarios de las viviendas a la compañía de electricidad.

La nueva tendencia es las viviendas con energía solar con calefacción y enfriamien-to pasivos, donde al mismo tiempo se las diseñan súper termoaisladas.

Los datos de la Agencia de Ener-gía de Estados Unidos (EIA) indi-can que las reservas mundiales de combustibles fósiles sumadas a las nuevas tecnologías que hacen más limpia la combustión de combusti-bles y el aumento del rendimiento, son adecuadas por lo menos para los próximos 20 a 50 años.

La competencia productiva de manu-facturas que necesita de energía barata hace que la inserción de las energías renovables sea mínima, en los países industriales como Japón.

Solo a largo plazo, cuando el costo de energía aumente en la medida que se acaban los combustibles tradiciona-les, la alternativa renovable se tornará competitiva. La humanidad no tendrá otra elección que depender de la ener-gía renovable.

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Algunos politólogos especialistas en partidos políticos han argumentado recientemente que hay indi-cios certeros para considerar que el sistema partidario argentino se ha dirigido (lentamente) hacia una polarización electoral con dos opciones mayoritarias: por un lado, Frente Para La Victoria (FPV) y, por el otro, Cambiemos (PRO - UCR -CC-ARI).

Dos coaliciones camino a Balcarce

INFORME ESPECIAL\\

Tal vez no se dieron cuen-ta, pero coinciden con las afirmaciones de Juan Carlos Torre en años re-cientes: la política argen-tina se resume en la com-

petencia entre una coalición peronista (generalmente) oficialista (hoy el FPV) y una coalición desafiante no peronista (hoy Cambiemos, que aglutina a PRO, UCR y CC-ARI). Y todos los demás que ocupan la ancha avenida del me-dio, los miran en el costado.

Esta es la primera certeza que tene-mos. Ambas coaliciones electorales concentrarán la atención mediática, política y, probablemente, la confianza ciudadana en la serie de tres elecciones nacionales que tendremos en la segun-da mitad del año: PASO el 9 de agosto, 25 de octubre la primera vuelta presi-dencial y las elecciones legislativas, y, eventualmente, el ballotage presiden-cial el 22 de noviembre.

Pero es la única certeza. Lo que viene, son algunas impresiones generales e hi-potéticas situaciones futuras. Porque el entretenido misterio nunca se va.

CONVERTIR LA COALICIÓN ELECTORAL EN COALICIÓN DE GOBIERNOGane quien gane la elección presiden-cial, tanto Daniel Scioli (FPV) como Mauricio Macri (Cambiemos) tendrán una primera obligación. La más impres-cindible de todas: convertir la coalición electoral que los llevó al Sillón de Ri-vadavia en una coalición de gobierno.

¿En qué consiste? En las coaliciones

presidenciales el titular del Poder Ejecu-tivo se reserva la designación unilateral de quienes ocupan la mayoría de los ministerios, especialmente los más im-portantes (Economía, Interior, Infraes-tructura/Desarrollo Social y Relaciones Exteriores). El resto se distribuye entre sus socios de acuerdo a su importancia política. Un criterio para este reparto-puede ser la cantidad de bancas que tie-ne cada partido que integra la coalición legislativa de apoyo al Presidente. Es el modelo europeo, es de manual, pero suele funcionar. Como en Brasil.

Esto le da un margen de discreciona-lidad al Presidente electo que no tiene ningún otro actordel sistema político. En cierta medida, es quien le da “for-mato” a la coalición (formateur). Sin embargo, ni Scioli ni Macri deben ol-vidar (ni renegar de) sus apoyos políti-cos. De modo que sería lo más sensato encontrar un espacio para todos los in-tegrantes del acuerdo. Por más mínimo que sea y por muy marginal que sea su presupuesto. Todos se sienten parte, entoncesse quedan.

EL FUNCIONAMIENTO DEL GOBIERNOEl reparto de cargos públicos para man-tener a los socios cerca (los ministeria-les, sobre todo) valdrá la pena pura y exclusivamente si el funcionamiento del gobierno también respeta la lógica coalicional de la construcción de poder político presidencial. No tiene mucho sentido repartir las bolsas de regalo si el único que rompe la piñata y juega con el payaso es el cumpleañero.

Si los ministerios compensan a los socios, entonces las reuniones de gabi-nete son el ámbito para que el Presi-dente los escuche y busque consensos sobre políticas, decisiones y planes de gobierno. El cambio no es complejo: el próximo Presidente debe dejar de re-lacionarse de manera aislada con cada uno de sus ministros en solitario y reto-mar las reuniones de gabineteincluyen-do a todos los socios.

El presidencialismo coalicional a la brasilera exige ciertos sacrificios.

La relación con el Poder LegislativoSi hay algo que aprendimos de la po-

lítica latinoamericana es la necesidad de contar con un escudo legislativo só-lido, unificado y aceitado para garanti-zar la estabilidad gubernamental. Acá es donde Scioli y Macri pueden tener distintas urgencias.

¿Por qué? Si observamos la Cámara de Diputados hoy, la radiografía hace sonreír más a Daniel que a Mauricio. De los 235, el FPV cuenta 119 diputa-dos propios y puede alcanzar los 135 sumando aliados que van y vienen. En cambio, PRO, UCR y CC-ARI cuentan hoy con un poco más de 60. En el Sena-do, de los 70 legisladores, el FPV llega casi a los 40 (32 propios más eventua-les socios), mientras que la coalición no peronista siempre intenta (con suerte variable) nuclear a unos 20 senadores.

¿Entonces? La elección de los dipu-tados y senadores nacionales se realiza junto con la presidencial en la prime-ra vuelta de septiembre. Ahí se cuen-tan los porotos y las bancas: no en las PASO ni en la segunda vuelta.

Por Facundo Cruz: Politólogo, Docente Universidad de Buenos Aires

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Nuevo aumento de los derechos de exportación del biodiesel. Baja del precio del biodiesel en el mer-cado interno: Señales de política pública muy graves.

Biodiesel, un escenario complejo e incierto

INFORME ESPECIAL\\

La Unidad Ejecutiva In-terdisciplinaria de Mo-nitoreo resolvió reducir los precios del biodiesel que se comercializa en el mercado interno, y

aumentar los derechos de exporta-ción (desde un 5 % efectivo vigente

en marzo de 2015, hasta un 13,20 % efectivo para abril de 2015). Esta medida fue publicada el día 26 de mayo de 2015 en el sitio web de la Secretaría de Energía de la Nación.

La evolución de los referidos pre-cios y alícuotas, se puede consultar en http://glp.se.gob.ar/biocombus-

tible/reporte_precios.php. Comparto con Uds. las siguientes

reflexiones: a. El Decreto 1719/12 establece un

régimen de fijación de precios para el mercado interno y derechos de exportación del biodiesel, con pu-blicación quincenal. En la práctica,

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

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esta norma se conoce como régimen de retenciones móviles. Además de tratarse de un decreto inconsti-tucional1, lo establecido por dicho decreto, el propio Poder Ejecutivo no lo cumple. La Unidad Ejecutiva Interdisciplinaria de Monitoreo (en adelante UEIM) establece los pre-cios y las alícuotas de derecho de exportación con carácter retroactivo –en muchas ocasiones se registraron atrasos de más de tres meses en las publicaciones que efectúa la Secre-taría de Energía de la Nación, en adelante, SE, como consecuencia de esas resoluciones-.

b. Las decisiones de la UEIM se instrumentan en actas que no se pu-blican en el Boletín Oficial, hecho incompatible con un régimen demo-crático, ya que se trata de actos pú-blicos que bajo ningún fundamento pueden considerarse “reservados”. Como podrá observarse en el link de internet antes referido, con an-terioridad a junio de 2014, las alí-cuotas de derechos de exportación del biodiesel, no están publicadas. Entre octubre de 2012 y mayo de 2014, los exportadores se enteraban de cuál era la que correspondía, al oficializar el permiso de embarque, hecho por demás injusto, no ajusta-do a derecho. Desde junio de 2014 son publicadas dichas alícuotas en el sitio web de la SE, pero no en el Boletín Oficial, mediando al menos una resolución ministerial; como dichas publicaciones y consecuente comunicación a la Dirección Gene-ral de Aduanas, también se efectúa por parte de la UEIM en forma re-troactiva, los exportadores se en-cuentran con una situación donde la alícuota a la que se oficializó el respectivo permiso de embarque, es distinta a la que finalmente la UEIM fijó para ese mes, hecho que genera contingencias de alcance di-fícil de cuantificar.

c. La UEIM, al no hacer públicas sus actas, no transparenta la meto-dología para determinar los referi-dos derechos de exportación. Si uno

analiza la evolución de los mismos, a la luz de la situación del merca-do de biodiesel en cada momento, resulta muy difícil justificar las va-riaciones que la alícuota de dere-chos de exportación del biodiesel ha registrado. 2 La decisión tomada recién por la UEIM, que implicó un aumento del 5 al 13,2 % de los de-rechos de exportación del biodiesel, deriva de una decisión que a mi en-tender está cargada de condimentos subjetivos, que puede tener un fun-damento parcial, pero lejos está de ser representativa de la situación de la industria exportadora de biodie-sel, la que está en niveles mínimos de producción,

1 Como cualquier otra norma donde el Poder Ejecutivo establez-ca derechos de exportación, ya que nuestra Carta Magna establece en su artículo 75 (al describir las facul-tades del Congreso de la Nación) en su inciso 1: “Legislar en materia aduanera. Establecer los derechos de importación y exportación, los cuales, así como las avaluaciones sobre las que recaigan, serán unifor-mes en toda la Nación”, y las facul-tades delegadas del Código Aduane-ro cayeron hace mucho tiempo.

2 Para un buen análisis, resulta imprescindible consultar la evolu-

ción de la prima BOGO –diferencia entre el precio del aceite de soja y gasoil mineral en los mercados in-ternacionales de referencia-, entre otros elementos. No parece que la UEIM siga este criterio, si a la luz de las decisiones que ha tomado en varias ocasiones, nos remitimos.

luego que por la abrupta y signi-ficativa reducción del precio del pe-tróleo y sus derivados, la demanda internacional voluntaria de biodie-sel (que permitió el año pasado lle-var la producción y exportaciones de biodiesel a cifras récords) también se redujera de manera muy signifi-cativa desde fines del año anterior, llegando a niveles mínimos. Mien-tras se presenta ahora la posibilidad de atender negocios de exportación de biodiesel a EEUU, que ayudarán a mejorar un poco la utilización de la capacidad instalada, pero no so-lucionan el grave problema que la industria exportadora de biodiesel tiene hoy, con carácter retroactivo, la UEIM aumenta significativamen-te los derechos de exportación del biodiesel.

d. Desde hace mucho tiempo la industria exportadora de biodie-sel solicitó a la Dirección General de Aduanas, a la UEIM y a la SE, que instrumenten todos los medios

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INFORME ESPECIAL\\

a su alcance para ampliar los plazos de los permisos de embarque –desde los actuales treinta días en vigencia- y permita fijar los derechos de exporta-ción –con pago anticipado de los mis-mos al momento de la oficialización del permiso de embarque-, porque en las actuales condiciones es muy difí-cil, sino imposible, operar comercial-mente 3. Nunca fue respondido este petitorio, al contrario, la variabilidad que presenta la alícuota de derechos de exportación del biodiesel con el paso del tiempo, aumentó, lo que se traduce en una respuesta opuesta a las necesidades de la industria.

e. Con relación al precio interno obligatorio para las ventas de bio-diesel a las compañías petroleras que efectúan el corte con gasoil mineral, como así también para el segmento de generación eléctrica, derivado del cumplimiento del artí-culo 7 de la Ley 26.093, el que es es-tablecido por la UEIM desde el mo-mento de su creación en agosto de

2012, según expuse antes, el mismo no es representativo de la economía de las empresas, en un contexto de constante y creciente suba de costos. Mientras las pequeñas, medianas empresas, y grandes no integradas, productoras de biodiesel o ya para-ron sus actividades en algunos ca-sos, o están al borde del paro –por-que el precio que le fija la UEIM no alcanza a cubrir los costos, las más grandes e integradas con fábricas de aceites –que prácticamente no reci-ben cupo para operar en el mercado interno por parte de la SE- deben enfrentar precios más bajos que el resto, que desde siempre fueron in-suficientes y que imposibilitan la fluidez en su oferta. Este precio es obligatorio para las operaciones con CAMMESA, cualquiera sea la cate-goría de las empresas oferentes de biodiesel y no está cubriendo hoy, los costos variables de producción (ni pensar en los costos fijos, con la coyuntura actual de muy baja utili-

zación de capacidad instalada). O sea, que la convocatoria efectuada por dicha empresa, es más abstracta que real, ya que las condiciones de calidad más rigurosas establecidas en el pliego de condiciones y el bajo precio al que deberán ajustarse las ofertas de los productores de bio-diesel interesados en participar de dicha convocatoria, atenta contra el cumplimiento efectivo de la obliga-ción de uso de biodiesel en el seg-mento eléctrico, en cortes con un contenido de 10 % de este biocom-bustible en el gasoil mineral.

3 La operatoria de exportación se efectúa con contratos a plazos, re-sultando muy difícil operar en el mercado spot.

Como si todo esto fuera poco, se registra un aumento de la margina-lidad por parte de agentes económi-cos que aprovechan la coyuntura del mercado interno de combustibles y la debilidad en la función de contralor que muestra la Secretaría de Energía (pareciera más por los escasos recur-sos con que cuenta, que por otra cues-tión), tema al que ya me referí en una anterior columna de opinión.

De persistir todo esto, a corto pla-zo la industria argentina de biodiesel va camino a una crisis de proporcio-nes nunca antes conocida, poniendo en riesgo la continuidad del Progra-ma Nacional de Biocombustibles.

Espero que no sea ese el objetivo final que persiguen las decisiones de la UEIM y que no sea una vez más la Presidenta de la Nación la que tenga que rectificar el rumbo, corrigiendo los errores que se es-tán cometiendo, como lo hizo en varias ocasiones desde que se creó la UEIM en agosto de 2012 para sostener la política de estado que en materia de biocombustibles se creó en el Gobierno del Dr. Néstor Kirchner y se consolidó durante su propio Gobierno, con un respaldo mayoritario y contundente de la mayoría del arco político de nues-tro país, integrantes del Oficialismo y de la Oposición. ABB S.A.

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Las soluciones inalámbricas ABB, miden: temperatura, presión, niveles, caudal y densidad en muy diversas aplicaciones, aumentando el desempeño de planta, seguridad y eficiencia. Los dispositivos ABB son extremadamente eficientes energéticamente debido a su diseño único de gestión energética, basado en un diseño de ultra baja potencia. La significativa duración de la batería aumenta significativamente la fiabilidad de su red. El equipamiento posibilita una frecuencia de actualización mucho mayor. Los intervalos de reemplazo de la batería pueden reducirse ampliamente. ABB ofrece desde productos individuales, hasta la instalación de redes inalámbricas “a medida”, listas para utilizar.Mediciones wireless, hechas de forma sencilla.

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Hasta el año 2010 la eólica era la tecnología que atraía la mayor inversión a nivel mundial. En 2014 la energía solar recibió 150 mil millones de dólares de inversión a nivel mundial, un 50% más que la eólica.

Energía renovable avanza y madura en Latinoamérica en 2016

INFORME ESPECIAL\\

La industria de energías re-novables ya tiene cimien-tos sólidos y comienza a madurar en Latinoaméri-ca. En la ultima década la región recibió mas de 161

mil millones de dólares en inversión en este sector; muchos de los parques eó-licos y las plantas solares ya en produc-ción están ahora entrando a la próxima fase de maduración de la industria: la de fusiones y adquisiciones, al generar flujos consistentes y predecibles y ser de interés para inversores a largo plazo como lo son los fondos de pensión.

Hasta el 2009 Brasil dominaba la atracción de capitales en este rubro, representando un 62% del total de las inversiones. Pero desde entonces se ha dado un vuelco en el porcentaje de in-versión: ahora el resto de la región cap-ta casi dos terceras partes de las inver-siones regionales. Esto es muy buena señal para el futuro de la región.

En el primer trimestre del 2015 se vió una leve caída del 15% en inversiones en renovables a nivel mundial -- causa-das principalmente por la caída del pre-cio del petróleo. Esta caída fue más no-toria en Latinoamérica: inversiones en Brasil cayeron un 60% comparado con el primer trimestre del 2014, complica-do además por la situación económica y política carioca. El resto de la región tuvo una caída en inversión de apenas 17% -- mostrando que la tendencia a la expansión al resto de la región sigue en pie. La Argentina continúa ausente como foco de inversión.

Hasta el año 2010 la eólica era la tec-nología que atraía la mayor inversión a

nivel mundial. Desde entonces la solar la ha sobrepasado -- y por mucho: en 2014 la energía solar recibió 150 mil millones de dólares de inversión a ni-vel mundial, un 50% mas que la eóli-ca. La industria fotovoltaica ha logrado importantes incrementos de eficiencia y en reducción de costos.

Latinoamérica sin embargo tiene pre-ferencias distintas al resto del mundo por una variedad de razones. Por ejemplo, entre estas dos tecnologías dominantes la región continua recibiendo mayor inver-sión eólica. Esto esta dictaminado prin-cipalmente por los bancos: la tecnología eólica es mas madura y lleva una (erro-

Por Carlos St. James, Managing Director de Santiago & Sinclair, LLC, con sede en Texas, EEUU, la cual asesora a inversores en energía.

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nea) percepción de menor riesgo que la solar. De los 7,4 mil millones de dólares de inversión que recibió Brasil en 2014, un 84% fue en activos eólicos.

Asimismo, Latinoamérica también tiene una marcada preferencia por in-versiones en mini-hydro y geotermia en comparación con las economías mas de-sarrolladas, lo cual refleja la abundancia de estos recursos en el continente que aun no han sido captados en su mayoría

para la generación de energía limpia.Una notable excepción es en la inver-

sión en biocombustibles. La industria de renovables de Latinoamérica nació la década pasada con inversiones en etanol (Brasil) y biodiesel (Argentina), siempre usando materias primas de pri-mera generación para su producción, lo cual generó grandes debates relaciona-dos al tema entre países desarrollados y en desarrollo. La batalla la ganaron

las grandes economías: actualmente la mayor inversión nueva en plantas de producción de biocombustibles se lo-gra en estos países utilizando materia prima de segunda y tercera generación. Propuestas de producción con materia prima de primera generación ya no atrae inversión nueva. La Argentina, que en el año 2012 llegó brevemente a ser el segundo productor de biodie-sel del mundo, no ha incrementado su producción de manera notable desde el año 2010 y volvió a su lugar habitual de cuarto productor.

A pesar de predicciones de la muerte prematura de la industria de renova-bles por la caída del precio del petróleo, esto claramente no se ha dado. A nivel mundial ya se invierte casi lo mismo en energías limpias como en las fósiles. La-tinoamérica, con sus enormes recursos naturales, ya tiene buena inercia en la recepción de inversión. El Capital lo ha dejado claro: países con políticas claras y consistentes atraerán inversión.

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El monto total del GGS asciende a 6.825 millones de dólares. El gasoducto podría transportar 35/40 Mi-llones de m3/d para Brasil y otros 35/30 millones de m3 para la Argentina. De aquí con un swap se pue-den reexportar unos 15/10 Millones dem3/día a Chile y a Uruguay, vía los gasoductos existentes. Una obra que sin duda beneficiaría el proceso de integración regional que hoy muestra cierta desaceleración.

El Gran Gasoducto Sudamericano, ¿por qué conviene hacerlo?

INFORME ESPECIAL\\

LA SITUACIÓN DE BRASILBrasil ha tenido dos sequias dramáticas con pocos años de separación. Cambios climáticos no usuales como la última se-quia de principios de este año produjo un peligroso vaciamiento de sus repre-sas. Hoy Brasil se halla en un acelerado plan de respaldo en generación térmica. En total cuenta con más de 85.000MW hidroeléctricos instalados y solo posee 33.000MW térmicos que no fueron su-ficientes para hacer frente a la falta agua en sus represas. Este nuevo escenario de escasez de lluvias requiere de un re-aseguro en plantas térmicas y también de energía renovable como la eólica. Los volúmenes de gas necesarios para alimentar esos 10.000MW nuevos tér-micos llegan a cerca de 40 millones de m3/día. Este adicional no lo puede pro-veer a corto plazo ni el desarrollo de los propios yacimientos ya sea “on shore” como “offshore”.

Tampoco una importación adicional de Bolivia que sería como duplicar el actual volumen de compra que ronda los 32 millones de m3/d. Por otro lado, Bolivia cuenta con una reserva probada de 10Tcf equivalente a 280 mil millones de m3. A la actual producción (merca-do interno y externo) la vida útil llega alos 12 años. Si Argentina toma lo que le concede el contrato de suministroen-tre ambos países es decir los 27 millo-nes de 3/día, la vida útil se achica a 10 años. A este plazo Bolivia no puede negociar volúmenes adicionales signi-ficativos en el nuevo contrato a firmar a fines de este año con Brasil. En resu-men, Bolivia no tiene en ese escenario

José Andrés Repar, miembro del IESO-Instituto de Energía Scalabrini ORTIZ

Puerto Ordaz (Ven)- Campo Grande (Bra): 4500KmCampo Grande- Paso de los Libres-Campana: (Arg) 2000KmTotal: 6500Km.

Capacidad de transporte: 70 millones de m3/dia. Brasil: 35/40 Millones de m3/diaArgentina: 35/30 Millones de m3/dia con Swaps a Uruguay y Chile (15/10 millones de m3/dia)

Esquema de una posible traza::

33prensa

33

gas adicional para venderle a Brasil.Es decir Brasil se ve en una situación

difícil. Va a requerir más. Bolivia no se lo puede dar. Es cierto que lo pue-de obtener por barcos de GNL, pero con costos muy superiores. No tiene sentido una solución de importar 30 a 40 millones de m3 en GNL, pues los costos de la energía se irían a las nubes. Aparece en escena el gas natural por ducto. En este último caso volvemos a lo que en algún momento se planteó, es decir conformar el gran gasoducto sudamericano trayendo gas venezolano hacia el sur del continente. Es Venezue-la el único lugar que puede suministrar el gas faltante a Brasil y como veremos a Argentina y Chile también.

LA REALIDAD ARGENTINLa Argentina también se halla en una situación compleja con el gas natural. En el 2014 se produjeron 114 millones dem3/día de los cuales solo cerca de 3 millones provinieron de pozos no con-

vencionales. En dicho año se importó de Bolivia unos 16,3 millones de m3/día y por barcos de GNL 18,5 millones

de m3/día promedio anual. La perspectiva de mantener la pro-

ducción convencional en 111 Millones de m3/díaes incierta. En los últimos 10 años, las nuevas incorporaciones no llegaron a cubrir la declinación de los viejos pozos y la provisión cayó entre 2004 y 2014 más del 21%. Podemos estimar que con la reactivación de YPF (33% de participación en el upstream argentino) esa declinación disminuya.

La apuesta más importante está en el shale gas de Vaca Muerta. Para ello se había programado en el Business plan de YPF del 2012 llegar en cinco años (el 2017) a 13 millones de m3/día. Por los rendimientos hasta ahora alcanza-dos por pozo pareciera que dicho ob-jetivo recién se alcanzaría en el 2019. Ante tal escenario si proyectamos una tendencia mejorada e involucrando las restantes empresas de gas y las posibles asociaciones con Petronas y Gazprom, podría asumirse que para el 2025 se llegara a producir unos 50 millones

“El Gasoducto puede repagar-se en menos de 10 años. Su vida útil al menos 30 años. De allí se desprende que a Brasil y a la Argentina en forma conjunta les conven-dría evaluar la oportunidad de la construcción del Gran gasoducto del Sur (GGS) impulsado en su momento por Chávez y Kirchner, que por distintas razones Brasil desestimó. Una de ellas fue creer que esa importación no era necesaria por el desa-rrollo de los yacimientos off shore del Pre-sal. Pero el Pre-sal no ha sido un lecho de rosas, su explotación es difícil y costosa”.

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INFORME ESPECIAL\\

de m3/día. Eso siempre y cuando se puedan perforar y contar con cerca de 1000 pozos activos de shale gas. Cifras que un ente de control debería verificar auditando a todos los actores involucrados en Vaca Muerta, como también una oficina de planificación nacional evaluar las distintas alternati-vas de provisión de gas natural dado su carácter sensible y clave.

A esa fecha -año 2025- el consumo de gas natural con una tasa del 3,5% ascendería a 210 millones dem3/día. Sumando los 111 millones de m3/día de producción convencional, los 50 mi-llones de m3 de no convencional y los 27 millones de m3 de importación de Bolivia, se llega a 188 Millones de m3/día determina como mínimo un fal-tante de unos 22 millones de m3. Si la tasa fuera al 4% el consumo llega a 220 Millones de m3/día. La diferencia se amplia. La es verdad como en Bra-sil puede ser suplida por los barcos de GNL pero sería deseable que no fuera así. Los barcos de GNL son muy costo-

sos y también pueden representar un suministro de seguridad relativa pues son pocas las empresas que lo brindan.

En el caso del shale gas en Vaca Muer-ta, YPF pelea a capa y espada. YPF es la nave insignia de la industria hidrocar-burifera del país, pero hace falta más flota para lograr ese ansiado despegue en la producción de shale gas y el auto-abastecimiento.

Por ahora, en Loma Campana (casi 300 pozos en 2,5 años) el crudo ha sido el protagonista principal, y allí los lo-gros productivos también han tenido retrasos respecto a las metas propues-tas. Quizás otras experiencias paralelas hubieran ayudado a resolver más rápi-do el tema tecnológico y el método del ensayo y error.

La explotación del shale gas espera su turno. ¿Llegará con los precios ac-tuales? Es un tema difícil de prever con todo el peso de la incertidumbre de los precios, de la tecnología adecuada y muy fuertemente del rol que van a cumplir las empresas privadas del país,

las y la industria nacional de soporte al esfuerzo productivo. Llegar a ese nivel de producción de 40 o 50 millones de m3 en pocos años no es moco de pavo.

Por otro lado, el único proyecto al-ternativo a la única “bala de plata” de Vaca Muerta es el proyecto GGS. Es un proyecto complementario a Vaca Muerta y creo que necesario. El vín-culo de las fuentes productivas de gas en Venezuela a los centros de consumo industrial y eléctrico de Brasil y Argen-tina y derivaciones a Chile y Uruguay, y su construcción es posible realizarlo casi 100% en las monedas locales de Venezue-la, Brasil y Argentina por donde recorre su traza.

Venezuela posee en sus vastos cam-pos petroleros y cuencas sedimentarias una de las reservas petroleras y gasífe-ras más grandes de occidente. Las reser-vas de gas asociado y gas libre en la par-te Oriental de Venezuela son cercanas a 3.000 miles de millones de m3 equiva-lente a 84Tcf. Es un volumen que per-mite una puesta en producción factible de 120 millones de m3/día (proyecto analizado por PDVSA en Mariscal Su-cre, Plataforma Deltana y Delta Caribe por varias decenas de años). Toda esta zona de yacimientos dispersos pero en definitiva intercomunicables permite asumir la factibilidad de envío al mer-cado externo de una parte de ese po-tencial, es decir en nuestro caso de 70 millones de m3/día.

Hoy hay exportación de gas vía GNL de la zona de Sucre que le reportan a

“Se puede constituir y sería deseable en Sudamérica una empresa regional confor-mada en cada país como empresa de transporte de gas. Es un desafío para toda la región y realizarlo conso-lidara a toda Sudamérica. El proyecto nos posibilitará mi-rar al interior de esta Patria Grande al llamado “hinter-land” a la región donde la Pachamama sudamericana tiene su domicilio”.

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INFORME ESPECIAL\\

Venezuela 4,5/5 U$/MBTU FOB. De ese valor hay que descontar los costos de licuefacción que se hallan en el or-den delos 2,5 a 3U$/MBTU. Es decir a Venezuela exportando GNL obtiene 2,50U$/MBTU netos. La caída del pre-cio del petróleo hizo caer las expectati-vas a un valor inferior.

Los costos unitarios de un gasoduc-to de 100 bar de presión son valores conocidos (aprox.25 U$/m-pulgada). Este Gran Gasoducto Sudamericano saliendo de Puerto Ordaz sobe el Rio Orinoco hasta Litoral-Buenos Aires-Litoral más precisamente Campana sobre el otro gran río sudamericano el Paraná tendría una longitud de 6500Km. Desde Puerto Ordaz hasta Campo Grande (cruce con el actual gasoducto Bolivia- Sao Paulo) hay 4500 Km. A un diámetro de 46” se contempla un costo de 5.175 millo-nes de U$. Este tramo transportaría hasta 70 millones de m3/día. De Campo Grande a Paso de los Libres (Corrientes) hay 1500 Km, que con en un diámetro de 36” el costo as-ciende a 1.350 millones de dólares. Transportaría cerca de 30 millones de m3. El último tramo de 500 Km se re-

partiría con el tramo existente de 24” (Gasoducto del Mercosur) hasta San-ta Fe y otro tramo nuevo de 24” has-ta Campana que implican un costos de 300 millones de dólares. Ambos ramales transportarían 20 millones de m3/día. El monto total del GGS asciende a 6.825 millones de dólares.

El gasoducto podrá transportar 35/40 Millones de m3/d para Brasil y 35/30 millones de m3 para la Argen-tina. De aquí con un swap se pue-den reexportar unos 15/10 Millones dem3/día a Chile y a Uruguay, vía los gasoductos existentes. Se daría así un aprovechamiento pleno tanto en el norte como en Gas Andes de los mis-mos que hasta ahora no se pudo ha-cer. La mayor parte de estas compras se podrían convenir en pagar a Vene-zuela con productos locales agrope-cuarios o industriales, compensando la balanza comercial y disminuyendo la necesidad de divisas, que como se sabe para el caso de los barcos de GNL son al contado rabioso (cash!).

UNA OBRA QUE POTENCIA LA INTEGRACIÓNEl costo de operación y mantenimien-

to pueden ser similares y hasta un poco menores de los largos gasoduc-tos transiberianos de longitudes pa-recidas al GGS. También se puede tomar como referencia los múltiples ductos en EEUU en particular entre Texas y la zona de Chicago. Todas la referencias determinan valores de O&M del orden 3,5/4 U$/MBTU para el transporte de los 6.500Km. El costo final en Sao Pablo y en Bs. Aires Litoral sería del 6 a 6,5 U$/MBTU. Menos de la mitad del costo actual de los barcos de GNL. Valor más que ra-zonable para Brasil y también para la Argentina. Implicaría un ahorro ex-traordinario frente al GNL y aun del gas traído de Bolivia (10 U$/MBTU. El Gasoducto puede repagarse en me-nos de 10 años. Su vida útil al menos 30 años.

De allí se desprende que a Brasil y a la Argentina en forma conjunta les convendría evaluar la oportunidad de la construcción del Gran gasoduc-to del Sur (GGS) impulsado en su momento por Chávez y Kirchner, que por distintas razones Brasil des-estimó. Una de ellas fue creer que esa importación no era necesaria por el

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desarrollo de los yacimientos off sho-re del Pre-sal. Pero el Pre-sal no ha sido un lecho de rosas, su explotación es difícil y costosa. Cuestión aparen-temente cierto pero además aparece ahora en escena la necesidad de ali-mentar las nuevas usinas térmicas.

El gasoducto regional es un verda-dero proyecto de integración. El pro-yecto del GGS puede ser encarado por Venezuela, Brasil y Argentina.

Hace pocos días el asistente del pre-sidente ruso Ing. Yuri Ushakov, plan-teba que Rusia planea proponer una serie de temas concretos, entre ellos “la creación de una asociación ener-gética con los BRICS dedicada a ga-rantizar la seguridad energética de los países miembros”. “Los BRICS son estados que se están desarrollando muy rápidamente. La coordinación de sus políticas energéticas contribui-rá a garantizar una estabilidad en el desarrollo, una seguridad económica

real de los países miembros”. Según el experto, la misión de la

asociación energética será el desarro-llo de una política energética común. Entre los miembros de los BRICS, únicamente Rusia forma parte de los mayores productores de gas y petró-leo, Brasil posee grandes yacimien-tos, pero, si bien tiene cubierta su demanda de petróleo, sigue necesi-tando importar gas.

En materia de seguridad energé-tica existe una amplia gama de ám-bitos de cooperación. En particular, el análisis de las tendencias de los mercados mundiales de hidrocarbu-ros y otros portadores de energía, el desarrollo de una política energética conjunta, el aumento de la seguridad mediante la solución de varios pro-blemas de exportación/importación de combustible con la diversificación del suministro.

Se puede constituir y sería deseable

en Sudamérica una empresa regio-nal conformada en cada país como empresa de transporte de gas. Es un desafío para toda la región y reali-zarlo consolidara a toda Sudamérica. El proyecto nos posibilitará mirar al interior de esta Patria Grande al lla-mado “hinterland” a la región donde la Pachamama sudamericana tiene su domicilio.

Luego de varios años de una excep-cional sintonía entre diversos gobier-nos de América del sur la muerte de Hugo Chávez y de Néstor Kirchner, se produjo una cierta desaceleración de una integración mayor. Solo Tele-sur se ha afirmado como agencia de noticias de la región. El Banco del Sur no ha podido concretarse aún… ¿Lo podrá hacer en los próximos años? Este gasoducto puede ser un proyecto a ser financiado por el mis-mo. Un aporte de un tercio del costo total por cada país socio no parece un

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El próximo Gobierno liderará un período de transición con migración tecnológica en el sistema eléc-trico; reasignará los recursos monetarios ingresantes en función de un nuevo diseño de precios y tarifas al servicio del desarrollo económico y alumbrará una institucionalidad consecuente con una organización lateralizada entre los stakeholders.

Propuestas para mejorar el actual sistema eléctrico Argentino

INFORME ESPECIAL\\

Por Ester Fandiño, Consultora Experta en temas Regulación y Economía de la Energía

UNA AMPLIA VISIÓN QUE SUPERA LOS ANÁLISIS SECTORIALESLa posibilidad de avanzar en acuerdos más operativos en el Sector Energético supone acercarse a las soluciones posi-bles con madurez institucional identifi-cando las oportunidades económicas y sociales para consensuar entre los equi-pos político-técnicos.

El Gobierno de la década enfrenta una no declarada crisis de gran enver-gadura que afecta al abastecimiento y a los costos de la economía y a los re-cursos financieros para importar los hidrocarburos necesarios que eviten la

interrupción del servicio. El fracaso de las soluciones “antiguas” que impuso desde 2003 y el uso del Sector Energé-tico para la construcción de “burguesía nacional”, condujo a profundizar la matriz energética dependiente de los hidrocarburos y, los compromisos futu-ros que deja el Gobierno, no ayudan a superar la situación con eficiencia eco-nómica para el país.

El kichnerismo no tuvo ni tiene en cuenta la calidad de la expansión de la oferta (recurso energético y costo) y deja una pesada realidad a superar, envuelta en una confusa y profusa ma-

raña de subsidios y cuasi-subsidios que conviene analizar.

A la fecha ha habido avances en la interlocución de las diferentes fuerzas de la oposición avalando Acuerdos en base a los consensos del Grupo de Ex Secretarios de Energía y su valioso aporte. Atento a que las decisiones mínimas e indispensables deben ser revisadas con consenso mayoritario, resulta de interés en estos días precisar mayores definiciones y avanzar sobre acuerdos orientados a valorar cómo el Sector Energético puede aportar a des-andar concretamente el laberinto de

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la situación económica que deberá en-frentar el nuevo Gobierno de la Demo-cracia que asuma en Diciembre 2015.

El reenfoque del estado de situación de la Argentina energética a la luz de las posibilidades de la nueva geopolítica del mercado mundial del petróleo y gas –y sus precios futuros que deprimen los negocios del “shale”- y la vigencia de las Leyes Marco Sectoriales y de los Contratos de Concesión firmados por el Estado Argentino, puede ofrecer una salida sorprendentemente viable a una mejor situación, en tanto se trabaje con los acuerdos técnico-políticos que avancen las soluciones necesarias para su clarificación.

El próximo Gobierno liderará un período de transición con migración tecnológica en el sistema eléctrico; reasignará los recursos monetarios ingresantes en función de un nuevo diseño de precios y tarifas al servicio del desarrollo económico y alumbrará una institucionalidad consecuente con

una organización lateralizada entre los stakeholders.

Este documento se propone colo-car al tema energético dentro de una amplia visión del desarrollo, superan-do los análisis sectoriales limitantes (como imaginar a la Argentina como una economía “extractiva” en base a Vaca Muerta) y dar lugar a un proyecto de abastecimiento energético con facti-bilidad técnico-económica habilitando

la disponibilidad de las fuentes y el acceso de los consumidores sin restric-ciones. Todo eso asociado a un modelo con mejor desarrollo económico y so-cial con equidad.

Es importante reconocer que el manejo de la energía es complejo y existe una desigual disponibilidad de recursos por país y desigualdades de acceso por parte de los consumidores finales. Existen, además, disparida-des en el dominio científico y tecno-lógico y una dimensión potencial de conflicto por la captura de la renta potencial del negocio.

Concluyendo, la centralidad de las de-finiciones de política energética del futu-ro requieren consenso; están vinculadas al escenario de gobernabilidad post-kir-chnerista y deben ser parte de la agenda prioritaria a trabajar con consenso.

LA NUEVA MIRADA DE POLÍTICAS PÚBLICAS VINCULADAS A LA ENERGÍALa Ética en una mirada totalizadora, es

“El próximo Gobierno liderará un período de transición con migración tecnológica en el siste-ma eléctrico; reasignará los recursos monetarios ingresantes en función de un nuevo diseño de precios y tarifas al servicio del desarrollo económico”.

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INFORME ESPECIAL\\

parte constitutiva de la cuestión ener-gética. La perspectiva de un desarrollo integral vincula a modelos energéticos diversificados y sofisticados con la ca-lidad de vida y desarrollo de la econo-mía. Para ello, el cambio de un sistema energético de combustibles fósiles ba-sados en el carbono a un régimen más diverso con penetración de energías renovables, se reconocen como pilares que componen la infraestructura de un nuevo sistema económico más virtuo-so. (Esta definición no encuentra repa-ro en la lógica económica del panora-ma geopolítico con precios deprimidos

del petróleo y gas respecto del pasado inmediato).

Asimismo, conviene asumir un concepto científico para valorar las decisiones de las políticas públicas y es que la energía “no se crea ni se des-truye” sino que se transforma conti-nuamente y que cada una de estas transformaciones implica una “per-dida” de energía. Por lo tanto, en la elección de la fuente y su inevitable pérdida se confirma la interioridad de la ética, por cuanto las transforma-ciones no son nunca actividades ética-mente neutras.

Por otra parte, la fuente secundaria “energía eléctrica” parece satisfacer cada vez mejor que cualquier otra las caracte-

rísticas peculiares que se exigen al abas-tecimiento de una economía local en de-sarrollo (es: concentrable, direccionable, fraccionable, contínua y regulable).

Todas estas consideraciones no de-bieran modificar la productividad y rentabilidad de los negocios de pro-ducción de gas y petróleo de la Ar-gentina en tanto estén orientados al comercio internacional y a ser sub-sidiarios competitivos de una matriz energética cada vez más descarbo-nizada y amigable con el medioam-biente.

TEMAS DE ANÁLISIS SUGERIDOS PARA LOS NUEVOS ACUERDOSConsiderando la característica de “re-novable” o “no renovable” de los re-cursos energéticos vale la pena mencio-nar que el 80% de estos últimos cubren la producción mundial de energía. Esta producción es una actividad de trans-formación de recursos naturales y está inevitablemente asociada a riesgos de variada naturaleza en la relación entre el hombre y el ambiente. Las comuni-dades humanas están sujetas a vulnera-bilidades derivadas de la producción de energía y sus consecuencias deben ser ponderadas en la elección de las tecno-logías que integren en el planeamiento de un país para la matriz resultante.

Por eficiencia energética se entiende el objetivo perseguido para lograr un mismo resultado con una menor can-tidad de energía, es decir, reducir el coeficiente de intensidad energética de su producción. La tecnología asociada a la transformación y el transporte de energía es importante para la promo-ción de la eficiencia y los ahorros obte-nidos son fuente de financiamiento de las innovaciones en la infraestructura.

Por último, la coordinación de los sistemas energéticos entre Países y las interconexiones son recursos de abas-tecimiento más económicos y rentabi-lizan los capitales públicos o privados invertidos en la infraestructura. La Argentina en la América del Sur tiene acceso a condiciones excepcionales de complementariedad con los sistemas regionales para los intercambios ener-géticos y merece destacarse que existe la infraestructura de interconexión ya está construída.

REFORMULAR LA GESTIÓN DE ENERGÍA Y EL ROL DE CAMMESALa Argentina presenta un sistema in-terconectado de operación centralizada que convive con redes de transporte de jurisdicción federal y distribuidoras y numerosas cooperativas de jurisdic-ción provincial -o municipal- para la gestión de los servicios de red locales. La actual Función de Producción del conjunto SEA –costo económico del Sistema Eléctrico Argentino- podría ser mejorado sustancialmente con la intro-ducción de la generación renovable dis-tribuída y un mejor ordenamiento de despachos por región energética. Debe reformularse la “gestión de la Energía”

“Conviene asumir un concepto científico para valorar las decisiones de las políticas públicas y es que la energía “no se crea ni se destruye” sino que se transforma continuamente y que cada una de estas transformaciones implica una “perdida” de energía”.

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INFORME ESPECIAL\\

y el rol actual de CAMMESA.Los Sistemas de Energía de país de-

sarrollado están conformados, en la actualidad, por sistemas de tipo centra-lizado, distribuido y de infraestructura de red y todo esto alimentado por un mix de fuentes de energía renovables y no renovables. La migración tecnoló-gica es parte sustancial de la expansión y adaptación de la oferta e incluye la migración tecnológica de las redes de distribución que democratizan la rela-ción del usuario con el operador de la red, de manera de optimizar la modali-dad, calidad y costo de su consumo de manera individual o por clusters. La Argentina y su demanda necesitan que esto suceda para optimizar sus costos y disminuir su vulnerabilidad.

La concentración urbana de la pobla-ción y la sostenibilidad de las ciudades impone la atención sobre la eficiencia energética y la producción de energía “in situ” con amplia participación de la innovación. Esto alejará la vulnera-bilidad de la población a los apagones y disminuirá la emisión de CO2. En el Foro de Alcaldes C40 (Líderes para el Cambio Climático) que se reunió en Buenos Aires en marzo 2015, el Go-bierno Local comprometió avanzar en

un corredor de Metrobús totalmente eléctrico en el 2019 cuya fuente de ali-mentación, en principio, dependería de la red de abastecimiento callejera porteña.

Más allá de la buena noticia, es ob-vio que hay un problema de jurisdic-ción sobre las empresas de transporte (responden a Nación) y que la Ciudad de Buenos Aires deberá garantizar el abastecimiento local de energía eléc-trica mediante generación distribuida dependiente de su propia jurisdicción. Todo esto es posible con el actual plexo normativo del más alto rango y convie-

ne que sea replicado en otras Ciudades Capitales del Interior, siendo un punto relevante de la Agenda de soluciones consensuadas.

(A modo de ejemplo, en Gran Bre-taña, para mediados del 2015, un Con-sorcio de consultoras –que incluye la Universidad de Manchester- presenta-rá el estudio que está llevando adelante sobre el futuro de las redes de Distri-bución en el 2030 de manera de infor-mar sobre las soluciones y desafíos del nuevo mundo tecnológico. Anticipará información sobre el crecimiento de las conexiones de renovables en pequeña escala para proveer a los requisitos de la carga de los vehículos eléctricos)

ECONOMÍA Y FINANCIAMIENTOUN ENFOQUE CRÍTICO PARA EL ACUERDO

La instrumentación del Gobierno Nacional de los flujos de ingreso a la in-dustria eléctrica supuso desde el 2003 una lógica de construcción de Poder re-alimentado por la escasez que provocó y que trascendió lo estrictamente eco-nómico.

En la narrativa oficial, se argumentó en base a una vieja teoría del New Deal en la gran depresión de la década de

“La concentración urbana de la población y la soste-nibilidad de las ciudades impone la atención sobre la eficiencia energética y la producción de energía “in situ” con amplia parti-cipación de la innovación. Esto alejará la vulnerabi-lidad de la población a los apagones y disminuirá la emisión de CO2”.

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INFORME ESPECIAL\\

1930, por la que inversiones quedaron a cargo del Estado y el erario público, -mientras los usuarios pagarían tarifas asociadas a los costos variables-, elimi-nando la “renta” que debía pagarse a las utilities privadas.

Lectores de vieja literatura emula-ron a la Tennesee Valley Authority en la mayor operación de obra pública concebida a la fecha en USA. Aplicar esta teoría supone que la remunera-ción tiende a los costos marginales de la inversión más nueva y retribuye por debajo del costo medio del sistema.

Esta es hoy la situación emergente. Debemos considerar, además, los des-víos en la equívoca elección de pro-yectos o los sobreprecios resultantes también para la importación de hidro-carburos o la elevada tasa de apalan-camiento de la infraestructura que no puede ser, naturalmente, compensada por los nuevos ingresos del crecimien-to de la demanda. Aquí no funcionó virtuosamente la teoría, y el sector apa-rece endeudado con fondos previsio-nales y públicos de compleja recupera-ción tarifaria.

Antes de presentar una Propues-ta Superadora para el aquí y ahora argentino es necesario que valore-mos que el sector energético está remunerado muy por encima de lo que supone considerar sólo las ta-rifas a las que son liquidados los consumos a los usuarios finales en sus facturas. El monto exacto de re-caudación y asignación de recursos monetarios es la primera incógnita a develar para proponer un sendero

“Antes de presentar una Propuesta Superadora para el aquí y ahora argentino es necesario que valoremos que el sector energético está remunerado muy por encima de lo que supone considerar sólo las tarifas a las que son liquidados los consumos a los usuarios finales en sus facturas”.

2014 · CAF INFORME ANUAL50

Apoyo estratégico al desarrollo del sector eléctrico

2014 · CAF INFORME ANUAL50

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de recuperación de valores moneta-rios en precios y tarifas.

Sin embargo, desandando el laberin-to construído en la década, podremos identificar que los recursos que remu-neran a la generación en CAMMESA (o a los generadores contratados) pro-vienen genéricamente de las Distribui-doras, de los Grandes Usuarios, de las asignaciones del Tesoro Nacional y del entrecruzamiento de valores en los de-nominados contratos de Energía Plus, -por lo menos! Sólo a modo enuncia-tivo de ésta y otras modalidades que conviven en la cuenta financiera del sistema, mencionaré:

1.- Entre los montos abonados por los Usuarios hay también conceptos impositivos, como el recargo para San-ta Cruz (una tasa que pagan todos los consumidores del país y que ya tendría que haberse eliminado) y también conceptos de penalización por mayo-res consumos como el PUREE, que se autorizaron revertir a tarifas por deci-

sión administrativa del Ministerio para evitar el colapso financiero de las distri-buidoras de jurisdicción nacional. Un párrafo especial merece el recargo “por gas importado” que se cobra a aquéllos usuarios que no resisten a su pago, a pesar del amparo judicial. ¿Una deu-da potencial de los consumidores ar-gentinos que adhirieron al amparo?

2.- También se deben considerar en-

tre los otros conceptos de flujos finan-cieros y desde el Tesoro Nacional, los impresionantes libramientos a CAM-MESA por la importación de combusti-bles en cantidades y precios seriamente cuestionados. Entre los aportes oficia-les a otros segmentos de la industria eléctrica podemos mencionar a los fi-deicomisos para atender los acuerdos paritarios, los Fondos para el Desarro-llo de la Distribución, la prórroga de las deudas con CAMMESA. Todas estas fuentes son recursos que remuneran la cadena de producción de la industria eléctrica y sus insumos de manera poco transparente y de cuya evaluación sur-girán mejores asignaciones.

En síntesis, estas retribuciones diver-sas enunciadas remuneran hoy –salvo involuntaria omisión- a la cadena de la industria eléctrica de la Argentina y su determinación cierta debiera ser el punto de partida para la propuesta futura de los recursos a asignar “pros-pectivamente”. Esto debe incluir una

“Entre los montos abonados por los Usuarios hay tam-bién conceptos impositivos, como el recargo para Santa Cruz (una tasa que pagan todos los consumidores del país y que ya tendría que haberse eliminado) y tam-bién conceptos de penaliza-ción por mayores consumos como el PUREE”.

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INFORME ESPECIAL\\

revisión a los compromisos para la expansión de la generación asumidos por la actual administración.

Un trade-off entre menor gasto pú-blico financiado por impuestos y me-jores tarifas bien diseñadas puede mos-trar un escenario no esperado.

Otro punto de análisis en este capí-tulo de Economía y Financiamiento debiera estar vinculado al endeuda-miento de las empresas del Sector y sus fuentes. Soluciones que mejoren su estructura patrimonial y disminuyan el costo de remuneración de su propio capital, favorecerán el nivel tarifario y la rentabilidad de sus accionistas sean éstos públicos o privados.

AGENDA TENTATIVALa propuesta futura y conceptual po-

demos sintetizarla en:Más energía eléctrica para satisfacer

la demanda de energéticos y sus nue-vos usos;

Matriz diversificada con fuentes re-novables para evitar la dependencia de los hidrocarburos importados y consi-derando la experiencia de negocios de los países de la región;

Introducción de tecnología en redes para la eficiencia energética y para fa-vorecer la instalación de generación distribuída y la interacción eficiente entre oferta y demanda;

Mejor gestión de la energía en siste-mas eléctricos regionales (nacionales e internacionales);

Favorecer el nivel micro que supone promover y desarrollar soluciones locales

A los efectos de respaldar los objetivos, incluyo las siguientes consideraciones:

1) Genéricamente, un sistema en competencia de mercado tiende al des-ajuste, “dilema subyacente a un capita-lismo maduro en el que la búsqueda de innovaciones tecnológicas para fomen-tar la productividad y reducir los pre-cios hace caer al sistema en una contra-dicción”. La empresa monopolista o los oligopolios tienden a bloquear la inno-vación y mantener el valor del capital ya invertido y el Estado supone que su fun-ción es consolidar el “statu quo”. Estos ciclos siempre fracasan y es el momento de explorar los márgenes del modelo en su conjunto para encarar su superación.

2) Un cambio de paradigma que su-pone enfrentar el poder narrativo del viejo orden y reconocer que cambios tecnológicos, principalmente, nos ins-talan en el presente en una realidad donde la IdC (Internet de las Cosas) está aumentando la productividad hasta el punto que el “coste marginal de pro-ducir muchos bienes y servicios es casi nulo y los bienes y servicios son prácti-camente gratuitos”. Se diría que esta cir-cunstancia es una oportunidad para el

Sector Eléctrico Argentino para superar la crisis actual –de abastecimiento y pre-cios y tarifas- y hacer un aporte pleno al desarrollo económico y social.

3) No hay necesidad de cambios inmediatos en la legislación nacional vigente (Leyes Marco y Contratos de Concesión) lo cual otorga inmediatez a las soluciones que decidan imple-mentarse y mantiene la armonía con las legislaciones provinciales. El Sector Eléctrico Argentino fue organizado e institucionalizado en los años 1991/92 y vulnerado en múltiples oportunida-des –y hasta la fecha- desnaturalizando la mecánica de funcionamiento pre-vista mediante la interacción de diver-sos actores públicos y privados que le dieron hasta el año 2002 una orgánica “check & balance” que aún resulta ade-cuada para la nueva etapa.

4) La evolución del precio del petróleo de futuro inmediato y su moderada pers-pectiva, sumada a los cambios tecnológi-cos ya instalados en el mundo, ofrecen una posibilidad más que interesante para el diseño del sendero de la transición que permita la instalación plena de los bene-ficios citados en el sistema.

“Otro punto de análisis debiera estar vinculado al endeudamiento de las empresas del Sector ysus fuentes. Soluciones que me-joren su estructura patrimo-nial y disminuyan el costo de remuneración de su propio capital, favorecerán el nivel tarifario y la rentabilidad de sus accionistas sean estos públicos o privados”.

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INFORME ESPECIAL\\

5) Las energías renovables ofrecen una oportunidad para sacar de la red a centrales térmicas basadas en com-bustibles fósiles importados. Algunos ejemplos internacionales:

5.1.- Si la tendencia del precio de las células fotovoltaicas (de u$s/vatio 60 en 1976 a 0,66 u$s/vatio en 2013) con-tinúa al ritmo actual, en 2020 el precio de la energía solar será comparable al

precio medio de la electricidad de hoy.5.2.- En Alemania en el 2013, el 23%

de la electricidad era verde y se espera que en el 2020 llegue al 35% y refleja este impacto con un coste marginal cercano a cero en determinadas horas del día.

5.3.- En Estados Unidos, con una tran-sición más moderada a las renovables, NGR calculó en el 2011 que el coste fi-nal de la energía fotovoltaica volvería a

reducirse a la mitad en los próximos dos años haciendo que la energía solar fuera más barata que el precio de la electrici-dad al momento en veinte (20) Estados de la Unión.

5.4.- El Energy Watch Group predi-ce 50% de la cuota de renovables en el mercado para los años 2017 ó 2033 se-gún el optimismo de la penetración de estas tecnologías.

6.- Las SMART GRID son otro recur-so tecnológico disponible para lo que habrá que viabilizar el financiamiento de la migración tecnológica. Los nue-vos servicios no regulados a prestar por las Distribuidoras y las ganancias de eficiencia figuran entre las exter-nalidades positivas de esta migración que significará un menor despacho de las energías más caras. El objetivo del enfoque propuesto apunta a la creación de valor para los actores del sistema y la minimización del precio de la ener-gía y los servicios asociados basados en la innovación y la institucionalidad. Un nuevo modelo de negocios.

7.- Por último y lo más importante, el gran debate que debemos tener en torno a la automatización y el futuro del mercado laboral tanto en su capaci-tación y talentos necesarios como para enfrentar la disminución de la tasa de ocupación de la población económi-camente activa (“desocupado tecno-lógico”). El período de transición del Sector Energético hasta la migración tecnológica y el nuevo orden nos dará un margen que deberemos prever y aprovechar con eficiencia.

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La décima edición de Argentina Oil & Gas Expo 2015 ya supera las anteriores con grandes expectativas El evento ya tiene el récord en cantidad de metros cuadrados vendidos, es mayor que nunca el número de expositores que presentará los últimos avances en productos, servicios y tec-nología para la industria

Nuevamente, la Argentina Oil & Gas Expo se hará presente el próximo octubre en el predio de La Rural de Buenos Aires, en su muestra de 2015. Considerado el máximo evento del sector para la región, y organiza-da por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), la Expo convoca a los más destacados especialistas del Petróleo y del Gas para diseñar las estrategias de los may-ores negocios del mundo y el intercambio con las industrias afines.

Reconocida a nivel internacional, se es-tima que de la AOG 2015, que este año cel-ebra su décima edición, participarán más de 250 empresas, que se mostrarán en una superficie de 35.000 m². Allí es donde el IAPG fomenta el intercambio comercial y

de proyectos entre todas las compañías que ya trabajan o que quieren invertir en la en-ergía del país, asumiendo el compromiso de respetar el medio ambiente.

Debido a la importancia que reviste esta actividad, paralelamente se presentará el 2° Congreso Latinoamericano y del Caribe de Perforación, Terminación, Reparación y Servicios de Pozos en el cual serán oradores los profesionales más respetados del área en conferencias, mesas redondas y encuen-tros entre profesionales.

Como es de esperar, el foco estará en la Perforación de los recursos no convenciona-les y todos los desafíos que involucra.

Algunos de los temas que se planean abordar serán: Nuevas tecnologías; Au-tomatización de equipos; Seguridad, Salud ocupacional y medio ambiente; Operacio-nes off-shore en aguas profundas; Pozos horizontales y multilaterales; Operacio-nes en yacimientos Maduros; Fluidos de perforación, terminación y reparación; Cementación y estimulación; Operaciones en yacimientos no convencionales (tight gas, shale oil/shale gas, petróleos pesados,

etc.); Integridad de pozos; Abandono de pozos; Geomecánica de rocas; Capacitación y desarrollo del personal de perforación; Tubulares; Control de pozos: estudio de ca-sos y Sistemas de transporte de los equipos de perforación sin desmontar para distan-cia cortas (por medio de rieles y walking-systems).

En el marco de Argentina Oil & Gas Expo 2015 se realizarán diversas Conferencias de Expositores, donde las empresas más prestigiosas del sector ofrecerán charlas técnicas sobre diversos temas de interés, presentaciones comerciales, novedades de productos y demostraciones.

El IAPG es el referente técnico en la Ar-gentina de la industria del petróleo y del gas en particular y la energía en general. Coordina encuentros técnicos internacio-nales y regionales; asiste en la capacitación de los recursos humanos de la industria y promueve la concienciación y mejora de la gestión ambiental, entre otras actividades. Cuenta con 157 empresas asociadas, na-cionales y extranjeras y más de 700 socios personales

ARGENTINA OIL & GAS EXPO 2015, MARCA REGISTRADA

//Eventos:

- La Exposición Internacional del Petróleo y del Gas se lleva a cabo en La Rural Predio Ferial, Buenos Aires, Argentina del 5 al 8 de Octubre próximo. Reúne a las personalidades más importantes de la industria.

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EMPRESARIAS

Securitas, líder en soluciones de seguridad

AXION energy invierte en el Oeste del Gran Buenos

Securitas es la empresa líder mundial en soluciones de seguridad, con operacio-nes en 54 países. En América Latina tiene operación en siete países de la Región: Argentina, Chile, Colombia, Costa Rica, Ecuador, Perú y Uruguay. En Argentina es líder en la industria y asume el rol de ayudar a mejorar y profesionalizar el sec-tor de la seguridad privada.

Securitas Argentina es una Empresa que cuenta con 14.000 empleados y brin-da soluciones de seguridad a medida de las necesidades de cada cliente. Está di-vidida estratégicamente en 4 Regionales –Buenos Aires, Centro, Litoral y Sur- per-mitiéndole tener una comunicación más efectiva con sus empleados y clientes.

Las soluciones incluyen servicios de Vi-gilancia Física, Trailback (soluciones GPS), Mobile (rondas controladas), Consultoría

y Análisis de Riesgo y Detección y Aviso de Incendios. A través del CEGES (Centro de Gestión de Soluciones), ofrece servicios de Innovación y Tecnología: CCTV, Alar-mas y Monitoreo, Video Remoto, Auto-matización y Control de Accesos.

Securitas conoce y tiene experiencia en brindar seguridad en el sector energético. Ofrece sus servicios a plantas de energía, suministradores de electricidad, plantas de combustible, compañías de petróleo y gas, destilerías e instalaciones portuarias. Todos ellos tienen factores de alto riesgo y necesitan soluciones específicas.

Entre las soluciones que ofrece al sec-tor se destacan Monitoreo de las cámaras instaladas en los servicios, CCTV, Video Vigilancia de válvulas oleoductos, Trail-back (seguimiento satelital, consolidando rutas, horas de apertura o cierre de bocas

de llenado y/o vaciado), SecuritasConnect (el cliente puede ver en tiempo real de manera remota las recorridas de los Guar-dias, así como también hacer seguimiento de las novedades), Mobile, botón de páni-co, control de accesos y de cerramientos de bocas de acceso de carga y descarga.

En todo el país los clientes están respal-dados por Gerencias Operativas especialis-tas en el tema, que atienden y entienden la lógica del sector. Más de 1500 Guardias y Guardias Bomberos trabajan en la indus-tria energética en Argentina, quienes reci-ben capacitación específica del segmento para desarrollar las mejores competencias y habilidades, como entrenamiento de lu-cha contra el fuego, uso de elementos de protección contra incendios, control de accesos y primeros auxilios (reanimación y control por intoxicación).

La compañía petrolera inauguró el lunes la primera estación de servicio AXION en Morón, con la que suma siete bocas de expendio bajo la nueva marca en la zona oeste del área metropolitana.

AXION energy, con la presencia de Lucas Ghi intendente de Morón, inau-guró el lunes 14 de septiembre su prime-ra estación de servicio en Morón como parte de su estrategia de expansión en la zona Oeste del Gran Buenos Aires, que incluirá aperturas en otras localidades ve-cinas.

La nueva estación AXION energy se encuentra en Mendoza 205, partido de Morón y es la séptima que la empresa inaugura en la Zona Oeste del Conurba-no bonaerense. Ya operan bajo la marca AXION energy otras seis estaciones de ser-vicio ubicadas en Parque Leloir, Ciudadela,

Laferrere, Libertad y dos en Merlo. En los próximos meses se inaugurarán seis más.

“Esta inauguración reafirma el com-promiso de Axion energy con la zona Oes-te del área metropolitana de Buenos Aires. Tenemos una importante presencia en la región a través de estaciones con la nueva marca Axion. Seguiremos trabajando con el mismo entusiasmo para lanzar el nuevo concepto en todas las estaciones de servi-cio de la red. “, dijo Matías Fernandez Ba-rrio, Director de Retail de AXION energy.

Estas aperturas forman parte de un pro-yecto de re-identificación de la red de 530 bo-cas de expendio que operan en todo el país bajo la marca Esso, con el objetivo de conso-lidar su posición en el mercado de refinación y comercialización de combustibles.

La nueva estación, al igual que todas las AXION del país, presenta una innovadora

imagen, ofreciendo la más alta calidad en combustibles y un servicio de excelencia. Para agilizar las transacciones comerciales y la circulación de los vehículos, incluye un nuevo concepto en islas de despacho con surtidores de última generación.

Las naftas que se ofrecen son la AXION Premium, AXION Súper, AXION Diesel y AXION Euro+Diesel, reformuladas re-cientemente con los más altos estándares de calidad para satisfacer las exigencias de los automóviles más modernos, y la línea

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Es preocupante que las iniciativas de nuevos de-sarrollo nunca van acom-pañadas por una regla-mentación que facilite el acceso al seguro o a la

financiación de las primas de seguros que hacen sustentables esas inversio-nes. Esto ocurre ya desde al Agro a las tecnologías de punta. Una política de expansión de nuevas economías o industrias debe necesariamente ser acompañadas por las herramientas fi-nancieras que faciliten su consolidación y el seguro es parte de esos mecanismos. El mercado de seguro aporta capital con-tingente frente a las eventualidades y solo podremos ver crecer y consolidarse a los aseguradores cuando se los entienda como un verdadero instrumento de de-sarrollo y aporte de valor.

El territorio de la República Ar-gentina es ideal para el desarrollo de este tipo de energías renovables. El viento de la Patagonia, por su intensi-dad y constancia, es una fuente inago-

EL PROBLEMA QUE PRESENTAN LAS ENERGÍAS RENOVABLES ES QUE SON PERCIBIDAS COMO TECNOLOGÍAS QUE ACARREAN IMPORTANTES RIESGOS, POR LO QUE VEN SUS POSIBILIDADES DE FINANCIACIÓN FUERTEMENTE LIMITADAS Y POR ENDE SE RETRASA SU DESARROLLO.

GESTIÓN DE RIESGO PARA PROYECTOS DE ENERGÍAS RENOVABLES

TRIBUNA ABIERTA\\

* Por Marcelo Rodriguez, presidente de RiskGroup Argentina

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table de energía eólica. En el noroes-te del país, con sus constantes días de sol puede proveer fuente inagotable de energía solar y la zona cordillera-na para desarrollar la energía geotér-mica. La costa del país, puede apor-tar energía mareomotriz y más!

El problema que presentan las energías renovables es que son perci-bidas como tecnologías que acarrean importantes riesgos, por lo que ven sus posibilidades de financiación fuertemente limitadas y por ende se

retrasa su desarrollo. Los orígenes de estos riesgos pueden tener diversas fuentes. La tecnología utilizada en sí misma, la falta de abastecimiento de los materiales necesarios para la cons-trucción del proyecto, las dificultades de funcionamiento como consecuen-cia de errores de diseño, defectos en los materiales o mano de obra, ries-gos políticos con los contratos o la imposibilidad de transferir moneda, cambios en los marcos regulatorios o situaciones de turbulencia popular. Estos son solo algunos de los riesgos que evalúan los inversionistas al mo-mento de destinar fondos para pro-yectos de energía alternativa. Una buena política de Gestion de Riesgo Empresarial y Seguro es normalmen-te la mejor protección para vaivenes inesperados en el flujo de recursos financieros.

En el informe “Riskquantification and riskmanagement in renewablee-nergyprojects”, se analiza cómo ga-rantizar que los proyectos de energías renovables alcancen, de una manera más sencilla y eficiente, la financia-ción requerida para su desarrollo. El estudio define un metodología, estructurada y rigurosa, de identifica-ción, cuantificación y gestión de los riesgos asociados a las energías reno-vables.

UN NEGOCIO QUE CRECELa industria de la energía alternativa ya se ha convertido en un negocio in-ternacional, extendido a nivel mun-dial y que involucra a importantes actores globales. La necesidad global de seguros confiables e integrales para apoyar estos proyectos es ahora más evidente que nunca. Al crecer los proyectos, crecen los riesgos y pocos operadores pueden responder al reto de ofrecer soluciones asegurativas a medida de las necesidades de estos emprendimientos.

Se requiere de especialistas que tengan un historial probado. Que puedan evaluar los riesgos de las em-presas de ingeniería, de fabricantes y proveedores que ahora trabajan man-

TRIBUNA ABIERTA\\

La industria de la energía al-ternativa ya se ha convertido en un negocio internacional, extendido a nivel mundial y que involucra a importantes actores globales. La necesi-dad global de seguros confia-bles e integrales para apoyar estos proyectos es ahora más evidente que nunca”.

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comunadamente con los pioneros re-novables para satisfacer la demanda. Sin embargo, este sector de rápido crecimiento, se encuentra gestionan-do proyectos basados en tecnología a menudo prototipo, de configuración inusual, que requiere productos de seguros que deben ser especialmente diseñados para estos intrincados pro-yectos.

Los riesgos oscilan desde desas-tres naturales: la imprevisibilidad del clima, fluctuaciones en la ge-neración de viento, demoras en la construcción, averías mecánicas y las pérdidas materiales por ava-tares políticos y sociales. Las pér-didas máximas probables pueden llegar hasta cientos de millones de dólares si hay un daño importante que provoca una interrupción del negocio.

Al igual que otros operadores es-pecializados, en RISKGroup hemos desarrollado una plataforma de tra-bajo para la gestión de riesgo más una batería de productos que soporta la adecuada estructuración y ejecu-ción de proyectos. Estas soluciones incluyen:

• Riesgo de consultoría para to-das las fases del proyecto

• Sistemas de monitoreo y ase-soramiento durante el funcionamien-to regular

• Cobertura de la ingeniería para las fases de construcción (incluida la demora en la puesta en marcha y la pérdida de beneficios anticipados) y riesgo operacional

• Cobertura de los Activos pro-ductivos incluyendo la interrupción de la actividad

• Responsabilidad civil y medioambiental

• Cobertura de carga y transpor-te del proyecto

• Continuidad de negocio• Responsabilidad de los Direc-

tores y Gerentes Para proteger estos proyectos

de los riesgos que los rodean, que amenazan su expansión y puesta en marcha, el asesoramiento y la

adquisición de seguros a medida están al alcance. Con solo con-sultar un bróker de seguros espe-cialista se puede lograr cambiar la

óptica con que se analiza la vola-tilidad de un proyecto de energía alternativa. Y eso siempre mejora el retorno sobre la inversión.

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