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Buenos Aires, Año I Nro 4 Octubre 2015. Editado por Energía&Negocios
www.aogdiario.com.ar
Hoy culmina el “Encuentro de
CEOs”, el presidente de YPF
expondrá sobre los “Desafíos y
oportunidades para el desarrollo
de los hidrocarburos en la
Argentina”
“YPF representa el
70 por ciento de las
inversiones del país”
¡Descargue la App de
AOG 2015
y comience
a recorrer
el evento!
Subsidios a la energía,
un nudo gordiano
Mucho se habla de los subsidios, de los montos y de
sus perjuicios o beneficios a la economía nacional. La cercanía de los comicios no brinda la mejor oportunidad para
la discusión.
Sin embargo, la magnitud de los mismos obliga forzosamente a incluirlos en la agenda política. Los subsidios serán el “nudo gordiano” del gobierno entrante.
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“Tenemos un recurso que es
clave y si el precio se queda
en 40 tendremos que pensar
en un balance para no tener
que comenzar todo de nuevo
en dos años. Pero el precio
lo decide el Gobierno, no es
una decisión mía”. Respecto
de la compra de los activos
de Petrobras, dijo que YPF
ya puso las cartas sobre la
mesa, la pelota está en la
cancha de Petrobras”.
Sobre nuevas inversiones,
Galuccio dijo que aún no
hay novedades pero afirmó
“si, estamos buscando
socios”. Cuando se le
inquirió sobre quienes
podrían ser dijo sonriente:
“no hay nada concreto, pero
por acá andan unos rusos.”
M&A en oil&gas, ¿qué
pasa en el mundo?
El último año ha sido uno de incertidumbre y ajustes
para la industria de oil & gas a nivel mundial. Factores
como la producción sostenida de Estados Unidos, una menor demanda de las economías emergentes (en especial
China), y la no intervención de la OPEP en el mercado están contribuyendo a mantener el precio del barril en uno de
los niveles más bajos de la última década.
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¿Cómo iniciar una
operación en Argentina?
Una firma extranjera que desee iniciar su operación en el
upstream argentino podrá hacerlo a través de la compra accionaria de una sociedad que cuente con activos en el país,
o a través de la constitución de una nueva sociedad que adquiera activos mediante una cesión conforme los términos
del art. 72 de la Ley de Hidrocarburos, o que adquiera derechos mediante un acuerdo de Farm In/Farm Out.
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AOGDiario
Opinión
Subsidios a la energía, un verdadero nudo gordiano
Un acuciante lastre fiscal que el próximo gobierno deberá reducir
Presupuesto de bolsillo
Por Aldo Bianchi Alzugaray*
Mucho se habla de los subsidios,
de los montos y de sus perjuicios o
beneficios. La cercanía de los comicios no brinda la mejor oportunidad
para la discusión, pero la magnitud
de los mismos obliga forzosamente
a incluirlos en la agenda política. Los
subsidios serán el “nudo gordiano”
del gobierno entrante.
Hay opiniones convergentes respecto de la reducción de los subsidios pero por razones diferentes: algunos piensan que se deben reducir
para dar señales de precios a los inversores privados,
mientras que
otros consideran que las inversiones
se pueden continuar realizando bajo
el actual sistema de fideicomisos con
centralización de la planificación. No
obstante, el peso fiscal de la segunda
opción es el que preocupa.
En términos más o menos técnicos, podemos decir que el subsidio
es un estímulo a la economía que generalmente tiene por objeto cubrir la
diferencia entre el precio real de un
bien o servicio y el precio que se cobra al consumidor. Este mecanismo modifica la asignación de recursos de la economía y se puede dirigir
tanto a la oferta como a la demanda.
Pero ¿son buenos? ¿son malos?. ¿Por
qué en Europa y EE.UU. son tan habituales como ocultados? ¿Cuál es el
objeto político de la aplicación de estos “impuestos inversos”?
La crítica al sistema puede depender de cuán libremercadista sea
quien lo evalúe: si es puro, lo considerará un mecanismo artificial que
distorsiona la economía, porque entiende que la asignación de recursos
debe ser efectuada por el mercado.
Si no lo es tanto, alegará que el mercado es imperfecto, que tiene fallas,
que existen monopolios naturales
que producen inequidad en la asignación de los recursos o simplemente, la necesidad de alcanzar lo que
en ocasiones el mercado no permite:
loables metas de carácter social.
Los subsidios comenzaron en
2001, y se aplicaron como herramienta para contribuir a la salida de
la crisis y desde entonces se han ido
generalizando en casi todos los sectores de la economía, principalmente
sectores económicamente estratégicos y políticamente sensibles. Pero
el actual esquema afecta gravemente el equilibrio externo y las cuentas
fiscales, y se convierte en un factor
de riesgo que atenta contra la estabilidad macroeconómica, tan necesaria
para transitar por un sendero de crecimiento.
Incidencias
El caso de la energía eléctrica, el
subsidio se aplica financiando el déficit operativo de las generadoras lo
que permite mantener las tarifas por
debajo de su costo de generación.
Según el economista Diego Campoy, en el año 2005, el subsidio al
sector residencial alcanzó el 0.15%
del PIB y 1.5% del Consumo del Gobierno, mientras que para el año
2012 el guarismo se había triplicado
su participación en el PIB -alcanzando el 0.45%- y duplicado su participación en el Consumo del Sector Público hasta el 3.03%.
El total de los subsidios distribuidos para consumo residencial, industrial, alumbrado público a través de la
Compañía Administradora del Mercado Mayorista de Electricidad (CAMMESA) en 2012 representaron un
0.81% del PIB y un 5.46% del Consumo del Sector Público.
Durante el periodo 2005-2012 los
subsidios contribuyeron al crecimiento económico expandiendo el consumo per cápita de energía eléctrica alrededor del 56%. Si a este aumento
del consumo se le agrega el aumento
de la brecha entre los costos de generación y la tarifa eléctrica, no es difícil imaginar los montos y su incidencia en el presupuesto nacional.
También es cierto que no se conoce el impacto en la economía del aumento en la capacidad de consumo
que adquieren los usuarios subsidiados en otros rubros de la economía,
es decir qué efecto tiene la circulación de la renta no destinada a energía y cuánto influye en otros sectores
de la economía.
En el año 2005 los hogares destinaron apenas un 2% del su canasta de consumo a comprar energía
eléctrica, y esta cifra cayó a 1.3% en
el año 2012. Campoy compara con
otros rubros como la alimentación y
transporte, que en conjunto representan cerca de un 50% del gasto, por lo
que se deduce que la electricidad no
es un rubro relevante en la economía
doméstica.
Estas cifras globales esconden algunas otras desigualdades entre las
distintas provincias argentinas. En el
año 2012 en Capital Federal y el Gran
Buenos Aires la incidencia en la canasta que tiene la electricidad fue
menor al 1%, mientras que en las provincias del NOA y el NEA la incidencia se ubica entre 2% y 3% de gasto
per cápita familiar.
Igualdad, equidad y justicia
Para el 20% de la población con
mayores ingresos, el gasto en energía
eléctrica impacta menos en su canasta de consumo que para el resto de
población, es decir que quienes reciben la mayoría de los recursos no son
los hogares más necesitados sino los
de más altos ingresos, tengamos en
cuenta que el demandante recibe el
subsidio sin trámite de ningún tipo, es
decir consumiendo.
Cuanto mayor es el ingreso en el
hogar, menor es la incidencia del gasto en electricidad y son los deciles superiores los que apropian de la mayor
parte de los recursos, pese a que el
beneficio les resulta relativamente insignificante en términos de su ingreso.
Incluso en términos políticos resulta paradójico que la masa de hogares políticamente más relevante sea
aquella que reciben menos. Si el objetivo es la redistribución de la riqueza, el mecanismo resulta ineficiente.
La aplicación indiscriminada del
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Opinión
subsidio -independientemente de la
poca elasticidad que tiene la demanda- desestimula el ahorro y el uso eficiente del recurso, desvirtúa las cualidades propias del mecanismo y no
contribuye a la equidad ni a la reducción de la desigualdad ni a la redistribución del ingreso.
No es la primera vez que se aplican estos mecanismos de subsidio.
La historia muestra que los que terminan perjudicados son quienes realmente lo necesitan, porque acuciados por los déficits, los gobernantes
suelen recurrir al método alejandrino
y cortan el nudo gordiano de un tajo.
Ganadores y perdedores
Subsidiar el consumo de los ricos
configura una situación de injusticia
frente al que tiene menores ingresos,
pero, trasladar el subsidio de la oferta a la demanda con el menor error de
inclusión y exclusión posible, parece
ser una tarea que requiere de enormes conocimientos técnicos y de una
gran cintura política.
Atender la población de menores recursos tal cual se realiza actualmente, es posible a un costo sustancialmente menor que el actual, si, por
ejemplo, se planteara el objetivo de
eliminar el subsidio al 80% de la población de mayores ingresos y mantenerlo para el restante 20% de menores ingresos, el costo de la política de
subsidios se podría reducir entre un
80% o 90%.
Como dice Diego Campoy, es posible diseñar mecanismos objetivos
de focalización que permitan adjudicar el beneficio a los hogares, identificando de forma indirecta a la población de menores ingresos sin incurrir
en errores de exclusión demasiado
importantes.
Educar para el consumo
No caben dudas de que el cambio en el modo de asignación de los
subsidios requiere de una fina estrategia política. En primer lugar, es imprescindible establecer un amplio
consenso entre los principales factores de poder respecto de la necesidad de avanzar en la mentada reducción. En pleno proceso electoral,
hasta el cierre de ésta edición, ninguno de los referentes de los candidatos
se ha manifestado en forma categórica respecto en materia de subsidios
energéticos. Lo que habla a las claras
del grado de sensibilidad del tema.
Cul de sac
Existen diversas salidas para reducir subsidios. Podría aprovecharse la ocasión para incorporar a las
estructuras tarifarias incentivos individuales al consumo eficiente. Por
ejemplo, se podrían favorecer a hogares cuyo consumo no supere determinados umbrales, este tipo de alternativas no conlleva costos políticos
relevantes.
La parte más complicada está en
la identificación de los auténticos beneficiarios; los mecanismos son complejos y es muy fácil caer en errores
de exclusión, sobre todo en los sectores con mayor vulnerabilidad social.
Se requerirá, además, la participación de organismos como la Anses,
mejorando la institucionalidad y transparencia en la implementación de estas políticas.
La comunicación jugará un rol preponderante. Se requerirá una muy
amplia y persistente campaña de comunicación que deberá transmitir tanto la necesidad de la reducción del
subsidio, como las certezas sobre su
alcance y el período de adecuación.
Esto permitirá a los ciudadanos prevenirse y comenzar prácticas de eficiencia y modificación en los hábitos
de consumo, además de adecuación
de las instalaciones y equipamiento.
Esta es una oportunidad inmejorable para considerar la incorporación
en la estructura tarifaria de incentivos
individuales al consumo eficiente de
energía. Está claro que sin un cambio
cultural existen pocas posibilidades
de reducir los montos que se destinan
a los subsidios. Estos cambios deben apuntar fundamentalmente a una
nueva cultura de consumo energético
eficiente y sustentable pensando en
las futuras generaciones.
* Aldo Bianchi Alzugaray es abogado,
periodista especializado en energía y
director de Energía&Negocios
O melhor café do mundo
Un buen café es fruto de tierras fértiles, excelentes cultivos y buenas zafras. Pero sobre todo del
esfuerzo, la dedicación, el cariño de los productores, tostadores y de los baristas.
Emilio Rodríguez, profesor de psicología y
maestro barista, junto con Jean Michael preparan
todos los días el mejor café de la Expo. En el stand
de Duralitte invitan a los visitantes con el aromático café de Casa do Barista, sin duda una bebida
gourmet a la que dedican mucho tiempo además
de formar baristas en el corazón de Rio de Janeiro.
Mais info en: www.casadobarista.com.br
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Opinión
M&A en oil&gas, ¿qué pasa en el mundo?
La baja previsibilidad y volatilidad del precio del petróleo ha impactado sobre el ánimo de inversión
Por Eduardo De Bonis - Juan Tripier *
El último año ha sido uno de incertidumbre y ajustes para la industria de oil & gas a nivel mundial. Fac-
tores como la producción sostenida
de Estados Unidos, una menor demanda de las economías emergentes
(en especial China), y la no intervención de la OPEP en el mercado están contribuyendo a mantener el pre-
cio del barril en uno de los niveles
más bajos de la última década. Las
compañías han respondido a este
complejo contexto recortando presupuestos de inversión (en Estados
Unidos la cantidad de torres de perforación ha caído más de 50% en lo
que va de 2015) y focalizándose en
la mejora de la eficiencia y productividad. Cabe destacar que la tecnología de “fracking” continúa avanzando rápidamente y las nuevas técnicas
de extracción están logrando disminuir abruptamente la curva de costos.
Hoy vemos una revolución tecnológica en marcha – en los últimos 7 años
la producción por pozo de shale en
algunas regiones de Estados Unidos
aumentó 10x.
Los ciclos de precios de commodities bajos potencian las transacciones de fusiones y adquisiciones
(M&A, por sus siglas en inglés), ya
que en general las compañías buscan oportunidades de consolidación
y/o de reestructuración de su portafolio de activos. Sin embargo, en lo que
va del año esto ha ocurrido en forma
más lenta de lo esperado.
Si analizamos la evolución reciente de transacciones de M&A en la industria de oil & gas, se puede observar que si bien el año 2014 registró
records en cuanto a monto y cantidad de deals, en 2015 el nivel de actividad se ha frenado (ver evolución
en el gráfico). La baja previsibilidad
y volatilidad que existe en relación al
precio del petróleo ha impactado so-
bre el ánimo de inversión de las empresas. A su vez, y en contraste a lo
ocurrido con el precio del crudo, el
valor de los activos se ha mantenido alto, dificultando que se alineen
las expectativas entre compradores y
vendedores.
Continuando con el análisis de las
transacciones, en el período 20122015 los principales receptores de
inversiones de M&A fueron Estados
Unidos, Canadá y Rusia. La gran diversidad de compañías que existe en
Norteamérica abre la puerta a un mayor flujo de deals en esta región en
comparación con el resto del mundo.
A nivel de LATAM las inversiones
se han focalizado en Brasil, Trinidad
& Tobago, Argentina y Colombia. El
caso de Colombia es interesante, ya
que con una postura más “market
friendly”, en la última década logró
duplicar su producción y convertirse en un destino relevante para inversión de M&A.
En cuanto a subsectores, los más
dominantes fueron upstream y servicios petroleros. Por su parte, los segmentos de midstream y en menor medida el de downstream, han venido
generando mayor interés, ya que a
diferencia de otros subsectores, no
son particularmente sensibles a los
movimientos de los precios de los
commodities, y mientras la producción continúe en alza, seguirán posicionándose como negocios atractivos.
Con respecto al tamaño de las
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Opinión
operaciones, la mayor parte ha sido
por montos por debajo de los US$
500 millones confirmando la estrategia de adquisición de activos específicos en lugar de la totalidad de una
compañía. Asimismo, la cantidad de
mega-deals se ha incrementado – en
los últimos 12 meses se han cerrado
más de 6 transacciones cuyo valor
supera los US$ 10.000 M.
Los compradores son oriundos
principalmente de Estados Unidos,
Rusia, Canadá, China y Reino Unido. Ha sido relevante el despliegue
internacional realizado por petroleras
estatales chinas tal como CNOOC,
CNPC y Sinopec, las cuales en los
últimos 3 años han invertido más de
US$ 55.000 M principalmente en Norteamérica y LATAM. Se espera que
las inversiones chinas continúen siendo importantes.
Algunos de los deals con mayor
impacto internacional que se anunciaron en el último año incluyen:
Los gigantes de servicios petroleros Halliburton y Baker Hughes anunciaron que se fusionaban, en una
transacción valorada en US$ 37.200
M. Ambas compañías han aceptado
vender activos por US$ 7.000 M y están a la espera de la aprobación de
los organismos reguladores.
Repsol completó la adquisición
del productor canadiense Talisman
Energy por US$ 12.700 M. La operación le da al grupo español una posición más fuerte en el segmento de
upstream en Norteamérica y aumenta su nivel de producción en más de
70%.
En abril 2015 la anglo-holandesa
Shell anunció la adquisición de BG
Group por US$ 81.200 M, en una de
las operaciones más grandes de la
historia de la industria. Con este deal
Shell se posiciona como el productor
independiente de gas natural licuado
más importante a nivel mundial.
En el mes de agosto 2015 el líder mundial de servicios petroleros
Schlumberger anunció la adquisición del proveedor de equipos y servicios Cameron International por US$
13.800 M. Schlumberger busca generar mayores economías de escala
y consolidarse como un proveedor integral de servicios.
En la medida que el precio del pe-
tróleo se mantenga en niveles bajos,
se espera que el flujo de transacciones de M&A aumente. A su vez, es un
buen momento para la entrada de inversores financieros – se estima que
hay más de US$ 40.000 M de fondos
de private equity disponibles para invertir en la industria.
Ahora bien, ¿qué pasa en Argentina? Desde 2014 se han anunciado
transacciones por más de US$ 2.000
M. Los inversores han sido mayormente grupos nacionales habituados a entender y manejarse mejor en
el contexto local. Estos han buscado
posicionarse ante el potencial despegue del sector y han aprovechado el
hecho que las valuaciones de las empresas argentinas se encuentran entre un 40% y 60% por debajo de sus
pares regionales e internacionales.
YPF ha sido responsable de más del
50% del monto operado.
Si bien medidas recientes como la
nueva ley de hidrocarburos, los programas de estímulo a la producción
y los acuerdos de precios internos
pueden considerarse positivas para
el sector, todavía no se han generado las condiciones necesarias para
atraer inversión extranjera. El corto
plazo requiere acciones a nivel cambiario (incluyendo cepos), retenciones, fiscal, entre otras.
Otro aspecto a considerar es la
competitividad del sector. Las empresas tienen que alinearse con la tendencia internacional de reducción de
costos, y para esto se necesita mayor
inversión en tecnología e innovación.
Esta búsqueda de eficiencia es una
oportunidad para que las empresas
generen valor. Hay que recordar que
el boom del shale en Estados Unidos
fue impulsado por los productores independientes en un entorno de precios bajos.
Hoy los inversores son más cuidadosos al escoger donde invertir.
Es importante saber lo que pasa en
el mundo, y anticiparse a los cambios. Quienes logren hacerlo serán
los grandes beneficiados, en un país
que tiene la oportunidad para convertirse en una potencia energética.
* Eduardo De Bonis - Socio, Juan
Tripier - Deputy Manager, Miembros de
First Corporate Finance Advisors S.A.
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Opinión
¿Cómo iniciar una operación en Argentina?
Una guia informativa rápida para inversores en upstream
Por Fermín Berraondo (*)
La ley 27.007 establece que la Secretaría de Energía, las autoridades
provinciales y la Comisión deberán
promover la unificación de registros y
el intercambio de información.
Una empresa extranjera que desee iniciar su operación en Argentina
en el sector de Upstream podrá hacerlo a través de una compra accionaria de alguna sociedad que cuente
con activos en Argentina, o lo podrá
hacer a través de la constitución de
una nueva sociedad a dichos efectos
que adquiera activos (áreas hidrocarburíferas) mediante una cesión conforme los términos del artículo 72 de
la Ley de Hidrocarburos (17.319), o
que simplemente adquiera ciertos derechos mediante la celebración de un
acuerdo de Farm In/Farm Out (generalmente es una cesión sobre la producción sin cesión del título sobre el
permiso/concesión a cambio de una
inversión determinada).
En el caso de crearse una nueva
sociedad, a efectos de operar o participar de los derechos provenientes
de la explotación de las áreas hidrocarburíferas, deberán cumplirse ciertos requisitos exigidos por la legislación nacional y provincial, los cuales
sucintamente nos proponemos resumir a continuación.
Registro de Empresas Petroleras
De acuerdo con lo establecido por
el Decreto 5906/67, la Resolución SE
N° 193/2003 y la Resolución SE N°
407/07 las empresas se clasifican en
Operadoras y No operadoras.
Las empresas que actúen como
Operadores de áreas hidrocarburíferas deberán solicitar la inscripción al
respectivo registro, debiendo acreditar (y ratificar anualmente durante el
mes de Julio de cada año) su constitución conforme a las leyes argentinas, que cuentan con solvencia patrimonial y financiera (Patrimonio Neto
no inferior a $ 2.000.000 para áreas
terrestres y no inferior a $ 20.000.000
para áreas costa afuera, o en caso de
no cumplir, obtener un respaldo financiero de hasta el 70% de una empresa
garante de origen nacional o extranjero) y capacidad técnica para llevar adelante la actividad (que poseen
una organización técnica con antecedentes suficientes y detallar los antecedentes sobre actividades que han
realizado, o en su defecto, acompañar
un compromiso de asistencia técnica
de otras empresas con competencia
técnica con antecedentes reconocidos). En el caso que su participación
sea en calidad de empresa No operadora, es decir aquellas empresas
que simplemente participan de permisos de exploración, concesiones de
explotación o en asociaciones como
empresas inversoras y no como administradores/operadores, le serán requeridos los mismos requisitos a los
efectos de su inscripción en el Registro correspondiente, excepto por la
acreditación de la capacidad técnica.
Por otra parte, se establecen una
serie de restricciones para aquellas
empresas que hayan operado o participado de operaciones en la Plataforma Continental Argentina sin la habilitación correspondiente.
Registro Nacional de Inversiones
Hidrocarburíferas
Por su parte en el año 2012 mediante el Decreto N° 1277 se creó el
Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, donde deberán inscribirse las empresas que realicen actividades de exploración, explotación,
refinación, transporte y comercialización de hidrocarburos y combustibles
como requisito indispensable para el
desarrollo de su actividad.
Este registro fue creado en el ámbito de la Comisión de Planificación y
Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburiferas (la “Comisión”), cuya principal función será la de llevar adelante el Plan
Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, para lo cual las empresas del
sector deberán cumplir con el régi-
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AOGDiario
Expo
men informativo establecido por la reglamentación. La inscripción es necesaria para participar de los programas
de Estímulo a la Inyección Excedente
lanzados por dicha Comisión (Resoluciones N° 1/2013, 60/2013, 14/2015
y 185/2015), que a partir de la reforma (27.007) a la Ley de Hidrocarburos ha adquirido carácter de Autoridad de Aplicación en los términos de
dicha ley.
Las empresas inscriptas, antes del
30 de septiembre de cada año, deberán presentar un Plan Anual de Inversiones que deberá ajustarse al Plan
Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, a los fines de actualizar su inscripción, incluyendo un detalle de sus
metas cuantitativas en materia de exploración y explotación de hidrocarburos.
Los formularios de inscripción al
Registro y el de información sobre el
Plan Anual de Inversiones de 2016
fueron recientemente modificados por
la Resolución 183/2015 de la Comisión, extendiendo el plazo de presentación del Plan Anual de Inversiones
al 31 de octubre de 2015.
Régimen de Información
Las empresas que desarrollen actividades de exploración, desarrollo y
explotación de hidrocarburos deberán cumplir con el régimen informati-
vo a la Autoridad de Aplicación establecido por la Resolución N ° 319/93.
Asimismo deberán cumplir con el
régimen de información a la Comisión, acompañando información técnica, cuantitativa y/o económica que
resulte necesaria para evaluar el desempeño del sector y para el diseño
del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas.
Registros y Régimen de Información a las Autoridades Provinciales
Por último cabe agregar que las
Provincias, titulares del dominio de
los yacimientos de hidrocarburos de
su jurisdicción, en algunos casos (Ej.:
Provincia del Neuquén) replican el
Registro de Empresas Petroleras en
su respectiva jurisdicción, así como el
régimen informativo a la Autoridad de
Aplicación, generalmente en los mismos términos exigidos por la legislación nacional.
La ley 27.007 ha establecido que
la Secretaría de Energía de la Nación,
las Autoridades de Aplicación Provinciales y la Comisión deberán promover la unificación de registros y el
intercambio de información entre dichas autoridades.
(*) ([email protected])
– www.rctzz.com.ar
Edición especial de Petrotecnia
Recuperación asistida de petróleo
Salió el número de Petrotecnia especial para la Argentina Oil and Gas 2015.
Este número está dedicado
especialmente a la Recuperación asistida de petróleo,
una opción clave para aumentar la producción y obtener el máximo posible de petróleo.
Petrotecnia es la revista oficial del Instituto Argentino del
Petróleo y del Gas (IAPG).
Nació en 1945 como boletín del Instituto Sudamericano del Petróleo Sección Argentina (ISAP), convertido en
1957 en Instituto Argentino
del Petróleo (IAP), antecesor
del IPAG; en 1960 aparece el
primer ejemplar con el nombre de Petrotecnia.
Es una revista eminentemente técnica que publica trabajos técnicos y notas de interés para la industria del
petróleo y del gas.
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AOGDiario
La
Natalio Battaglia y
Germán Alvarez
Otro día de enc
Miguel Galuccio junto al staff de YPF
Jean Paul Claisse,
Gerardo
Rabinovich,
Luciano Caratori,
Mauricio Roitman y
Fernando Meiter ,
durante el cocktail
ofrecido
por Wärtsila
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AOGDiario
a AOG en fotos
cuentro de empresarios en los distintos stands de la Expo
(Foto de abajo)
María del Rosario Martínez, editora de Energía&Negocios,
Javier Mayorca, Gerente de
Comunicaciones de ABB, y
Damián Altgelt, Gerente General
de CAEM
Alberto Fernández (Wartsila), Ingo Alf Leonhardt (Flargent),
Emilio Carosio (Medanito) y David de Faveri
La senadora
Lucila Crexell,
Natalio Battaglia
(Pluspetrol),
Guillermo Pereyra,
Luis Patricio
Salado (Pluspetrol)
y Ricardo Omar
Chacra (Roch) reunidos en el stand
de Pluspetrol
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AOGDiario
P&G
El shale y las técnicas seguras
Suele echarse sombras sobre las
técnicas aplicadas para la obtención
de hidrocarburos no convencionales
mediante la práctica de la fractura hidráulica y el uso del agua.
¿Pero, realmente, La estimulación
hidráulica puede contaminar el agua
potable?
Las cuestión planteada se refiere
a dos tópicos: la necesidad de atravesar los acuíferos superficiales de
agua dulce, cuando los hay, para llegar a los hidrocarburos y si las fisuras en la roca que se producen por
acción de la estimulación hidráulica
pueden alcanzar los acuíferos superficiales y contaminarlos con hidrocarburos o con los fluidos de estimulación.
Para el primer caso, atravesar
acuíferos durante la perforación es
algo que incumbe a los hidrocarburos
no convencionales pero también a los
convencionales. La perforación vertical, de hecho, es una práctica muy
consolidada en la industria, ya que
hace más de un siglo se practica habitualmente. A medida que se avanza
en la perforación, el pozo se va en-
Proporción de agua y aditivos químicos
93% Agua
6% Arena
0,7% Aditivos químicos
camisando mediante una combinación de tuberías protectoras y cemento (en inglés se la denomina casing).
Una vez terminado el encamisado y
fraguado el cemento, se corren por
dentro de la tubería unos perfiles que
permiten visualizar si hay alguna falla
de hermeticidad en el pozo. De haberla, esta es reparada. Solo una vez
que se ha comprobado fehacientemente la hermeticidad del encamisado se procede a realizar el resto de
los trabajos en el pozo; entre ellos, la
continuación de la perforación a las
profundidades donde se encuentran
los hidrocarburos. Una vez alcanzada dicha profundidad, se vuelve a entubar y cementar el pozo. Y, finalizada
la entubación y nuevamente comprobada la hermeticidad del pozo respecto de sus paredes, se procede a
inyectar agua y arena a presión.
Hubo raras excepciones en las
que el agua subterránea se vio afectada por instalaciones defectuosas
del encamisado protector. Pero estas
situaciones se resolvieron de inmediato, sin ningún impacto significativo
en el agua subterránea.
En cuanto a la posibilidad de que
las fisuras que provoca la estimulación hidráulica alcancen los acuíferos
superficiales se trata de una situación
que tiene bajísimas o, directamente,
nulas posibilidad de ocurrir. En nuestro país, las rocas que contienen gas
y petróleo de esquisto se encuentran
entre los 2.500 y 4.500 metros de profundidad. Los acuíferos para agua
de uso doméstico, por lo general se
encuentran, a menos de 300 metros
bajo la superficie. No existe ningún
trayecto físico entre las formaciones
de esquistos y los acuíferos. Por el
contrario, hay kilómetros de roca, en
general impermeable. Además, las
fisuras, producto de la estimulación,
difícilmente superen los 100 metros
de longitud, con tendencia a que se
hagan cada vez más pequeñas. Por
lo tanto, la inyección de agua a alta
presión no produce contaminación
del agua potable. Como dato extra
podemos mencionar que en Estados
Unidos, donde existen casi 40.000
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P&G
pozos de shale, no se ha documentado ningún caso de contaminación de
acuíferos superficiales por estimulación hidráulica.
¿Recurso en riesgo?
Las técnicas para extraer hidrocarburos de esquistos y lutitas requieren de
agua, en cantidades que dependen
de las características de la formación
en la que se encuentran los hidrocarburos y el tipo de pozo. El rango, por
lo tanto, es amplio: arranca en 4.500
m3 y llega a los 30.000 m3 por pozo.
Hoy, sin embargo, lo habitual para
pozos verticales –que son la mayoría- es utilizar entre 4.500 y 6.000 m3
de agua, y para los horizontales hasta 12.000 m3. Y la tendencia es a requerir cada vez menos, gracias a la
evolución de la tecnología, que busca mayor eficiencia. Este número, difícil de dimensionar para quien no
trabaja habitualmente en cuestiones
técnicas, debe ser contrastado con
la disponibilidad de agua del lugar. Si
tomamos como ejemplos la provincia
de Neuquén, en donde se concentra
la mayor actividad, de explotarse la
formación Vaca Muerta intensivamente, el requerimiento sería menor al 1%
anual del recurso hídrico neuquino,
frente a un 5% que se llevan el agro,
la industria y la población en general y al 94% que pasa a otras jurisdicciones. Por lo tanto, esta actividad
está lejos de comprometer el abastecimiento de agua. Como dato extra
es importante saber que el abastecimiento de agua para la industria está
estrictamente regulado por las provincias que, en general, solo permiten el uso de agua de cursos superficiales (ríos y lagos) y no de acuíferos
de agua dulce.
Químicos y aditivos
Como toda industria, también la
de hidrocarburos utiliza algunos aditivos químicos. En el caso de la estimulación hidráulica, tienen diversas
funciones. Muchas de ellas apuntan a
proteger las cañerías y el encamisado
de los pozos. Por ejemplo, la utilización de anticorrosivos o de inhibidores del crecimiento bacteriano. Otras,
a hacer más espeso el fluido de fractura, como los gelificantes. Como
dato general diremos que los aditivos
químicos constituyen una porción ínfima del fluido de estimulación (en general, alrededor del 0,5%), y que se
utilizan entre 8 y 15 aditivos químicos
promedio. La gran mayoría de estos
aditivos son muy comunes y es habitual encontrarlos en el hogar, aún en
concentraciones mucho mayores que
las utilizadas en los fluidos de estimulación. Un mito muy difundido es que
en estimulación hidráulica se utilizan
600, 1000 y hasta 5.000 aditivos. Esto
es un grosero error. Primero, porque
no hay ingeniero químico capaz de
generar una solución que sirva para
algún fin específico, utilizando 600
aditivos químicos. Pero, además, porque la confusión surge de la cantidad de nombres comunes que existen para un químico determinado, al
igual que lo que ocurre con animales
y plantas, que pueden ser nombrados de diferente forma, dependiendo de la región. A esta confusión se
le suma el hecho de que, debido a
la heterogeneidad de las formaciones no convencionales, difícilmente
una fórmula resulte igual a otra. Por lo
tanto, los 8 a 15 aditivos a utilizar en
una determinada etapa de estimulación hidráulica se eligen de una lista
en donde hay decenas de ellos.
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P&G
Porqué interesa tanto Vaca Muerta
Su nombre está en boca de todos desde hace tres años, pero se conoce hace casi 90
Los geólogos dividen el subsuelo
en formaciones geológicas, de acuerdo con las características particulares
de las rocas. Son características que
las diferencian a unas de otras. Vaca
Muerta, entonces, es el nombre de
una formación geológica con características determinadas, que interesa
especialmente por su contenido de
gas y petróleo.
De hecho, es un tipo de formación
(muy poco porosa y casi impermeable), denominada vulgarmente “shale”
por su contenido de arcillas, y llamada por los geólogos roca generadora
o roca madre, dado que allí se han originado hidrocarburos tras un extenso
proceso geológico. Parte de esos hidrocarburos, luego, migró hacia otras
formaciones más porosas y permeables, pero otra parte muy importante
-la mayor- permanece allí. Tradicionalmente, la llamada explotación convencional de hidrocarburos se centró en
extraer el petróleo y el gas almacenados en formaciones permeables, tras
haber migrado desde la roca generadora. La explotación de los llamados
no convencionales, consiste en tomarlos de la propia formación generadora.
Para los geólogos, identificar una
roca generadora es de gran importancia, dado que abre la posibilidad de
que exista un sistema petrolero; es decir, una roca generadora, una roca reservorio (a donde los hidrocarburos
han migrado tras abandonar la roca
generadora) y una roca sello, que
mantiene atrapados a los hidrocarbu-
ros. Por eso, cuando en los primeros
años de la década del 20 del siglo pasado, el brillante geólogo estadounidense Charles Edwin Weaver describió en las laderas de la Sierra de la
Vaca Muerta, en Neuquén, la presencia de una nueva roca generadora,
seguramente habrá sentido enorme
satisfacción. Weaver, de hecho, recorría Neuquén y Mendoza desde hacía
muy poco, contratado por la Standard
Oil de California (hoy, Chevron), prospectando el prometedor territorio.
Recién en 1931 publicó Weaver
sus descubrimientos, entre ellos, el de
lo que llamó Formación Vaca Muerta. Se trataba, claro, de algo fabuloso
dado que esta hoy célebre formación
es la roca generadora de la mayor
parte del gas y el petróleo que se extrae históricamente de la Cuenca Neuquina.
Vaca Muerta
se encuentra a distintas
profundidades, al punto tal
que en zonas como la
sierra homónima,
directamente aflora sobre la
superficie, a la vista de todos.
Pero para la extracción de
hidrocarburos interesa la
formación cuando se
encuentra a más de 2000
metros de profundidad.
Allá lejos y hace tiempo
Vale aclarar que la formación Vaca
Muerta se encuentra a distintas profundidades, al punto tal que en zonas
como la sierra homónima, directamente aflora sobre la superficie, a la vista
de todos. Pero para la extracción de
hidrocarburos interesa la formación
cuando se encuentra a más de 2000
metros de profundidad.
Lo que hoy es una formación rocosa que va del amarillo al ocre oscuro, con importante contenido de hidrocarburos, hace 150 millones de años,
en tiempos del Jurásico, era el fondo
del mar. Por aquel tiempo, la cordille-
ra de los Andes no existía, y el Pacífico
se entrometía en lo que hoy es territorio neuquino. Durante décadas, centurias y milenios, ese lecho marino iba
colmándose de sedimentos minerales
y gran cantidad de seres vivos, la mayor parte microscópicos.
Los restos de esos seres vivos fueron la materia orgánica que, tras cocinarse durante millones de años, dieron origen al gas y al petróleo de Vaca
Muerta. Cuando Hacemos un pozo de
3000 metros para alcanzar la Formación Vaca Muerta, no hacemos más alcanzar aquel antiguo fondo océanico,
de los tiempos de los dinosaurios.
Como dijimos, conocíamos desde
los tiempos de Weaver su potencial,
pero ni la tecnología ni los costos permitían siquiera soñar con aprovecharlo. Hoy, esta situación se ha revertido.
Nosotros no podemos “ir” a Vaca
Muerta, ubicada a kilómetros de profundidad en las zonas de interés. Pero
sí podemos “pararnos” en la superficie, en donde sabemos que se encuentra, y luego perforar un pozo has-
ta alcanzarla (la perforación a 3200
metros, por ejemplo, demanda unos
20 días).
Luego, es necesario generar permeabilidad para que el petróleo y el
gas puedan escapar de la formación, que es tan compacta. Dicho de
otro modo, abrir las vías para que fluya el hidrocarburo, algo que se logra
mediante una técnica conocida como
“estimulación hidráulica” o “fracking”,
que consiste en la inyección a presión
de una mezcla de agua, arena y algunos aditivos químicos, para geneque
genera microfisuras más angostas
que el ancho de un pelo. Finalmente,
el pozo queda operativo durante años
o décadas.
Como dato final, existen otras rocas generadoras con potencial hidrocarburífero, como Vaca Muerta.
Son ejemplo de ello las formaciones
Los Molles (que se encuentra debajo de Vaca Muerta); Pozo D-129 (en
la Cuenca del Golfo de San Jorge) y
Los Monos (Cuenca del Noroeste), entre otras.
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P&G
Ingeniería en Energía en la Unsam
La Universidad ha establecido una nueva carrera para la formación integral de recursos
humanos en el área energética mediante un acuerdo institucional con el IAPG
La Universidad Nacional de San
Martín (UNSAM) ha desarrollado
una propuesta integral de formación
de recursos humanos en el área de
Energía. Esta carrera está ubicada
en la Escuela de Ciencia y Tecnología (ECyT) de la UNSAM, pero dada
la transversalidad de la temática involucrada se hace necesaria la participación de otras unidades académicas de la UNSAM, como lo son la
Escuela de Economía y Negocios,
y el Instituto de Investigación e Ingeniería Ambiental, como asi también de instituciones afines con las
que se tienen convenios de cooperación, en particular CNEA, INTI y
ENARGAS. Asimismo, se busca sumar a distintos actores de la industria del gas y del petróleo, con los
que deseamos tener una interacción fuerte y fluida. En ese sentido,
el acuerdo institucional celebrado
con el IAPG constituye un comienzo
de la vinculación que procuramos
con la industria de la energía. Creemos que esta interacción contribuirá a formar los profesionales que la
industria energética requerirá en los
próximos años.
Necesidades
Existe una creciente necesidad,
tanto local como mundial, de disponer de recursos humanos capaces
de diseñar, gestionar y operar sistemas de producción, transporte, distribución y uso de energía, que sean
sostenibles en el tiempo.
Un desarrollo sostenible es el
que busca satisfacer las necesidades del presente sin comprometer
la capacidad de las generaciones
futuras a satisfacer sus propias necesidades, e involucra los aspectos
económicos, sociales y medioambientales.
El perfil del profesional que ofrece la Carrera de ingeniería en energía, es un egresado con una visión
abarcadora de las implicancias tecnológicas, sociales, económicas
y medioambientales de la producción, transporte, distribución y uso
de la energía, capaz de responder a
los complejos desafíos que la industria de la energía deberá afrontar
en un futuro cercano. Los contenidos están dirigidos a formar un profesional capaz de lograr un uso eficiente e innovador de los recursos
energéticos convencionales, minimizando sus externalidades; es decir, los efectos que afectan a terceros que no participan directamente
en la transacción; como así también
la capacidad de proveer soluciones
energéticas haciendo uso de fuentes no convencionales cuando las
necesidades así lo requieran.
El perfil será el de un graduado
capaz de trabajar en equipos multidisciplinarios y realizar aportes innovadores en el desarrollo de sistemas
energéticos sostenibles. Conscientes de la complejidad de la problemática energética, la ECyT apunta a
una formación académica amplia y
rigurosa, con capacidad de responder a los complejos desafíos de la
industria de la energía.
El objetivo del programa es brindar a los estudiantes una sólida formación en ciencia, economía y tecnología, combinada con habilidades
de gestión de proyectos, marcos regulatorios y valores humanos, aplicados a la producción de bienes y
servicios para lograr un desarrollo
social armónico y sostenible; incluyendo el contexto social, económico y el medioambiente, de modo de
posibilitar que las generaciones futuras puedan tener mejores y mayores posibilidades que las nuestras.
AOGDiario
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Contratapa
AOG Diario es una publicación de Energía&Negocios.
Directora: María del Rosario Martínez. Sarmiento 1967
CABA [email protected].
Queda hecho el depósito que marca la Ley 11.123
El stand de Total
Austral a pleno
Wärtsila amenizó con un conjunto de
instrumentos informales y una cantante
de voz melodiosa
PAE se vino
con la banda.
Animaron las
tardes con el
repertorio de
De Souza
8.30 a 9.00 Acreditación de
Participantes
SALA 1
09.00 a 09.30 Calibración de
geopresiones y ventanas operacionales en tiempo real Franklin
Rodríguez, Edwin Hernández,
Edgar González, Luis Corrales,
Concepción Isidro, Adrehny
León / Petrolink
09.30 a 10.00 Capacitación del
personal de terminación y reparación de pozos en el control de
surgencias Sergio Oliva / Wild
Well Control, Inc.
10.00 a 10.30 Detección automática de surgencias Mauricio
Ibarra, Jonatan Medina, Cristian
Romero, Denis Bogino, Mariano
Risso, Raúl Krasuk, Gabriel
Horowitz / YPF Tecnologia
10.30 a 11.00 Soluciones para
las pérdidas de circulación
en pozos no convencionales.
Paquete de sólidos y fibras
procesado, aplicado en Argentina Santiago Baggini Almagro,
Silvina Ficetti / Schlumberger
11.00 a 11.30 Café
SALA 2
09.00 a 09.30 Importancia de
dedicar recursos a estudiar, qué
fluido de completación es más
conveniente Katiuska Aguilar /
PDVSA Intevep; María Machuca / PDVSA
Iron Group se trajo todos los fierros. Una grúa
de 70 toneladas que pesa 46.000 kilos y la
atracción de la expo: un Ford Cobra con motor de 5,7 litros y 400 hp. Gabriel Tomas junto
a ambas bellezas.
Programa para hoy
Riveroy Pérez / PEMEX Exploración
13.30 a 14.30 Lunch
ietil celulosa Thiago Alonso /
Dow Chemical
10.30 a 11.00 Aplicación de perforación con piloto corto teniendo información en tiempo real
cercano a la barrena Emmanuel
Riveroy Pérez, Jesús Manuel
Díaz García / PEMEX
11.00 a 11.30 Café
09.30 a 10.00 Evaluación y remediación de daño de formación
con fluidos de terminación de
pozos. Yacimiento Meseta Espinosa, Cuenca del Golfo San
Jorge Mauricio Giordano, Nestor
Ramos / Sinopec Argentina Exploration and Production Inc,
SALA 1
10.00 a 10.30 Modificación
mejorada de la reología para
fluidos de terminación, usando
dispersiones liquidas de hidrox-
12.00 a 12.30 Ahorros económicos y optimización de las operaciones utilizando la tecnologia
de perforación con casing. Re-
11.30 a 12.00 Aplicación de
ensanchador hidráulico para
cementación de pozos con bajo
gradiente de fractura Maximiliano Caratti, Francisco Borja
Latorre Lafont / YPF S.A.
ducción de tiempos en un 58%
- Pozo Onca 2 Anny Tavera,
Daniel Becerra / Cepsa Colombia Marisol Joly, Edher Cocoma,
Marco A. Dominguez Mendez /
Weatherford Colombia
12.30 a 13.00 Perforación con
casing en pozos shale Cristian
Romero Mc Intosh, Jonatan Medina, Nicolás Calegari, Rodrigo
Martin / YPF S.A.
13.00 a 13.30 Toma de decisiones en tiempo real para
permitir la perforación de dos
secciones programadas en una
sola corrida, reduciendo costos
operativos al programa de perforación en pozos exploratorios
de la región marina del Golfo
de México “Casos de aplicación
pozos PMX-1 Y PMX-2.” Jesús
Manuel Díaz García, Emmanuel
SALA 2
11.30 a 12.00 Optimización de
la perforación en el Yacimiento
Cacheuta Sebastián Nuñez,
Bernardo Carrillo / Teledrift
Arg., Pablo Fernández, Sergio
Gallego / Sinopec Arg.
12.00 a 12.30 Casing patch en
pozo con problemas de integridad Samuel Mouget, Victor
Jaegle / Saltel Industries
12.30 a 13.00 Ciclo de incorporación de una nueva tecnología
sin grasa en operaciones de
YPFB Andina Felipe Rodriguez /
YPFB Andina; Constantino Espinosa, Gustavo Silva / Tenaris
13.00 a 13.30 Tecnología mobile
en construcción de pozos. Caso
de éxito: Parte Diario CoPo
Mobile Autor: Marcelo Riquelme
/ Petrobras Argentina S.A. Co
Autores: Martin Adorno, Emanuel Andrijic, Alejandro Martinez /
Petrobras Argentina S.A.
13.30 a 14.30 Lunch
SALA 1
14.30 a 15.30 Conferencia:
Geomecánica y presión poral
Marcelo Frydman / Schlumberger
15.30 a 16.00 Café
16.00 a 17.30 Mesa Redonda:
Panorama Exploratorio en la
Argentina Carlos Colo / YPF;
Alfredo Di Salvo / Pluspetrol;
Sebastián Galeazzi / Total;
Ricardo Veiga / Tecpetrol
Moderador: Luis Rabanaque /
Socio Personal
17.30 a 18.00 Cierre y conclusiones