miércoles, 28 de junio de 2017

La exportación de biodiésel, subproducto de la soja, lidera las ventas argentinas

La exportación de biodiésel, subproducto de la soja, lidera las ventas argentinas de energía por primera vez en la historia: entre mayo de 2016 y abril de 2017 tuvo un incremento del 114% con respecto al período anterior.
El dato surge del análisis del Instituto de Estudios Económicos y Negociaciones Internacionales (IEEyNI) de la Sociedad Rural Argentina (SRA).
En el período analizado, el biodiésel representó el 40% de las exportaciones argentinas de energía y significó un ingreso al país de 1.325 millones de dólares, mientras que entre mayo de 2015 y abril de 2016, las ventas externas de este producto habían alcanzado los 620 millones de dólares y equivalían al 24​% de la exportación total de energía del país​.​
En el ranking lo siguen los "carburantes, grasas y aceites", con ventas por 922 millones de dólares, entre mayo de 2016 y abril de 2017. Durante el período anterior, esta categoría había ocupado el primer lugar de las exportaciones de energía, pero al año siguiente fue desplazada por el biodiésel
Por su parte, el petróleo crudo descendió del segundo al tercer lugar, con un valor de exportaciones de 692 millones de dólares, entre mayo 2016 y abril 2017.
Los principales destinos del biodiésel argentino son Estados Unidos, Perú y Panamá.
Entre mayo​ de​ 2016 y abril de 2017 se exportaron 1,7 millones de toneladas de biodiésel. Esto requirió de 9 millones de toneladas de granos, el 16% de la producción nacional de soja. Además, el pellet que surge del procesamiento de ese grano también se comercializa.
El 80% de la soja argentina que se exporta se vende después de haber sido industrializada. Es por eso que el país es el primer exportador mundial de aceite de soja, el segundo de biodiésel, y el tercero en harina de soja.

lunes, 19 de junio de 2017

LOS LÍMITES DE LOS COMBUSTIBLES FÓSILES

En 1955 un geólogo norteamericano  – M.K.Hubbert- pronosticó que el pico de producción de petróleo en E.U. se produciría entre los años 1965-1970 para luego ir decreciendo progresivamente hasta su agotamiento. Según sus cálculos, la evolución de la extracción del recurso se aproxima a la forma de una campana.  Posteriormente, en 1971, aplicando un modelo teórico similar, estimó que el cenit del petróleo a nivel mundial se alcanzaría entre los años 1995 – 2000. Si bien estos pronósticos no se cumplieron según se esperaba, estas investigaciones abrieron un nuevo campo de estudio cuyo objetivo es indagar sobre el agotamiento inevitable de los combustibles fósiles. Combustibles que han sostenido desde la Revolución Industrial, casi totalmente, el desarrollo económico y el bienestar de la sociedad.

En la actualidad la producción de energía en el mundo proviene, aproximadamente, en un 86 % de combustibles fósiles (petróleo 32 %, carbón 30 % y gas 24 %). El resto de energía hidráulica (7%), nuclear (4%), renovables (2%) y biocombustibles (1%).
Es evidente que a pesar de los avances significativos en los últimos años en la producción de energía de fuentes renovables todavía está lejos la posibilidad de que estos recursos sustituyan a los fósiles.

Hoy opiniones optimistas señalan que el inicio de la declinación de la producción de petróleo y de gas no se producirá antes del año 2030.

El caso del carbón es diferente por cuanto las reservas mundiales conocidas permitirían su producción por aproximadamente unos 100 años más.

El desplazamiento del momento cúlmine de la extracción de hidrocarburos es producto en gran medida de adelantos tecnológicos de los últimos decenios que hay revolucionado su hallazgo, extracción y producción. Una de las consecuencias de este cambio técnico económico es la posibilidad de aplicar métodos de recuperación secundaria y terciaria de los pozos existentes. Así como también el aprovechamiento en gran escala de los yacimientos de petróleo y gas no convencional (shale oil y shale gas). Combustibles que son extraídos mediante diferentes procedimientos del interior de formaciones geológicas rocosas.

Cabe acotar que si bien los adelantos tecnológicos han permitido mantener y aun aumentar la producción de hidrocarburos, el mayor consumo de energía que se emplea en su obtención, en un punto anterior al agotamiento del recurso, tornará antieconómica su explotación. Es decir que si para producir una unidad de energía se necesita una o más unidades energéticas, no conviene aumentar el producido. Este fenómeno hace a la eficiencia productiva que viene disminuyendo con el tiempo. En algunos casos del 100% de energía producida solo el 10% es utilizable para el consumo.

El nivel de la producción de los combustibles fósiles está sujeto a su demanda y las diferentes variables que la definen. Uno de ellas el crecimiento de la población mundial.

La cantidad de habitantes del planeta creció lentamente hasta 1800 y se aceleró exponencialmente en los últimos 200 años producto principalmente de cambios en la alimentación, la higiene, la sanidad y los medicamentos. Progresos que han aumentado notablemente la esperanza de vida humana. El crecimiento poblacional fue acompañado de la mejora en los niveles del bienestar social privado y público (habitacional, transporte, servicios públicos, etc.)

A su vez las actividades económicas se han ampliado y complejizado y con ello los consumos de energías primarias (v.g. petróleo) y secundarias (v.g. electricidad).
Durante las últimas dos centurias la tasa de crecimiento anual de la demanda de energía ha sido superior a la tasa de crecimiento anual de la población. Lo que implica que el consumo energético por habitante aumentó.

En el interior de este fenómeno se advierte que desde aproximadamente el último cuarto del siglo pasado se está produciendo una clara diferenciación entre el mayor crecimiento de la demanda de energía de los países en vías de desarrollo y la de los países con economías maduras. Las tasas de variación anual de los primeros duplican y hasta triplican las del segundo grupo, aunque partiendo de niveles de consumo mucho más bajos. Por este motivo la demanda de energía de las regiones en desarrollo supera a la del conjunto de países económicamente más avanzados. La energía eléctrica representa alrededor de la mitad del incremento de la demanda energética, poniendo de manifiesto una mejora en el estándar de vida de amplios sectores sociales que antes carecían de ese servicio.

Una gran proporción del aumento de la demanda de energía resulta del rápido crecimiento de las economías asiáticas, especialmente China e India. El consumo de estos países crece a las tasas más altas y probablemente en las próximas dos décadas más que duplicaran los actuales niveles de demanda.

Para afrontar el rápido crecimiento de los requerimientos energéticos, difícilmente la actual matriz energética mundial, fuertemente concentrada en combustibles fósiles, tenga cambios significativos en los próximos años.

Esta dificultad conduce inevitablemente a otro desafío: el calentamiento global debido a las emisiones de gases efecto invernadero (GEI´s) resultantes de la actividades antrópicas.

Nuestro planeta mantiene cierta temperatura (efecto invernadero) porque está rodeado de un conjunto de gases (vapor de agua, dióxido de carbono, metano, óxido de nitrógeno y ozono) que absorben y emiten radiación de manera balanceada. De no ser por estos gases la temperatura en la superficie de la tierra sería de -18° C, en lugar de la media actual de 15° C.

Las actividades humanas, desde la Revolución Industrial, ha producido un incremento del 40% en la concentración atmosférica del dióxido de carbono, rompiendo ese balance. Las emisiones de este gas provienen principalmente del uso de combustibles fósiles como el petróleo, el gas y el carbón. Además de la desforestación, la erosión del suelo y la crianza animal.

Se ha estimado que si las emisiones de GEI´s continúan aumentando al ritmo de los últimos años, la temperatura de la tierra podría exceder valores históricos hacia 2050 con efectos potencialmente dañinos en los ecosistemas, la biodiversidad y la subsistencia de personas en todo el planeta. Con la trayectoria actual de las emisiones la temperatura de la Tierra superaría el límite fijado por los expertos como peligroso de 2° C, a mediados de la década 2030 - 2040.

Dado que las emisiones antrópicas de GEI´s se generan en los países pero sus consecuencias afectan a todo el orbe, desde los años 70 del siglo pasado se han realizado reuniones a nivel mundial para estudiar el problema y buscar soluciones conjuntas.

Un paso importante en este sentido se dio con la firma del Protocolo de Kioto (1997) mediante el cual, por primera vez, varios países se comprometieron a reducir sus emisiones de GEI´s.

Sin embargo, los grandes emisores de gases como EEUU, China, India y Rusia no lo ratificaron dado que la reducción de las emisiones afectaría negativamente el modelo de desarrollo de sus economías. Con el agregado de que los países en vías de desarrollo, como China e India, sostenían que los países ya industrializados debían hacer el mayor esfuerzo de reducción, porque eran los responsables primeros de la contaminación existente. Añadiendo que a ellos no se les podía pedir reducir emisiones justo en el momento que estaban emergiendo del subdesarrollo. Una exigencia a todas luces injusta.

Por fin en la última reunión mundial en París (2015) se logró unanimidad para suscribir un acuerdo vinculante para mantener el incremento de la temperatura media por debajo de los 2° C con respecto a los niveles preindustriales, comprometiendo esfuerzos para mantenerlo en 1,5° C. Asimismo los países industrializados aceptaron su mayor responsabilidad en las emisiones históricas y por ello realizar un aporte superior en la disminución de gases. El acuerdo se tornará operativo a partir del año 2020.

La última novedad importante en este tema, que concierne a todos los habitantes del planeta, es el anuncio del nuevo gobierno de EEUU de retirarse del acuerdo de Paris como parte del proceso de reversión de las políticas ambientales impulsadas durante el gobierno del Presidente Obama.

En el proceso de reconfiguración de los centros de poder mundial que se viene desarrollando desde fines del siglo pasado habrá que ver el impacto que tiene en el acuerdo de Paris la decisión de EEUU.


Sugestivamente grandes empresas estadounidenses, incluidas petroleras, han criticado la decisión de D. Trump, evidenciando con ello  que en el mundo empresario hay un importante grado de convicción de la necesidad de avanzar en el uso de energías renovables, en las que seguramente ya están realizando importantes inversiones.

miércoles, 14 de junio de 2017

Porqué baja el precio del petroleo

El precio del petróleo viene cayendo desde el segundo semestre de 2014. El mercado se encontró con más producción y menos demanda, principalmente por China, cuya economía no crece al ritmo proyectado.
El precio del crudo, que llegó a superar los 140 dólares el barril en la década pasada, bajó a 30 dólares, el nivel más bajo en 12 años. Los analistas consideran que podría caer hasta los 20 dólares, aunque la historia de los ‘80 y los ‘90 muestra que el precio puede bajar aún más. 
Aquí se juega el rol de Estados Unidos como productor de shale oil (combustible alternativo) frente a la producción tradicional de los países árabes.
“Uno de los factores más importantes en la actual caída del precio internacional del petróleo es que Estados Unidos ha aumentado significativamente su producción de crudo y, por lo tanto, redujo las importaciones. Este aumento de la producción tiene su origen en las nuevas técnicas de fracking y de perforaciones horizontales utilizadas para la extracción de shale oil. Si bien a los actuales precios puede no ser rentable hacer nuevos pozos de shale, los ya existentes siguen aportando producción”, dice Rodríguez.
Esta caída golpea a economías altamente dependientes de los ingresos del petróleo, como Rusia y Venezuela. 
Además, frena los planes de las empresas petroleras. Petrobras ya anunció una reducción de 24,6 por ciento de las inversiones hasta 2019 y según Angus Roger, de la consultora internacional Wood Mackenzi, “la mayoría de las compañías van a centrarse en sobrevivir en el corto plazo y recortar costos”

Por qué las grandes compañías petroleras, no apoyan la salida del Acuerdo de París

El paso que acaba de dar Trump resulta contraproducente para las compañías petroleras

Antes y después del anuncio de Trump, grandes consorcios del rubro de los combustibles fósiles tomaron partido a favor del acuerdo global firmado por 195 países en la capital francesa en diciembre de 2015


Suena contradictorio. Mucho más después de que el presidente de Estados Unidos afirmara que uno de los motivos para retirar a su país del tratado era precisamente favorecer a la industria del petróleo y el carbón.

Sin embargo, es así. Antes y después del anuncio de Trump, grandes consorcios del rubro de los combustibles fósiles tomaron partido a favor del acuerdo global firmado por 195 países en la capital francesa en diciembre de 2015.

Empresas vinculadas con el negocio energético como ExxonMobil, Chevron, Shell Oil Company, ConocoPhillips e incluso General Electric, expresaron su respaldo al Acuerdo de París en mayor o menor medida.

"El cambio climático es real. La industria debe ahora dirigir (las iniciativas para enfrentarlo) y no depender del gobierno", dijo Jeffrey Immelt, director ejecutivo de General Electric, una compañía que trabaja con energía nuclear, solar y fósil.

Darren Woods, máximo ejecutivo de la petrolera ExxonMobil, la mayor del mundo, escribió personalmente una carta a Trump a principios de mayo instándole a suscribir el acuerdo.
 
"EE.UU. está bien posicionado para competir con el acuerdo y contar con un sitio en la negociación para establecer las reglas de juego", se leía en la misiva.

¿Por qué algunos de los gigantes de la industria tomaron esta postura en apariencia contradictoria?

Aquí algunas razones.

El negocio de las "energías limpias"

Los combustibles fósiles como el petróleo, el gas y el carbón han sido tradicionalmente la forma más barata de energía.

Juntos representan el 86% de la potencia utilizada en todo el mundo. Qué consecuencias tendrá la decisión de Donald Trump de retirar a Estados Unidos del acuerdo climático de París

Sin embargo, el costo de aprovechar las fuentes de energía renovables como la energía solar, la hidroeléctrica y el viento disminuyó drásticamente en la última década.

De hecho, algunas investigaciones señalan que estas alternativas pueden resultar más baratas que la electricidad convencional distribuida en red y que pueden generar ahorros, por lo que las empresas ven este sector cada vez más atractivo.

Además, este tipo de energías a menudo reciben grandes subsidios de los gobiernos. Walmart, por ejemplo, afirma que ahorra US$1.000 millones al año al obtener una cuarta parte de la energía que consume de fuentes renovables.

"Es un día triste para la comunidad global": los líderes internacionales muestran su rechazo a la decisión de Donald Trump de retirar a EE.UU. del Acuerdo de París sobre cambio climático

ExxonMobil gastó más de US$3 millones en esfuerzos de cabildeo involucrando temas climáticos y ambientales, incluyendo "discusiones relacionadas con el Acuerdo de París" sólo en el primer trimestre de 2017.

Al igual que ExxonMobil y otras grandes compañías estadounidenses, muchos de los mayores actores energéticos del mundo, como BP, Total y Royal Dutch Shell, también han invertido miles de millones de dólares en la investigación y el desarrollo de fuentes de energía limpias y sostenibles, alentadas en parte por el colapso de los precios del crudo desde 2014.

El paso que acaba de dar Trump resulta contraproducente para los recientes esfuerzos de todas estas compañías, fundamentalmente para las estadounidenses.

lunes, 5 de junio de 2017

Genneia firmó contratos para la construcción de dos parques eólicos en Chubut

Genneia firmó con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) otros dos contratos de abastecimiento de energía eléctrica renovable, de conformidad con lo previsto en la Resolución N° 202/16 del Ministerio de Energía y Minería de la Nación y en el marco del Régimen de Fomento de las Energías Renovables establecido por las leyes N° 26.190 y N° 27.191, para la construcción de dos parques eólicos, Madryn I y Madryn II, ambos en Chubut.

El Parque Eólico Madryn I (PEM I) tendrá una potencia nominal de 70 MW y el Parque Eólico Madryn II (PEM II), una de 150 MW. Ambos tendrán un período de abastecimiento de 20 años a partir de la fecha de su habilitación comercial, prevista para 2019.

Estos proyectos se suman a los Parques Eólicos Villalonga (50 MW) y Parque Eólico Chubut Norte (28 MW), adjudicados bajo la Ronda 1 del Programa Renovar. La compañía también se adjudicó, bajo la Ronda 1.5 del Programa Renovar, el Parque Eólico Pomona (100 MW). Por otra parte, junto con Centrales de la Costa, desarrollará el Parque Eólico Necochea (38 MW), también concedido en la misma licitación.

De esta manera, Genneia, actual propietaria del Parque Eólico Rawson (77 MW), en actual ampliación de potencia en 24 MW para la venta de energía a privados, generará 536 MW de energía eólica que transformarán a la compañía en líder indiscutido del sector.

Genneia es una empresa líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables, basadas en la utilización de tecnologías de última generación en equipamientos térmicos y principal inversor en proyectos de energías renovables en la República Argentina.

Es propietaria y operadora de 9 centrales de generación térmica (340 MW), del Parque Eólico Rawson (77,4 MW) y tiene planificado construir en etapas sucesivas el Parque Eólico Madryn por 220 MW. En las recientes licitaciones Renovar 1 y 1.5, Genneia fue adjudicada con los proyectos Villalonga (50MW), Chubut Norte (28,35MW), Pomona (100 MW) y Necochea (38 MW). La compañía, además, ampliará en 24MW el Parque Eólico Rawson para destinarlo a la venta de energía a privados.

El 44 por ciento de Genneia pertenece a PointState Argentum; el 25% a Fintech Energy LLC; otro 25% distribuido entre Jorge Brito, Jorge Pablo Brito y Ezequiel Carballo, y el resto a LAIG Investments, a través de su vehículo Prado Largo.

YPF ya tiene en Vaca Muerta costos al nivel de los más grandes yacimientos no convencionales de los Estados Unidos

El CEO de YPF, Ricardo Darré, dijo que la empresa definirá en junio un plan de inversión quinquenal para el yacimiento de Vaca Muerta, con una estimación de hasta U$S 4.000 millones anuales al 2020 para asegurar el desarrollo masivo de sus áreas y resaltó que la compañía ya alcanzó un nivel de competitividad similar al de la industria petrolera de Estados Unidos.
“Tenemos que priorizar nuestras inversiones mediante una hoja de ruta de la compañía en el no convencional y con un horizonte de inversiones, propias y de los actuales socios, al 2019/2020 de entre los US$ 2.500 y los US$ 4.000 millones por año”, explicó Darré al detallar que, en la actualidad, la industria estima que un área de recursos no convencionales tiene una necesidad de inversión promedio de US$ 1.500 millones.
Esta proyección de inversiones “debe incorporar la mejora de los costos de un 20% y mejorar la productividad otro 20%” que se propuso la empresa el año pasado para el 2018, pero “no incluye el plan el desarrollo de las áreas previstas y que en la actualidad se encuentran bloqueadas por protestas” de la comunidad mapuche.
Así lo planteó el CEO de la compañía en ocasión de una recorrida por las instalaciones productivas del área Loma Campana, en Vaca Muerta, donde YPF -en asociación con Chevrón- lleva adelante la primera explotación no convencional masiva fuera de Estados Unidos. “Estamos en costos al nivel de los más grandes yacimientos no convencionales de los Estados Unidos, similares a los de Eagle Fort, gracias a una productividad en alza por pozo con un costo en desarrollo y producción en baja”, aseguró Darré en el que fue su primer encuentro formal con la prensa desde que llegó a la gerencia general de la compañía el 1° de julio de 2016.
Como resultado de la baja de costos, que en la actualidad permite un promedio de u$s 8,1 millón por pozo, la empresa alcanzó su “break even” -es decir el punto de equilibrio por encima del cual se obtienen ganancias-, en un nivel con el cual YPF sorprendió este año al mercado al anunciarlo por debajo de los u$s 40 por barril, pero Darré asegura que “se puede seguir mejorando si se trabaja en varios aspectos de los requerimientos de Vaca Muerta”.
Además de la baja de costos, Darré explicó que YPF quiere “acelerar el desarrollo de Vaca Muerta que le permita al yacimiento proveer el 50% del gas a 2021 y el 60% del petróleo que el país necesitará al 2020″, pero al mismo tiempo “hacer más atractiva la llegada masiva de nuevas empresas y de sus inversiones para que el no convencional alcance su desarrollo masivo en los próximos años”.
“Hay que poner el turbo y vamos a ver muchas más empresas interesadas en invertir”, aseguró el CEO, de larga trayectoria en el mundo petrolero, al anticipar que YPF, a fines de junio, comenzará a definir su plan de inversiones para los próximos cinco años.
Darré propuso a los responsables de los recursos no convencionales elaborar “un relevamiento en cada una de las 19 áreas en las que opera YPF y otras 9 en las que participa como socia, pero operadas por terceras empresas, para reunir la información suficiente que permita realizar un plan de inversión global por los próximos cinco años”.
Entre las áreas a explorar se encuentran Salinas del Huitrin, Bajo del Toro, Cerro Arena, Aguada de la Arena, Bandurria Sur, Bajada de Añelo, La Ribera I, Rincón del Mangrullo, en algunas de los cuales ya inició pozos exploratorios para evaluar la formación, tras poner en producción, desde hace un par de años, las áreas de Loma Campana, en asociación con Chevron, y El Orejano, con Dow.

“Necesitamos inversión pero también tiempo para el desarrollo masivo de Vaca Muerta, con áreas en las cuales estamos en la etapa de primera exploración vertical”, dijo el CEO de YPF al detallar que para el período 2017/2018 la empresa tiene previsto el desarrollo de 13 pilotos de exploración -2 de ellos con socios actuales- y 6 proyectos en desarrollo; y para 2019 alcanzar a 17 áreas en desarrollo y 5 pilotos.
En la actualidad, YPF cuenta en su gerencia no convencional de Neuquén con 470 personas de planta propia y otras 3.500 de empresas contratistas de servicios, números de empleo que se multiplicarán acorde al desarrollo y las inversiones de los próximos años.
Darré agregó: “también es necesario discutir de infraestructura con la concreción de proyectos que permitan mejorar el transporte ferroviario Bahía Blanca-Plaza Huincul -facilitaría la llega de de insumos básicos como equipos, arena y tubos- y la ampliación de la red troncal de gas, hasta tener rutas en condiciones” para un tránsito que ya empieza a ser masivo en torno al yacimiento de Loma Campana.
El CEO de la petrolera también destacó los avances en materia de seguridad con índices de frecuencia de accidentes que bajaron de 1,89 por cada millón de horas trabajadas registrado en 2013 al 0,74 del 2016 y el actual 0,64 de lo que va de 2017. “Es un excelente nivel de seguridad del que estamos orgullosos no sólo dentro de la sociedad sino en la industria petrolera porque nos pone a la par de las mayores empresas del sector que se ubican entre 0,5 a 0,7 del índice pero con la diferencia que YPF está en pleno desarrollo de áreas y todas en tierra”.

Exxon perfora su tercer superpozo en Vaca Muerta

Por primera vez, la compañía llegará a 3000 metros de profundidad

La petrolera norteamericana inició su tercer superpozo en la formación shale. Comenzó los trabajos el pasado 25 de mayo y anticipó un plazo de 50 días para la operación. El proyecto, en el área Los Toldos Sur 1, destrabará una nueva inversión.

La petrolera norteamericana Exxon eligió el 25 de mayo, fecha patria nacional, para iniciar la perforación de su nuevo pozo XL (extra largo) en Vaca Muerta. El proyecto tiene características similares a una apuesta que la petrolera YPF tiene programada para el segundo semestre de este año. Se trata de pozos con ramas laterales que superarán, por primera vez, los 3.000 metros y las 40 etapas de fractura.

Los ingenieros de Exxon, que sumaron el año pasado a los expertos shale de XTO, buscarán superar dos perforaciones propias que fueron íconos para los primeros años de la formación no convencional de la Cuenca Neuquina. Si bien la compañía apenas conseguirá su cuarta perforación, ya sacudió la ingeniería del shale neuquino con dos pozos exploratorios en Bajo del Choique-La Invernada, donde tuvo excelentes resultados de producción inicial.

El nuevo objetivo está puesto en el área Los Toldos Sur 1. Allí irán en busca del gas y condensado que guarda la roca generadora. Según informó tiempo atrás el gobernador Omar Gutiérrez, dependiendo de los resultados que obtengan, la petrolera solicitará una concesión no convencional de 35 años para el área. El pedido estará asociado a un millonario proyecto de inversión para Vaca Muerta.

Según pudo reconstruir “Río Negro Energía” el pozo de Exxon tendrá unos 3.000 metros de profundidad, hasta llegar a la formación no convencional, y más de 3.000 metros de rama lateral, una extensión hasta ahora desconocida para el shale neuquino. Además punzará la roca con unas 43 etapas de fractura. Un pozo promedio tiene unos 1.500 metros de extensión y unas 15 etapas de fractura.

La compañía norteamericana busca replicar, casi en espejo, la tecnología utilizada en Estados Unidos. Si bien se trata de una perforación exploratoria, el esquema busca reducir costos y mejora de la eficiencia. Sin embargo la llave del proyecto está en los caños. Exxon gestiona con otras operadoras una conexión para poder evacuar la producción que consiga. Esta habilitación tendrá más peso en el anticipo de la nueva inversión que los niveles de producción en sí mismo.

Al cierre de esta edición la petrolera, con un equipo de perforación propio, había conseguido superar los 1.000 metros de perforación. De acuerdo a las estimaciones iniciales los trabajos estarán finalizados en unos 50 días desde el comienzo de las actividades. El costo estimado de la operación, según confiaron fuentes del mercado a este medio, será de 30 millones de dólares.

En la competencia de superpozos, la perforación de YPF tiene algunos cuerpos de ventaja ya costará menos de la mitad y el tiempo de ejecución insumirá unos 10 días menos. La petrolera nacional ya tiene produciendo varios pozos con más de 2.500 metros de rama horizontal que entregan excelentes niveles de producción.

Con tecnología canadiense, CGC perfora su primer pozo horizontal de tight gas

Es la petrolera del grupo Corporación América

Se trata de un pozo horizontal con 10 etapas de fractura completado con un sistema de camisas activadas por bolas en la Cuenca Austral, una tecnología de avanzada muy utilizada en Canadá.

La Compañía General de Combustibles (CGC), petrolera del grupo Corporación América, realizó la perforación del primer pozo horizontal en la Cuenca Austral para la extracción de tight gas.

La petrolera continúa avanzando con tecnología de punta en la producción de gas convencional y tight gas en la provincia de Santa Cruz. Se trata de un pozo horizontal con 10 etapas de fractura completado con un sistema de camisas activadas por bolas, en lugar de Plug&Perf.

Esta tecnología permite reducir los tiempos entre fracturas de distintas etapas, y cuenta con mayor precisión del punto de inyección del volumen de fluido con arena para estimular la formación.

Con respecto al pozo, registró picos de producción superiores a los 240.000 metros cúbicos de gas por día, y desde la compañía apuntan a alcanzar un desarrollo comercial de los campos de la Cuenca patagonica.

El Gobierno frena parte de la producción de petróleo en el país

No falta gas para las centrales térmicas por el menor consumo residencial
Las templadas temperaturas registradas durante casi todo el mes (fue uno de los mayo menos frío de los últimos 10 años) y la decisión del Gobierno de eliminar el cupo obligatorio en la compra de fuel oil por parte del Estado para las usinas eléctricas provocó una virtual parálisis de la producción de petróleo en la cuenca del Noroeste, un polo histórico en cuanto a la extracción de hidrocarburos, aunque con cada vez menos participación en el mercado local.
Sucede que al no faltar gas para las centrales térmicas por el menor consumo residencial –recién esta semana se empezó a sentir el frío en los grandes centros urbanos de la zona centro del país-, el Ministerio de Energía no tuvo necesidad de recurrir a la compra de fuel oil para abastecer a las centrales térmicas.

Por consiguiente, los despachos del combustible líquido de Cammesa, la compañía mixta controlada por el Estado que administra el mercado eléctrico mayorista, al parque de generación durante mayo se redujeron significativamente con relación al mismo mes del año pasado. Según estimaciones privadas, las ventas de fuel oil a Cammesa cayeron más de un 60% en el bimestre abril-mayo de 2017 contra el mismo período de 2016.

Esa situación estructural impactó en todas las empresas refinadoras, en las grandes como YPF, Shell y Axion, pero más en las pequeñas como Refinor, que controla la única refinería emplazada en el norte del país. La compañía –que es propiedad de Pampa Energía (ex Petrobras), Pluspetrol e YPF- se vio obligada a casi suspender la compra de crudo a los productores de la cuenca del Noroeste –como Pan American Energy (PAE), Tecpetrol, Madalena Energy, JHP y President Energy, entre otras- porque su capacidad de almacenamiento de fuel oil está al tope.

El cuadro actual no sólo es producto de las temperaturas benévolas registradas en este otoño. También incide la decisión del Ministerio de Energía de eliminar la asignación de un cupo obligatorio de compra de fuel oil para cada refinadora. Hasta el año pasado, la cartera que dirige Juan José Aranguren trazaba, antes del invierno, un mapa tentativo de compra para repartir la cuota de fuel oil entre todas las petroleras. También pagaba un precio diferencial superior a los US$ 700 por tonelada para incentivar, de manera indirecta, la producción local de crudo en los yacimientos argentinos en un período de baja de precio internacional del barril. Esas dos intervenciones perdieron vigencia este año. El fuel oil que compra el Estado se paga hoy en torno a los 400 dólares, un 40% menos que el año pasado. Y Cammesa ya no está obligada a adquirir fuel oil de antemano. Sale a comprar sólo cuando falta gas en las centrales eléctricas. “Fue una decisión para recuperar una mayor competencia entre las petroleras. No tiene sentido seguir subsidiando la refinación de fuel oil cuando hay gas suficiente para las usinas”, indicaron fuentes cercanas a Energía.

La cuenca del Noroeste aporta una ínfima porción de la oferta de crudo a nivel nacional. Son alrededor de 1100 metros cúbicos diarios (m3/d), según datos del IAPG, apenas un 1,4% de la producción total del país (77.000 metros cúbicos diarios). Sin embargo, para Salta y Jujuy el impacto es fuerte, en especial para la provincia gobernada por Juan Manuel Urtubey, que no sólo pierde en ingresos por regalías (se pagan sobre los volúmenes extraídos de crudo), sino también por la crisis de Refinor, la única refinería del norte del país, que es uno de los mayores puntos industriales de Salta.

La venta de fuel oil para generación eléctrica es un negocio importante para la refinería salteña, es por eso que frente a ese contexto, el propio Urtubey inició gestiones con la Casa Rosada para destrabar el conflicto. Directivos de Refinor fueron recibidos por Marcos Porteau, subsecretario de Exploración y Producción del Ministerio de Energía. Se estima que la llegada del frío, que disparó el consumo de gas en hogares, reactivará las compras de fuel oil por parte de Cammesa.

domingo, 4 de junio de 2017

Exigir y actuar transparencia y honestidad

Si se recorre nuestra historia con detenimiento, desde que somos nación para no ir más lejos, la corrupción la atraviesa sucesivamente con actores del conservadurismo, del radicalismo, del peronismo y de los regimenes militares.

Es un problema endémico que va más allá de los partidos políticos. Es un modo de hacer negocios (y justicia) plagado de complicidades y silencios que se desparrama (un verdadero derrame) por toda la sociedad con diferentes sistemas y formas. Siempre hubo notorios denunciadores de los casos más graves como Lisandro de Latorre, Ernesto Palacio, Juan Sábato y tantos otros. Ahora Lilita Carrió. No es la única. 

Carlos Nino estudió en profundidad los mecanismos de una sociedad que por norma no respeta las normas. Pero sus lecciones evidentemente no han llegado muy lejos.

Miramos parece con indolencia un fenomeno que está erosionando progresivamente nuestras bases sociales, como es evidente si se observa el estado de la distribución de ingresos y riquezas. De la deteriorada educación. Los graves y crecientes problemas de drogas y de seguridad, entre otro fenomenos.

El actual gobierno tiene la oportunidad de demostrar que no pertenece a ese linaje. La sociedad, o sea nosotros, se lo debemos exigir. Y tambien actuar. No solo esperar.

Una relato espeluznante y verídico

Una empresa compró, durante el gobierno anterior, una parte de YPF con dividendos futuros. Algo imposible en un pais normal. Con motivo de la estatización de la petrolera por el susodicho gobierno, esa empresa inició un juicio al Estado Argentino en un tribunal internacional (CIADI). Posteriormente, esa misma empresa le vendió la demanda a un fondo buitre, incluyendo el cobro de una parte del eventual resultado favorable del juicio. Aldo Ducler, un conocido actor intermediario de negocios oscuros, según las noticias, estaba dispuesto a declarar sobre el asunto a cambio de protección legal y de una parte de los fondos en juego. Una conocida política integrante de Cambiemos reclama de viva voz que el gobierno y la justicia actúen en los casos de corrupción conocidos. Denunció protección a Julio De Vido. El gobierno reacciona (o al menos parece) pero sus acciones son en apariencia dubitativas, contradictorias y confusas. El presidente defiende reiteradamente a Gustavo Arribas (jefe de la AFI), supuestamente involucrado en el caso internacional Odebrecht. Las tratativas del gobierno y de la justicia con esta empresa son opacas al público. Sin una dirección clara. Los empresarios argentinos (especialmente de la construcción), involucrados en la obra pública, algunos ligados al gobierno, miran para otro lado y guardan silencio. La Oficina Anticorrupcion, a cargo de una persona claramente no independiente, tiene una sintonía llamativa con el gobierno. Echan al Procurador del Tesoro Carlos Balbín, precisamente por comportarse en forma independiente y ponen a un allegado. El caso Correo...

Todo esto recuerda a un lamentable y quizás olvidado episodio de nuestra historia. En los años 30 del siglo pasado estallaron graves casos de corrupción pública que involucraban a empresarios y directivos, nacionales y extranjeros, a políticos y a dirigentes notables del partido político hasta ese momento mayoritario. Alguien llamó a ese período "La Década Infame". La evidencia más clara y pormenorizada de corrupción en el caso específico del negocio del servicio eléctrico en manos de las empresas de capital extranjero CHADE e ITALO, fue el llamado "Informe de Rodriguez Conde", encargado por el gobierno de facto al coronel del ejercito homónimo, que describe con sumo detalle y documentación lo ocurrido. Las recomendaciones del Informe de anular las concesiones del servicio eléctrico, otorgadas espuriamente por el legislativo de la Capital Federal a ambas empresas, fueron cajoneadas posteriormente por el gobierno elegido en el 45. No hubo caducidad de contratos. No hubo culpables ni, obviamente, condenados. 
La historia despues del 55 no fue menos venal.

jueves, 1 de junio de 2017

Reanudarían las dos grandes represas del sur

Los informes ambientales definitivos realizados por EBISA serán entregados la próxima semana tanto a Nación como a Provincia, y a mediados de julio se haría la Audiencia Pública en el Congreso. Para el ministro de Energía en septiembre se debería reanudar la construcción de las dos centrales hidroeléctricas sobre el río Santa Cruz.

El ministro de Energía y Minería, estimó ayer que “en septiembre próximo” se estaría reanudando la construcción de las dos centrales hidroeléctricas sobre el río Santa Cruz (denominadas Néstor Kirchner y Jorge Cepernic) a cargo del consorcio chino-argentino Gezhouba Group Company-Electroingeniería-Hidrocuyo, que contará con financiamiento de China.

El proceso de construcción fue suspendido en diciembre de 2015 por el Gobierno Nacional para una revisión técnica y económica del Proyecto Ejecutivo original, lo cual derivó en una Addenda al contrato, y luego se produjo una medida cautelar adoptada por la Corte Suprema de Justicia, a partir del accionar de varias organizaciones ambientales, ordenando que se haga un nuevo estudio de impacto ambiental, bajo la ley nacional, el que realizó la estatal EBISA.

Igualmente, mientras esto ocurre, en los obradores se mantiene un movimiento mínimo en tareas secundarias permitidas por la Corte.

Aranguren señaló que el estudio de EBISA “confirmó su viabilidad” (del proyecto) y detalló que la Addenda determina que “la obra pasa a ser del Estado Nacional (antes era de la provincia), que producirá energía de base y no de pico (de la demanda), y estableció una reducción de la cota de la represa, sin afectar significativamente la producción de energía”.

El funcionario refirió que “la semana próxima EBISA cursará el informe respectivo a las autoridades energéticas y ambientales a nivel nacional y provincial”. Se espera que estos entreguen sus dictámenes a fin de junio, a partir de lo cual se solicitará al Congreso que convoque a audiencia pública para mediados de julio.

El Congreso tiene la obligación de emitir un reporte no vinculante de la audiencia pública dentro de los 30 días de realizada la misma, y cuando eso ocurra se pedirá que se levante la cautelar a la Justicia en lo Contencioso Administrativo de la Capital Federal, que impide el avance de las obras de las represas, tras su paso por la Corte Suprema de la Nación.

El proyecto revisado implica un costo global estimado de 4.000 millones de dólares, de los cuales 75 por ciento será con financiamiento chino (el resto corresponde al Estado Nacional).

Respecto del esquema de financiamiento de estas y otras obras de infraestructura energética (usinas nucleares) y de transporte (ferroviario), Aranguren reveló que “en los próximos días se emitirá un DNU (decreto de necesidad y urgencia) que establece las condiciones para este tipo de crédito concesional, que tendrá una tasa de interés por debajo de la tasa de mercado”.

“Se trata de obras de gran magnitud, para las cuales no son muchos los inversores privados interesados en invertir” explicó, admitiendo que el esquema viene a saldar cuestiones planteadas en los contratos activados con China durante el gobierno anterior.

Cabe recordar que este tipo de créditos no aplica a la totalidad del financiamiento de las represas en Santa Cruz, toda vez que el financiamiento de esta obra está garantizado en el contrato de adjudicación y obra, como parte del pliego licitatorio y era una condición que la UTE de empresas ganadora debía cumplir y, de hecho, desde China ya se produjeron desembolsos por casi 700 millones de dólares desde que se inició el proceso a cuenta del financiamiento global.