benditas reservas · un informe oficial de yacimientos petrolíferos fiscales bolivianos (ypfb) da...

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Año 4 • Número 3 • Julio/Agosto de 2007 • Ciudad de Buenos Aires, Argentina.

REFINACION: FALTAN INVERSIONES EN UN MERCADO ESPECULATIVO

El frío anticipado, la falta de lluvias y el retraso en las inversiones causaron un nuevo cuello de botella en la oferta energética de

Argentina. Los costos de la imprevisibilidad y del doble discurso.

El frío anticipado, la falta de lluvias y el retraso en las inversiones El frío anticipado, la falta de lluvias y el retraso en las inversiones

ReservasBenditas

BOLIVIA, ¿UN SOCIO CONFIABLE?

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Editor responsable y Dirección periodística: Daniel Jorge Barneda.Diseño y Diagramación: [email protected]ía: Fernando Serani.Colaboradores: Carlos Cirelli y Héctor Delgado Gerencia Comercial: Gastón Salip

Editado en Buenos Aires, República Argen-tina. Miralla 626- PB 4, (CP 1440), telefax: 4644-4311, 15-5463-8782. Registro de la propiedad intelectual en trámite. Las notas fi rmadas no necesariamente refl ejan la opinión del editor. Prohibida su

reproducción parcial o total (Ley 11.723) –Copyright PE. Prensa Energética es una publicación de V&B Prensa y Comunicación.e-mail: [email protected], [email protected].

STAFF

EDITORIAL

¿Se acabó la luna de miel?

Como una fotografía de los años´80 empezaron a aparecer las primeras señales de escasez. El esce-nario es complejo y está dado por una creciente demanda; sequía en las cuencas hídricas; falta de exploración de gas en boca de pozo; ausencia de redes eléctricas para garantizar la sustentabilidad del sistema, en síntesis falta de claridad en las polí-ticas energéticas. Pero esta fotografía no es nueva. El 19 de marzo de 2004 el diario Clarín publicaba en la tapa “Cortes de luz en grandes plantas indus-triales, se deben a que la generación de energía no alcanza para cubrir toda la demanda. La escasez podría agravarse con el mayo consumo durante el invierno…” Por aquel entonces el Ministro de Plani-fi cación Federal, Julio De Vido, aseguraba que “los cortes parciales de energía que se aplicaron a 30 empresas son el fruto de un acuerdo con la Secreta-ría de Energía para el uso racional de la electricidad”.Esto decían los empresarios en el 2003: “El pre-sidente Kirchner va a gobernar por 4 años y si hoy no se comienzan a solucionar los proble-mas que afectan a los sectores de gas y electri-cidad, el país puede enfrentar una crisis de abas-tecimiento de energía al fi nal de su gestión”.Cuatro años después la suma de anuncios no disimula la ausencia de una estrategia de largo plazo y ya son 5000 las empresas afectadas por los cortes. La vuel-ta de un Estado más regulador sobrevuela en el ac-tual ambiente de negocios como seria amenaza que remontan casi indefectiblemente a una etapa oscura de la Argentina, de pérdida de efi ciencia, deterioro en la calidad de los servicios y corrupción institucional.En la actual demagogia que muestra el gobierno es impensable que se corte la luz a los sectores resi-denciales. No obstante, parecería haberse acabado la etapa de encantamiento o luna de miel. Van a tener que empezar a tomarse medidas antipáticas que sin duda van a alterar el humor de la gente.“Si quieren quitar las concesiones que las saquen, si quieren reprivatizar que lo hagan, pero a la gente se le está mintiendo y cuando tenga carencia de servicio el Estado no podrá hacer nada”, disparan los analistas más críticos. El Estado no se puede permitir invertir a pérdida en el sector energético. ¿Debe el Teso-ro Nacional aportar fondos al desarrollo de infraes-tructura energética en un país que tiene asignaturas pendientes en salud, educación, seguridad y justicia?

SUMARIO

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RESERVAS ARGENTINAS: ¿Y AHORA QUE?Según las estadísticas, la única manera de revertir la declinación de reservas de gas natural en la Argentina sería descubriendo no menos de 2 TCF de gas por año.

EL FUEL OIL DE CHAVEZ: UNA OPERACIÓN COSTOSADesde 2004 hasta la fecha Argentina importó cerca de 2.500.000 de toneladas de fuel oil y a fi nes de este año

rondaría las 3.000.000 de tns.

REFINACION: FALTA DE CAPACIDAD OCIOSA COMPLICA EL NEGOCIOLatinoamérica y el Caribe requieren de U$S 30.000 millones de inversión para ampliar y actualizar su parque refi nador.

6BOLIVIA Y LA ESPADA DE DAMOCLESUn informe ofi cial de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) da cuenta que las reservas de gas na-

tural descendieron a 19,3 Trillones de Pies Cúbicos.

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Nota de Tapa

Bolivia y la espada de DamoclesUn informe oficial de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) da cuenta que las reservas de gas natural descendieron a 19,3 Trillones de Pies Cúbicos y que en 2005 estaban certificadas en alre-dedor de 26.7 TCF. ¿Está garantizada la exportación de gas a la Argentina por 27 millones de metros cúbicos día? Aseguran que para abastecer el mercado brasileño y el argentino hacen falta U$S 3.000 millones durante 3 años para invertir en el desarrollo de pozos e infraestructura.

“Dios es argentino, pero no kirchnerista”, la frase de un empresario petrolero puede sonar un tanto irónica, pero no por eso deja de tener una fuerte dosis de oportunismo. Ocurre que esta crisis energética que hizo eclosión en la Ar-gentina fue advertida hasta el hartazgo en los últimos 5 años por especialistas y expertos de la industria que criticaban la falta de políticas energéticas de largo plazo y la miopía del go-bierno de turno en admitir semejante escenario. Finalmente, mientras “los agoreros de siempre” hoy sacan chapa de gurúes, el gobierno tiene que hacer malabares para que la crisis no afecte el humor de “Doña Rosa”, tan cuidada en estos tiempos que corren. Tampoco han dado buenos resultados las in-vocaciones y las plegarias al gran Zeus, Dios de la Lluvia de la mitología griega para dotar de agua a las represas hidroeléctricas en la Patagonia argentina. A la escasez de agua se sumaron las bajas temperaturas de un invierno más frío que desnudó las falencias y profundas grietas de un modelo poco sustentable con crecimiento record de demanda energética, pero con la misma oferta que hace 15 años atrás. Oferta que hoy sigue siendo el gran talón de Aquiles de una política de subsidios cruzados y anuncios rimbombantes que apenas sirven para llenar suplementos

económicos. Lo cierto es que a menos de 4 meses de las elecciones presidenciales, el tema energético ha pasado de ser un problema a una crisis estructural ya admitida por el propio presidente Néstor Kirchner que apuesta todo a Bolivia como principal proveedor de gas para el mercado argentino.

DEMANDA INTERNA DE GAS NATURAL (Millones de m3)2002 2003 2004 2005 2006 Var 06/05 Taa (06/02)

Residencial 7.381 7.727 7.738 8.350 7.398 -11,4% 0,1%Comercial 987 1.028 1.120 1.109 1.102 -0,6% 2,8%Industrial 9.797 10.683 11.221 11.305 12.548 11,0% 6,4%Centrales Eléctricas 7.784 8.751 10.344 10.714 11.382 6,2% 10,0%GNC 2.040 2.639 3.045 3.168 3.043 -3,9% 10,5%TOTAL 27.989 30.828 33.468 34.646 35.473 2,4% 6,1%Fuente: ENARGAS

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Inversion en Exploracion y Produccion

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ProduccionExploracion

Finalmente la crisis energética, expresión que el Gobierno viene gambeteando desde hace 4 años, hoy es motivo de debate hasta en los programa de chimentos de la televisión argentina. Ahora desde los pasillos de la Secretaría de Energía admiten en voz baja que no habrá gas suficiente para las dos usinas termoeléctricas que se levantarán en Campana y Timbres. El plan B es adaptar esas centrales para que puedan funcionar hasta 90 días con combustibles líquidos en vez de los normales 30 días para los que están preparadas. La adaptación obligará a un acuerdo extra por fuera del contrato de concesión y a su vez, podría implicar un riesgo técnico para dos plantas que costarán alrededor de u$s 1.100 millones y que son necesarias para paliar la escasez energética.

Las dos usinas estarían generando a pleno (1.600 megavatios) para junio de 2009. El problema se plantea en que cada una demandará alrededor de 3,7 millones de metros cúbicos diarios de gas, alrededor de 8% del consumo diario del país y una cantidad que hoy no están en el sistema.

La pregunta que surge es: ¿si Argentina no fue un proveedor confiable para Chile, menos lo va a ser Bolivia para nosotros? Previendo el peor de los escenarios la Secretaría de Energía estaría desarrollando un grupo de planeamiento estratégico que contempla el incumplimiento de los contratos de venta de gas por parte de Bolivia. La alternativa pasa-ría por el GNL. Las incertidumbres de hoy están más asociadas a presiones políticas para apropiarse de la renta que va a dejar el negocio y de su distribución, pero no pondrían en riesgo la concreción del negocio y su normal ejecución.

Adiós a los eufemismos

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Uno de los objetivos estratégicos del actual gobierno para el año 2007 ha sido la construcción del gasoducto que unirá el nordeste argentino con Bolivia, un proyecto demorado desde hace dos años que es considerado clave para cu-brir las necesidades energéticas del país. La Argentina firmó en septiembre pa-sado un ambicioso acuerdo con el gobierno de Evo Morales que cuadruplicará

sus compras de gas natural en la próxima década y que incluyó el compromiso de construir el ducto co-tizado en unos US$ 1000 millones. En setiembre pa-sado se cerró un convenio entre Bolivia y Argentina para la exportación de gas a largo plazo a un precio de US$ 5 por millón de BTU. A partir de ese pacto, el gobierno de Morales pudo cerrar el mes pasado la renegociación contractual con las petroleras multina-cionales, tal como reconoció el vicepresidente boli-viano, Alvaro García Linera.

A casi un año de la firma de ese acuerdo los prin-cipales diarios matutinos en la Argentina ya advier-ten que podría peligrar la provisión de gas boliviano a este mercado. La noticia corrió rápidamente a raíz de las declaraciones a la prensa del presidente de la

petrolera estatal boliviana YPFB, Manuel Morales Olivera, quien sostuvo que en este momento, la exportación de gas a Brasil está garantizada, lo que está en riesgo es la venta a Argentina.

El anuncio causó enorme preocupación en el gobierno argentino y esto po-dría incidir en forma negativa en incumplimiento por parte de Bolivia en su compromiso de suministro con Argentina de 27 millones de metros cúbicos de gas por día, una vez construido el Gasoducto del Noreste, según el acuerdo firmado a fines de 2006 entre el presidente de Bolivia, Evo Morales, y su par argentino, Néstor Kirchner. En ese convenio YPFB y Enarsa acordaron ampliar las exportaciones de gas al mercado argentino de 4,5 Mm3/d a 7,7Mm3/d el 2007; 16 Mm3/d entre el 2008 y 2009; y 27,7 Mm3/d entre el 2010 y el 2026. Por la venta del gas, Bolivia recibirá en un plazo de 20 años la suma de U$S 17.000 millones estimados sobre el precio actual de 5 dólares por millón de BTU.

El contrato suscrito con Argentina establece que, a partir de junio del 2008, el país debe aumentar los volúmenes de exportación. “A partir del 2008 se empezarán las inversiones, pero los resultados toman tiempo. Los plazos son cortos. Si las cosas se hacen bien, se podría incrementar la capacidad de en-trega adicional a mediados del 2009”, aseguró el gerente de Estrategias de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH), Yussef Akly. Según el contrato firmado entre Bolivia y Argentina, el país debe aumentar los volúmenes de exportación de gas natural a Argentina a partir de junio del 2008. Se prevé que para mediados del 2010 el tan mentado Gasoducto del Noreste (que debió terminarse en al año 2006 y en cambio recién se ha licitado) transportará los volúmenes acordados en el convenio.

Incertidumbre y Plan BDEMANDA INTERNA DE GAS NATURAL (Millones de m3)2002 2003 2004 2005 2006 Var 06/05 Taa (06/02)


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Algunos analistas opinan que parte de la oposición política de Bolivia quieren insta-lar en el país la sensación que las reservas de gas bolivianas se queden en simple reserva estratégica. Y aseguran que “la producción actual en Bolivia no alcanzaría para cumplir los contratos de suministro que mantiene con Brasil (30 millones de metros cúbicos diarios anuales) y con la Argentina (hasta 7,7 millones). “Con la puesta en servicio del gasoducto del Nordeste las compras a Bolivia apenas podrían alcanzar entre 12 y 15% del volumen que se consume en la Argentina”.

Daniel Montamat, economista y ex secretario de Energía de la Nación, señala más erro-res que aciertos y pronostica un panorama difícil.

“Desde 1972 a 1999 Boliva exporta gas al mercado argentino (unos 6 millones de m3/día) y nunca hubo problemas con el suministro. Hemos vuelto a comprarle desde el 2004 a las apuradas debido a los problemas de abastecimiento del mercado interno. En esta nue-va relación hay circunstancias diferentes que deben tenerse en cuenta. Ahora el principal comprador de Boliva es Brasil y Bolivia quiere desarrollar el mercado doméstico de gas.

Hemos firmado un contrato para comprarle hasta 30 millones de m3 y hacer un nuevo ga-soducto, pero el suministro comprometido en ese contrato tiene última prioridad. Primero el gas de Bolivia para el mercado doméstico, segundo el abastecimiento de Brasil y tercero el abastecimiento argentino. Bolivia tiene gas pero tiene que desarrollar nuevas reservas para cumplir con el contrato argentino. El precedente argentino con Chile (cortes y redirecciona-mientos para el consumo doméstico) no es un buen antecedente para la futura relación de largo plazo con Bolivia. Si Bolivia tiene proble-mas con el gas -por falta de inversiones o proble-mas políticos-, Argentina va a ser el pato de la boda y no nos vamos a poder quejar. Para largar con el gasoducto hay que asegurarse que estén las reservas y hay que ver si se puede revisar la cláusula de prioridad. Todo esto sucedió porque debimos negociar el gas boliviano en acuerdo con Brasil y pensando en la consolidación de un mercado regional de energía. Mientras despeja-mos la incógnita boliviana deberíamos lanzar un proyecto para construir una planta de regasifi-cación en una zona cercana a Buenos Aires. Es un proyecto que nos permite diversificar riesgos de suministro y dar un mensaje político a quien cree que nos tiene de rehén. ¿Y el gas argentino?. Le pagamos a Bolivia 5 dólares el MMBTU y le pagamos a los productores del país 1.40 dólares promedio. Tenemos que terminar con esta contradicción porque el país necesita descubrir y desarrollar gas nuevo mientras monetiza reservas probables. De lo contrario, cada vez importaremos más y a mayores precios”.



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Nota de Tapa

Argentina, ¿el pato de la boda?

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TRANSPORTISTA INDEPENDIENTEDE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ALTA TENSIÓN

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

e-mail: [email protected]

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El precedente de Cuiabá

Según publicó el Diario de Bolivia un informe oficial de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) da cuenta que las reservas de gas natural descendieron a 19,3 Trillones de Pies Cúbicos y que en 2005 estaban certifica-das en alrededor de 26.7 TCF. La última certificación fue realizada por DeGolyer & MacNaughton en diciembre de 2005, para el 98 por ciento del petróleo condensado de las reservas probadas de todos los campos.

Algunos expertos consultados aseguraron a este me-dio que la exportación de gas boliviano a la Argentina no estaría garantizada y pone en peligro los acuerdos bila-terales. Los expertos consideran que si hasta ahora no ha habido problemas en el suministro de gas por parte de Bolivia es porque Brasil no consume todo lo que podría -absorbe entre 25 y 27 millones- y la Argentina- con 5,5/6 millones- no puede transportar todo lo que necesita.

Ya en setiembre de 2006 el presidente de la filial bo-liviana de Petrobras, José Fernando de Freitas, ya había alertado que el nivel actual de producción de gas en Boli-via no le permite cumplir ni siquiera con sus contratos vi-gentes con Brasil y Argentina, y menos con futuros acuer-dos. En una entrevista publicada en el diario local “La Razón”, el ejecutivo brasileño afirmó que la capacidad boliviana está limitada por el freno de inversiones extran-jeras en el sector debido a la nacionalización decretada en mayo pasado. “Bolivia no tiene capacidad de producción suficiente para atender ni siquiera los contratos actuales. Si todos sus mercados pidieran los volúmenes máximos, y estamos cerca de eso, Bolivia no tendría capacidad de en-tregarlos”, dijo De Freitas. Brasil ha contratado la compra de un máximo de 30 millones de metros cúbicos diarios de gas hasta 2019, pero actualmente compra un promedio de 26 millones, mientras que Argentina tiene acuerdos

para adquirir este año hasta 7,7 millones diarios, pero su nivel promedio actual ronda los 4,5 millones.

Con respecto al gas, a la crisis nacional se sumó el mes pasado la noticia de que Bolivia había comenzado a racionalizar sus exportaciones. Ante la imposibilidad de incrementar su capacidad productiva y para atender la creciente demanda interna, Bolivia redujo a la mitad lo enviado a Cuiabá, ciudad brasileña donde se emplaza una central termoeléctrica, y dejó pendiente el pedido de la Argentina de comprar 7,5 millones de metros cúbicos diarios y le siguió suministrando 4,62 millones.

“No tengo noticias de que haya un mega proyecto de instalación de por lo menos un millón de conexiones de gas a domicilios y a pequeñas industrias en El Alto, en Santa Cruz y en otras ciudades bolivianas para paliar el desempleo y el hambre”, explicó un hombre de negocios en Santa Cruz de la Sierra.

“Nadie puede entender cómo es posible que siendo una potencia continental en gas, Bolivia esté sufriendo de hambre. Hay “una evidente crisis energética en Bolivia pero nadie se atreve a decirlo”, dijo.

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Es sabido que el Estado argentino deberá afrontar un fuerte déficit al tener que subsidiar la diferencia entre el precio de importación del gas boliviano (alrededor de u$s 5/MBTU) y el precio de venta, tanto doméstico cuanto la cuota que se envía a Chile, Uruguay y Brasil tienen precios acordados por debajo de lo que habrá que pagar a Bolivia.

“Con el actual nivel de reservas probadas de gas en Bolivia, sólo podrían cumplir con los 27 millones de m3 diarios en un muy corto lapso. Y eso, si del lado argentino se hacen las inversiones vinculadas con ampliación de capacidad de gasoductos actuales o construcción de nuevos gasoductos”, sentenció un destacado consultor.

En círculos cercanos a la industria petrolera, algunas voces, off the record, aseguran “que esta crisis anunciada ya desde 2004 es lo suficientemente seria como para que Argentina replantee su matriz energética propia y de que forma va a subsanar sus falencias. Y esto es un tema de discusión, más allá de los metros cúbicos que Bo-livia exporte a nuestro país. Al paso que estamos creciendo 27 Mm3 es aún muy poco para resolver nuestro problema”.

Y disparan: “Creo que Argentina debe since-rar sus costos y avanzar en el desarrollo propio de reservas de gas y petroleo y también en la produc-ción. No se ve otra alternativa que reajustar toda la matriz energética y sufrir otro zimbronazo como a los que estamos acostumbrados en este país (Rodrigazo, Plan Austral, Convertibilidad, Pesifi-cación, Corralito). El crecimiento que estamos ex-perimentando no es sustentable y está sometido a esta Desenergización de la economía. No vemos otra salida que la austeridad voluntaria o forzosa de todas las fuerzas económicas, con el correspon-diente impacto social”

Después de cuatro años de demoras y contramarchas, ahora aseguran que el Gasoducto del Noreste argentino deberá entrar en operación en 2010 . El gasoducto que de-mandará una inversión de casi 1.600 millones de dólares para transportar hasta 20 millones de metros cúbicos dia-rios de gas boliviano y abastecer a todo el norte argenti-no, debió estar finalizado en el 2006 cuando Paolo Rocca, titular del Grupo Techint pretendía hacerla. En enero el ministro de Planificación de la Argentina, Julio De Vido, aseguró con bombos y platillos que entre marzo y abril de 2007 se realizaría la licitación del gasoducto que ahora se habría postergado para agosto.

Es obvio que el incumplimiento de Bolivia en las en-tregas pactadas, aunque solo fuese parcial crearía un muy serio problema para Argentina, pero el tema ya está com-plicado.

“Hay que hacer un ducto, que requiere financiamien-to, no importa quien lo pague. Y dicho financiamiento ten-drá un costo proporcional a los riesgos. Si el riesgo “falta de gas” es percibido como alto, el costo será alto. Y en un extremo, no será suficiente garantía para los inversores la aplicación de una tasa de interés alta: requerirán garan-

tías de los Estados parte del proyecto. Es decir, deuda ex-terna donde no es difícil imaginar que Argentina deberá hacerse cargo de la parte de Bolivia. Esa deuda externa se encontrará recibiendo los efectos de nuestra conducta res-pecto de como hemos tratado a los acreedores”, advirtió un empresario vinculado con la industria gasífera.

Y fue más allá: “ En la medida que la angustia por el gas aumente, y todavía más si el caño está lanzado, la posición de los productores será muy fuerte. En Bolivia, exigiendo mejores condiciones para invertir, y en Argen-tina haciendo valer cada molécula como si fuese la única. Si esta situación es llevada por los productores a un nivel de presión muy alto, se puede caer en un caos político en Bolivia de imprevisibles consecuencias”.

En resumen las probabilidades de incumplimiento son altas, puede encarecer sensiblemente al proyecto, esto pue-de beneficiar a los productores, pero también a los amigos y/o mentores del régimen, puede crear conflictos serios entre los gobiernos de Bolivia y Brasil. “¿ El mercado ar-gentino? Bueno, que quemen lo que encuentren a mano. La culpa de todo la tienen los neoliberales que chantajean a Bolivia y Argentina”, ironizó un alto ejecutivo.



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La desenergización de la economía

Riesgo alto, costo alto

Nota de Tapa

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Una relación gasífera de 35 añosEn el año 1968 Bolivia comenzó la carrera exporta-

dora de gas natural, ese año se suscribió el contrato de Compra-Venta entre YPFB – Bolivian Gulf Oil Corp. y Gas del Estado de Argentina (GDE). Después de la Na-cionalización de 1969 y revisiones futuras al contrato, los volúmenes comenzaron a fluir en 1972 con un volumen inicial de 4MMm3/D. En 1976 se firmó un contrato adi-cional de 2 MMm3/D por 10 años, luego se modificaron los términos y se estableció un contrato hasta 1992.

En 1992, al final del contrato amplio, se acordó la prórroga por 24 meses y posteriormente hasta agosto de 1999 con un volumen máximo de 4,25 MMm3/D.

Los precios iniciaron en menos de u$s 1 el MMBTU, llegando a un máximo superior a los u$s 4 en los primeros 6 años de la década de los 80´s. Al finalizar la exportación en 1999, los precios oscilaban en u$s 1 el MMBTU.

Según datos de YPFB, durante los 27 años Bolivia ex-portó 1,87 Trillones de Pies Cúbicos por un valor de u$s 4.562,35 millones. Argentina dejo de demandar gas boli-viano y las exportaciones se limitaron a mínimos volú-menes inferiores a 0,05 MMm3/D entre 2000 y 2003. El 21 de abril de 2004, se suscribe un nuevo contrato tempo-ral que ha sido revisado y ampliado en 2005 pasando de 4,5 a 7,7 MMm3/D.

Desde 2004, las exportaciones a la Argentina osci-laron entre 3 y 5.5 MMm3/D. Actualmente las mismas se mantienen en un promedio de 4.5 MMm3/D. Desde 1999 hasta 2005, las exportaciones tuvieron un valor de alrededor de $us 230.4 millones.

12

Nota de Tapa

A un año del Decreto de Nacionalización de los Hi-drocarburos en Bolivia la industria requiere de varios factores para que se puedan consolidar las inversiones y desarrollar el negocio que en definitiva es de largo plazo y requiere estabilidad.

Así lo entiende la Cámara de Hidrocarburos de Bolivia en Argentina. Sus funcionarios aseguran que el aumento de reservas, mercados y contratos con reglas claras, el in-cremento de la capacidad de transporte, inversionistas in-teresados en participar en el negocio y una YPFB fortaleci-da, son las piezas principales de este difícil rompecabezas.

El nuevo marco contractual establece las nuevas re-glas del juego para la exploración y explotación de hidro-carburos en Bolivia, actividades a ser realizadas por las compañías que venían operando en el país, 12 operadoras y 44 contratos, e YPFB (Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos) como un socio involucrado en todo el proceso y asumiendo nuevos roles a nivel de comercialización y transporte, complementando su participación, restituida en el 2006, en toda la cadena de hidrocarburos

A nivel de las reservas bolivianas de gas, la realidad actual es que por Ley el gobierno boliviano debe certificar las mismas. La última certificación de reservas en Bolivia fue realizada a enero del 2005, fecha que se esta-

blecieron las reservas P1 en 26 TCF y reservas P1+P2 en 48 TCF. Bolivia ha asumido nuevos contratos, se espera para este año una nueva certificación, aunque con la informa-ción disponible, en el escenario pesimista, es posible cum-plir los compromisos contractuales sin nuevos descubri-mientos. Lo prioritario está directamente relacionado con la actividad de producción, que en la práctica implica casi duplicar la producción actual, de 40 MMm3/d.

No se puede llegar del pozo al mercado sin transporte. Bolivia está en proceso de ampliar su capacidad interna, y en el caso del contrato con la Argentina, la mayor parte del ducto se construiría en territorio argentino y por ende se debe avanzar en este aspecto.

Bolivia cuenta con un grupo de empresas petroleras reconocidas a nivel mundial, con la experiencia y recur-sos necesarios para encarar estos retos y que aceptaron permanecer en Bolivia buscando desarrollo el sector. Nuestras estimaciones en inversión es que se requiere, en los próximos 5 años, por encima de los u$s 3.000 millones, en el lado boliviano para avanzar firmemente en la con-solidación de los contratos. Toda esta inversión implica un trabajo en paralelo entre todos los actores productores, transportadores y distribuidores.

Secuelas de la nacionalización

Argentina firmó un contrato con Bolivia en 1972 que duró hasta 1999. Durante esos 27 años se comercializaron 6 millones de m3/día y nunca se produjo una interrupción del suministro decidida en forma unilateral por Bolivia, a pesar de los di-ferentes gobiernos que se sucedieron.

Brasil firmó en 1999 un contrato con Bolivia que actualmente está vigente hay exigencias por parte de Bolivia, pero fuertemente negociado por Brasil, que no ha cumplido el contrato en gran medida ya que no tomó todo el gas comprometido y renegoció las cláusulas “take or pay. No obstante, el suministro desde Bolivia nunca se interrumpió hasta el momento.

Por su lado, Argentina renovó sus importaciones de gas de Bolivia desde 2004, y hasta el presente salvo algún caso excepcional no se han producido interrupciones al suministro. Se sabe que los bolivianos no son principiantes en el comercio internacional de gas, tienen técnicos altamente especializados en este tema que están presentes en todas las instancias mundiales donde se discuten aspectos relacionados a este asunto (AIE, OCDE, OLADE, etc.). Al menos ésta parece ser la visión de una minoría que no tiene dudas que Bolivia es nuestro primer proveedor de gas natural, confia-ble en cuanto a la garantía de suministro y que existiendo un negocio enorme (alrededor de 1.600 millones de u$s por año durante 25 años), donde en una punta hay un mercado que va absorber todo el gas, y en la otra están las reservas, y habiendo un precio acordado entre los países que inevitablemente deberá ser renegociado, Bolivia va a encontrar el respaldo necesario para desarrollar sus reservas.

“Las incertidumbres de hoy están más asociadas a presiones políticas para apropiarse de la renta que va a dejar el negocio,y de su distribución, pero no ponen en riesgo la concreción del negocio y su normal ejecución. Las inversiones

Viejos proyectos, nuevas presiones



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Optimismo moderadoAlgunos analistas descartan situaciones termi-nales y fuera de la lógica económica porque Bo-livia necesita mercados con la misma urgencia que Argentina necesita gas. Argentina, y como anexo Chile, son los mercados prioritarios para Bolivia porque ambos países dependen mu-cho de ese suministro, a diferencia de Brasil que tiene en mediano plazo otras alternativas. “Creo que en los mercados regionales de gas, tanto proveedor como consumidor están cau-tivos y se necesitan mutuamente. Mi opinión es que la lógica va a primar luego de una eta-pa de turbulencias, y se verá: un arbitraje na-tural hacia un precio de referencia regional (Brasil, Argentina, Chile, Uruguay, Bolivia); este precio estará limitado por las condiciones de borde: importación de LNG, habilitación de exportaciones de Perú a Chile, descubrimientos offshore en Brasil y quizás en Argentina; las di-ferencias políticas deberían ir cediendo en pos de acuerdos estratégicos; el precio de la energía definitivamente va a aumentar en Argentina y hablaremos menos del gasoducto transama-zónico”, sostuvo un ex directivo petrolero.

no son para tanto. Cada pozo en Bolivia da 2 millones de m3 diarios o más, 15 o 20 pozos serían suficientes. Y los pozos no son tan caros”, aseguran convencidos.

Negocios son negocios, pero las inversiones están demoradas y eso inquieta y mucho.Como diría un viejo conocedor del tema. “No es el Estado boliviano el que tiene que invertir. Son las compañías, las mismas que operan aquí. ¿Te parece que arriesgarían la titularidad de un yacimiento cortando las inversiones (renta-bles, por otra parte) para producir y exportar gas, con el riesgo de que les quiten los yacimientos?”.

14

Del Plan B, poco y nada

l PREOCUPACIONLas probabilidades de incumplimiento son altas, puede encarecer sensiblemen-te al proyecto, esto puede beneficiar a los productores y puede crear conflictos serios entre Bolivia y Brasil. El mercado argentino sería el gran perjudicado

l LA OPCION DEL GNLLa Secretaría de Energía estaría desarrollando un grupo de planeamiento es-tratégico que contempla el incumplimiento de los contratos de venta de gas por parte de Bolivia. La alternativa pasaría por el GNL. Las incertidumbres de hoy están más asociadas a presiones políticas para apropiarse de la renta que va a dejar el negocio y de su distribución, pero no pondrían en riesgo la concreción del negocio y su normal ejecución.

l ARGENTINA, ULTIMA PARADAEn Bolivia todo saben que falta mucha inversión para el desarrollo de reservas. Por otro lado, también se sabe cuál es el volumen de reservas comprobadas que Bolivia necesita todavía desarrollar como para justificar conjuntamente los volúmenes de exportaciones a Brasil y Argentina. Y surge en ese orden precisa-mente porque en el último acuerdo suscripto entre los gobiernos boliviano y ar-gentino, las prioridades de abastecimiento por parte de Bolivia son bien claras: primero el mercado interno, después el brasileño y por último Argentina. Pero lo grave para Argentina es que de los anuncios referentes a posibles inversores, no se ha pasado aún a la acción.

l ¿ALCANZA LA PRODUCCIÓN? Los expertos aseguran que la producción actual en Bolivia no alcanzaría para cumplir los contratos de suministro que mantiene con Brasil (30 millones de metros cúbicos diarios anuales) y con la Argentina (hasta 7,7 millones). Ade-más, advierten que el carácter cautivo de esa obra de infraestructura podría afectar iniciativas exploratorias por lanzarse en la cuenca Chacoparanaense”.

Nota de Tapa

15

Los expertos aseguran que para abastecer el mercado brasileño y el argentino hacen falta cerca de U$S 3.000 millones durante 3 años para invertir en desarrollo de pozos e in-fraestructura, una cifra que suena poco probable teniendo en cuenta el atraso en las inversiones y la escasa casi nula seguridad jurídica.

Desde un enfoque más amplio, la prospectiva más que energética es política y aquí se abren dos escena-rios posibles: ¿triunfará el proyecto bolivariano montado sobre PDVSA o acaso la incapacidad de gestión del eje Chávez -Evo Morales -Kirch-ner hará estallar el abastecimiento energético y se resolverá contra ellos la situación política? La cuestión geopolítica y la visible tirantez entre los gobiernos de Brasil y Venezuela pueden marcar un punto de inflexión que vale la pena seguir de cerca.

En Bolivia todo saben que falta mucha inversión para el desarrollo de reservas. Por otro lado, también se sabe cuál es el volumen de reser-

vas comprobadas que Bolivia necesi-ta todavía desarrollar como para jus-tificar conjuntamente los volúmenes de exportaciones a Brasil y Argen-tina. Y surge en ese orden precisa-mente porque en el último acuerdo suscripto entre los gobiernos boli-viano y argentino, las prioridades de abastecimiento por parte de Bolivia son bien claras: primero el mercado interno, después el brasileño y por último Argentina. Pero lo grave para Argentina es que de los anuncios re-ferentes a posibles inversores, no se ha pasado aún a la acción.

También parece claro que a Bo-livia le costará mucho conseguir las inversiones que se requieren para certificar reservas probadas en las magnitudes que están requiriendo Brasil y Argentina. Lo del suminis-tro interno no parece preocupante pues la demanda boliviana de gas es muy baja.

“No parece ser una alternativa atractiva para nuestro país el “atar” nuestro crecimiento futuro a la dis-

ponibilidad de gas fronteras afuera. Algunos hechos políticos ocurridos últimamente en la región incorporan una alta volatilidad a cualquier pre-visión en este sentido. Y no parece ser una cuestión de integración re-gional, que bienvenida sea, sino de la posibilidad concreta de cumplir con los acuerdos que se discuten de manera teórica, pero que difícilmen-te pueden ser sustentados por datos técnicos concretos. Es decir, podría-mos estar a las puertas de cometer el mismo error, por segunda vez, en menos de quince años. Concre-tamente, si en la década pasada la integración energética regional pasó por la construcción de gasoductos que llevarían el fluido a nuestros ve-cinos, sin tener el soporte de reser-vas necesario para ese proyecto, hoy podemos estar planificando nuestro futuro sobre la base de reservas in-ciertas y, en algunos casos, hasta podríamos llamarlas inexistentes, ubicadas fronteras afuera”, dijo un afamado empresario.



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Complicado contexto geopolítico

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¿Y ahora qué?Según las estadísticas, la única manera de revertir la declinación de reservas de gas natural en la Argentina sería descubriendo no menos de 2 TCF de gas por año, ya que la producción del año 2006 fue de 1,8 TCF.

Esto equivale a otro Loma La Lata en los próximos 10 años.

En los últimos seis años el número de reservas proba-das de gas natural en la Argentina ha tenido una tenden-cia declinante, al menos hasta 2006. Una de las cifras más preocupantes se dio en 2005 cuando las reservas cayeron 19% pasando de 541.857 millones de metros cúbicos en 2004 a 439 mil millones de m3. Recién el año pasado se registró una ligera recuperación cuando las reservas al-canzaron los 446 mil millones de m3 con un crecimiento del 1,6%.

“En el caso del gas, no descartamos la posibilidad de ampliar las fronteras a áreas hoy no exploradas o subexplo-radas, donde, teóricamente, podríamos incorporar reser-vas en el futuro. Sin embargo, no consideramos prudente pensar que ello ocurra en el futuro cercano, digamos, en menos de 5 años. Por el contrario, desde el punto de vista geológico, existen varias zonas dentro de las cuencas pro-ductivas actuales en donde no deberían haberse agotado las posibilidades exploratorias y de desarrollo. En nuestra opinión, podrían incluirse dentro de esa categoría la faja plegada del Noroeste, los niveles profundos de las Cuen-cas Neuquina (tight sands) y del Golfo San Jorge ; el sec-tor andino de la Cuenca Austral, como así también el area “offshore” de la misma”, explicó el geólogo y especialista en petróleo y gas, Daniel Kokogian, durante el Seminario

organizado por el ITBA sobre “Producción de gas natural en el largo plazo”.

“Para ponerlo en términos económicos,- continuó Kokogian- las posibilidades de incrementar reservas pro-badas de gas en el futuro inmediato están más relaciona-das con el “upgrade” de las reservas probables, posibles y recursos ya identificados en la actualidad, que con la exploración de alto riesgo, tanto en las cuencas ya pro-ductivas como las no productivas”.

Según el especialista, desde el año 1970 y hasta fines del año 2006 el país produjo 33,18 TCF de gas. Sin embar-go, 21,65 TCF de ellos los consumió en los últimos 10-15 años donde el consumo se disparó alentado por las dis-tintas políticas puestas en práctica. De este modo, y con un aumento dramático en los últimos 3-4 años, llegamos a un consumo anual de 1,81 TCF en el 2006. Teniendo en cuenta que las reservas probadas del país alcanzan a 15.4 TCF tenemos un horizonte de reservas de 8,5 años.

Así vemos que tomando el periodo 1999/2005 las re-servas disminuyeron 48,75% en la Cuenca Neuquina, co-rrespondiendo una caída de 57,3% al área Loma La Lata y un 38,8% al área Aguada Pichana. En el Noroeste la si-tuación es similar, con una reducción de las reservas de 54,75% correspondiendo una reducción de 75% al área

Nota de Tapa

Pozos Terminados 2002-2007 por Cuenca (La información de 2007 se encuentra actualizada al mes de abril inclusive)

Año Cuenca Servicio Exploración Avanzada Explotación Exploración Avanzada Explotación Exploración Avanzada Explotación

2002 AUSTRAL - 1 12 - 1 6 - - - 1 21 2002 CUYANA 1 44 - - - 1 46 2002 GOLFO SAN JORGE 10 82 542 - - 11 4 13 17 5 684 2002 NEUQUINA 8 11 223 - 3 26 8 3 1 91 374 2002 NOROESTE - - 1 - - - 1 2003 AUSTRAL 1 - 16 1 - 3 - - 3 - 24 2003 CUYANA 2 - 29 - - - - - - 2 33 2003 GOLFO SAN JORGE 9 85 596 - 1 8 3 6 16 8 732 2003 NEUQUINA 4 23 315 1 2 38 2 3 5 89 482 2003 NOROESTE 1 - - - - - - - - 1 2004 AUSTRAL 1 - 17 - - 4 - 1 3 - 26 2004 CUYANA 2 2 22 - - - - - 2 3 31 2004 GOLFO SAN JORGE 3 54 586 - 1 21 2 10 13 20 710 2004 NEUQUINA 6 27 253 9 12 57 5 6 2 59 436 2004 NOROESTE - - - - - 2 1 - - 3 2005 AUSTRAL - 1 21 1 - 14 - - 3 - 40 2005 CUYANA - 6 27 - - - - - 1 3 37 2005 GOLFO SAN JORGE 26 46 517 5 1 28 1 6 20 6 656 2005 NEUQUINA 19 25 303 4 13 90 5 3 8 78 548 2005 NOROESTE - - - - 1 - 1 - - 2 2006 AUSTRAL 5 2 19 2 1 7 - 1 1 38 2006 CUYANA 1 3 29 - - - 2 1 3 3 42 2006 GOLFO SAN JORGE 20 48 577 1 - 16 - 4 9 19 694 2006 NEUQUINA 8 27 306 6 6 77 16 5 8 32 491 2006 NOROESTE - - 2 1 - - - - 3 - 6 2007 AUSTRAL - 9 - 1 - - 10 2007 CUYANA - - 10 - - - 1 - - - 11 2007 GOLFO SAN JORGE 1 5 220 - - 5 - 3 2 13 249 2007 NEUQUINA 3 11 85 8 2 31 1 1 1 17 160 2007 NOROESTE - - - - - - - - - - -

Petróleo Gas Improductivos Total Pozos

Pozos Terminados 2002-2007 por Operador (La información de 2007 se encuentra actualizada al mes de abril inclusive)

Año Operador Servicio Exploración Avanzada Explotación Exploración Avanzada Explotación Exploración Avanzada Explotación

2002 ALIANZA PETROLERA ARG. S.A. - - - 2002 ASTRA CAPSA 2 17 120 - 1 - 1 1 1 5 2002 CAPSA CAPEX 1 17 - 1 - - 2002 CHAÑARES HERRADOS S.A. 2 - - 2002 CHEVRON SAN JORGE S.A. - 4 70 - 1 2 4 - - 34 2002 COLHUE HUAPI S.A. 2 - - 2002 PAN AMERICAN 2 9 130 - - 10 - - - 3 2002 PECOM ENERGIA S.A. 2 71 - 4 - 1 20 2002 PETR. SANTA FE S.R.L - - - 2002 PETROLERA PEREZ COMPANC S.A. - - 15 - - - - - - - 2002 PIONEER NAT.RESOURCES ARG.S.A. 4 2 8 - - - 1 2 - - 2002 PLUSPETROL S.A. 3 - - 2002 RME ARGENTINA S.A. - 18 - 18 - - 2002 ROCH S.A. - 1 2 - - - - - - - 2002 SILSY S.A. - - - - 2002 SIPETROL ARGENTINA S.A. 3 - - 2002 TECPETROL S.A. - - 46 - 1 - - - - 2002 TOTAL AUSTRAL S.A. - - 1 - - 1 - - - 1 2002 VINTAGE OIL 2 15 - - - - 2002 YPF S.A. 5 62 298 - 2 7 6 13 17 34 2003 CAPSA CAPEX 56 7 1 2003 CHAÑARES HERRADOS S.A. 4 - - 2003 CHEVRON SAN JORGE S.A. 1 4 69 1 - 1 - - - 25 2003 CLEAR S.R.L. Y PETROMINERA CHUBUT - 1 2 - - - - - - 2003 COLHUE HUAPI S.A. 2 - - 2003 PAN AMERICAN 1 17 149 - - 6 - - - 1 2003 PECOM ENERGIA S.A. 40 1 1 4 2003 PET. SUDAMERICANOS NECON-UTE 2 - - 2003 PETROBRAS ENERGIA S.A. - 102 - 4 - 2 12 2003 PETROLERA ENTRE LOMAS S.A. - - 9 - - 1 - - - 2003 PETROLERA PEREZ COMPANC S.A. 1 - 5 - - - - - - 2003 PETROQUIMICA COM. RIVADAVIA S.A. 1 - 1 2003 PIONEER NAT.RESOURCES ARG.S.A. - 10 29 1 1 - - 2 2 1 2003 PLUSPETROL S.A. 5 - - 2003 RIO ALTO - - - 2003 RME ARGENTINA S.A. 5 1 - 2003 ROCH S.A. 1 - - 1 2003 SIPETROL ARGENTINA S.A. 1 - 13 - - - - - - 2 2003 TECPETROL S.A. 2 - 55 - 1 - - - - 2003 TOTAL AUSTRAL S.A. - - - - - - - - - - 2003 VINTAGE OIL 3 54 - - - - 2003 YPF S.A. 7 75 355 - 1 28 5 6 18 53 2004 APACHE PETROLERA ARGENTINA S.A. - - - - - - - 2004 CAPSA CAPEX - - 25 - - 14 - - - 2004 CENTRAL INTERNATIONAL CORPORATION - - - 2004 CHAÑARES HERRADOS S.A. 5 - 1 2004 CHEVRON SAN JORGE S.A. - - 60 - - - 1 - - 34 2004 COLHUE HUAPI S.A. 2 - - 2004 CRI HOLDING INC; SUCURSAL ARGENTINA - - - - - - - - - - 2004 PAN AMERICAN 3 1 150 - - 18 1 - 1 11 2004 PET. SUDAMERICANOS NECON-UTE 1 5 - - 1 - 2004 PETR. SANTA FE S.R.L - 2004 PETROBRAS ENERGIA S.A. 1 - 109 - - 4 - - 2 15 2004 PETROLERA ENTRE LOMAS S.A. - - 24 - - - - - 1 - 2004 PIONEER NAT.RESOURCES ARG.S.A. 1 12 32 4 10 10 1 5 1 1 2004 PLUSPETROL S.A. - 1 8 - - 2 1 - - 2004 SIPETROL ARGENTINA S.A. - 11 - - - 1 2004 TECPETROL S.A. - 1 79 3 1 2 - - - 2004 TOTAL AUSTRAL S.A. - - 2 1 - 8 - - - - 2004 VINTAGE OIL - 73 - 1 - - - 2004 YPF S.A. 6 63 298 1 2 25 3 12 13 21 2005 APACHE PETROLERA ARGENTINA S.A. 8 - 9 - - - 1 - 1 1 2005 APCO ARGENTINA - - - 2005 CAPSA CAPEX 19 13 - 2005 CHAÑARES HERRADOS S.A. - - 6 - - - - - - 2005 CHEVRON SAN JORGE S.A. 4 63 - 3 - - 32 2005 COLHUE HUAPI S.A. - 1 1 - - - 1 2005 PAN AMERICAN 9 1 102 6 - 28 - - - 3 2005 PESA (PETROBRAS E.S.A.) 1 - 102 - - 3 - - 4 42 2005 PET. SUDAMERICANOS NECON-UTE 2 8 - - - 1

Petróleo Gas Improductivos

Producción 2002-2007 por Cuenca (La información de 2007 se encuentra actualizad

Año Cuenca Gas Total Mm32002 AUSTRAL 8.829.969 2002 CUYANA 81.278 2002 GOLFO SAN JORGE 3.468.325 2002 NEUQUINA 25.607.894 2002 NOROESTE 7.885.380 2003 AUSTRAL 9.013.951 2003 CUYANA 81.319 2003 GOLFO SAN JORGE 3.605.581 2003 NEUQUINA 29.814.394 2003 NOROESTE 8.117.909 2004 AUSTRAL 9.289.331 2004 CUYANA 64.406 2004 GOLFO SAN JORGE 3.839.780 2004 NEUQUINA 31.728.126 2004 NOROESTE 7.462.786 2005 AUSTRAL 9.604.423 2005 CUYANA 64.416 2005 GOLFO SAN JORGE 4.295.417 2005 NEUQUINA 30.501.128 2005 NOROESTE 7.107.359 2006 AUSTRAL 10.293.455 2006 CUYANA 62.219 2006 GOLFO SAN JORGE 4.608.662 2006 NEUQUINA 29.765.948 2006 NOROESTE 7.048.243 2007 AUSTRAL 3.078.046 2007 CUYANA 20.448 2007 GOLFO SAN JORGE 1.617.436 2007 NEUQUINA 9.551.848 2007 NOROESTE 2.185.429

Reservas Comprobadas Gas Millones m3

Cuenca 2002 2003 2004 2005 2006*AUSTRAL 148641,31 138248,23 131625,50 123711,00 123638,00CUYANA 544,90 515,90 461,90 314,00 692,00GOLFO SAN 40288,52 38048,15 36741,26 35503,00 43642,00NEUQUINA 344566,77 311172,20 275100,18 204683,00 202543,00NOROESTE 129481,15 124511,19 97928,10 74740,00 75641,00Totales 663522,65 612495,67 541856,94 438951,00 446156,00

Fuente: Secretaría de Energia, hasta el fin de la Vida Util, al 31 de diciembre. * Año 2006, según la Resolución 324/2006, con auditores externos autorizados.

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Aguaragüe y 67% al área Ramos.Estas dos cuencas fueron las principales productoras

por muchos años en el país conjuntamente con la Austral que muestra una declinación menos pronunciada, 24,8%, relacionada, quizás con la menor madurez de los yacimien-tos del offshore

Un dato interesante resultó el descubrimiento de reser-vas de gas en la Cuenca del Golfo, derribando alguno de los paradigmas que rigieron por varios años. De esta zona se incorporó casi 1 TCF de reservas que ayudaron a mitigar la disminución en las áreas productoras tradicionales.

Si analizamos las 7 áreas gasíferas más importantes del país, que tienen 52,3% de reservas y 51,5% de producción se observa que con la sola excepción de Cerro Dragón, to-das disminuyeron en reservas y las dos más importantes como las áreas Loma La Lata y Aguaragüe también dismi-

nuyeron en producción. Y aquí esta el núcleo del problema: la declinación de los yacimientos grandes es muy difícil de compensar si no se descubren yacimientos nuevos de mag-nitudes similares.

De acuerdo con estos datos, la única manera de revertir la declinación de reservas sería descubriendo no menos de 2 TCF de gas por año, ya que la producción del año 2006 fue de 1,8 TCF. Esto equivale a otro Loma La Lata en los próximos 10 años.

“Las posibilidades de incrementar re-servas probadas de gas en el futuro inmediato están más relacionadas con el “upgrade” de las reservas probables, posibles y recursos ya identificados en la actualidad, que con la exploración de alto riesgo, tanto en las cuencas ya productivas como las no productivas”.

Nota de Tapa



























Fuie

nte:

IAPG

Fuie

nte:

IAPG

(La información de 2007 se encuentra actualizada al mes de abril inclusive)

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Durante su última presentación en el Consejo Profe-sional de Ingeniería Mecánica y Electricista (COPIME), el Ing. Gerardo Rabinovich del Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi” y de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Belgrano, arrojó algunas cifras sig-nificativas sobre esta industria.

· La tasa anal acumulada de la demanda del mer-cado interno de gas natural creció un 6,1% entre el año 2002 y el año 2006. Hoy los sectores más dinámicos son el GNC, las Centrales Eléctricas y en menor medida la In-dustria. En el año 2006 se observó una caída del consumo en el Sector Residencial y Comercial y se advierte por pri-mera vez la caída del consumo en el GNC.

· La producción de gas natural en el período ha sido monótamente creciente. El ritmo de crecimiento dis-minuye a partir del 2004 (51.900 millones de metros cúbi-cos) cae ligeramente en el 2005 (51.453 millones de m3), y en 2006 (51.665 millones de m3) tiene una ligera recupe-

ración que no compensa la caída del año anterior.· Asimismo las exportaciones a Chile disminuye-

ron un 12,8% en el año 2005 y un 5,8% en el año 2006. Un nuevo gasoducto con capacidad de 30 millones de m3/día permitiría hacer frente a la demanda hasta el año 2009/2010.

· Ese nuevo gasoducto no podría partir de yaci-mientos argentinos ya que no existen suficientes reservas libres para su vida útil estimada en 20-25 años

· La importación de 7,7 millones de m3/día de gas natural a 5 u$s MBtu, significa un ingreso para Bolivia de 570 millones de u$s el próximo año.

· ENARSA compra el gas a 5 u$s/MBTU y lo ven-de en promedio a 2,5 u$s/MBTU, es decir que tiene un déficit en esta operación de alrededor de 300 millones de u$s. El presupuesto en tratamiento en el Congreso para el año 2007 prevé una transferencia de 1.300 millones de $ a ENARSA para cubrir el desfasaje.

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Nota Tecnica

Un sistema de análisis de gases de combustión de gran flexibilidad.Testo, la tecnología alemana en medición profesional, ofrece un sistema flexible y portátil: el testo 350 S/XL. El instrumento costa básicamente de una unidad de control, una caja analizadora y una sonda de gases de combustión que varía de acuerdo a las necesidades del profesional.

La unidad de control del testo 350 S/XL es desacoplable y tiene como función controlar el sistema de medición y leer datos. La unidad del testo 350 XL también puede utilizarse como instrumento portátil para medir presión diferencial (integrada) así como temperatura, humedad, velocidad, etc. gracias a la entrada de sonda adicional.

Por supuesto, es posible imprimir las lecturas con la im-presora testo integrada.

En cuanto a la caja analizadora puede decirse que esta es el “corazón” del sistema de medición y está disponible en dos versiones diferentes: versión básica testo 350 S y versión avanzada testo 350 XL. El analizador testo 350 S está equi-pado con un módulo de O2 como estándar. Se debe instalar otro módulo a elegir entre NO, NO2, SO2, NO bajo, CO, CO bajo, H2S, CxHy o CO2 por infrarrojos. Los parámetros habituales como, rendimiento, exceso de aire, pérdidas por chimeneas, etc. Se calculan al mismo tiempo que se miden la temperatura y la presión diferencial.

La versión avanzada testo 350 XL está equipada con mó-dulos de medición de O2, CO, NO y NO2 como estándar; adicionalmente están disponibles como opción módulos para CxHy, NO bajo, CO bajo, SO2, H2S o CO2 por infra-rrojos.

Además de las prestaciones del testo 350 S, la versión XL está equipada con una unidad Peltier preparadora de gases con bomba de extracción de condensados y válvula de aire limpio para mediciones a largo plazo durante horas.

Ambas versiones se pueden equipar hasta con 6 módu-

los de medición, batería recargable como estándar (para fun-cionamiento con batería) data logger (250.000 lecturas) así como conexión para bus de datos testo.

El testo 350 S se puede ampliar; con todas las prestacio-nes del testo 350 XL.

El concepto del sistema testo 350 S/XL

Para diversas aplicaciones industriales es preciso contar con un analizador que alcance tales requerimientos:n Análisis simultaneo de gas y proceso en diferentes puntos de medición: El testo 350 S/ XL evita pérdidas de tiem po. No es necesario realizar traslados entre dichos puntos.

n Opción de conexión de parámetros adicionales como ºC; %HR, mA/mV, etc.

n Mediciones a largo plazo para determinar diferentes ciclos de sistema.

n La flexibilidad en el testo 350 S/XL es tal que puede adaptarse fácilmente a los diferentes requerimientos; ya que cumple con todos ellos. Se pueden conectar entre si múltiples cajas analizadoras equipadas de forma diferente depen-diendo de la aplicación.

Si hay varias de estas cajas analizadoras conectadas al bus de datos Testo, estas pueden controlarse, leerse o pro-gramarse de dos maneras: 1- Una caja analizadora tras otra mediante la unidad de control; o mediante PC y un cable RS 232. 2- Varias cajas analizadoras simultáneamente mediante PC y el bus controlador de datos testo con conexión USB. (siendo este el modo alternativo)

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Parámetros medibles

A- Caja analizadora testo 350 S/XL

n Parámetros de gases de combustión como O2, CO, NO x, SO 2, H2S, CO2 (IR).

n Presión diferencial, por ej. para medición de presión en la cámara de combustión.

n Medición de velocidad con tubo Pitot.

Tanto el testo 350 S como el testo 350 XL se sitúan en el punto de medición respectivo. Se manejan ya sea conec-tados uno con otro mediante el bus de datos testo o como un data logger por separado sin conectar. Los programas de medición por separado se memorizan en cada caja ana-lizadora mediante la unidad de control testo 350 XL o un PC, p ej. criterios de parada/reinicio, ciclos de medición, fases de aire limpio, etc. Se pueden utilizar los analizado-res de gases de combustión testo 350 S y XL equipados de forma diferente.

Del mismo modo, se pueden conectar loggers o salidas analógicas (6 canales, 4 -20 mA).

B- Logger:

n Temperatura, p ej. De superficies o líquidos.

n Humedad, p. ej. en conductos de succión o ambiente. n Presión p ej. con presión diferencial y sondas de alta presión.

n Velocidad y caudal, p ej. con sondas de molinete y son-das de hilo caliente.

n Rpm, etc.

Sondas de muestreo estándar:

No debemos olvidar que al medir productos de com-bustión las sondas de muestreo deben resistir condiciones extremas. Algunos ejemplos: temperaturas elevadas, con-densados corrosivos, polvo, cargas mecánicas.

Sin lugar a dudas el seleccionar la sonda correcta para cada aplicación, es de vital importancia para que podamos realizar mediciones exactas y constantes.

Ahora bién, debido a que las situaciones de muestreo son casi siempre diferentes; también es útil disponer de

una sonda estándar diseñada para una amplia variedad de aplicaciones.

Testo, además de las sondas de muestreo estándar; tam-bién dispone de sistemas de sonda para aplicaciones indus-triales específicas.

Es accesible; y se encuentra disponible en longitudes de 335 mm y 700 mm; y para diferentes rangos de temperatu-ra. El tubo exterior con un filtro sinterizado se utiliza para gases de combustión polvorientos. La manguera tiene una longitud estándar de 2,2 m (opcionalmente 5 m).

En cuanto al sistema modular de las sondas de muestreo para gases industriales podria decirse que la base del siste-ma es la empuñadura calentable o el adaptador no calenta-ble a los que se conectan las sondas de muestreo.

Un termopar conectado al testo 350 S/XL se utiliza para la medición simultánea de temperatura. La sonda se puede adaptar a conductos mas largos de gases de combustión; mediante el uso de tubos de extensión (hasta un máx. de 3 m) Se acopla un filtro preliminar para proteger la sonda en gases polvorientos.

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De fabricante de tableros eléctricos a dueña de Transener

Electroingeniería, la empresa elegida por el Gobierno para quedarse junto con ENARSA con el 50 por ciento de Transener, es calificada por la mayoría de los especialistas como “una firma argentina que tiene estrechos vínculos con el Gobierno”.

La compañía ha crecido explosivamente desde que Néstor Kirchner asumió en la Casa Rosada. Curiosamen-te en los últimos seis años duplicó su facturación pasando de U$S 65 millones en 2001 a U$S 110 millones en 2006.De origen cordobés fue constituida en 1977 por los In-genieros Acosta y Zamuner que retienen la mayoría del paquete accionario. Gerardo Luis Ferreira es accionista minoritario de la firma y participa en el di-rectorio de las empresas del grupo.

Un informe de los diputados del ARI, Adrián Pérez, Fernando Sánchez, y la fla-mante gobernadora electa por la provincia de Tierra del Fuego, Fabiana Ríos, titula-do “Concentración Empresaria y nuevos grupos de poder en la Gestión Kirchner”, revela algunos datos de la empresa.

Manifiestan que la empresa cordobesa constituyó una Union Temporal de Em-presas (UTE) con IECSA, empresa que Franco Macri habría vendido en marzo de este año a su sobrino, Ángelo Calcaterra. La sociedad fue para la construcción de 100 escuelas, y la licitación fue obtenida luego de un acuerdo con el entonces mi-nistro de Educación de esa provincia, el hoy denunciado secretario de Transporte, Ricardo Jaime.

Actualmente la compañía es un holding, cuya cabeza sigue siendo la propia Electroingenieria (Ingeniería, cons-trucción, operación y mantenimiento de grandes obras y servicios electromecánicos, civiles, de arquitectura, viales, de saneamiento, de conducción de fluidos, y otras especia-lidades asociadas), negocio que además funciona en Perú.

Pero, la misma compañía posee otras empresas dentro del grupo: Integración Eléctrica Sur Argentina S.A (Inte-sar S.A) - Ingeniería, construcción, operación y manteni-miento de Líneas Eléctricas-, Fruvex S.A -explotacion de vid-, Don Oreste S.A - explotación de vid-.

Y además participa en desarrollo y proyectos conjun-tos con otras sociedades como Yacylec S.A - Ingeniería, construcción, operación y mantenimiento de la primera

interconexión Yacyretá-, Viñafru S.A - Planta procesado-ra de pasa de uva-, y Litsa S.A - Ingeniería, construcción, operación y mantenimiento de la segunda Interconexión Yacyretá-.

Según el ex funcionario menemista Jorge Asís, el Plan Federal de Transporte de Energía incluye “retornos” por más de US$ 500 millones. Y dice que hay que pedirle cuentas a la cordobesa Electroingeniería, que ganó las dos últimas obras. En abril de 2006 se adjudicaron un tramo del nuevo tendido eléctrico de Yacyretá, que comenzará a operar una vez esté lista la planta de Aña Cuá”.

Carlos Bergoglio, director de RR.II. de la firma, arre-metió contra Asis: “Este señor comete una burrada matemática porque divide los costos por Km de tendido eléctrico, pero no tiene en cuenta que en la misma tam-bién se incluyen las costosas estaciones transformadoras”.

Además, actualmente “se encuentra en sociedad con la alemana Siemens para la construcción de las dos centrales de ci-clo combinado que el Gobierno construirá en Campana y en la localidad santafecina de Timbres. INTESAR S.A. del grupo ha resultado adjudicataria de la Licitación Pública Nro. TTY N° 04/2005 Interco-nexión 500 kV Rincón Santa María-Rodrí-guez, correspondiente al Subtramo Sur, obra de un monto aproximado de Pesos 490 millones (Dólares 160 millones) + IVA

(incluyendo el contrato de construcción operación y man-tenimiento más compras anticipadas de conductores y torres metálicas)”.

Electroingenería S.A –también vinculada con el caso Skanska, según la investigación publicada por la revista Noticias- aparece vinculada a Juan Manuel De Vido, el ar-quitecto de 31 años e hijo del secretario de estado, el cual ocupa un cargo aún sin definir dentro de la firma. Según declaraciones del vocero de la empresa sueca, Mi-guel Ritter, al diario cordobés Día a Día, Electroingeniería “nominó a Skanska para realizar” una obra y afirmó que por ello se llegó a firmar “un subcontrato que finalmente se cayó”.

La obra en cuestión, que había sido delegada a Skans-ka, estaba incluida dentro de la construcción de una parte

Rumores

Electroingenieria

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del Tercer Tramo del Sistema de Transmisión Asociado a la Central Hidroeléctrica de Yacyretá -entre las localida-des de Colonia Elía, en Corrientes, y General Rodríguez, en provincia de Buenos Aires- cuya licitación había gana-do Electroingeniería.

Al igual que lo ocurrido supuestamente con el ga-soducto en Deán Funes, Skanska habría realizado “un in-tento similar -y en principio fallido-” de supuestas coimas “con Electroingeniería SA”, circunstancia que fue negada por la empresa local.

Semanas atrás, Carlos Bergoglio, director de Asuntos Corporativos de Electroingeniería, negó terminantemen-te que la firma cordobesa tenga algo que ver con la causa, pero dijo que de todas formas, ante un eventual requeri

miento de la Justicia, “lo que se solicite, se va a presentar, porque hay total transparencia”.

Fuentes: Diario La Nación, Política On Line, Diario El Mercurio, Revista Noticias.

“La compañía ha crecido explo-sivamente desde que Néstor Kir-chner asumió en la Casa Rosada. Curiosamente en los últimos seis años duplicó su facturación pasan-do de U$S 65 millones en 2001 a U$S 110 millones en 2006”

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¿Bienvenida sea la crisis?Acerca de la crisis energética el presidente Néstor Kirchner insistió: “La Argentina está creciendo, bienvenido este tipo de problemas”, al tiempo que reclamó “terminar con esa mezquindad y ese egoísmo de no reconocer que muchos de los problemas que tenemos son las tensiones del crecimien-to”. En la actual gestión, señaló el Presidente, “quedamos al límite de la energía por lo que estamos creciendo”, y eso significa “más trabajo, más industria y mejores salarios”, dijo. Al cierre de esta edición, Prensa Energética recopiló una serie de datos y cifras que debido a la escasez de energía hoy impactan en los índices de crecimiento económico industrial y que lamentablemente se contradicen con las expresiones del primer mandatario. Para muestra basta un botón:

•La Unión Industrial Argentina (UIA) advirtió que hay “más de 5 mil empresas” con cortes y en el caso del gas, otras “900 empresas tienen restricciones.•La crisis energética, que afecta directamente a 380 gran-des industrias radicadas en territorio santafecino, impactará también en la recaudación de Santa Fe, según lo admitió el ministro de Hacienda y Finanzas, Walter Agosto.•Los problemas en el suministro de energía por los que atraviesa la industria desde hace 30 días ya le costaron al país cerca de $ 1.000 millones. •Por la falta de gas, podrían escasear entre 150.000 y 300.000 toneladas de urea granulada, un fertilizante clave para el trigo y el maíz, durante la próxima siembra gruesa.•En mayo, quienes más consumieron volvieron a ser los usua-rios residenciales, cuya demanda subió 12% con relación al mis-mo mes de 2006.•La planta industrial que la empresa Mc Cain que tiene 570 em-pleados debió reducir su producción al 50% de su capacidad ins-talada debido a las restricciones en el suministro eléctrico y en la distribución de gas natural.•Los cortes de energía eléctrica en los molinos harineros, que los obligó a reducir hasta un turno de producción, incide de lleno en los consumidores. Por la escasez de harina, los panaderos pagan hasta un 25% más la bolsa de este insumo básico y decidieron ajustar un 15% en promedio el precio del pan.•Metalúrgicos perdieron en un mes un 20% de volumen de producción.•Las restricciones de energía que se aplican a la industria están afectando de manera especial a los frigoríficos, obligados a demandar electricidad las 24 horas para mantener la cadena de frío de sus cámaras.•En la fábrica de DaimlerChrysler pronostican que para evitar pérdidas de producción y reestructu-raciones de turnos de trabajo la empresa invertirá US$ 2,5 millones en dos generadores propios.•Según el Indicador Sintético de la Construcción (ISAC) que elabora el Indec, el crecimiento mues-tra una marcada desaceleración. Por caso, sólo aumentó un 6,1% en mayo de este año, muy lejos del 25,2% que había marcado el mismo mes de 2006.•Los problemas energéticos que afectan a la Argentina encendieron una luz amarilla en Wall Street. Barclays y Bear Stearns aparecen entre los bancos de inversión que señalan el riesgo,•El escenario más conflictivo involucra a las autopartistas, especialmente a las medianas y peque-ñas, donde las suspensiones de personal alcanzan entre el 10% y 20%.

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2007El milagro del 19 de abril de

El miércoles 19 de abril pasado se alcanzó el récord histó-rico de demanda del SADI 17.881 MW; fueron 558MW más que el martes 12 de diciembre del 2006 Hay que tener en cuenta que cada una de las dos centrales que se están cons-truyendo (Timbúes y Campana) aportarán 800MW, pero en-tre diciembre del 2006 y abril del 2007 la demanda se “comió” casi el 70% de una de ellas, y todavía falta más de un año para que algo de lo que se está instalando empiece a producir un kilovatio hora.

Además, el miércoles 18 de abril del 2007 hizo menos calor que el 12 de diciembre del 2006.

El miércoles 18 de abril del 2007 se operó, prác-ticamente, sin reservas; las reservas rotantes, que como mínimo deben ser de 1.200MW, bajaron a 537MW, y la reserva disponible, que debería ser no menor a 2.000MW, fue de 258MW.

Para el día siguiente, jueves 20 de abril de 2007, Cammesa informa que espera una demanda máxi-ma de 17.933MW, pero al llegar a las 19:25, la de-manda era de 17.510MW, superior en 30MW a la del día anterior a la misma hora 17.480MW.

A partir de ese momento, sin que se informe nin-gún accidente ni incidente en el SADI, y sin que cam-bie la temperatura (a las 19:25 era de 27,01ºC contra 26,55ºC del día anterior), empieza a disminuir la de-manda hasta llegar a 17.236MW a las 20:00, hora en la cual se preveía llegar a los 17.933MW, y hora en que el día anterior se había llegado a los 17.832MW (valor cercano al récord).

En el informe post operativo de cubrimiento del pico, Cammesa detalla una demanda máxima abas-tecida a las 19:34 de 17.556MW (el día anterior la máxima demanda se dio a las 19:47), con una reser-va rotante de 896MW, una reserva térmica disponi-ble de 20MW e hidroeléctrica 0.

Lo que parecería que ocurrió es que a las 19:34 el sistema llegó a su límite y según trascendidos “invitaron” a desconectarse a algunas industrias.

La diferencia es muy grande: 697MW; basta con ver en la programada según el redespacho, entre las 19:25 y las 20:00 se esperaba un incremento de 808MW; en lugar de ello, bajó 274MW; faltaron 1.082MW.

Aún es mucho para los grandes usuarios; los GUMA (de mas de 1MVA) demandan en conjunto aprox. 2.500MW; el conjunto de las 20 empresas top demanda un poco menos de 1.500MW; no es fácil apagar el 40%; son procesos continuos y electrointensivos.

Rumores

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El milagro del 19 de abril de

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La importación de fuel oil, un mal necesario

Según los expertos, desde 2004 hasta la fecha Argentina ha importado cerca de 2.500.000 de toneladas de fuel oil y a fines de este año rondaría las 3.000.000 de tns. Esto le habría

costado al Estado argentino unos 1.000 millones de dólares, aproximadamente.

El 12 de mayo de 2004 arribaba el primer cargamen-to de fuel oil venezolano a la Argentina. ”El ministro de Planificación Federal recibió el primer cargamento de fuel oil proveniente de Venezuela. Su importación tiene por fin aliviar la crisis de desabastecimiento energético que vive el país. Con las sucesivas entregas se asegura-ría la provisión del combustible “hasta agosto próximo”, publicaban los medios.

A cambio de los embarques de fuel-oil y gasoil, Ar-gentina se comprometió enviar a Caracas vaquillonas para cubrir las necesidades de consumo de leche y ven-derle 160 ascensores de fabricación nacional para equi-par hospitales. También se planeó instalar un centro de reproducción de vacas en Venezuela, con tecnología argentina, y el intercambio de tecnología en materia de salud.

Esta primera compra demandó para el Estado argen-tino una inversión total de 200 millones de dólares. En lo últimos 4 años mucho se ha dicho sobre el fuel oil que Argentina importa de Venezuela, aunque en realidad el combustible que llega al puerto de nuestro país (con un porcentaje de azufre inferior al 1%) es producto de una triangulación que hace el gobierno de Hugo Chavez, puesto que el fuel oil venezolano es más pesado y tiene un alto contenido de azufre.

Según los expertos, desde 2004 hasta la fecha Argen-tina ha importado cerca de 2.500.000 de toneladas de fuel oil y a fines de este año rondaría las 3.000.000 de tns. Esto le costaría al gobierno argentino unos 1.000 millones de dólares, aproximadamente. Hasta mayo de 2007 ya se importaron alrededor de 500 millones de tns, con lo cual se estima que este año cerrará en 1.200.000 tns.

En 2005, el Estado gastó unos u$s 280 millones en la

compra de fuel oil. En 2006, ese nivel se elevó al menos un 40%, a u$s 390 millones. Y en 2007 se espera gastar otros U$S 400 millones.. En días récord, la generación a fuel oil llegó a 2.500 Mw/hora, que equivale a un consu-mo de 13.000 toneladas diarias. Además, se estima que la demanda se elevará en 2007, si bien el sistema eléctrico no tiene margen para utilizar mucho más fuel oil. Eso implica un problema adicional, dado que la oferta de gas no muestra recuperación. “Las petroleras tienen ca-pacidad para producir 3,5 millones de toneladas anuales de fuel oil en el país, cifra superior a la demanda. Pero dificultades logísticas impiden un mayor abastecimiento local. Faltan barcos, ductos y capacidad de almacena-miento, que obligan a importar la mayor parte y utilizar logística de países vecinos”, explican los petroleros más escépticos.

“Con el dinero que gasta el gobierno en importa-ción de fuel oil de Venezuela y gas de Bolivia el Estado podría construir hasta dos gasoductos por año de U$S 1.500 millones cada uno”, exageran algunos gurúes de la industria.

Lo cierto es que más allá de algunos cálculos exage-rados, la mayoría de los empresarios coincide en que el dinero destinado por el Estado argentino a esta opera-ción bien podría haberse utilizado para incentivar la ex-ploración de gas en la Argentina que hoy atraviesa serias dificultades.

Durante 2005 los inconvenientes originados por la presentación de Pdvsa a Cammesa de facturas, debido a demoras y cancelaciones de embarques, por un total de US$ 12.466.360,12, originados en la operación de 2004, provocaron una importante demora en las entregadas de fuel oil.

Rumores

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Un negocio de U$S 1,75 millones mensualesSegún la agencia Reuters, la estatal Petróleos de Vene-

zuela (Pdvsa) espera tener una considerable ganancia de unos 1,75 millones de dólares mensuales en los próximos meses de 2007 por actuar de intermediaria en las ventas de fuel oil de Brasil a Argentina.

Argentina usualmente importa fuel oil con bajo con-tenido de azufre para la generación de energía eléctrica durante los meses de invierno, de junio a agosto en el he-misferio sur.

“Petrobras no puede hacer negocios con Argentina de-bido a asuntos crediticios”, indicó un vocero. “Entonces Petrobras ha vendido fuel oil a través de Pdvsa a Argenti-na”, explicó. La primera carga brasileña salió hacia el país

sureño en mayo de 2004.Pdvsa paga a Petrobras un bajo precio por el combus-

tible y lo vende más caro a Argentina, obteniendo un mar-gen de dos dólares por barril, afi rmó.

Las ventas mensuales totales del producto entre los países podrían ascender a 250.000 toneladas, dependien-do de la temperatura y las lluvias.

Petrobras, que también es consumidor de este deriva-do del petróleo, tiene un contrato para adquirir de Vene-zuela fuel oil con alto contenido de azufre -de 3%-, compa-rado con el 1% que tiene el combustible brasileño que es vendido a Argentina.

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Denuncian campaña sucia contra la minería

La Cámara Argentina de Empresarios Mi-neros (CAEM) ha dispuesto constituirse en Estado de Alerta y en Sesión Permanente para afrontar, responder y debatir sobre los serios ataques que recibe la minería bajo falsos su-puestos ambientalistas, a pesar de que es la única industria argentina que cuenta con una Ley Ambiental específi ca que la coloca a la vanguardia del manejo ambiental entre todos los sectores productivos nacionales.

“La CAEM desea llamar seriamente la aten-ción de la sociedad argentina sobre la existen-cia de una campaña carente de toda verdadera lógica ambientalista; carente de veracidad y volcada abiertamente hacia la búsqueda de im-pedir el desarrollo minero argentino, en medio de la indiferencia, desidia, inacción, omisión y falta de capacidad de refl exión de muchos ac-tores políticos y sociales que tienen la obliga-ción legal de sostener y preservar las formas de desarrollo de la actividad minera”, señaló su presidente Martín Dedeu.

En un comunicado de prensa, el directivo re-clamó la debida atención hacia la minería y los riesgos a los que la expone el facilismo demagó-gico o la fragilidad de las convicciones de quienes deben proteger la actividad desde el Estado.

“Concretamente, desde la CAEM se recla-ma la reacción de las autoridades nacionales, provinciales y municipales que no están respe-tando o haciendo respetar a una actividad pro-

ductiva contemplada en la Constitución Nacio-nal, absolutamente legítima, que actúa dentro de la ley sobre cumpliendo las normas vigen-tes. La minería argentina se declara en alerta y sesión permanente, de esta forma, y con estas razones, convencida de que en esta coyuntura política nacional, solamente se oye la voz de quien se expresa fuera de los normales canales de diálogo racional, institucional”, disparó.

“Pero la minería – advirtió Dedeu- no está elevando la voz para quebrantar las leyes na-cionales que regulan al sector (Código de Mi-nería, Ley de Inversión Minera, Ley Ambiental Minera) sino para reclamar de las autoridades en todos los niveles de aplicación de estas nor-mas, que se respete el espíritu de la Constitu-ción Nacional, y se respeten cada una de las normas que dan sustento a una minería moder-na en pleno proceso de crecimiento. Hoy está claro que la minería es un blanco fácil para el facilismo demagógico de líderes políticos con discursos inconsistentes. Se intenta convertir a la minería en rehén de rencillas políticas mez-quinas y con herramientas o argumentos de os-curo origen y de sospechosas intenciones”

En 2007 esta industria producirá minera-les por u$s 3.453 millones de dólares anuales e invertirá u$s 2.900 millones de dólares. Es un sector que con los próximos 9 proyectos a desarrollar generará una inversión genuina de 10.525 millones de dólares.

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El gorilismo, Acevedo y la crisis energéticaPor Ernesto Poblet , Especialista en Energía

Una oyente del programa radial de Mariano Grondona manifestó sorprendi-da: “Yo en la década del noventa había ate-nuado mi gorilismo contra el peronismo, ahora con la gestión de Kirchner siento que me vuelven a crecer los pelos…”. Gron-dona inmediatamente comentó: “Hay que evitar volverse gorila otra vez. El gorilismo nos hizo perder déca-

das de desentendimiento entre los argentinos. Todos los opositores al régimen peronista se concentraron en el odio gorila y no supieron des-pués interpretar al país y sus nue-vos rumbos.”.

Efectivamente, el gorilismo no deja reflexionar. Perón entre 1952 hasta su caída en 1955 intentó una apertura hacia las in-versiones de capital extranjero, particularmente en las ex-ploraciones de hidrocarburos. Son conocidos al respecto los esfuerzos del ministro Gómez Morales, algunos dipu-tados y empresarios cercanos al régimen y determinadas personalidades del gabinete del Presidente Eisenhower. Mientras tanto el espectro opositor al gobierno peronista -Frondizi incluído- se escudó en las posiciones del más empecinado chauvinismo calificado más tarde por el pro-pio Perón como “nacionalismo de opereta”. Se suscitó en todos los sectores no justicialistas un curioso rechazo a ese capital imprescindible para paliar las recurrentes crisis energéticas que suelen arruinar al país cuando se depende del combustible importado, el cual resulta extre-madamente caro e incómodo. El sistema estatista implica un terco mantenimiento de órganos monopólicos -del es-tado- imposibilitados de generar los recursos necesarios para explorar y producir. Tales “empresas públicas” in-

tervienen arbitrariamente en las políticas a aplicar y ad-ministran pésimamente los negocios. Se conforma así un método industrial-comercial quimérico y paralizante. En su esencia, los fondos y los riesgos del imponente negocio energético recaerán despiadados sobre los famélicos bol-sillos de la comunidad. No es posible ni funcional desti-nar los impuestos que tributa la población para solventar el lance exploratorio y productivo de los hidrocarburos.

Hoy aparece en escena el ex gobernador Acevedo ata-cando con dureza a su antiguo amigo Kirchner. Sorpre-sivamente basa sus acusaciones en una anacrónica profe-sión de fe estatista, habla de la “entrega de los recursos a perpetuidad” y de “mecanismos alejados de la ley”, apar-te del siempre oportunista latiguillo de la corrrupción enunciado sin fundamentos serios o coherentes. Habría que aclararle al ex gobernador que la perpetuidad en el derecho minero es sinónimo de eternidad y el contrato de

concesión con Pan American Energy -sumado a la ley provincial y la co-rrespondiente ley nacional- circuns-criben con plazos expresos la dura-ción de las concesiones. Solamente se conserva la concesión perpetua en el viejo Código de Minería. Si los plazos son muy largos (25/30 años) obedecen a razones de cálcu-

los de inversión y la explotación racional de los yacimien-tos. No hay mucho que analizar para entender que en este momento de tarifas energéticas extremadamente ba-jas -y concepciones populistas- resulta muy difícil atraer nuevas inversiones en la Argentina, Bolivia, Venezuela, Ecuador, etc… Aún con un cambio de 180 grados en la política tarifaria del gobierno de Néstor Kirchner no se abrirían rápido ni fácilmente los grifos de las inversiones. Prorrogar el término de una concesión vigente –perfecta-mente previsto en el contrato y las normas que lo regu-lan- es una de las pocas posibilidades funcionales que puede adoptar el gobierno argentino en esta emergencia. La posición del señor Acevedo es puramente ideológica además de las secuelas que debe estar sufriendo por sus anteriores episodios dentro del entorno de los elencos gu-bernamentales que tan particularmente comanda el presi-dente Kirchner.

En este momento de crisis estructural del sector ener-

“Aún con un cambio de 180 gra-dos en la política tarifaria del gobierno de Néstor Kirchner no se abrirían rápido ni fácilmen-te los grifos de las inversiones”

Tribuna Abierta

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gético constituye un lujo para el presidente argentino lograr una inversión varias veces millonaria -en dólares- orientada hacia la búsqueda de nuevos volúmenes de petróleo y gas. El procedimiento aplicado es ajustado a las normas vigentes y las circunstancias de necesidad y urgencia que derivan de la propia crisis permiten evitar las formas usuales del acto licitatorio.

El “gorilismo” implica un enceguecimiento que fácil-mente obnubila la capacidad de raciocinio. Cuando los opositores a Perón accedieron al gobierno dieron muestra de una angustiante desorientación que los llevó al fraca-so, salvo el caso de Frondizi que olfateó lúcidamente y a tiempo la difícil realidad de su pasión por el petróleo. Si la aparición en escena del ex gobernador de Santa Cruz y ex jefe de la SIDE provoca simpatías en los sectores contrarios al presidente, induciendo a sobrevalorar un anacrónico pensamiento sobre las inversiones de capital

extranjero, estaríamos volviendo al arcaico pecado del gorilismo con reflexiones como ésta: “cualquier cosa que haga Kirchner sistemáticamente será malo, hay que optar siempre por lo contrario…”. Lo cual encierra el peligro de repetir el error que se cometió con Perón en 1952/55 al combatir sistemáticamente y sin piedad el famoso contra-to de exploración con la Standard Oil de California y otras aperturas al capital foráneo que habían entusiasmado os-tensiblemente al líder del justicialismo. Son muchos y muy ásperos los problemas del régimen de Kirchner que hoy irritan a la oposición, no por ello corresponde tomar caminos equivocados como los que se le atribuyen al tor-pe mono antropoide que habita en el África ecuatorial, a orillas del río Gabón.

E.Mail del autor: [email protected]

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Impuestos: la contribución olvidada de los combustibles fósiles

Por Oscar Secco, ex presidente del IAPG

Hoy resulta políticamente correcto promover la pro-ducción de biocombustibles: el presidente George Bush los busca por el mundo, hace unos días un avión Pucará voló quemando en una de sus turbinas biodiesel ( pero por las dudas, en la otra usó el seguro y conocido kerosene aeronáutico) y se suceden las conferencias y apoyos a los mismos. Mientras se proclaman sus ventajas se minimi-zan los inconvenientes de los “bio”, que no son pocos. Lo que falta explicitar son los importantes aportes que hacen los combustibles tradicionales a los distintos fiscos, con-tribución que solo la pueden hacer por la extraordinaria baratura relativa del petroleo, resultante de su natural abundancia, de su alto contenido energético, de la flexi-bilidad de su uso y de la alta eficiencia de quienes lo pro-ducen y comercializan. Un reciente estudio hecho publi-co por la compañía Total indica que, to-mando como base un yacimiento antiguo del Medio Oriente, el 86 % del precio del crudo en la terminal de embarque ( los 62 dls/barril) queda, en forma de impuestos, para el país produc-tor. Siguiendo la cadena, al comercia-lizarse la nafta derivada de ese crudo en los países euro-peos a 1 euro/litro, sus gobiernos cargan a la misma con 75 centavos. En resumen el 88% de su precio de venta son impuestos: 13 centavos de euro para el país produc-tor, otros 75 para el país consumidor, quedando para la industria que descubre, produce, transporta, refina y distribuye los restantes 12 centavos de euro. El estudio de referencia no indica si el impuesto a la ganancia de la compañía productora está incluido en las cargas imposi-tivas indicadas o si aún faltaría agregarlos, supongamos que no. Veamos la situación en nuestro país: las contribu-ciones fiscales comienzan con un mínimo de 12 % de re-galías provinciales que son seguidas por una catarata de impuestos generales y otros específicos, a ellos se suma la retención a la exportación y se corona con los impuestos a las ganancias de las compañías petroleras ( YPF S.A. es el mayor contribuyente a las arcas de la Nación: en el año

2005 pagó solo por este concepto 1000 millones de dóla-res, en el 2006 otros 823 millones de dólares). Con este cómputo se llega a valores del mismo orden de magnitud que los europeos, solamente ajustados por el efecto de la menor productividad de los yacimientos locales y de una menor carga impositiva en la nafta. Resultado: de los 2 pesos que se paga por un litro de nafta los fiscos argenti-nos se quedan con $ 1,40 ( el 70%). En los Estados Unidos, de los 0,85 dólares que cuesta el litro de nafta, el dueño del predio más los fiscos recaudan el 75%.

Los “bio” no pueden, por sus altos costos de producción, llegar al mercado en competencia con los combustibles fósi-les: para poder hacerlo requieren minimas cargas impositi-vas o incluso subsidios que son impuestos negativos.

Los impuestos, pese a su discutible administración, llegan a escuelas, hospitales y comisa-rías, socorren a los marginales, hacen caminos y pagan in-vestigaciones. Cada litro de combustible “bio” que reemplace a uno convencional susbtraerán más de un peso a los arcas de los municipios, de las provincias y

de la Nación. Estas consideraciones no implican que no se trabaje sobre los “bio”, pero el énfasis de producirlos en la Argentina debe estar muy lejos del de los niveles de los países ricos ( USA, Europa) o al de los pocos que tienen si-tuaciones excepcionales, (Brasil).- El gran beneficio para la Argentina de los “bio” resulta de que su promoción en el mundo ha mejorado substancialmente los precios de nuestros granos y eso es ahora permanente y nos costó nada. Hoy la Argentina, raro caso de país pobre pero a la vez exportador neto de energía, tiene con un eficiente sec-tor hidrocarburífero muy castigado pero que podría ser estimulado para aumentar sus inversiones y producción. Volver a cuidarlo y atender la energía de origen nuclear e hidráulica es mas importante que soñar con los “bio”. El viejo romance argentino con el petroleo, lleno de amores, recelos y dudas, está esperando un poco de cariño para retribuirlo con creces.

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Refinación: falta de capacidad ociosa e inversiones complica el Negocio

Latinoamérica y el Caribe requieren de U$S 30.000 millones de inversión para ampliar y actualizar su parque refi nador. Tendencias y nuevos desafíos en un entramado contexto político mundial.

Después de los años 70, hay una tendencia clara a la reducción drástica del consumo de combustibles pesados. Por otro lado, después de esta crisis lo que se percibe es un aprovechamiento al máximo todo el barril, especial-mente el fondo del barril, los pesados, de ahí esa drástica reducción de la producción.

Este crudo caro ha dado lugar a aprovechar las refi ne-rías al máximo. A nivel mundial la capacidad de refi na-ción alcanza los 85 millones de barriles/día, frente a una demanda que oscila los 70 millones de barriles/día.

La falta de capacidad ociosa y la escasa inversión pre-ocupan a los refi nadores.

“Evaluar la inversión, proyectarla y construir una plan-ta nos lleva entre 3 y 4 años, amortizarla no menos de 6. Por eso, cualquier análisis de las inversiones requiere de una mirada de largo plazo”, aseguran los especialistas.

A nivel global, los gobiernos están exigiendo la reduc-ción de la concentración de azufre en las gasolinas y el diesel, e incrementando las exigencias en las especifi ca-ciones de benceno, RVP, poliaromáticos, entre otras. Estas exigencias vienen acompañadas de una menor oferta de crudos livianos y de mayores exigencias ambientales de la industria en cuanto a emisiones gaseosas, efl uentes líqui-dos y residuos sólidos. Esto requerirá de modifi caciones

de refi nería y una signifi cativa inversión de capital para 2017, estimada en 30.000 millones de dólares en América Latina y el Caribe.

El dato surge de las Jornadas de Refi nación Latinoa-mericanas organizadas por el Instituto Argentino del Pe-tróleo y del Gas (IAPG) en octubre de 2006.

Hoy las modifi caciones típicas incluyen la instalación de nuevas unidades de proceso de desulfurización, inclu-yendo hidrocraqueadores, unidades de recuperación de azufre, unidades de tratamiento de amina, producción de hidrógeno u otros procesos de remoción de azufre. De-pendiendo de los requerimientos, la confi guración y de-

de refi nería y una signifi cativa inversión de capital para

MercosurLatinoamerica

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Refinación: falta de capacidad ociosa e inversiones complica el Negocio

Los precios del petróleo no aflojan la banda de 60 a 70 US$/barril. La demanda continuará creciente, debido principalmente al alto crecimiento vegetativo y crecimien-to económico sostenido, especialmente de China, India y otros países asiáticos. Estos actúan como una especie de locomotora para el resto del planeta, incluyendo por su-puesto a Latinoamérica y el Caribe, que viene sustentan-do tasas de crecimiento económicas del orden del 5% por aproximadamente de 4 años. En diciembre de 2006, el pre-cio del petróleo WTI promedio fue de aproximadamente 58.5 US$/barril, mientras que el precio promedio de tres gasolinas en el mercado mayorista spot de Nueva York sin impuestos fue de 70.6 US$/barril. En abril del 2007 el precio promedio del WTI fue de 63.6 US$/barril, mientras que el promedio de las gasolinas fue de 94.0 US$/barril.

Una serie de eventos inusuales, fuera de la creciente demanda han determinado esta situación de un precio casi uniforme en el petróleo, pero de un incremento no-table en los precios de la gasolina y los otros derivados del petróleo. Las refinerías contrario a lo que ocurría años atrás, están teniendo márgenes muy atractivos de refina-ción por sobre 25 US$/barril. Es la ley de la oferta y la demanda sumada a un mercado muy especulativo

Los crudos más pesados que se producen ahora no son

los más adecuados para las refinerías que se construyeron 20 o 30 años atrás, sumados a que las mismas deben producir productos con menor contenido de azufre para cumplir con nuevos estándares internacionales.

La capacidad mundial de refinación se ha incremen-tado muy poco en los últimos 15 años. En 1990 la capa-cidad mundial de refinación era de 73.90 MMbbls/dma, mientras que en el 2007 es de 86 MMbbls/dma que está muy pareja con la producción mundial de 80 a 85 MMb-bls/dma. Se estima que para el año 2030 la capacidad de refinación estará en el orden de los 150 MMbbls/dma.

Latinoamérica y el Caribe no escapan a esta realidad global y su situación es complicada. La Región tiene cerca al 8.7% de la capacidad de refinación mundial y consume aproximadamente entre 8 a 9% de la demanda mundial de productos refinados. El crecimiento de la demanda de petróleo en la Región, de 1995 a 2005 ha sido de aproxi-madamente 13.7%, mientras que el crecimiento de la ca-pacidad instalada de refinación en el mismo periodo, solo ha sido de aproximadamente 7.5%, es decir, casi un 50% del consumo.

(*) Secretario ejecutivo de la Organización Latinoame-ricana de Energía (Olade)

Un mercado especulativoPor Alvaro Roca (*)

manda actuales y futuras, también se están desarrollando proyectos que incluyen unidades de destilación atmosfé-rica y a vacío, de reformado, isomerización y alquilación, así como de compresión y producción de hidrógeno. La magnitud de estos proyectos requiere de un adecuado y minucioso planeamiento y de una gestión eficiente que consideren que los estimados de costos y los cronogra-mas sean competitivos, evaluando el riesgo asociado a las nuevas tecnologías a implementar.

La seguridad regional de la oferta energética y las perspectivas energéticas generales dependerán de la su-peración de varios obstáculos. Estos desafíos incluyen marcos reglamentarios e impositivos inadecuados, difi-

cultades en el acceso a los mercados financieros y de capi-tal, y temas tecnológicos cada vez más complejos.

“El crecimiento de la demanda de pe-tróleo en la Región, de 1995 a 2005 ha sido de aproximadamente 13.7%, mien-tras que el incremento de la capacidad instalada de refinación en el mismo pe-riodo, solo ha sido de aproximadamente 7.5%, es decir, casi un 50% del consumo”

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En el 2002 la caída del PBI fue del 11% y si considera-mos la evolución desde 1998, la pérdida acumuló un 20%.

En el 2003 y 2004 se registró un crecimiento del producto de 9% y del 9,1%; para este año se espera un piso de creci-miento de 7 a 7,5%. Entre el primer trimestre del 2002 hasta el primer trimestre del 2005 la recuperación del PBI fue del 25,3% permitiendo que el producto supere ligeramente los niveles existentes en el segundo trimestre de 1998.

La gran pregunta es en qué medida el espectacular cre-cimiento observado es sustentable, especialmente a la luz de los recurrentes ciclos de crecimiento, colapso y rebote que lamentablemente experimenta nuestra economía.

En primer lugar el crecimiento argentino después de la crisis es comparable al observado en otros países que sufrieron crisis similares a la Argentina, como Corea, Ma-lasia y México, entre otros. Mucho se habló del “veranito”, de “efecto rebote” y de “amesetamiento” de la economía.

El superávit fiscal evita la caída del dólar y permite bajas tasas de interés al no existir demanda financiera del gobierno. A su vez el superávit de la cuenta corriente re-duce al mínimo el endeudamiento externo.

De hecho, el mantenimiento de estas condiciones en el largo plazo hacen esperable un piso de crecimiento del 4,5% para 2007.

Por supuesto que este proceso de crecimiento sostenible no es mágico, ni automático ni está regalado. Para concretarlo son necesarias condiciones muy concretas, entre ellas, la necesidad de nuevas inversiones que per-mitan responder adecuadamente a la demanda creciente, evitando tasas de inflación elevadas y que también permi-tan reducir el desempleo y la pobreza.

En los primeros años de la década, la industria quími-ca y petroquímica argentina demostró su vocación por el crecimiento. Después de invertir más de 2.500 millones de dólares en petroquímica, la capacidad instalada en Argen-tina, pasó de 3,3 millones de toneladas por año en 1999 a más de 7,5 millones de toneladas en el 2004. A su vez la industria química, menos intensiva en capital y con mucho mayor número de actores, también demostró su dinámica y competitividad en químicos básicos, agroquímicos, colo-rantes y otras muy diversas especialidades químicas.

En la actualidad, la capacidad total de refinación de la Argentina asciende a 630 KBD. La capacidad instalada no ha sufrido variaciones significativas durante los últi-mos 10 años. La utilización de la capacidad instalada se ha ido incrementando después de la crisis. El nivel de complejidad y conversión es elevado en comparación con la región. A conversión llena el barril marginal de crudo liviano produce 12-15% más de gasoil que el pesado.

El sector de refinación en Argentina acompañó el cre-cimiento de la economía incrementando el procesamiento de crudo y la producción de gas oil para reducir depen-dencia de importaciones.

Pero la situación actual enmarcada por una menor

Qué pasa en la Argentina

MercosurLatinoamerica

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disponibilidad de crudos nacionales livianos; con-diciones económicas adversas para importar crudos y Gas Oil; máximo nivel de utilización actual de la capacidad instalada y baja rentabilidad sostenida del sector Refinación, limitan el aumento de la pro-ducción de gas oil al tiempo que persisten exceden-tes de naftas.

Hasta ahora, la caída de la producción petrole-ra no ha afectado a las refinerías locales, sino que ha reducido el saldo destinado a la exportación. El sector de refinación está produciendo a máxima ca-pacidad, logrando este año record de conversión de crudo.

Si bien el abastecimiento de crudo ha sido regular, existieron algunos problemas este año en el mercado de los derivados, en particular con el gasoil.

Como resultado de una política impositiva favorable a este combustible, el consumo argentino de gasoil triplica al de las naftas, y ha superado la capacidad de refinación local, obligando a las empresas a recurrir a las importa-ciones para asegurar el abastecimiento de sus clientes du-

rante los picos de demanda.En general, con el actual contexto de sostenido creci-

miento económico, los argentinos reaccionaron al abarata-miento relativo de la energía y de los combustibles con un importante incremento del consumo. Como consecuencia de los precios bajos, el consumo energético crece a un rit-mo mayor al de la actividad económica, llevando a los in-dicadores de intensidad (consumo energético per cápita) a los niveles más elevados de los últimos treinta años.

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Energía eólica:

Durante el año 2006 la Energía Eólica continuó con su crecimiento a nivel mundial. 14.900 MW fueron instala-dos, totalizando una capacidad instalada a nivel global de 73.904 MW a finales del año 2006. Esta capacidad ins-talada muestra una tasa de crecimiento del 25%, luego del 24% registrado en el año 2005. La actual capacidad insta-lada genera más del 1% del total global del consumo de energía eléctrica. Ahora la Asociación Mundial de Energía Eólica ha incrementado su pronóstico para 2010 y espera que 160.000 MW sean instalados hacia fines del 2010.

Cinco países incrementaron su capacidad eólica ins-talada en más de 1000 MW: EEUU (2.454 MW), Alema-nia (2.194MW), India (1.840 MW) y España (1.587 MW) fueron capaces de asegurar su posición de liderazgo en el mercado, y China (1.145 MW) se unió al grupo de los cinco países con mayor instalación y se encuentra quinto en términos de capacidad instalada, mostrando un creci-miento de su desarrollo de la energía eólica del 91 %.

Cinco países instalaron más de 500 MW y a su vez pre-sentan excelentes tasas de crecimiento: Francia (810 MW, 107 % de crecimiento), Canadá (768 MW, 112 % de cre-cimiento), Portugal (628 MW, 61 % de crecimiento) y el Reino Unido (610 MW, 45 % de crecimiento). El mercado más dinámico durante el año 2006 fue Brasil, afrontando

exitosamente el tan ansiado despegue de su industria eó-lica e incorporó 208 MW, incrementando 7 veces su capa-cidad eólica instalada en tan solo un año.

Precisamente la “VI Conferencia y Exposición Mundial de Energía Eólica, Argentina 2007” permitirá analizar estos temas y enviar una clara señal espacialmente a toda América Latina.”

La conferencia se realizará del 2 al 4 de Octubre de 2007 en la ciudad de Mar del Plata y la Exposición comen-zará el 29 de setiembre de 2007 finalizando conjuntamen-te con la Conferencia.

Esta será la primera vez que la VI Conferencia y Exhi-bición Mundial de Energía Eólica se lleve a cabo en Lati-noamérica. Por ello, cada vez hay más expectativas para que esta nueva edición, que tendrá como lema: “Energía, Sociedad y Ambiente”.

Se espera la presencia de reconocidas y prestigiosas personalidades del ámbito científico y gubernamental de más de 50 países. Además, ya está confirmada la partici-pación de más de 18 disertantes internacionales notables, entre ellos están el Ministro de Energías No Convencio-nales de la India y el Ministro de Medio Ambiente de Alemania. Hasta el momento se recibieron más de 200 abstracts de diferentes partes del mundo acerca de los distintos temas que planteó el Comité Técnico.

¿160 GW para 2010?

Datos del Mes

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¿160 GW para 2010?

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Un 30 de noviembre de 1934 un grupo de pioneros de la empresa Schlumberger munidos de la más moderna tecno-logía disponible en la industria petroleroa realizaba el primer registro eléctrico en la Argentina.

Esto ocurría solo siete año después de que se efectuara el primer perfilaje eléctrico en el mundo. El 30 de junio de ese mismo año mediante un decreto del gobierno de la Nación, fue ampliada la zona de reserva petrolífera en el país a todos los territorios nacionales.

El primer registro en Argentina se realizó en el pozo 1551 de YPF en la Zona Central de Comodoro Rivadavia. El señor Simeone de YPF fue quien recibió dicho registro entregado por los ingenieros Guichardot y Paulin de Schlumberger. El informe técnico final fue hecho por el doctor Feruglio en una nota elevada al ingeniero Cánepa, ambos profesionales de YPF en el área.

La compañía se instaló en Diadema Argentina en el km 27 de Comodoro Rivadavia hasta el año 1948 en que edifi-có los talleres en la ciudad en el barrio La Loma que ocupó hasta 1981. La primera época abarcó una gran cantidad de evoluciones ya que comenzó con los equipos de registros manuales donde cada operador registraba una curva; se pasó a los camiones con cámaras de registro automáticas de tres y luego cinco galvanómetros y películas de dos pistas, cable de cuatro conductores de “Neoprene” hasta que finalmente en los años 1953-1954, cables de acero de seis y luego siete conductores, cámaras de nueve galvanómetros y películas de tres pistas de ancho. En febrero de 1979, Schlumberger introdujo el primer equipo computarizado de perfilaje en Argentina.

Reseña sobre la Historia del Perfilaje en la Argentina

Miscelaneas

Hasta 1927 la investigación del subsuelo consistía en la medida de la resistividad del terreno a través de electro-dos clavados en el suelo, pero el mineral a investigar se en-contraba por lo general lejos de la superficie. La idea para llegar a la solución consistía en una sonda portadora de electrodos que pasara al interior de una perforación y que por medio de cables conductores transmitiese a un poten-ciómetro en superficie los valores de resistividad del terre-no. Henri Doll tomó a su cargo el proyecto de materializar la idea y en agosto de 1927 se instaló en Pechelbronn el úni-co campo petrolíofero conocido en aquella época en Fran-cia. Henri Doll pensaba que con un buen cable, un buen ginche y un buen potenciómetro sería capaz de obtener en un pzoo medidas de resistividad tan confiables como las tomadas hasta entonces en superficie. El primer intento

llevó quince horas y se estudiaron solo 40 metros de un pozo de 600 metros de profundidad, debido a fallas en el cable. Se necesitaba otro más resistente, conseguido éste se envió con urgencia en un taxi a Pechelbronn con la idea de que de ese cable pendería el futuro de la compañía. Con-rad Schlumberger, tenso y tembloroso presentía que con la respuesta que traían los tres cables desde el fondo del pozo estaba frente a un paso gigante en la historia de la geofísica y de la exploración de hidrocarburos.

Pocos días después, el 6 de septiembre de 1927 en una posada de Woerth un banquete marcó la memorable fecha del primer perfilaje eléctrico en el mundo conocido todavía como “Electrical Coring”.

Fuente: Libro 70 años de Schlumberger en Argentina

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Empresarias

PDVSA y Socotherm Americas cierran contratoSOCOTHERM AMERICAS ha obtenido

a través de su subsidiaria Atlántida Soco-therm, un contrato de aproximadamente 19 millones de dólares con la firma petrolera es-tatal venezolana PDVSA para la aplicación de revestimientos sobre 135 km de tuberías de acero de gran diámetro correspondientes al proyecto Barbacoa-Margarita Fase II.

El Gasoducto Barbacoa-Margarita Fase II tiene su inicio en el estado de Anzoátegui y contempla en el tendido de unos 135 km de tuberías de acero, de los cuales 26 km se-rán instalados bajo el mar hasta su conexión terrestre con la Isla Margarita.

El proyecto comprende la construcción de tres tramos principales: dos terrestres de 20 y 89 km, con tuberías de 16” y 36”de diá-metro, respectivamente; y finalmente uno submarino de 26 km con tubos de 16”, que conectará el tramo continental con la Isla de Margarita.

El proyecto forma parte del Plan Estra-tégico de Petróleos de Venezuela (PDVSA)

2006-2012, cuya inversión total alcanzará los 16.780 millones de dólares enmarcado en el marco del Plan Siembra Petrolera 2005-2030, que promueve la aceleración de los diferen-tes proyectos de exploración y producción de gas en tierra firme y costa afuera.

PDVSA prevé así aumentar la producción de gas de 6.300 millones a 11.500 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD) para el 2012.

El contrato de revestimiento se refiere a la aplicación de un sistema de protección anticorrosiva externo de Polietileno de Alta Densidad (PLASTIKOTE®) sobre el total de la tubería y de un revestimiento de concre-to reforzado (CONCRETKOTE®) sobre la tubería de 16” a ser instalada en el mar, de modo de asegurar su asentamiento en ellecho marino. Adicionalmente a ello, el con-trato prevé la instalación de un sistema de protección catódica mediante la fijación de ánodos de sacrificio en el cuerpo de los tu-bos correspondientes al tramo submarino del gasoducto.

Imagen & Estrategia

AES Latinoamérica gana prestigioso premio

AES Latinoamérica ganó el premio “Edison Award” 2007 otorgado por Edison Electric Institute (EEI), en la categoría de miembro interna-cional en reconocimiento a los excelentes resultados operativos alcan-zados durante 2006.

La reducción de las pérdidas de energía en un promedio de 8%; el incremento de la disponibilidad consolidada del parque de generación de 85% en 2005 a 89% en 2006; el incremento de la generación neta de energía en un 8% y la reducción de la duración y frecuencia de las inte-rrupciones de distribución en un 15% en promedio, son algunos de los logros operativos alcanzados por AES en Latinoamérica. Asimismo, en el año 2006 mejoraron los indicadores de satisfacción del cliente en las empresas de distribución de AES en la región.

Estos resultados se tradujeron en un incremento del margen opera-tivo de las empresas de la región de 26% a 30% en 2006. Andrés Gluski, Presidente de AES Latinoamérica y Vice Presidente Ejecutivo de Ope-raciones de la Corporación AES, afirmo que “en AES nos esforzamos por la excelencia. Este premio es un importante reconocimiento al tra-bajo que día a día realizan los más de 10.000 trabajadores de AES en la región, quienes son los verdaderos protagonistas de los logros operati-vos que hicieron de 2006 un año de éxitos para AES Latinoamérica”.

CONTRERAS cumple 60 años

Hace 60 años la convicción, el esfuerzo y el compromiso de los her-manos Contreras establecieron los cimientos de una organización que nunca dejó de crecer. Contreras es hoy uno de los actores destacados de Latinoamérica en ingeniería y construcción.Lo que empezó como un sueño de los pioneros, es actualmente una empresa sóli- da y diversificada con experiencia y prestigio en la construc- ción de ductos, plantas compre- soras, montajes i n d u s t r i a l e s , obras viales y de infraestructura, actividades todas complementadas con la correspon-diente ingenie- ría. En pleno 2007 la empresa reúne a más de 2.000 empleados y goza de una profunda inserción en el mercado local y en países de América La-tina como Brasil, Bolivia, Chile y Uruguay. Con la misma pasión, profesionalismo y vocación de crecer de sus fun-dadores, Contreras avanza construyendo futuro.

AGEERA renueva autoridades

La Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina ha renovado sus autoridades y representantes ante CAMMESA para el período 2007/2008. Han sido designados Miembros titulares de la Comisión Directiva:

Presidente, Ing. Rubén Turienzo (Central Puerto S.A); Vicepresidente, Ing. Fermín Demon-te (Petrobras Energía S.A); Secretario, Dr. Hugo Cabral (CAPEX S.A); Tesorero, Ing. Fernando

Monserrat (Nucleoeléctrica Argentina).Como representantes de CAMMESA figuran: Director Titular,

Cdor. Fernando Antognazza (H. El Chocón S.A); Director Titular, Ing. Milton Perez (AES Argentina S.A) y Síndico Titular, Dr. Juan Carlos Doncel Jones.

La Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la Repú-blica Argentina (AGEERA) es una asociación civil creada mediante Decreto 1192/92.

Forman parte de ella 42 empresas asociadas que cubren todo el es-pectro de la generación de energía eléctrica nacional: centrales hidráu-licas, nucleares y térmicas, de propiedad estatal (nacional, binacional o provincial) y de propiedad privada. Con 24.144 MW instalados re-presentan en conjunto el 99% de la potencia total instalada en el país.

Horacio Cristiani, nuevo Country Manager de Gas Natural para Argentina

El Grupo Gas Natural designó a Horacio Cristiani como nuevo Country Manager para Argentina, en reemplazo de Pedro Sáenz de Santa María Elizalde quien pasará a desempeñarse como Country Ma-nager de Puerto Rico.

El Ing. Cristiani, con una dilatada experiencia en la industria del gas, ingresó en 1993 a Gas Natural BAN, desarrollando desde enton-ces diversas funciones de responsabilidad tales como: Líder de Pro-yecto de la Planta de Peak Shaving de General Rodríguez, Gerente de Distribución, Director Técnico, y con anterioridad a esta nueva desig-nación, se desempeñó como Director Comercial de la Compañía.

Horacio Cristiani es graduado en Inge-niería, diplomado en Desarrollo Directivo del IAE - Universidad Austral, y participa activamente en distintos foros energéticos y cámaras empresarias del sector.

Gas Natural BAN brinda, desde 1992, el servicio de distribución de gas natural por redes a más de 1.320.00 clientes, en un área de 15.000 km2, constituida por 30 partidos de la zona norte y oeste de la Provincia de Buenos Aires.

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Designaciones en Medanito

Medanito S.A. informa que, a partir del día 1º de Junio del corriente año, el Lic. Andrés Carosio asumió la Gerencia General de la Compañía.

El Lic. Carosio forma parte de la empresa Medanito desde su funda-ción y ocupó puestos directivos en las áreas comerciales, administrativas y financieras hasta el año 2005, cuando fue designado Director Ejecutivo.

Medanito S.A. es una empresa argentina, con más de 15 años de pre-

sencia en el campo de la energía, en el cual ha sumado nuevos negocios año a año, siguiendo una pauta de continuo crecimiento.

Cuenta con un amplio reconocimiento en el midstream gasífero, se encuentra en plena expansión en el upstream petrolero, desarrolla re-cursos renovables e incursiona en el área de la energía eléctrica.

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Nueva estructura gerencial en REPSAAdaptándose a las innovaciones de mercado, REPSA incorporó al

Ing. Luis Iglesias como Gerente General, quien asume, con una nueva estructura gerencial, el desafío de mantener el liderazgo de la empresa y abrir el camino a nuevos mercados nacionales e internacionales.

En 1988 Repsa comenzó a produ-cir la línea de tuberías Epoxi-Fibras de Vidrio, destinadas al mercado petrole-ro, bajo licencia de Koch Fiberglass de U.S.A. líder mundial en productos de alta calidad, especialmente los destina-dos a ésta industria.

Las tuberías son procesadas en caliente, con sistemas epoxídicos y filamentos continuos de fibra vidrio. Son fabricadas bajo los estrictos estándares internacionales API 15HR e ISO900 0/2000, certificaciones que Repsa acredita. Todos los accesorios son roscados del mismo ma-terial de las tuberías.

REPSA es la primera empresa argentina, en su rubro, en incorporar las normas de calidad API Q1 y 15 HR .

La creciente aceptación de los materiales compuestos, por su mayor resistencia y durabilidad, augura el avance de la demanda de este tipo de ductos en la industria petrolera.

Petrobras Energía y FoMiCruz firman acuerdo

Con la presencia del Gobernador de Santa Cruz, Daniel Peralta, el Di-rector General Ejecutivo de Petrobras Energía, Carlos Fontes, y el presidente de Fomento Minero de Santa Cruz So-ciedad del Estado (FoMiCruz), Arman-do Roberto Traba, firmaron en la Casa de Santa Cruz de Buenos Aires, el con-trato de la Unión Transitoria de Empre-

sas (UTE) para la explotación de las áreas gasíferas Glencross y Estancia Chiripá. De la UTE conformada, Petrobras tendrá el 87% en tanto que FoMiCruz el 13 % restante. El desarrollo de ambas áreas demandará una inversión de 420 millones de dólares para los próximos años y se estima producir hasta 6 millones de metros cúbicos de gas por día.

A los efectos de contribuir a mejorar las condiciones de oferta de gas en el país, Petrobras adelantó el cronograma original de trabajos y con una inversión de 5,5 millones de dólares completó la etapa de sís-mica de ambos bloques. Tras el análisis de la información obtenida, se espera hacer las primeras perforaciones a fin de este año.

Nueva estructura organizativa en RepsolEl Consejo de Administración de

Repsol YPF aprobó por unanimidad, a propuesta de su Presidente Ejecutivo, Antonio Brufau, una nueva estructura or-ganizativa orientada a la ejecución de los grandes proyectos de crecimiento impul-sados en la actualidad por la compañía, así como a la potenciación de otros nue-vos que marcarán su desarrollo futuro.

Miguel Martínez, hasta ahora Director General de Control de Ges-tión y Desarrollo Corporativo, será el nuevo Chief Operating Officer (Director General de Operaciones), quien se encargará de la coordina-ción y control de todas las áreas de negocio de la compañía.

Las cuatro direcciones generales de negocio de la compañía serán las siguientes: Dirección General de Upstream (Exploración y Producción), a cargo de Nemesio Fernández-Cuesta,; Dirección General de Downs-tream (Refino, Marketing, GLP y Química) responsabilidad de Pedro Fernández Frial,; Dirección General de YPF (Exploración, Producción, Refino, Marketing y Química de Argentina), que asumirá el hasta ahora Director del Área Química, Antonio Gomis Saez; y la Dirección General de GNL, cuya responsabilidad correrá a cargo de Enrique Locutura.

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Nuevo presidente en Schneider Electric Argentina

Schneider Electric, compañía líder mundial en Gestión y Control de la Energía Eléctrica, anunció que ha designado a José Luis Valdellora Presidente de Schneider Electric Argentina, cargo que asumió a partir del 1 de junio del 2007. Es el primer caso de un Presidente argentino en 25 años de presencia de Schneider Electric en el país, lo que manifiesta un gran reconocimiento hacia el potencial de profesionales argentinos por las máximas autoridades de la compañía. Valdellora, Contador Pú-blico Nacional egresado de la Universidad de Buenos Aires, cuenta con una amplia trayectoria en la compañía, trabajando tan-to a nivel local como internacional. Hasta la fecha, se desempeñó exitosamente como Director de Lighting para Schneider Elec-tric España. Desde su ingreso en Schnei-der Electric Argentina, en el año 1999, José Luis ocupó cargos de relevancia dentro de la compañía, actuando inicialmente como Director de Administración & Finanzas, para luego desempeñarse a cargo de la Di-rección de Business & IT Transformation, y posteriormente en la Dirección de Logística & Compras.

Macfarlane fue reelecto como presidente de ADEERAAlejandro Macfarlane, presidente de EDENOR

S.A., fue reelecto como Presidente de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Ar-gentina (ADEERA).

La decisión se adoptó en la Asamblea de los miem-bros de la entidad y por un nuevo período estatutario. En calidad de Vicepresidentes lo acompañarán José Luis D’Odorico (EDESA Salta); José María Hidalgo (EDESUR S.A.); César Albrisi (EPEC Córdoba) y Casi-

miro Gutiérrez (EJE S.A. Jujuy).Los cargos de la Comisión Directiva se completan con Carlos Ma-

rozzi (EDELAP SA) y Horacio Marchessi (EDEMSA Mendoza) como Secretarios; Prosecretario, Juan José Mitjans (EDEA SA); Tesorero, Luis El Halli Obeid (EPESF); Protesorero, Oscar Montero (Grupo Coopera-tivas de la provincia de Bs. As.); a quienes acompañan quince vocales que representan a las restantes distribuidoras asociadas.

La Comisión Revisora de Cuentas seguirá integrada por Osvaldo Arrúa (EMSA Misiones); Norberto Bruno (EdERSA Río Negro) y Al-berto Kozicki (EDECAT S.A. Catamarca).

ADEERA agrupa a 42 distribuidoras de energía eléctrica públicas, privadas y cooperativas de Argentina, las cuales atienden a más de 10 millones de clientes y distribuyen más del 90% de la energía que se consume en el país.

Foro EDESAL de RSECon el objetivo de promover una visión integral del compromi-

so social corporativo, la Empresa Distribuidora de Electricidad de San Luis –EDESAL- organizó el FORO EDESAL DE RESPONSABILIDAD SOCIAL en la Ciudad de San Luis entre el 24 y 26 de julio pasado Im-

portantes y reconocidos especialistas fueron invitados a compartir su ex-periencia y pensamiento sobre esta temática.

La responsabilidad social es un concepto que se está imponiendo no sólo entre los empresarios sino en todas las organizaciones sociales. En los últimos quince años, tanto a nivel

internacional como en la República Argentina, se asiste a un profundo debate acerca del papel que deben jugar las empresas en la comunidad. En este sentido, el FORO DE RESPONSABILIDAD SOCIAL procura crear un espacio regional de reflexión e intercambio que permita apor-tar contenido a la responsabilidad empresaria de la que todos hablan, identificar caminos de diálogo, trabajo y encuentro entre las empresas, los gobiernos y la sociedad civil.

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Certificación para TGSTransportadora de Gas del Sur S.A. (TGS S.A) recibió la certifica-

ción de su Sistema de Gestión de Seguridad y Salud Ocupacional bajo las especificaciones de la norma internacional OHSAS 18001, de parte de Moody International Certification Ltd.

El 16 de abril, TGS recibió el documento que certifica los procesos de transporte de gas natural y procesamiento de líquidos del gas natural, como así también el diseño, provisión y construcción de gasoductos.

De acuerdo con los requerimientos de OHSAS 18001, el Sistema de Gestión de Seguridad y Salud Ocupacional, implementó en TGS las siguientes medidas:-Asignación en el manual de gestión de responsabilidades para todo el personal.-Inclusión de una base de datos que contiene todos los peligros y ries-gos presentes en las actividades de la Compañía.-Incorporación del mapa de riesgos donde se identifican los agentes o contaminantes a los que se expone el personal.-Revisión del programa de control y seguimiento de la salud del personal.-Incorporación de programa de prevención y promoción de la salud.

De esta manera TGS completa su Sistema Integrado de Gestión de Calidad, Medio Ambiente, Seguridad y Salud Ocupacional, junto a la ISO 14001 (obtenida en octubre de 1998) e ISO 9001 (de diciembre 2001).

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AVISO

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GE Water & Process Technologies, una unidad de negocios de GE (General Elec-tric) anunció su próxima Gira Mundial del Agua, la cual reunirá a expertos y usuarios de todo el mundo para plantear soluciones a la problemática que enfrenta la industria frente a la creciente escasez del agua.

La gira, que durante el 2007 visitará 13 diferentes ciudades de cuatro continentes, hará su paso por Sudamérica en la ciudad de Santiago de Chile los próximos días 9 y 10 de Agosto. Esta edición del evento espera acoger a ejecutivos de distintos tipos de in-dustrias de Chile, Argentina, Perú, Bolivia, Uruguay y Brasil, interesados en conocer las soluciones para la optimización y el reuso de este escaso recurso en la industria.

Durante los foros que se llevarán a cabo en la Gira Mundial del Agua de GE, se discutirán los desafíos que enfrentan los usuarios de la in-

dustria del agua, particularmente en regiones en las cuales ésta es escasa o de mala calidad.

También se hablará sobre las prácticas y soluciones que satisfagan la creciente nece-sidad de la industria de reducir al máximo sus costos operativos, crear un abasteci-miento sostenido de agua, disminuir el con-sumo eléctrico y cumplir con las cada vez más estrictas exigencias regulatorias.

“Algunas de las necesidades más costo-sas del ámbito industrial son el uso del agua y energía eléctrica, así cómo el cumplimien-to regulatorio”, manifestó Jeff Garwood, Presidente y Director General de GE Water & Process Technologies.

El directivo apuntó que el sector indus-trial llega a consumir un 22% del agua mun-dial, y que en los países desarrollados el uso industrial del agua asciende hasta el 59%, cifra que continúa en aumento.

GE comienza su Gira Mundial del Agua en Sudamérica

Lubrax, el lubricante de Petrobras, presenta una nueva pro-moción para lubricentros. Se trata de un conjunto de productos ofrecidos a un precio especial a través de 52 distribuidores exclu-sivos en todo el país.

Cada combo contiene 273 litros de lubricantes. Los productos Lubrax que forman parte del mismo son: GNC Plus 15W/40, Alto Rodaje 20W/50 y Top Turbo 15W/40 en cajas de 4 envases de 4 litros cada una, Motor oil 40 en balde de 20 litros y MD 400 15W/40 en tambor de 205 litros.

Por cada combo que el Lubricentro compre, recibirá, ade-más, pósters, gorras y volantes para poder implementar una mini promo con sus clientes. Así, por cada envase de 4 litros de GNC Plus o Alto Rodaje, el cliente se llevará de regalo una go-rra con el logo del equipo AT&T Williams de Fórmula Uno. Los lubricantes Lubrax son probados bajo las más altas exigencias en estos autos de fórmula uno.

Lubrax GNC Plus es un aceite multigrado de máximo nivel de desempeño, para motores de automóviles adaptados al uso de gas natural comprimido, que ocasionalmente utilicen nafta como combustible. Alto Rodaje es un aceite multigrado para el uso en motores a nafta y los adaptados a gas natural comprimi-do, que tengan más de 100.000 kms de uso.

Lubrax lanza un combo especial

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