En otro segmento, el informe del IAE sostiene que al intentar justificar la disminución de las reservas respecto de la década anterior a partir de un incremento en la producción, se observa que la producción promedio de petróleo y gas natural entre los años 2000 y 2008 presenta un incremento del 28 por ciento (568 millones de barriles equivalentes de petróleo por año) respecto al promedio en los años 90, valor que no alcanza a explicar completamente la reducción mencionada.
La explicación de la disminución de las reservas debe entonces ser buscada a través del análisis de las actividades de exploración. La exploración de hidrocarburos en el país, y en consecuencia la incorporación de reservas, han disminuido notablemente durante los últimos años.
El Cuadro 6 ilustra la cantidad de pozos de exploración terminados durante las últimas tres décadas. Se observa que la cantidad de perforaciones alcanza un valor máximo en el año 1995, para luego disminuir casi constantemente durante los diez años posteriores, hasta volver a un nivel promedio de alrededor de 54 pozos durante los últimos tres años.
Cuadro 6: Pozos de Exploración terminados – por año
Fuentes: IAE "General Mosconi", IAPG, Secretaría de Energía, YPF Elaboración: IAE “General Mosconi”
Al considerar el comportamiento de las actividades exploratorias por década, se observa que el promedio anual de pozos de exploración terminados ha disminuido hasta alcanzar menos de la mitad del valor que presentaba durante las décadas del 80 y 90.
Teniendo en cuenta la citada disminución en las reservas del 34 por ciento respecto a fines de los años 90, se concluye que las reservas comprobadas han disminuido en gran parte como resultado de la baja en las actividades de exploración, cuyo aporte a las reservas no ha logrado estar a la par del incremento en la producción.
Las reservas netas incorporadas por década es un valor que ilustra la cantidad de barriles de petróleo equivalentes incorporados a las reservas a partir de los nuevos hallazgos, restando la producción acumulada del período. Aún teniendo en cuenta en la ecuación la variable producción, se revela una reducción en la incorporación neta anual promedio de nuevas reservas comprobadas del orden de los 277 millones de barriles equivalentes, es decir, un aporte 44 por ciento menor al de la década anterior, y aún un 14 por ciento menor que hace 20 años.
El IAE explica uno de los motivos en la caída de reservas comprobadas: “La persistente exploración en zonas conocidas ha arrojado como resultado una pobre performance en cuanto a la incorporación de reservas, que no ha podido siquiera acompañar el ritmo de la producción de petróleo y gas natural, que también presenta una leve caída en los últimos años”.La presente década, concluye el trabajo, “evidencia la peor performance de los últimos treinta años, con la menor cantidad de pozos de exploración terminados, que pese a un mayor porcentaje de éxito, han arrojado el menor aporte neto a las reservas de las últimas tres décadas”.
(*) Trabajo de Luciano Caratori, Departamento Técnico. Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi”.
lunes, 12 de octubre de 2009
La caída en las Reservas de Hidrocarburos en Argentina
Un informe del Instituto Argentino de la Energía “Gral. Mosconi” (*) aborda la situación de baja de reservas de petróleo y gas que afecta al país, al comparar datos entre 2008 y 2007, tal como lo reflejó Desarrollo en ediciones anteriores, pero suma además la comparación con los últimos diez años y con la década del 70. El riesgo de pérdida del autoabastecimiento y la disminución de los stocks en forma más acelerada que la baja de producción son algunos de los indicadores arrojados por el trabajo del mencionado organismo.
La Secretaría de Energía de la Nación ha publicado recientemente los datos de las reservas comprobadas de petróleo y gas natural al 31 de diciembre de 2008. Las reservas de petróleo de 400.724 Mm3 a fines de 2008, son alrededor de un 4 por ciento menores que las registradas al 31 de diciembre de 2007. Más preocupantes son las cifras correspondientes a las reservas comprobadas de gas natural, de 398.529 MMm3, lo que representa una caída del 10 por ciento respecto de 2007.
Las reservas probables de hidrocarburos también han disminuido notablemente, presentando una reducción del 12,3 por ciento (caída de 18.512 Mm3) de las reservas probables de petróleo, y del 31,3 por ciento (63.485 MMm3) en el caso del gas natural.
Así, las reservas comprobadas actuales de hidrocarburos son un 34 por ciento menores que las que había 10 años atrás, y un 27 por ciento menores que a fines de los 80. Peor aún, las reservas comprobadas de hidrocarburos se encuentran en el punto más bajo desde 1978.
Este retraso de la adición de reservas respecto a la producción de hidrocarburos resulta en una disminución de las reservas netas incorporadas del 43 por ciento en relación a la década pasada, lo que pone en riesgo el auto abastecimento energético del país a corto plazo.
Habiendo disminuido en un 34 por ciento respecto a las correspondientes al fin de la década de los 90, las reservas comprobadas de petróleo y gas natural se encuentran en el punto más bajo de los últimos 30 años.
Los datos de la Secretaría de Energía de la Nación muestran una caída en las reservas comprobadas de gas natural a fines de 2008 de casi el 10 por ciento respecto al 31 de diciembre de 2007, y una caída en las reservas de petróleo de alrededor del 4 por ciento respecto al mismo período. Esta caída se mantiene incluso a pesar de la disminución en la producción de hidrocarburos que se ha presentado durante el presente quinquenio, tanto en el caso del petróleo como en el del gas natural.
Producción anual de Gas Natural y reservas comprobadas al final de cada año
Cuadro 2: Producción anual de Gas Natural y reservas comprobadas al final de cada año
Fuente: Secretaría de Energía Elaboración: IAE “General Mosconi”
El riesgo de perder el autoabastecimiento
Como resultado de la caída en las reservas, la Argentina corre el riesgo de perder el autoabastecimiento energético en el corto plazo. Las políticas de exploración han fallado en prever o siquiera acompañar el incremento de la demanda, y en consecuencia, la relación reservas-producción de hidrocarburos continúa disminuyendo de manera sostenida. El cuadro 4 muestra esta relación, que funciona como un estimador del horizonte del abastecimiento de hidrocarburos a partir de las reservas propias.
Producción anual de Petróleo y reservas comprobadas al final de cada año
Producción anual de Petróleo y reservas comprobadas al final de cada año
Corrosión: el enemigo silencioso
Artículo de la Escuela de Petróleo de la Patagonia
Prosiguiendo con los temas tratados por la Escuela de Petróleo de la Patagonia, hoy nos referiremos a la corrosión. Al escuchar esta palabra, en forma inmediata nos hacemos la idea de descomposición y de deterioro de los materiales. Siendo un poco más específico debemos decir que la corrosión es una oxidación… una reacción química en la mayoría de los casos.
La corrosión en las instalaciones y estructuras metálicas causa diariamente en el mundo pérdidas millonarias y la industria del petróleo es una de las más afectadas, sobre todo en lo que denominamos el campo de una “explotación petrolera”. Esto es así, porque todas sus instalaciones están hechas de hierro o acero y por más pequeño que fuera el yacimiento tiene en continuo riesgo toneladas de cañerías, tanques, aparatos de bombeo etc.
Es por ello que en las distintas especialidades de la Escuela del Petróleo el concepto de corrosión es permanentemente tratado, y en consecuencia, formas de evitarlo.
Para dar una idea de este problema analicemos esta frase: “Las reacciones químicas ocurren en forma permanente en la naturaleza y más aún en los sistemas tecnológicos creados por el hombre”.
La primer parte de la misma nos está diciendo que todo lo que existe en nuestro universo está formado por elementos químicos (oxígeno, hidrógeno, carbono, aluminio, hierro….etc ), en su mayoría en forma de compuestos, como agua, sales, óxidos, ácidos, entre otros.
La segunda parte de la frase se refiere, por ejemplo, a que para obtener hierro (Fe), el hombre lo hace a partir de sus sales ú óxidos. Y acá está el concepto fundamental: “Cuando forma parte de un compuesto está estable. Pero puro se vuelve inestable.”
Las sales y los óxidos, se encuentran en la naturaleza en equilibrio químico, como en un estado “neutro”. Cuando rompemos el equilibrio químico para obtener el elemento puro (en nuestro caso, en hierro), el metal tiende a regresar a su estado de neutralidad anterior, o sea a reconvertirse en óxido o sal. Esta tendencia de volver a su estado natural, de oxidarse, se llama “corrosión”.
Grados de corrosión
Hay algunos metales que no se oxidan (como por ejemplo el oro, plata, platino…), porque se los encuentra en la naturaleza en estado puro.
Esto nos da una idea de que hay metales con un alto grado de oxidación y otros prácticamente nulo. Químicamente podemos decir que tienen distintos Potenciales de Oxidación.
Cuando están en contacto dos metales distintos, hay prioridades relativas de oxidación; el que tiene mayor poder de oxidación es el que se oxida, en cambio el otro se dice que se reduce.
Funcionarán como una pila donde el ánodo es el que se oxida y el otro, el cátodo, el que se
reduce.
Precisamente este concepto es el que se utiliza para proteger una instalación hecha de hierro ó acero, y se denomina Protección Catódica.
“La protección catódica es una técnica por la cual se protege un material haciéndolo funcionar como cátodo”.
Veamos: una cañería de acero tendida sin protección actuará como ánodo, oxidándose y por consiguiente la afectará la corrosión. Pero si la conectamos con otro metal con mayor potencial de oxidación, este último se comportará como ánodo y el acero lo hará como cátodo. Por este motivo al proceso se lo denomina protección catódica y lo materiales que se utilizan para ello se llaman ánodos de sacrificio.
Esta es una de las formas de proteger las instalaciones. En el curso de Química de Módulo de Materias Básicas ó en el de las Especialidades de la Escuela del Petróleo, se profundiza sobre estos conceptos y cómo interactúan electrónicamente los elementos y compuestos químicos.
Como corolario podemos decir que en la industria petrolera es tan importante conservar las instalaciones como producir petróleo. Son tan grandes las pérdidas que se producen en forma silenciosa por la corrosión, que si no la atacamos a tiempo, puede hacer fracasar un gran proyecto.
Prosiguiendo con los temas tratados por la Escuela de Petróleo de la Patagonia, hoy nos referiremos a la corrosión. Al escuchar esta palabra, en forma inmediata nos hacemos la idea de descomposición y de deterioro de los materiales. Siendo un poco más específico debemos decir que la corrosión es una oxidación… una reacción química en la mayoría de los casos.
La corrosión en las instalaciones y estructuras metálicas causa diariamente en el mundo pérdidas millonarias y la industria del petróleo es una de las más afectadas, sobre todo en lo que denominamos el campo de una “explotación petrolera”. Esto es así, porque todas sus instalaciones están hechas de hierro o acero y por más pequeño que fuera el yacimiento tiene en continuo riesgo toneladas de cañerías, tanques, aparatos de bombeo etc.
Es por ello que en las distintas especialidades de la Escuela del Petróleo el concepto de corrosión es permanentemente tratado, y en consecuencia, formas de evitarlo.
Para dar una idea de este problema analicemos esta frase: “Las reacciones químicas ocurren en forma permanente en la naturaleza y más aún en los sistemas tecnológicos creados por el hombre”.
La primer parte de la misma nos está diciendo que todo lo que existe en nuestro universo está formado por elementos químicos (oxígeno, hidrógeno, carbono, aluminio, hierro….etc ), en su mayoría en forma de compuestos, como agua, sales, óxidos, ácidos, entre otros.
La segunda parte de la frase se refiere, por ejemplo, a que para obtener hierro (Fe), el hombre lo hace a partir de sus sales ú óxidos. Y acá está el concepto fundamental: “Cuando forma parte de un compuesto está estable. Pero puro se vuelve inestable.”
Las sales y los óxidos, se encuentran en la naturaleza en equilibrio químico, como en un estado “neutro”. Cuando rompemos el equilibrio químico para obtener el elemento puro (en nuestro caso, en hierro), el metal tiende a regresar a su estado de neutralidad anterior, o sea a reconvertirse en óxido o sal. Esta tendencia de volver a su estado natural, de oxidarse, se llama “corrosión”.
Grados de corrosión
Hay algunos metales que no se oxidan (como por ejemplo el oro, plata, platino…), porque se los encuentra en la naturaleza en estado puro.
Esto nos da una idea de que hay metales con un alto grado de oxidación y otros prácticamente nulo. Químicamente podemos decir que tienen distintos Potenciales de Oxidación.
Cuando están en contacto dos metales distintos, hay prioridades relativas de oxidación; el que tiene mayor poder de oxidación es el que se oxida, en cambio el otro se dice que se reduce.
Funcionarán como una pila donde el ánodo es el que se oxida y el otro, el cátodo, el que se
reduce.
Precisamente este concepto es el que se utiliza para proteger una instalación hecha de hierro ó acero, y se denomina Protección Catódica.
“La protección catódica es una técnica por la cual se protege un material haciéndolo funcionar como cátodo”.
Veamos: una cañería de acero tendida sin protección actuará como ánodo, oxidándose y por consiguiente la afectará la corrosión. Pero si la conectamos con otro metal con mayor potencial de oxidación, este último se comportará como ánodo y el acero lo hará como cátodo. Por este motivo al proceso se lo denomina protección catódica y lo materiales que se utilizan para ello se llaman ánodos de sacrificio.
Esta es una de las formas de proteger las instalaciones. En el curso de Química de Módulo de Materias Básicas ó en el de las Especialidades de la Escuela del Petróleo, se profundiza sobre estos conceptos y cómo interactúan electrónicamente los elementos y compuestos químicos.
Como corolario podemos decir que en la industria petrolera es tan importante conservar las instalaciones como producir petróleo. Son tan grandes las pérdidas que se producen en forma silenciosa por la corrosión, que si no la atacamos a tiempo, puede hacer fracasar un gran proyecto.
martes, 18 de agosto de 2009
Editorial
Bases
Chubut ostenta la mayor reserva petrolera del país y parece en sí mismo un dato positivo, si bien debe contextualizarse adecuadamente: la mayoría de los yacimientos de la Argentina está en declinación y la existencia de petróleo y, menos aun, la de gas de esta provincia no podrían suplir aquellas caídas. Antes más bien hay que adoptar precauciones para que los mismos índices rojos que van completando la estadística nacional no se instalen también en esta cuenca, porque muchas de sus áreas han bajado sus stocks, si bien esto se disimula por las subas pronunciadas en otras. Definir cuál es el objetivo energético del país parece el gran desafío: limitarse al autoabastecimiento, o incrementar la producción para beneficiarse con la venta de excedentes al mercado externo, en un mundo con creciente demanda de energía. Por ahora no hay definición en uno ni otro sentido, pero acaso esta cuenca pueda potenciar las bases de un proyecto que, consensuado con las demás provincias productoras y en línea con los intereses generales del país, permita establecer metas de crecimiento y desarrollo equilibrado. Las estadísticas están y aportan una información útil, pero bajo una dinámica que la supera en forma constante. Las decisiones y definiciones políticas adecuadas son las que marcarán el camino para que la comparación, dentro de un lustro, determine si al final de las concesiones actuales (año 2017) el país habrá agotado la totalidad de sus reservas o si encontró un camino para empezar a recuperarlas.
Chubut ostenta la mayor reserva petrolera del país y parece en sí mismo un dato positivo, si bien debe contextualizarse adecuadamente: la mayoría de los yacimientos de la Argentina está en declinación y la existencia de petróleo y, menos aun, la de gas de esta provincia no podrían suplir aquellas caídas. Antes más bien hay que adoptar precauciones para que los mismos índices rojos que van completando la estadística nacional no se instalen también en esta cuenca, porque muchas de sus áreas han bajado sus stocks, si bien esto se disimula por las subas pronunciadas en otras. Definir cuál es el objetivo energético del país parece el gran desafío: limitarse al autoabastecimiento, o incrementar la producción para beneficiarse con la venta de excedentes al mercado externo, en un mundo con creciente demanda de energía. Por ahora no hay definición en uno ni otro sentido, pero acaso esta cuenca pueda potenciar las bases de un proyecto que, consensuado con las demás provincias productoras y en línea con los intereses generales del país, permita establecer metas de crecimiento y desarrollo equilibrado. Las estadísticas están y aportan una información útil, pero bajo una dinámica que la supera en forma constante. Las decisiones y definiciones políticas adecuadas son las que marcarán el camino para que la comparación, dentro de un lustro, determine si al final de las concesiones actuales (año 2017) el país habrá agotado la totalidad de sus reservas o si encontró un camino para empezar a recuperarlas.
Reservas: Chubut encabeza el stock petrolero del país
Tal como se informó en edición anterior de Desarrollo, el nivel de Reservas de Petróleo del país cayó en 2008 un 3,7 por ciento en relación al año 2007 y las de Gas casi un 10 por ciento, en comparación al año anterior. Otro dato que surge de la Secretaría de Energía de la Nación es que Chubut hoy concentra el 43,5 por ciento de las Reservas petroleras del país, lo que significa que desde el año 2004 tuvo un interesante crecimiento de su stock, ya que por entonces representaba el 28 por ciento del total.
El nivel de reservas petroleras de la provincia asciende a 174,2 millones de metros cúbicos, lo que representa una importante proporción sobre el stock del país, establecido en 400,7 millones de cúbicos.
El dato sumamente preocupante lo configura la situación de reservas del país, que viene en marcado descenso desde el año 1999. Desde entonces la reducción es de un 25 por ciento sobre el nivel de petróleo. En gas los datos publicados por la Secretaría de Energía permiten comparar con el año 2004: desde aquel período, la reducción ha sido de un 30 por ciento.
Santa Cruz se ubica en segundo lugar con un stock que alcanza a 73,7 millones de cúbicos de petróleo, lo que representa 18,4 por ciento de las reservas del país. Sumando las existencias de la Cuenca Austral, la vecina provincia eleva su nivel a 79,2 millones de m.3, por lo que su participación sube a casi un 20 por ciento sobre el total.
Neuquén, la que más perdió
La tercera provincia en el ranking es Neuquén, con 56,6 millones de metros cúbicos de petróleo, lo que equivale al 14 por ciento del total, siendo ésta la provincia que más ha disminuido su stock de reservas petroleras desde comienzos de esta década. En 2004 Neuquén tenía 98,3 millones de cúbicos de petróleo, equivalente al 24 por ciento del país.
Si además se considera a toda la Cuenca Neuquina (que suma áreas en La Pampa y Río Negro) el total ascendía por entonces a 147,6 millones de cúbicos de petróleo, lo que representaba el 37 por ciento del total. Hoy esa misma cuenca disminuyó a un 26 por ciento sobre el stock de reservas nacional.
Al mismo tiempo, también la producción de gas ha disminuido en Neuquén desde el año 2004, siendo el año pasado casi un 4 por ciento inferior a aquel año. Con 50.200 millones de metros cúbicos entregados en 2008, la cuenca neuquina sigue siendo la mayor productora gasífera del país, ya que de allí sale un 60 por ciento del fluido que consume la Argentina, por lo que su declinación es alarmante y es lo que intenta revertirse con el reciente acuerdo para mejorar el precio del gas en boca de pozo.
Los yacimientos con más petróleo en la provincia
La tendencia de Chubut se da a contramano de la declinación que arroja la totalidad de los yacimientos del país. Las áreas con mayor nivel de reservas, según los datos registrados por la Secretaría de Energía de la Nación, son Anticlinal Grande-Cerro Dragón, operado por Pan American Energy, con 118,9 millones de metros cúbicos de petróleo. En éste se dio el mayor salto, ya que en 2004 el stock era de 55,7 millones de m.3.
El Tordillo, operado por Tecpetrol, prácticamente se mantuvo estable en el orden de los 19 millones de metros cúbicos entre ambos períodos .
Similares registros presenta el área Diadema, operada por Capsa, con un stock de 10,6 millones de metros cúbicos, mientras que Manantiales Behr (YPF) y Pampa del Castillo-La guitarra (Enap-Sipetrol) registraron guarismos del orden de los 5 millones de metros cúbicos de crudo en ambos años de comparación.
En gas, las reservas de la provincia totalizaron 32.000 millones de cúbicos. Si bien es una participación inferior en el total nacional (representa un 8 por ciento, frente a 44 por ciento de la cuenca Neuquina), es importante el incremento que registró la provincia desde 2004, ya que elevó un 22 por ciento en relación a aquel año.
Renegociación de contratos: silencio y especulaciones
La evolución de las discusiones en torno al contrato de concesión de yacimiento El Tordillo, cuyo principal operador es Tecpetrol, continúa siendo por ahora un misterio para la mayoría de los actores comodorenses. Rumores y afirmaciones aisladas han rodeado una cuestión central para esta región, que una vez más no aparece con el protagonismo que se reclama desde una ciudad que reporta alrededor del 35 por ciento de los ingresos de la provincia, en concepto de regalías petroleras.
En efecto, recientemente se conocieron los datos de ingresos por liquidación de regalías durante el año 2008, que significaron 338 millones de dólares, llevando a la provincia a encabezar el ranking de ingresos por este rubro, con un 29 por ciento del total.
Según han afirmado algunos dirigentes, el nuevo contrato se encuentra avanzado en un alto grado, en una renegociación que es encabezada por el jefe de gabinete de la provincia y que tuvo entre sus interlocutores a dos funcionarios que ya no están en sus puestos: Néstor Di Pierro, ex presidente de Petrominera; y Luis Tarrío, ex secretario de Hidrocarburos y reemplazante del primero en la empresa estatal.
Según informaron fuentes reservadas, el nuevo contrato contendría algunos ítems que buscan generar un ingreso adicional para Comodoro Rivadavia, como ciudad productora de los hidrocarburos y por ser la que más sufre también los impactos negativos de la actividad.
Otro de los elementos que se buscaría incorporar se relaciona con la experiencia de la primera renegociación de contrato, con la operadora Pan American Energy. En esa instancia, el compromiso de incrementos de producción fue consignado bajo la modalidad de “no acumulativo” con respecto al año 2007. Esto significa que al tomarse como referencia el año 2007, si el contrato establece incrementos del 9 por ciento anual en relación al año mencionado, al no exigirse acumulación alcanza con que cada período la producción supere al año de referencia, pero no así al año inmediato anterior.
En el contrato con Tecpetrol, según argumentaron quienes habrían visto de cerca el borrador, se buscaría modificar esa forma de evaluar la producción, buscando que la misma sea acumulativa. Así, a los cinco años de contrato la producción debería elevarse en cinco veces el porcentaje establecido en el convenio.
De este modo, se busca que el nuevo acuerdo tome la experiencia del anterior y mejore aspectos puntuales, pero además serviría de base para la renegociación que la provincia debe afrontar con YPF.
Otra de las expectativas y dudas está centrada en el modo en que se adoptarán previsiones para que la actividad sea sustentable en el tiempo. En ese plano, los interrogantes se plantean en torno a la fijación de pautas de trabajo entre operadoras y contratistas, a fin de que éstas se consoliden con solidez en la cadena productiva y cuenten con parámetros claros a la hora de discutir tarifas, plazos y modalidades de contrato.
Alguien que dijo conocer el paper refutó también expectativas planteadas por el sindicato petrolero: desde este sector se ha argumentado que el nuevo contrato contendrá la disposición de aportes de la operadora, para poner en funcionamiento el fondo compensador. Este fondo debería posibilitar la jubilación de alrededor de 700 operarios, descomprimiendo un mercado laboral hoy sobredimensionado y que será cubierto por los acuerdos sociales hasta octubre próximo.
Para entonces, se espera, habrá definiciones que hoy no están del todo claras.
Por las cuencas
Neuquén busca geotérmica
“Busquemos creatividad, ingenio y capital de riesgo. Es necesario modificar la matriz productiva. El petróleo y el gas son recursos no renovables y la energía geotérmica una fuente alternativa muy importante”, dijo el gobernador Jorge Sapag durante la apertura de propuestas de inversión para desarrollar generación eléctrica a través de energía geotérmica en Copahue, Neuquén. La inversión prevista es de 80 millones de dólares y se presentaron dos grupos empresarios: Pampa Energía y Grupo Minero Aconcagua Andean Geothermal.
Según detalló diario La Mañana, el recurso sería concesionado por el término de unos 30 años y los inversores privados tendrán que buscar sus propias fuentes de financiamiento, ya que no habrá aportes de la provincia o de Nación.
El emprendimiento se integra con un programa de exploración y explotación minera para la extracción de vapor endógeno, la construcción de una planta de generación de energía eléctrica de 30 MW y de una línea energética de 132 KV.
“Busquemos creatividad, ingenio y capital de riesgo. Es necesario modificar la matriz productiva. El petróleo y el gas son recursos no renovables y la energía geotérmica una fuente alternativa muy importante”, dijo el gobernador Jorge Sapag durante la apertura de propuestas de inversión para desarrollar generación eléctrica a través de energía geotérmica en Copahue, Neuquén. La inversión prevista es de 80 millones de dólares y se presentaron dos grupos empresarios: Pampa Energía y Grupo Minero Aconcagua Andean Geothermal.
Según detalló diario La Mañana, el recurso sería concesionado por el término de unos 30 años y los inversores privados tendrán que buscar sus propias fuentes de financiamiento, ya que no habrá aportes de la provincia o de Nación.
El emprendimiento se integra con un programa de exploración y explotación minera para la extracción de vapor endógeno, la construcción de una planta de generación de energía eléctrica de 30 MW y de una línea energética de 132 KV.
Reservas: Probadas, Probables y Posibles
Por: Escuela de Petróleo de la Patagonia
Una de las primeras etapas en el desarrollo de la Industria Petrolera es la dedicada a la Exploración, por medio de la cual se trata de determinar la ubicación geográfica-geológica y la magnitud de una acumulación de hidrocarburos (petróleo y/o gas). Si posteriormente se verifica que estos descubrimientos son económicamente explotables, los volúmenes estimados a extraer se denominan “Reservas”.
Según la definición de la SPE (Society of Petroleum Engineers) las reservas son “cantidades estimadas, que se pueden verificar con razonable certeza a partir de datos geológicos y de ingeniería, que se pueden recuperar en el futuro de un reservorio conocido y en condiciones económicas (…)”. Es decir que, para ser consideradas reservas, es condición que esas cantidades puedan ser extraídas en condiciones rentables a lo largo de su vida útil.
Factor de recuperación
Al inicio de la explotación, el volumen total de petróleo y/o gas que existe en un yacimiento se lo denomina Petróleo y/o Gas In Situ, mientras que el volumen que se recupera económicamente de esos hidrocarburos, constituye las reservas. Por lo tanto para determinar las reservas, es necesario conocer primero el Petróleo Original In Situ (OOIP), para lo cual se requiere mucha información de la roca productora y recipiente, de los fluidos existentes y de las condiciones del reservorio. La gran mayoría de esta información es obtenida a través de la perforación de los pozos.
Una vez conocido el volumen del petróleo in situ, se hace necesario entonces calcular cuánto del mismo podrá ser extraído a superficie, ya que nunca se recupera el total del volumen existente. Para esto es necesario determinar el factor de recuperación para ese yacimiento en particular y para esas condiciones dadas, lo que implica conocer valiosa información del comportamiento del reservorio. Este factor de recuperación puede variar desde un 15% a un 60% respecto al volumen total existente, dependiendo de las características de la roca reservorio y de los fluidos, presión y temperatura, métodos de extracción, etc.
Reservas comprobadas
Son aquellas que existen en zonas conocidas y explotadas o sea que han sido descubiertas y desarrolladas, aunque no agotadas. Generalmente están en explotación al momento de su valoración e indican volúmenes de hidrocarburos que se pueden extraer inmediatamente, en base a las condiciones económicas del momento de la evaluación y a información que asegure mucha certeza.
Las Reservas Comprobadas pueden ser definidas como aquellas cantidades de petróleo y/o gas que se estima pueden ser recuperadas en forma económica y con las técnicas disponibles, de acumulaciones conocidas (volúmenes in situ) a partir de los datos disponibles en el momento de la evaluación. Pueden a su vez dividirse en Comprobadas Desarrolladas, que se esperan recuperar mediante los pozos y las instalaciones de producción existentes, y No Desarrolladas, que se esperan recuperar de pozos a perforar e instalaciones de producción futuras y de las cuales se tiene un alto grado de certidumbre.
Reservas probables
Son las reservas que no disponen de la suficiente información geológica y de reservorios como para asegurar el volumen de fluidos a recuperar, aunque estén identificados los volúmenes del yacimiento en general. Son atribuidas a acumulaciones conocidas y cuya estimación se basa en información similar a la que se requiere para las reservas comprobadas, pero la certidumbre de su existencia no es suficiente para clasificarlas como tales.
Las Reservas Probables pueden definirse como aquellas a las que tanto los datos geológicos como de ingeniería dan una razonable probabilidad de ser recuperadas de depósitos descubiertos, aunque no en grado tal como para estimar específicamente los volúmenes a recuperar en forma rentable y ser consideradas como comprobadas.
Reservas Posibles
Están determinadas por la información elaborada disponible, pero no existe la seguridad ni de su volumen total, ni de las condiciones y cantidad de hidrocarburos que se pueden recobrar en forma económica.
Así definidas las reservas, debe tenerse en cuenta un concepto fundamental: el requisito de viabilidad económica de la recuperación, establecida por las condiciones imperantes en el momento en que se hace la estimación. La ausencia de este requerimiento es suficiente para que los volúmenes estimados no puedan ser considerados como reservas. Por lo tanto, las estimaciones económicas y las proyecciones de producción de un campo se hacen, generalmente, en base a las reservas comprobadas.
miércoles, 29 de julio de 2009
Editorial
Cóctel energético
Indicadores de Reservas que mantienen tendencias fuertemente negativas; resultados exploratorios offshore que no permiten por ahora augurar un desarrollo de explotación, salvo que nuevos estudios y análisis ubiquen finalmente los yacimientos buscados; reclamos de precio sostén para el gas y el crudo que permitan acercarse a sus referencias internacionales. El cóctel energético, nacional y regional, tiene indicadores sobre la constante necesidad de un plan estratégico para el corto, mediano y largo plazo. Tal vez aquellos mismos factores que titilan en rojo sean orientativos para sentar bases de crecimiento sostenible.
El flamante Secretario de Hidrocarburos de la provincia de Chubut, Sergio Schiavoni, dijo recientemente que en su gestión aspira a fijar objetivos claros para la recuperación de reservas del país, como también una sostenida presencia del Estado en su carácter de socio propietario de un recurso no renovable, para que las economías regionales no resulten vulnerables frente a los vaivenes del mercado internacional. Sin por ello cuestionar la rentabilidad empresaria, el funcionario habló de que es posible fijar mecanismos que den sustentabilidad y previsión a la actividad petrolera.
La búsqueda de un acuerdo con Nación por un mayor precio de referencia para el barril de crudo (en el que converge una multiplicidad de intereses contrapuestos), encabezada por el gobierno provincial y en bloque con el sindicato y operadoras, refleja un objetivo que podría fijar nuevos ejes de desarrollo.
Son horas de definiciones y tal vez se presente también la oportunidad de que los paliativos comiencen a reemplazarse por soluciones y planes permanentes, que trasciendan incluso los períodos gubernamentales. Al fin y al cabo, los actores de hoy están manejando, sólo a título de préstamo, la potestad de un recurso que pertenece a futuras generaciones.
Reservas: caen en el país, suben en Chubut
En cinco años, Reservas de Gas cayeron más de 30 por ciento
La estadística de Reservas de Petróleo de la Argentina mostró el año pasado una leve caída en relación al año 2007, mientras que la reducción más abrupta se registró en las Reservas Comprobadas de Gas, al caer casi un 10 por ciento en relación al balance de 2007 y un 30,5 por ciento comparado con 2004.
Las Reservas Comprobadas de Petróleo en el año 2008 disminuyeron un 3,7 por ciento, según el registro de la Secretaría de Energía de la Nación. Mientras que un año antes el stock de crudo bajo tierra había sido medido en 415,9 millones de metros cúbicos (un horizonte de alrededor de 11 años, manteniendo un ritmo de producción anual de 36 millones de metros cúbicos), en 2008 el mismo ítem arrojó un valor de 400,7 millones de metros cúbicos.
La reducción es de 3,7 por ciento versus año 2007. Si se compara con 2004, sin embargo, el valor resulta levemente positivo, ya que en aquel año el stock petrolero era de 396 millones de metros cúbicos. Más allá del saldo positivo en los números al compararse el último lustro, resulta claro que el horizonte de Reservas es hoy insuficiente a raíz de la caída de actividades exploratorias en la última década, hasta niveles sumamente bajos: en 2008 se perforaron apenas 34 pozos exploratorios, sobre un total de 1.409 perforaciones registradas.
Igualmente, el saldo sería altamente negativo si se compara con las reservas existentes al inicio de la década del 90, cuando las proyecciones de petróleo proyectaban alrededor de 20 años de horizonte de actividad.
Gas en caída libre
La caída de Reservas fue el año pasado mucho más grave en los stocks de Gas, ya que el stock en todo el país se redujo en un 9,8 por ciento en relación a 2007, en el ítem reservas Comprobadas. Los guarismos muestran un stock de 441.974 millones de metros cúbicos en 2007, cayendo a 398.529 millones de metros cúbicos. La comparación con 2004 es todavía más grave, ya que hace cinco años el stock era de casi 574.000 millones de metros cúbicos. Esto representa un descenso superior al 30 por ciento. El horizonte de Reservas de Gas se reduce en este caso a alrededor de 8 años.
En cinco años, Chubut subió 52% en Petróleo y 22% en Gas
En Chubut, el stock de petróleo muestra un incremento en el último lustro, al pasar de 114,6 millones de metros cúbicos en 2004 a 174,2 millones de cúbicos en 2008, lo que representa un incremento del 52 por ciento. En lo que respecta a Gas también hubo una suba, pasando de 25.309 millones de metros cúbicos a poco menos de 32.000 millones de cúbicos, lo que implica un incremento de 22 por ciento.
La estadística de Reservas de Petróleo de la Argentina mostró el año pasado una leve caída en relación al año 2007, mientras que la reducción más abrupta se registró en las Reservas Comprobadas de Gas, al caer casi un 10 por ciento en relación al balance de 2007 y un 30,5 por ciento comparado con 2004.
Las Reservas Comprobadas de Petróleo en el año 2008 disminuyeron un 3,7 por ciento, según el registro de la Secretaría de Energía de la Nación. Mientras que un año antes el stock de crudo bajo tierra había sido medido en 415,9 millones de metros cúbicos (un horizonte de alrededor de 11 años, manteniendo un ritmo de producción anual de 36 millones de metros cúbicos), en 2008 el mismo ítem arrojó un valor de 400,7 millones de metros cúbicos.
La reducción es de 3,7 por ciento versus año 2007. Si se compara con 2004, sin embargo, el valor resulta levemente positivo, ya que en aquel año el stock petrolero era de 396 millones de metros cúbicos. Más allá del saldo positivo en los números al compararse el último lustro, resulta claro que el horizonte de Reservas es hoy insuficiente a raíz de la caída de actividades exploratorias en la última década, hasta niveles sumamente bajos: en 2008 se perforaron apenas 34 pozos exploratorios, sobre un total de 1.409 perforaciones registradas.
Igualmente, el saldo sería altamente negativo si se compara con las reservas existentes al inicio de la década del 90, cuando las proyecciones de petróleo proyectaban alrededor de 20 años de horizonte de actividad.
Gas en caída libre
La caída de Reservas fue el año pasado mucho más grave en los stocks de Gas, ya que el stock en todo el país se redujo en un 9,8 por ciento en relación a 2007, en el ítem reservas Comprobadas. Los guarismos muestran un stock de 441.974 millones de metros cúbicos en 2007, cayendo a 398.529 millones de metros cúbicos. La comparación con 2004 es todavía más grave, ya que hace cinco años el stock era de casi 574.000 millones de metros cúbicos. Esto representa un descenso superior al 30 por ciento. El horizonte de Reservas de Gas se reduce en este caso a alrededor de 8 años.
En cinco años, Chubut subió 52% en Petróleo y 22% en Gas
En Chubut, el stock de petróleo muestra un incremento en el último lustro, al pasar de 114,6 millones de metros cúbicos en 2004 a 174,2 millones de cúbicos en 2008, lo que representa un incremento del 52 por ciento. En lo que respecta a Gas también hubo una suba, pasando de 25.309 millones de metros cúbicos a poco menos de 32.000 millones de cúbicos, lo que implica un incremento de 22 por ciento.
Precios, producción y tarifas
El mayor precio del gas en boca de pozo acordado por Nación y Neuquén supone poner en movimiento el andamiaje necesario para recuperar la producción de gas especialmente en la Cuenca Neuquina, la mayor productora de ese fluido en el país. La caída de producción y reservas que viene registrándose producto del congelamiento del precio, a partir de la pesificación resuelta en 2002, ha dado suficientes pruebas estadísticas para alertar sobre una tendencia que muestra ya efectos claros: la creciente importación de gas a precios internacionales, subsidiados por recargos en las tarifas de consumo residencial, ha sido uno de los ejemplos más recientes.
La caída de equipos de perforación en Neuquén no tenía proyección de revertirse, a no ser por el incentivo de un recupero de precio que si bien no llega a alinear el fluido con los precios internacionales, implica una suba substancial en relación a lo que se venía pagando. Tampoco es la solución definitiva: el gas de Neuquén se pagará a 2,40 dólares por Millón de BTU, mientras que Argentina sigue importando desde Bolivia a un precio de 7 dólares por unidad.
Una de las consecuencias inevitables estará dada por un necesario reacomodo de tarifas eléctricas, ya que el aumento lo pagarán los compradores de gas para abastecer generar energía eléctrica.
En ese plano, el país comenzará a pagar parte del precio de no haber diversificado fuentes de energía, ya que en los años 90 concentró sus estructuras productoras de electricidad en el gas como insumo principal, de allí que hoy este recurso se ha tornado crítico.
Argentina pasó de ser un país con reservas gasíferas para 30 años, a un horizonte de 9 años (ver nota página 3).
El sinceramiento tarifario en el país es inevitable y las distorsiones producidas por subsidios y electricidad con precios ficticios han posibilitado, por ejemplo, que sectores industriales no realicen las inversiones necesarias para un uso más eficiente de la energía. El gas que falta se ha consumido en forma poco eficiente, a precios bajos y con una consecuencia hoy clara: el país debe importar el fluido a precios hasta siete veces mayor al que reconoce a sus propias fuentes de producción.
Por otro lado, las distorsiones provocadas por la importación de gas, ante la insatisfacción de la demanda interna, ha provocado fuertes incrementos tarifarios a los usuarios residenciales, lo que hoy ha derivado en disputas judiciales para frenar esos impactos en los consumidores más vulnerables.
Chubut por mayor precio de crudo
Así como Neuquén obtuvo un mayor precio para el gas, Chubut reclama un mayor precio de referencia para el barril de petróleo. Se apunta a llevar el barril de 42 a por lo menos 48 dólares, lo que redundará en mayores ingresos por regalías para la provincia, además de mayor margen de rentabilidad para las operadoras, con el compromiso de dar certeza a los puestos de trabajo que dependen del petróleo.
También en ese caso se tendrán que prever posibles derivaciones: si el precio del crudo se eleva, podría impactar en las tarifas de los combustibles, que si bien han venido incrementándose en los últimos meses, podrían sumar un nuevo argumento para seguir estirando su carrera hacia la paridad que regía en la época de la convertibilidad entre el dólar y el litro de nafta.
La caída de equipos de perforación en Neuquén no tenía proyección de revertirse, a no ser por el incentivo de un recupero de precio que si bien no llega a alinear el fluido con los precios internacionales, implica una suba substancial en relación a lo que se venía pagando. Tampoco es la solución definitiva: el gas de Neuquén se pagará a 2,40 dólares por Millón de BTU, mientras que Argentina sigue importando desde Bolivia a un precio de 7 dólares por unidad.
Una de las consecuencias inevitables estará dada por un necesario reacomodo de tarifas eléctricas, ya que el aumento lo pagarán los compradores de gas para abastecer generar energía eléctrica.
En ese plano, el país comenzará a pagar parte del precio de no haber diversificado fuentes de energía, ya que en los años 90 concentró sus estructuras productoras de electricidad en el gas como insumo principal, de allí que hoy este recurso se ha tornado crítico.
Argentina pasó de ser un país con reservas gasíferas para 30 años, a un horizonte de 9 años (ver nota página 3).
El sinceramiento tarifario en el país es inevitable y las distorsiones producidas por subsidios y electricidad con precios ficticios han posibilitado, por ejemplo, que sectores industriales no realicen las inversiones necesarias para un uso más eficiente de la energía. El gas que falta se ha consumido en forma poco eficiente, a precios bajos y con una consecuencia hoy clara: el país debe importar el fluido a precios hasta siete veces mayor al que reconoce a sus propias fuentes de producción.
Por otro lado, las distorsiones provocadas por la importación de gas, ante la insatisfacción de la demanda interna, ha provocado fuertes incrementos tarifarios a los usuarios residenciales, lo que hoy ha derivado en disputas judiciales para frenar esos impactos en los consumidores más vulnerables.
Chubut por mayor precio de crudo
Así como Neuquén obtuvo un mayor precio para el gas, Chubut reclama un mayor precio de referencia para el barril de petróleo. Se apunta a llevar el barril de 42 a por lo menos 48 dólares, lo que redundará en mayores ingresos por regalías para la provincia, además de mayor margen de rentabilidad para las operadoras, con el compromiso de dar certeza a los puestos de trabajo que dependen del petróleo.
También en ese caso se tendrán que prever posibles derivaciones: si el precio del crudo se eleva, podría impactar en las tarifas de los combustibles, que si bien han venido incrementándose en los últimos meses, podrían sumar un nuevo argumento para seguir estirando su carrera hacia la paridad que regía en la época de la convertibilidad entre el dólar y el litro de nafta.
Termina la perforación de plataforma y empieza evaluación
La búsqueda de hidrocarburos en el área offshore del golfo San Jorge explorada por YPF presenta una característica especial, que suma complejidad a la operatoria, ya que la estructura geológica de la zona se compone de trampas estratigráficas. La intensa tarea realizada para perforar los cuatro pozos previstos en el proyecto, el último de los cuales está en etapa de ejecución, ingresará pronto a un período de análisis y evaluación, en el que la operadora deberá resolver la posible solicitud de un “bloque de observación” ante la Secretaría de Energía de la Nación, lo que en la práctica implicaría extender brevemente la concesión que vence en noviembre próximo.
Según datos de la Secretaría de Energía de la Nación, el área total de la cuenca se estima en unos 200.000 Km2 de los cuales 70.000 Km2 (35%) tienen interés petrolero (posibilidades potenciales de contener hidrocarburos). La superficie explorada por la petrolera es de 1.300 kilómetros cuadrados.
Si bien ha habido hallazgo de hidrocarburos, el nivel de producción arrojado por los ensayos del primer pozo perforado en el proyecto no permiten inferir a priori la viabilidad de un proyecto a escala de explotación comercial. En ello coincidieron los técnicos a bordo de la plataforma, durante una visita a la misma en la que participó Desarrollo.
Sin embargo, también en otra afirmación coinciden quienes tienen responsabilidades operativas: es muy prematuro para determinar si el área debe ser descartada definitivamente. Por ello se cree que la compañía determinará en los próximos meses la solicitud de una prórroga del área, ya que la concesión otorgada en 1992 vence en noviembre de este año.
“Hasta ahora los niveles de producción de crudo encontrado son similares a los que da el promedio de los pozos en tierra –explicó uno de los técnicos-; como en el mar los costos son mucho más altos, la producción aquí también debería ser mucho mayor para justificar un proyecto de explotación”.
Trampas estratigráficas
“Los grandes descubrimientos en el país entiendo que se han hecho sobre trampas estructurales y de éstas el tipo más conocido es el domo salino –explica Víctor Pelayes, de la Dirección de Exploración y Desarrollo de Negocio E&P de YPF-; la trampa estratigráfica es de menor tamaño y más localizada, por lo que supone mayor complejidad para la tarea exploratoria y el potencial hallazgo. Como regla general podemos decir que este tipo de trampas es más complejo para identificar”.
Sobre los resultados obtenidos, el técnico prefiere no arriesgar pronósticos. “Los resultados deben terminar de evaluarse, porque los indicios primarios son una cosa, pero ahora se tienen que enviar las muestras a laboratorio y tendrán que hacer los análisis bioquímicos y otros procedimientos. Sería muy apresurado emitir una opinión. Además, en función de los cuatro pozos se tendrá que ajustar el modelo geológico, porque al perforar se analiza el cutting que va saliendo y las muestras van verificando en función de lo que se estimó en un primer momento. Entonces se armará un nuevo modelo geológico y si de éste surgen nuevas perspectivas, se tendrá que evaluar la solicitud de una prórroga”.
El proceso no es sencillo, porque la solicitud de una prórroga implica una extensión breve de tiempo, por lo que se requiere contar con un esquema armado para, por ejemplo, licitar la contratación de una nueva plataforma para eventualmente realizar nuevos pozos.
“En esto también incidirán también varios factores, como las perspectivas geológicas y el estado del área, pero también cómo esté el mercado en ese momento, la cotización internacional del crudo y otros aspectos. Incluso hoy sería apresurado pensar que habrá un pedido de prórroga”.
Por ello, otra de las posibilidades es que la operadora solicite a la Secretaría de Energía de la Nación y a la Provincia un “lote en evaluación”, calificación que implica un menor costo al de una prórroga, para profundizar los análisis y si en éste se confirman las perspectivas favorables, solicitar entonces un lote de explotación.
“Todo esto –asegura Pelayes- se resolverá durante los próximos meses, por eso hoy no es posible afirmar ninguna conclusión determinante”.
Capacitación laboral para la industria petrolera
Escuela de Petróleo de la Patagonia
El Instituto Superior Número 1810 “Escuela de Petróleo de la Patagonia” (DGEP del Ministerio de Educación del Chubut), en Comodoro Rivadavia y el “Instituto Superior de Hidrocarburos” (Consejo Provincial de Educación de la Pvcia de Santa Cruz) son instituciones educativas creadas y dirigidas por la empresa de capacitación petrolera Senda Team SRL, consultora radicada en la Ciudad de Comodoro Rivadavia desde el año 1997. En este artículo se detallan características de planes de estudio y modalidades de formación en un tema fundamental para el mercado de trabajo.
En efecto, uno de los objetivos fundamentales con que se diseñó la propuesta académica apunta a brindar al alumno que egresa de estos institutos una serie de herramientas que mejoren sus características de empleabilidad para la inserción laboral en el ámbito petrolero.
Otra de las metas del programa es lograr que los egresados, tras un período de capacitación técnica intensiva (en corto plazo y aplicada) obtengan un desempeño eficiente en la industria petrolera, en especial en las tareas referidas a la explotación de yacimientos.
Cursos presenciales
Ambos son Institutos Privados, de nivel superior (terciario - no universitario), con modalidad técnico profesional para la capacitación aplicada a la industria petrolera. El plan de estudio está organizado en seis (6) Módulos con una carga horaria de 375 horas reloj cada uno, de manera que la carrera completa comprende 2250 horas reloj.
El primero de los módulos, de carácter introductorio y preparatorio, es el denominado “Materias Básicas”, cuyo objetivo es nivelar, revisar, refrescar y direccionar conocimientos técnicos de posterior aplicación en las especialidades.
El segundo módulo (por correlatividad) es el denominado “Producción de Petróleo”, que trata sobre cuestiones de reservorios, sistemas de extracción artificial (especialmente Bombeo Mecánico), intervenciones de pozos e instalaciones de superficie.
Los cuatro restantes se corresponden con otras especialidades de la explotación de yacimientos: (Recuperación Secundaria - Perforación, Terminación y Reparación de Pozos – Diseño, Proyecto y Montaje de Instalaciones de Superficie - Transporte y Tratamiento de Petróleo). El cursado de estos módulos no contempla correlatividad entre sí de modo que los alumnos pueden optar y armar su propio esquema de cursado y avance en esta etapa de la carrera.
Título y cursadas
El período escolar es de febrero a diciembre, las clases se dictan de lunes a viernes de 19:00 a 23:30 y son de carácter presencial (con una exigencia de un 50% mínimo de asistencia por cada asignatura para obtener el cursado y 75% para cumplir régimen de promoción de materias).
Para acreditar los cursados de cada materia es necesario cumplir un régimen de parciales y evaluaciones finales de la cátedra; la aprobación de las mismas se puede realizar por promoción (en algunas materias, con un régimen determinado de notas y asistencia) o por examen final.
Por cada Módulo de Especialidad aprobado la Institución Académica acredita un certificado intermedio de Técnico (Chubut) o de Formación Profesional Calificada (Santa Cruz).
Completada la carrera se obtiene el título terciario de “Técnico Superior en Explotación Petrolera”
Todas las acreditaciones, certificados y diplomas son avalados oficialmente por el Ministerio de Educación de Chubut y por el Consejo Provincial de Educación de Santa Cruz, respectivamente.
Requisito de ingreso: Tener aprobado los estudios de nivel medio o Polimodal.
En efecto, uno de los objetivos fundamentales con que se diseñó la propuesta académica apunta a brindar al alumno que egresa de estos institutos una serie de herramientas que mejoren sus características de empleabilidad para la inserción laboral en el ámbito petrolero.
Otra de las metas del programa es lograr que los egresados, tras un período de capacitación técnica intensiva (en corto plazo y aplicada) obtengan un desempeño eficiente en la industria petrolera, en especial en las tareas referidas a la explotación de yacimientos.
Cursos presenciales
Ambos son Institutos Privados, de nivel superior (terciario - no universitario), con modalidad técnico profesional para la capacitación aplicada a la industria petrolera. El plan de estudio está organizado en seis (6) Módulos con una carga horaria de 375 horas reloj cada uno, de manera que la carrera completa comprende 2250 horas reloj.
El primero de los módulos, de carácter introductorio y preparatorio, es el denominado “Materias Básicas”, cuyo objetivo es nivelar, revisar, refrescar y direccionar conocimientos técnicos de posterior aplicación en las especialidades.
El segundo módulo (por correlatividad) es el denominado “Producción de Petróleo”, que trata sobre cuestiones de reservorios, sistemas de extracción artificial (especialmente Bombeo Mecánico), intervenciones de pozos e instalaciones de superficie.
Los cuatro restantes se corresponden con otras especialidades de la explotación de yacimientos: (Recuperación Secundaria - Perforación, Terminación y Reparación de Pozos – Diseño, Proyecto y Montaje de Instalaciones de Superficie - Transporte y Tratamiento de Petróleo). El cursado de estos módulos no contempla correlatividad entre sí de modo que los alumnos pueden optar y armar su propio esquema de cursado y avance en esta etapa de la carrera.
Título y cursadas
El período escolar es de febrero a diciembre, las clases se dictan de lunes a viernes de 19:00 a 23:30 y son de carácter presencial (con una exigencia de un 50% mínimo de asistencia por cada asignatura para obtener el cursado y 75% para cumplir régimen de promoción de materias).
Para acreditar los cursados de cada materia es necesario cumplir un régimen de parciales y evaluaciones finales de la cátedra; la aprobación de las mismas se puede realizar por promoción (en algunas materias, con un régimen determinado de notas y asistencia) o por examen final.
Por cada Módulo de Especialidad aprobado la Institución Académica acredita un certificado intermedio de Técnico (Chubut) o de Formación Profesional Calificada (Santa Cruz).
Completada la carrera se obtiene el título terciario de “Técnico Superior en Explotación Petrolera”
Todas las acreditaciones, certificados y diplomas son avalados oficialmente por el Ministerio de Educación de Chubut y por el Consejo Provincial de Educación de Santa Cruz, respectivamente.
Requisito de ingreso: Tener aprobado los estudios de nivel medio o Polimodal.
Escuela de Petróleo de la Patagonia
Creada en 1997 y en funciones desde 1998, con estructura académica y planes de estudio aprobados por el Ministerio de Educación de la provincia de Chubut, la Escuela de Petróleo de la Patagonia constituye una referencia en la formación y capacitación aplicada a la industria petrolera en la región, manteniendo su sede desde entonces a la actualidad en el Colegio Deán Funes.
Los preceptos anunciados al momento de iniciar sus actividades continúan vigentes, en tanto los planes de estudio se encuentran “enmarcados en una necesidad general de aumento de la productividad en las operaciones de los yacimientos de petróleo y gas, específicamente en lo que hace a la extracción de petróleo en cuencas donde la marginalidad del negocio exige un alto grado de rendimiento, calidad y excelencia”. La propuesta apunta a responder a la demanda de profesionales para desempeñarse laboralmente en la industria petrolera.
La primera colación de grado se produjo en 1999, con lo primeros “Técnicos en Producción de Petróleo” y “Técnicos en Recuperación Secundaria”, mientras que desde aquellos inicios comenzó a registrarse la asistencia de técnicos provenientes de operadoras de la región, para perfeccionar sus capacidades en las mismas especialidades.
Gracias a la alta inserción laboral de los alumnos, aún antes de terminar la carrera, en las empresas petroleras regionales de producción y de servicios, y al muy buen desempeño de los mismos en los trabajos de campo, la matrícula de inscripción se vio notablemente incrementada en los últimos 5 años, promediando alrededor de 150 alumnos por período escolar.
El 17 de agosto venidero continuará desarrollándose el Término Lectivo 2009 con el dictado de un Módulo de Materias Básicas, dos divisiones del Módulo de Producción de Petróleo, uno de Recuperación Secundaria, otro de Perforación, Terminación y Reparación de Pozos y el restante de Diseño, Proyecto y Montaje de Instalaciones.
En Las Heras
Por otra parte, la oferta académica se extiende en la región a través del “Instituto Superior de Hidrocarburos”, en jurisdicción de la Provincia de Santa Cruz. Gracias a un convenio suscripto entre Senda Team SRL e YPF SA y con un compromiso de apoyo a la gestión por parte de la Municipalidad de Las Heras, en agosto del año 2004 comenzó a funcionar este Instituto en instalaciones del Colegio Polimodal Nº 3 de dicha localidad (donde continúa actualmente). En diciembre del año 2005 recibió oficialmente la aprobación de los planes de estudios y funcionamiento, por el Acuerdo 538/05 del Consejo Provincial de Educación de Santa Cruz.
Según el convenio suscripto, esta compañía dispone de 60 vacantes por año (30 en marzo y 30 en agosto de cada año) para inscribir a quienes seleccionen para hacer esta carrera. De esta forma ingresaron al Instituto muchos empleados propios de la empresa, jóvenes con alto potencial y experiencia laboral en la industria petrolera que quisieron perfeccionar su formación, mejorar su desempeño en el trabajo y obtener un título terciario. Es así como un grupo de 26 alumnos, la mitad de ellos pertenecientes a YPF, egresaron en agosto del 2007 como los primeros Técnicos Superiores del Instituto.
Es de hacer notar que en los últimos años la empresa ha orientado la selección hacia jóvenes de la Las Heras, muchos de ellos desocupados, que tienen de esta manera su oportunidad para formarse en estudios superiores y obtener una valiosa herramienta para ingresar al mercado laboral de la industria petrolera. En los últimos dos años unos 30 alumnos de módulos adelantados o egresados como Técnicos Superiores (entre ellos varias mujeres), todos radicados en la Ciudad de Las Heras, ingresaron a YPF con un futuro muy promisorio de trabajo y desarrollo profesional. Otro número similar - desde la instalación del Instituto - lograron su empleo en empresas petroleras, productoras o de servicios, con presencia en la ciudad.
lunes, 6 de julio de 2009
Editorial
Prioridades
La caída de exportaciones en los últimos cinco años parece reflejar el efecto desaliento provocado por las retenciones móviles. La pregunta que algunos se hacen es hasta qué punto el país puede alentar sus ventas externas, sin desatender la caída de reservas y producción que por otro lado muestran los registros oficiales. Al mismo tiempo, si las retenciones actúan como referencia para el mercado interno, es comprensible que el tema debe revisarse no sólo para dinamizar exportaciones, con la prioridad del abastecimiento interno como límite, sino también precisamente para motorizar la mayor producción que aquella prioridad demanda. Por otro lado, si la comparación se hace con años anteriores, se verá que la caída es más drástica, pero ello no es negativo en sí mismo: en 1999 el país exportó casi la mitad de su producción, a un precio hoy impensable, en un promedio de 20 dólares por barril. En otras palabras, Argentina vendió su petróleo muy barato y aquellas exportaciones explican buena parte de la caída de reservas y declinación que hoy ostenta la mayoría de los yacimientos petroleros y gasíferos. Un nuevo régimen de retenciones no debería prescindir de éstas, para no volver a aquel esquema totalmente liberado. Pero es claro que el sistema vigente retrae las inversiones necesarias para volver a crecer, además de la posibles distorsiones que podrían producirse si, por caso, se exportaran grandes volúmenes excedentes de naftas, con mucha menor retención que el petróleo crudo.
La caída de exportaciones en los últimos cinco años parece reflejar el efecto desaliento provocado por las retenciones móviles. La pregunta que algunos se hacen es hasta qué punto el país puede alentar sus ventas externas, sin desatender la caída de reservas y producción que por otro lado muestran los registros oficiales. Al mismo tiempo, si las retenciones actúan como referencia para el mercado interno, es comprensible que el tema debe revisarse no sólo para dinamizar exportaciones, con la prioridad del abastecimiento interno como límite, sino también precisamente para motorizar la mayor producción que aquella prioridad demanda. Por otro lado, si la comparación se hace con años anteriores, se verá que la caída es más drástica, pero ello no es negativo en sí mismo: en 1999 el país exportó casi la mitad de su producción, a un precio hoy impensable, en un promedio de 20 dólares por barril. En otras palabras, Argentina vendió su petróleo muy barato y aquellas exportaciones explican buena parte de la caída de reservas y declinación que hoy ostenta la mayoría de los yacimientos petroleros y gasíferos. Un nuevo régimen de retenciones no debería prescindir de éstas, para no volver a aquel esquema totalmente liberado. Pero es claro que el sistema vigente retrae las inversiones necesarias para volver a crecer, además de la posibles distorsiones que podrían producirse si, por caso, se exportaran grandes volúmenes excedentes de naftas, con mucha menor retención que el petróleo crudo.
Exportaciones: en cinco años caen 50 por ciento
La evolución de las ventas externas de petróleo del país puede reflejar tendencias de un mercado que dispone de saldo exportable una vez satisfecha la demanda del mercado interno, según lo marca la normativa vigente. En la comparación interanual entre abril de 2008 y abril de 2009 frente al mismo período anterior (abril07/abril08), ha habido un leve repunte según muestran las estadísticas de la Secretaría de Energía de la Nación. Sin embargo, en comparación al mismo período de hace cinco años, la caída de exportaciones equivale a más del 50 por ciento.
¿El país debe exportar petróleo? Sabido es que Argentina es un país “con petróleo”, pero no “petrolero”, lo que significa que en principio debe garantizar su propio abastecimiento de crudo, antes de autorizar la venta a otros países.
Ese mecanismo se viene cumpliendo por el marco normativo vigente, ya que no es posible exportar crudo si hay demanda insatisfecha en el mercado interno. Los problemas que se han registrado en los últimos años, con carencia de gasoil en determinadas épocas del año, son explicadas por razones que los especialistas atribuyen más a saturación de la capacidad de las destilerías instaladas en el país antes que a una menor disponibilidad de petróleo para procesar.
Por otro lado, el crudo de la región del golfo San Jorge es el que mayormente se orienta al mercado externo: aproximadamente un 50 por ciento de su producción queda en el mercado local y el resto va a mercados como Estados Unidos, Lejano Oriente y Nueva Zelanda. Esa proporción de venta externa representa a su vez más del 80 por ciento de la exportación de crudo del país, de allí que los índices de exportación de petróleo de la Argentina se vinculan estrechamente con las demandas de producción hacia los yacimientos de esta región.
Caída de exportaciones
El pico de exportación se alcanzó en el año 1999, con alrededor de 18 millones de metros cúbicos exportados, en un año en que la producción alcanzaba el record de 45 millones de cúbicos (con un precio del barril que por entonces llegó a 11 dólares). Desde entonces la tendencia de todos los indicadores (producción, reservas y exportaciones) ha sido declinante en la mayoría de los yacimientos del país (sólo Chubut mantuvo una tendencia positiva desde comienzos de la década).
Parte de la caída de exportaciones es explicada en sectores de la industria por la incidencia del régimen de retenciones móviles.
Las estadísticas de la Secretaría de Energía muestran que en una medición interanual al mes de abril de 2009, la exportación de crudo alcanzó los 3,9 millones de metros cúbicos. Esto representaría un 10,8 por ciento sobre la producción total de crudo del país durante el año 2008, que se ubicó en torno a los 36,1 millones de metros cúbicos.
Esto implicó un leve aumento respecto a abril 07/abril 08. En aquel período se exportaron 3,2 millones de metros cúbicos, lo que representó menos del 9 por ciento de la producción total del año 2007.
Lo llamativo es que el aumento de ventas externas se produjo en un período en que el precio del crudo se desbarrancó. Incluso en el último año hubo dos meses con exportación cero (mayo y junio de 2008), a raíz del prolongado conflicto en Santa Cruz durante 30 días.
Si se compara con el año 2004, la caída de exportaciones supera el 50 por ciento. En aquel período la venta externa alcanzó los 9,7 millones de metros cúbicos, equivalentes a casi un 25 por ciento de la producción total del país.
¿El país debe exportar petróleo? Sabido es que Argentina es un país “con petróleo”, pero no “petrolero”, lo que significa que en principio debe garantizar su propio abastecimiento de crudo, antes de autorizar la venta a otros países.
Ese mecanismo se viene cumpliendo por el marco normativo vigente, ya que no es posible exportar crudo si hay demanda insatisfecha en el mercado interno. Los problemas que se han registrado en los últimos años, con carencia de gasoil en determinadas épocas del año, son explicadas por razones que los especialistas atribuyen más a saturación de la capacidad de las destilerías instaladas en el país antes que a una menor disponibilidad de petróleo para procesar.
Por otro lado, el crudo de la región del golfo San Jorge es el que mayormente se orienta al mercado externo: aproximadamente un 50 por ciento de su producción queda en el mercado local y el resto va a mercados como Estados Unidos, Lejano Oriente y Nueva Zelanda. Esa proporción de venta externa representa a su vez más del 80 por ciento de la exportación de crudo del país, de allí que los índices de exportación de petróleo de la Argentina se vinculan estrechamente con las demandas de producción hacia los yacimientos de esta región.
Caída de exportaciones
El pico de exportación se alcanzó en el año 1999, con alrededor de 18 millones de metros cúbicos exportados, en un año en que la producción alcanzaba el record de 45 millones de cúbicos (con un precio del barril que por entonces llegó a 11 dólares). Desde entonces la tendencia de todos los indicadores (producción, reservas y exportaciones) ha sido declinante en la mayoría de los yacimientos del país (sólo Chubut mantuvo una tendencia positiva desde comienzos de la década).
Parte de la caída de exportaciones es explicada en sectores de la industria por la incidencia del régimen de retenciones móviles.
Las estadísticas de la Secretaría de Energía muestran que en una medición interanual al mes de abril de 2009, la exportación de crudo alcanzó los 3,9 millones de metros cúbicos. Esto representaría un 10,8 por ciento sobre la producción total de crudo del país durante el año 2008, que se ubicó en torno a los 36,1 millones de metros cúbicos.
Esto implicó un leve aumento respecto a abril 07/abril 08. En aquel período se exportaron 3,2 millones de metros cúbicos, lo que representó menos del 9 por ciento de la producción total del año 2007.
Lo llamativo es que el aumento de ventas externas se produjo en un período en que el precio del crudo se desbarrancó. Incluso en el último año hubo dos meses con exportación cero (mayo y junio de 2008), a raíz del prolongado conflicto en Santa Cruz durante 30 días.
Si se compara con el año 2004, la caída de exportaciones supera el 50 por ciento. En aquel período la venta externa alcanzó los 9,7 millones de metros cúbicos, equivalentes a casi un 25 por ciento de la producción total del país.
YPF amplía refinadora
La petrolera invierte 348 millones de dólares para la construcción de Planta de Reformado Catalítico Contínuo (CCR)
Con una inversión de 348 millones de dólares, YPF anunció la puesta en marcha del proyecto para la construcción de la primera Planta de Reformado Catalítico Continuo (CCR) del país, destinada a incrementar en un 32% la producción de motonaftas de alta calidad en la Argentina.
Se trata de la mayor inversión realizada en los últimos 10 años en el sector refino en la Argentina, la cual permitirá atender el aumento de la demanda de combustibles de alta calidad incrementando la capacidad de producción de naftas súper y premiun en 900 millones de litros al año.
Utilizará la última tecnología disponible en el mundo para realizar procesos químicos de reformado de naftas a base de catalizadores, que implicará mejoras en términos de productividad, seguridad industrial y cuidado del medio ambiente.
“Esta planta permitirá terminar con la mitad de un potencial déficit de nafta de alto octanaje”, señaló Enrique Eskenazi, vicepresidente de YPF. “De los dos millones de metros cúbicos adicionales que demandará el mercado local en 2017, nosotros aportaremos la mitad. El resto podría resolverse totalmente si otras empresas incrementan la producción y producen los cambios teconológicos necesarios”, advirtió.
Eskenazi explicó su rol dentro de la actividad económica y dirigencial del país. “Estoy orgulloso de ser empresario. A veces me pregunto por qué en la Argentina el éxito del deporte está siempre acompañado de luces brillantes y el éxito empresario está siempre cubierto con un manto de sospecha”, planteó.
“Estamos aquí con una doble responsabilidad: llevar adelante a esta empresa y llevar adelante a nuestro país. Todo lo que le hace bien al país, le hace bien a YPF. Todo lo que le hace bien a YPF, le hace bien al país”, concluyó.
Para la realización de la nueva planta, que podría comenzar a funcionar durante el 2012, se emplearán alrededor de 700 personas y el proyecto demandará casi 3 años, periodo durante el cual se realizarán los trabajos de ingeniería. El régimen de producción permitirá elaborar unas 200.000 toneladas anuales de compuestos aromáticos que pueden ser utilizados como mejoradores octánicos de las naftas destinadas al consumo automotor.
Asimismo, producirá 15.000 toneladas de hidrógeno las que permitirán realizar los procesos de hidrogenado de combustibles para aumentar su calidad y disminuir el contenido de azufre, reduciendo aún más el impacto ambiental de los motores de combustión interna.
Con la puesta en marcha de este proyecto YPF reafirma su compromiso de realizar inversiones para atender las necesidades energéticas del país e incorporar en sus procesos y productos las tecnologías disponibles que aumenten la seguridad y el cuidado del medio ambiente.
Con una inversión de 348 millones de dólares, YPF anunció la puesta en marcha del proyecto para la construcción de la primera Planta de Reformado Catalítico Continuo (CCR) del país, destinada a incrementar en un 32% la producción de motonaftas de alta calidad en la Argentina.
Se trata de la mayor inversión realizada en los últimos 10 años en el sector refino en la Argentina, la cual permitirá atender el aumento de la demanda de combustibles de alta calidad incrementando la capacidad de producción de naftas súper y premiun en 900 millones de litros al año.
Utilizará la última tecnología disponible en el mundo para realizar procesos químicos de reformado de naftas a base de catalizadores, que implicará mejoras en términos de productividad, seguridad industrial y cuidado del medio ambiente.
“Esta planta permitirá terminar con la mitad de un potencial déficit de nafta de alto octanaje”, señaló Enrique Eskenazi, vicepresidente de YPF. “De los dos millones de metros cúbicos adicionales que demandará el mercado local en 2017, nosotros aportaremos la mitad. El resto podría resolverse totalmente si otras empresas incrementan la producción y producen los cambios teconológicos necesarios”, advirtió.
Eskenazi explicó su rol dentro de la actividad económica y dirigencial del país. “Estoy orgulloso de ser empresario. A veces me pregunto por qué en la Argentina el éxito del deporte está siempre acompañado de luces brillantes y el éxito empresario está siempre cubierto con un manto de sospecha”, planteó.
“Estamos aquí con una doble responsabilidad: llevar adelante a esta empresa y llevar adelante a nuestro país. Todo lo que le hace bien al país, le hace bien a YPF. Todo lo que le hace bien a YPF, le hace bien al país”, concluyó.
Para la realización de la nueva planta, que podría comenzar a funcionar durante el 2012, se emplearán alrededor de 700 personas y el proyecto demandará casi 3 años, periodo durante el cual se realizarán los trabajos de ingeniería. El régimen de producción permitirá elaborar unas 200.000 toneladas anuales de compuestos aromáticos que pueden ser utilizados como mejoradores octánicos de las naftas destinadas al consumo automotor.
Asimismo, producirá 15.000 toneladas de hidrógeno las que permitirán realizar los procesos de hidrogenado de combustibles para aumentar su calidad y disminuir el contenido de azufre, reduciendo aún más el impacto ambiental de los motores de combustión interna.
Con la puesta en marcha de este proyecto YPF reafirma su compromiso de realizar inversiones para atender las necesidades energéticas del país e incorporar en sus procesos y productos las tecnologías disponibles que aumenten la seguridad y el cuidado del medio ambiente.
Dragón inyectará 25% más de gas
Planta depuradora de CO2
En otro orden, Calafel Loza confirmó que Pan American Energy ha puesto recientemente en marcha una planta depuradora de gas, que permitirá incrementar su producción gasífera en Cerro Dragón en alrededor de un 25 por ciento, en el lapso de los próximos dos años.
El problema surgió al detectarse hallazgos de gas natural con porcentajes de dióxido de carbono mayores a los permitidos por norma para inyectar al gasoducto.
“Hemos puesto en marcha hace un mes una planta de extracción de CO 2 –confirmó el directivo-, con una inversión del orden de los 25 millones de dólares. Estas instalaciones nos permiten acondicionar el gas para poder inyectarlo bajo normas del Enargas, por lo que estamos haciendo punta también en esto. Es una planta de interesantísima tecnología de membranas que daremos a conocer en mayores detalles próximamente”, anticipó.
Sobre la disposición final del dióxido de carbono extraído, se evalúa la posibilidad de reinyectarlo a la formación, ya que no es reutilizable en las proporciones actuales.
Por otra parte, la depuración permitirá elevar la producción de gas diaria del yacimiento en alrededor de un 25 por ciento, según estima la compañía, lo que podrá verificarse durante los próximos dos años.
Para ello se requiere de un período inicial para estabilización de la planta, mientras que los nuevos pozos de captación se irán definiendo en forma paulatina para incrementar la inyección a gasoductos desde Cerro Dragón.
En otro orden, Calafel Loza confirmó que Pan American Energy ha puesto recientemente en marcha una planta depuradora de gas, que permitirá incrementar su producción gasífera en Cerro Dragón en alrededor de un 25 por ciento, en el lapso de los próximos dos años.
El problema surgió al detectarse hallazgos de gas natural con porcentajes de dióxido de carbono mayores a los permitidos por norma para inyectar al gasoducto.
“Hemos puesto en marcha hace un mes una planta de extracción de CO 2 –confirmó el directivo-, con una inversión del orden de los 25 millones de dólares. Estas instalaciones nos permiten acondicionar el gas para poder inyectarlo bajo normas del Enargas, por lo que estamos haciendo punta también en esto. Es una planta de interesantísima tecnología de membranas que daremos a conocer en mayores detalles próximamente”, anticipó.
Sobre la disposición final del dióxido de carbono extraído, se evalúa la posibilidad de reinyectarlo a la formación, ya que no es reutilizable en las proporciones actuales.
Por otra parte, la depuración permitirá elevar la producción de gas diaria del yacimiento en alrededor de un 25 por ciento, según estima la compañía, lo que podrá verificarse durante los próximos dos años.
Para ello se requiere de un período inicial para estabilización de la planta, mientras que los nuevos pozos de captación se irán definiendo en forma paulatina para incrementar la inyección a gasoductos desde Cerro Dragón.
Por las cuencas
Movimiento en Neuquén
Operadoras detallaron recientemente ante funcionarios nacionales y de la provincia de Neuquén el movimiento de equipos que están realizando en base al compromiso asumido el 7 de mayo último, a fin de reactivar la producción. Según informa “Diariamente Neuquén”, el recorrido incluyó áreas de Petrobras, YPF y Apache, para constatar la puesta en marcha de equipos de perforación. Las operadoras confirmaron el inicio de funciones de tres equipos de perforación, además de otros de work over, mientras se aguarda que haga lo propio Enarsa, que en asociación con la estatal neuquina prevé llevar un equipo perforador a una de las áreas secundarias de la provincia.
Jujuy licitará un gasoducto a Bolivia
El gobierno provincial tiene previsto activar la licitación pública para la construcción de un gasoducto entre Bolivia y el Noroeste de la Argentina.
La obra de infraestructura energética prevé una inversión de 54 millones de pesos y su construcción tendrá un plazo estimado de ocho meses.
95 kilómetros será el tendido del gasoducto que incluirá redes de distribución domiciliaria para las localidades de Tres Cruces, AbraPampa y La Quiaca.
La información fue suministrada por el ministro de Producción provincial, Hugo Tobchi, quien dijo que en la sede ministerial se llevará a cabo la apertura de sobres de la licitación pública inherente a la construcción del gasoducto mencionado, que cubrirá el tramo Miraflores- La Quiaca, previéndose el tendido de redes de distribución a diversas localidades de la puna jujeña.
La obra se desarrollará en territorio argentino en su primera etapa.
Operadoras detallaron recientemente ante funcionarios nacionales y de la provincia de Neuquén el movimiento de equipos que están realizando en base al compromiso asumido el 7 de mayo último, a fin de reactivar la producción. Según informa “Diariamente Neuquén”, el recorrido incluyó áreas de Petrobras, YPF y Apache, para constatar la puesta en marcha de equipos de perforación. Las operadoras confirmaron el inicio de funciones de tres equipos de perforación, además de otros de work over, mientras se aguarda que haga lo propio Enarsa, que en asociación con la estatal neuquina prevé llevar un equipo perforador a una de las áreas secundarias de la provincia.
Jujuy licitará un gasoducto a Bolivia
El gobierno provincial tiene previsto activar la licitación pública para la construcción de un gasoducto entre Bolivia y el Noroeste de la Argentina.
La obra de infraestructura energética prevé una inversión de 54 millones de pesos y su construcción tendrá un plazo estimado de ocho meses.
95 kilómetros será el tendido del gasoducto que incluirá redes de distribución domiciliaria para las localidades de Tres Cruces, AbraPampa y La Quiaca.
La información fue suministrada por el ministro de Producción provincial, Hugo Tobchi, quien dijo que en la sede ministerial se llevará a cabo la apertura de sobres de la licitación pública inherente a la construcción del gasoducto mencionado, que cubrirá el tramo Miraflores- La Quiaca, previéndose el tendido de redes de distribución a diversas localidades de la puna jujeña.
La obra se desarrollará en territorio argentino en su primera etapa.
Agenda
Decisiones Estratégicas sobre E & P de Petróleo y Gas
Fecha: 7 y 8 de julio de 2009, en sede IAPG (Maipú 639, Bs.As)
Instructores: Gastón Francese, Ernesto Weissmann
Exploración y Producción de hidrocarburos está actualmente atravesando, en Argentina, momentos de profundos cambios estructurales que resultan sumamente desafiantes para las empresas del sector. Muchas empresas se ven hoy ante la decisión de redirigir sus esfuerzos estratégicos hacia proyectos de mayor incertidumbre y mayor exposición del capital, requiriendo un cambio en la forma en que se toman las decisiones estratégicas de E&P.
Los ejecutivos tienen cada vez menos tiempo y menos recursos para analizar y tomar sus decisiones. Sin embargo, existen ahora diversas herramientas para ayudar a quienes toman las decisiones a evaluar altos niveles de incertidumbre y elegir alternativas no habituales que se puedan transformar rápidamente en acción y posteriormente en resultados. Estas metodologías han avanzado significativamente en los últimos años brindando hoy en día beneficios directos en los resultados del negocio. Nos proponemos presentar en un taller de 2 días, las claves de estas metodologías y explicar su funcionamiento revisando su aplicación sobre casos reales de E&P en la región.
Informes: www.iapg.org.ar
Taller para la Unificación de Criterios para la Evaluación de Reservas
Fecha: 27 y 28 de agosto de 2009, en sede del IAPG (Maipú 639, Bs.As)
Instructor: Juan Rosbaco
Objetivos: Discutir, uniformar y aprehender los criterios para la clasificación y el cálculo de reservas, mediante el análisis y la crítica de casos reales. Este taller está dirigido a aquellos que deban calcular y clasificar reservas. También a quienes deban auditar los valores informados por terceros o que, en razón de su actividad, deseen conocer los criterios usualmente utilizados para la clasificación.
Informes e inscripción: www.iapg.org.ar
Fecha: 7 y 8 de julio de 2009, en sede IAPG (Maipú 639, Bs.As)
Instructores: Gastón Francese, Ernesto Weissmann
Exploración y Producción de hidrocarburos está actualmente atravesando, en Argentina, momentos de profundos cambios estructurales que resultan sumamente desafiantes para las empresas del sector. Muchas empresas se ven hoy ante la decisión de redirigir sus esfuerzos estratégicos hacia proyectos de mayor incertidumbre y mayor exposición del capital, requiriendo un cambio en la forma en que se toman las decisiones estratégicas de E&P.
Los ejecutivos tienen cada vez menos tiempo y menos recursos para analizar y tomar sus decisiones. Sin embargo, existen ahora diversas herramientas para ayudar a quienes toman las decisiones a evaluar altos niveles de incertidumbre y elegir alternativas no habituales que se puedan transformar rápidamente en acción y posteriormente en resultados. Estas metodologías han avanzado significativamente en los últimos años brindando hoy en día beneficios directos en los resultados del negocio. Nos proponemos presentar en un taller de 2 días, las claves de estas metodologías y explicar su funcionamiento revisando su aplicación sobre casos reales de E&P en la región.
Informes: www.iapg.org.ar
Taller para la Unificación de Criterios para la Evaluación de Reservas
Fecha: 27 y 28 de agosto de 2009, en sede del IAPG (Maipú 639, Bs.As)
Instructor: Juan Rosbaco
Objetivos: Discutir, uniformar y aprehender los criterios para la clasificación y el cálculo de reservas, mediante el análisis y la crítica de casos reales. Este taller está dirigido a aquellos que deban calcular y clasificar reservas. También a quienes deban auditar los valores informados por terceros o que, en razón de su actividad, deseen conocer los criterios usualmente utilizados para la clasificación.
Informes e inscripción: www.iapg.org.ar
Bolland fortalece oferta al mercado interno
Una de las industrias de base radicada en Comodoro Rivadavia, Bolland&Cia, ha desplegado una importante estrategia en el marco de la crisis financiera internacional que hizo eclosión en septiembre del año pasado. Tales circunstancias, que se reflejaron en una caída general de la demanda del orden del 25 por ciento en el primer trimestre de este año, versus mismo período de 2008, motivaron la búsqueda de alternativas que para la compañía se basaron en el fortalecimiento de su oferta hacia el mercado interno, iniciando un proceso de sustitución de importaciones que ha permitido paliar parte de aquellos efectos negativos.
El ingeniero Héctor Pardini, gerente de planta, afirma que tal estrategia respondió al objetivo de sostener las fuentes de trabajo, en tanto la empresa moviliza más de 700 puestos de trabajo en sus diversas bases de la región.
“Uno de los grandes problemas de nuestra zona está dado por los altos costos de producción –opina-, tanto en la fase laboral como en la provisión de insumos. Para contar con acero nosotros debemos traerlo desde su planta de Siderca en Bs.As y el costo de ese flete incide en el proceso. Hace poco perdimos una licitación convocada por Brasil a manos de una empresa de Córdoba, porque sin dudas allá los costos son mucho más bajos. En nuestra zona tenemos además el agravante de los piquetes y corte de rutas, porque cada una de esas medidas paraliza la producción”.
Radicada en la ciudad petrolera en el año 1983, bajo el incentivo de la Promoción Industrial, la desaparición paulatina de aquellos beneficios tuvo su última fase en la eliminación reciente de los reembolsos a la exportación por puertos patagónicos.
El reciente anuncio del gobierno de Chubut, para otorgar a las empresas que exportan por puertos de la provincia reintegros del 2 por ciento sobre sus volúmenes de producción, puede ser un incentivo que por ahora las empresas no han evaluado en profundidad.
“Todavía no nos llegó la información en forma oficial, sin dudas es una ayuda pero no sé si será la solución definitiva. Ojalá pudiéramos exportar productos por el puerto de Comodoro, pero hay dificultades que pasan por el hecho de que en esta zona no hay tráfico de buques y además por lo que tenemos entendido hay algunos problemas técnicos. Pero para nosotros sería mucho mejor exportar desde acá”.
Caída de demanda
La producción de elementos para bombas de profundidad y varillas de bombeo realizada por la empresa ha estado fuertemente vinculada al mercado internacional, exportándose tales productos desde Puerto Deseado. En el primer trimestre de este año la demanda cayó un 25 por ciento, según detalla Pardini, confirmando una tendencia que ya había derivado en la búsqueda de alternativas para sostener el funcionamiento de la planta.
En el marco de esa estrategia, orientó su oferta hacia pequeños y medianos clientes del mercado local y regional con una serie de productos y servicios, algo que, reconoce el empresario, habían quedado un poco de lado en los últimos años en aras del auge del petróleo. Mecanizados, tratatamientos térmicos, metalizados y cromados forman parte de ese menú de prestaciones, que en base a la experiencia y calificación de la compañía vienen siendo brindados con probada eficacia a los grandes actores de la industria petrolera de la región.
“A partir de nuestra experiencia y calificación ofrecemos al mercado pyme una serie de servicios de alta calidad, con un costo competitivo y plazos de entrega muy reducidos, aun con cantidades bajas de trabajo requerido”, explica Pardini.
Tornería de alta precisión a través de máquinas de control numérico continuo forman parte de una base de trabajos y fabricación de piezas que de este modo sustituyen productos importados desde otras regiones de la Argentina o desde otros países. Repuestos para bombas de profundidad y electrosumergibles, además piezas no convencionales como discos, válvulas y ejes para bombas centrífugas, tapones retenedores, extremos para barras de minería, herramientas para pesca, son algunos de los servicios ofrecidos por la planta.
El ingeniero Héctor Pardini, gerente de planta, afirma que tal estrategia respondió al objetivo de sostener las fuentes de trabajo, en tanto la empresa moviliza más de 700 puestos de trabajo en sus diversas bases de la región.
“Uno de los grandes problemas de nuestra zona está dado por los altos costos de producción –opina-, tanto en la fase laboral como en la provisión de insumos. Para contar con acero nosotros debemos traerlo desde su planta de Siderca en Bs.As y el costo de ese flete incide en el proceso. Hace poco perdimos una licitación convocada por Brasil a manos de una empresa de Córdoba, porque sin dudas allá los costos son mucho más bajos. En nuestra zona tenemos además el agravante de los piquetes y corte de rutas, porque cada una de esas medidas paraliza la producción”.
Radicada en la ciudad petrolera en el año 1983, bajo el incentivo de la Promoción Industrial, la desaparición paulatina de aquellos beneficios tuvo su última fase en la eliminación reciente de los reembolsos a la exportación por puertos patagónicos.
El reciente anuncio del gobierno de Chubut, para otorgar a las empresas que exportan por puertos de la provincia reintegros del 2 por ciento sobre sus volúmenes de producción, puede ser un incentivo que por ahora las empresas no han evaluado en profundidad.
“Todavía no nos llegó la información en forma oficial, sin dudas es una ayuda pero no sé si será la solución definitiva. Ojalá pudiéramos exportar productos por el puerto de Comodoro, pero hay dificultades que pasan por el hecho de que en esta zona no hay tráfico de buques y además por lo que tenemos entendido hay algunos problemas técnicos. Pero para nosotros sería mucho mejor exportar desde acá”.
Caída de demanda
La producción de elementos para bombas de profundidad y varillas de bombeo realizada por la empresa ha estado fuertemente vinculada al mercado internacional, exportándose tales productos desde Puerto Deseado. En el primer trimestre de este año la demanda cayó un 25 por ciento, según detalla Pardini, confirmando una tendencia que ya había derivado en la búsqueda de alternativas para sostener el funcionamiento de la planta.
En el marco de esa estrategia, orientó su oferta hacia pequeños y medianos clientes del mercado local y regional con una serie de productos y servicios, algo que, reconoce el empresario, habían quedado un poco de lado en los últimos años en aras del auge del petróleo. Mecanizados, tratatamientos térmicos, metalizados y cromados forman parte de ese menú de prestaciones, que en base a la experiencia y calificación de la compañía vienen siendo brindados con probada eficacia a los grandes actores de la industria petrolera de la región.
“A partir de nuestra experiencia y calificación ofrecemos al mercado pyme una serie de servicios de alta calidad, con un costo competitivo y plazos de entrega muy reducidos, aun con cantidades bajas de trabajo requerido”, explica Pardini.
Tornería de alta precisión a través de máquinas de control numérico continuo forman parte de una base de trabajos y fabricación de piezas que de este modo sustituyen productos importados desde otras regiones de la Argentina o desde otros países. Repuestos para bombas de profundidad y electrosumergibles, además piezas no convencionales como discos, válvulas y ejes para bombas centrífugas, tapones retenedores, extremos para barras de minería, herramientas para pesca, son algunos de los servicios ofrecidos por la planta.
lunes, 15 de junio de 2009
Editorial
Equilibrios
Algunos indicadores han mostrado con claridad que la cuestión energética y su estructura productiva pende de delicados equilibrios. La recuperación del precio internacional del petróleo, se dijo en edición anterior, permite hoy avizorar un semestre con menos ahogo para los niveles “macro” de la actividad, aunque con una larga agenda de temas irresueltos.
El paso de la Presidente de la Nación por Comodoro Rivadavia hubiera sido una ocasión propicia para hablar de temas de fondo en materia de petróleo y gas. Sin embargo, el tono político dominó el encuentro y no hubo menciones a temas tales como retenciones, precios de referencia del mercado interno y discusión en torno a la renta generada por la actividad, sobre todo cuando el hidrocaburo se vende al mercado externo.
Si se mira hacia el interior de la cadena productiva, la eclosión del conflicto planteado por empresas contratistas en reclamo hacia YPF mostró también que hay muchos factores por resolver. Mientras la operadora reclama eficiencia y pretende tarifas acordes a estructuras de costos medidas al milímetro, desde el empresariado regional se ha reconocido que la eficiencia se ve condicionada por el grado de sobredimensión al que arribó el sector en tiempos de barriles voladores.
Se trata de un difícil camino de reencuentro entre metas de producción y servicios para alcanzarlas. Para ello es necesario un marco de referencia que supere a los intereses de sector, válidos pero no necesariamente representativos del interés común y general, es decir aquel que debería priorizarse mediante criterios de sustentabilidad y explotación racional de un recurso no renovable.
Ese marco de referencia, que puede definirse como una estrategia de mediano y largo plazo marcada no por una operadora y sus contratistas, sino por quienes conducen los destinos del país, no aparece por ahora con claridad. Tal la vez la etapa de renegociación de contratos petroleros sea el marco para proyectar algunas de esas metas, pero también para establecer previsibilidad en un sector crispado por vaivenes recurrentes.
Regalías: aun con la caída de precios, el año pasado hubo altos ingresos en Chubut
Regalías: aun con la caída de precios, el año pasado hubo altos ingresos en Chubut
Según los registros de la Secretaría de Energía de la Nación, los ingresos por regalías petroleras en Chubut no mantuvieron la caída pronunciada que habían mostrado en mayo y junio del año pasado, recuperándose notablemente en los meses de julio y agosto, si bien el organismo oficial no ha publicado todavía los resultados de los últimos cuatro meses del año. Medidos los primeros ocho meses de 2008, esta provincia elevó su participación hasta quedarse con el 30,9 por ciento del total, lo que representó poco menos de 241 millones de dólares.
En mayo y junio del año pasado hubo una notable caída. Por entonces desde el poder político provincial se reconoció que la masa de ingresos había caído en unos 30 millones de pesos mensuales, en comparación a meses precedentes.
Eran los tiempos en que el desaliento a las exportaciones por efecto de las retenciones móviles empezaba a retraer las ventas externas del crudo producido en la provincia, lo que significó menores ingresos, a raíz de que el petróleo exportado liquida regalías a valores internacionales, los que todavía por entonces superaban los 100 dólares.
En la segunda mitad del año, a partir de la reducción de precios internacionales que sufrió el crudo, la atención estuvo centrada en sostener el piso de 42 dólares, para que las liquidaciones por regalías no se hicieran por debajo de ese valor. El objetivo era mantener un ingreso mínimo, lo que según fuentes de la Secretaría de Hidrocarburos de Chubut pudo concretarse, ya que la mayor parte de las liquidaciones se mantuvieron en base a ese valor.
Los registros de la Secretaría de Energía de la Nación no muestran todavía los últimos cuatro meses del año. Pero aun así es posible observar que en julio y agosto hubo recuperación de los ingresos, elevándose a 29,5 y 33,8 millones de dólares, contra 23 y 26,3 millones de dólares, respectivamente, de los mismos meses del año 2007.
Si se comparan los dos períodos de ocho meses, se observa que la recaudación de Chubut en ese lapso fue de 241 millones de dólares, contra 182 de la misma moneda que ingresaron en el año 2007. Esto le permitió elevar su participación en el reparto total hasta superar el 30 por ciento, partiendo desde valores que en años anteriores la ubicaban en la banda del 24 por ciento. Todavía falta confirmar la evolución del último cuatrimestre, cuando seguramente incidirá la baja del precio internacional y el descenso de exportaciones, para precisar cuál fue la evolución de las regalías durante el año2008. Pero sí está claro que durante gran parte hubo liquidaciones a valores extraordinarios, que superan los promedios históricos.
Retroceso en Neuquén y Santa Cruz
En otras provincias se verificó el proceso inverso. Neuquén retrajo su participación en el reparto. Si bien en términos nominales el ingreso se mantuvo estable, en torno a los 170 millones de dólares entre enero y agosto de ambos años, el reparto porcentual retrocedió desde 24 a 22por ciento (la comparación es de un año completo, 2007, contra ocho meses de 2008). En Santa Cruz hubo una reducción, desde 139,2 millones de dólares hasta 135,1 millones de dólares recaudados en enero-agosto de 2008.
En la sumatoria total, también el resultado es mayor en los meses constatados de 2008. En ese lapso la liquidación de regalías alcanzó 780,2 millones de dólares, contra 691 del mismo período 2007.
Según los registros de la Secretaría de Energía de la Nación, los ingresos por regalías petroleras en Chubut no mantuvieron la caída pronunciada que habían mostrado en mayo y junio del año pasado, recuperándose notablemente en los meses de julio y agosto, si bien el organismo oficial no ha publicado todavía los resultados de los últimos cuatro meses del año. Medidos los primeros ocho meses de 2008, esta provincia elevó su participación hasta quedarse con el 30,9 por ciento del total, lo que representó poco menos de 241 millones de dólares.
En mayo y junio del año pasado hubo una notable caída. Por entonces desde el poder político provincial se reconoció que la masa de ingresos había caído en unos 30 millones de pesos mensuales, en comparación a meses precedentes.
Eran los tiempos en que el desaliento a las exportaciones por efecto de las retenciones móviles empezaba a retraer las ventas externas del crudo producido en la provincia, lo que significó menores ingresos, a raíz de que el petróleo exportado liquida regalías a valores internacionales, los que todavía por entonces superaban los 100 dólares.
En la segunda mitad del año, a partir de la reducción de precios internacionales que sufrió el crudo, la atención estuvo centrada en sostener el piso de 42 dólares, para que las liquidaciones por regalías no se hicieran por debajo de ese valor. El objetivo era mantener un ingreso mínimo, lo que según fuentes de la Secretaría de Hidrocarburos de Chubut pudo concretarse, ya que la mayor parte de las liquidaciones se mantuvieron en base a ese valor.
Los registros de la Secretaría de Energía de la Nación no muestran todavía los últimos cuatro meses del año. Pero aun así es posible observar que en julio y agosto hubo recuperación de los ingresos, elevándose a 29,5 y 33,8 millones de dólares, contra 23 y 26,3 millones de dólares, respectivamente, de los mismos meses del año 2007.
Si se comparan los dos períodos de ocho meses, se observa que la recaudación de Chubut en ese lapso fue de 241 millones de dólares, contra 182 de la misma moneda que ingresaron en el año 2007. Esto le permitió elevar su participación en el reparto total hasta superar el 30 por ciento, partiendo desde valores que en años anteriores la ubicaban en la banda del 24 por ciento. Todavía falta confirmar la evolución del último cuatrimestre, cuando seguramente incidirá la baja del precio internacional y el descenso de exportaciones, para precisar cuál fue la evolución de las regalías durante el año2008. Pero sí está claro que durante gran parte hubo liquidaciones a valores extraordinarios, que superan los promedios históricos.
Retroceso en Neuquén y Santa Cruz
En otras provincias se verificó el proceso inverso. Neuquén retrajo su participación en el reparto. Si bien en términos nominales el ingreso se mantuvo estable, en torno a los 170 millones de dólares entre enero y agosto de ambos años, el reparto porcentual retrocedió desde 24 a 22por ciento (la comparación es de un año completo, 2007, contra ocho meses de 2008). En Santa Cruz hubo una reducción, desde 139,2 millones de dólares hasta 135,1 millones de dólares recaudados en enero-agosto de 2008.
En la sumatoria total, también el resultado es mayor en los meses constatados de 2008. En ese lapso la liquidación de regalías alcanzó 780,2 millones de dólares, contra 691 del mismo período 2007.
Sarmiento ofrece tierras para proyecto eólico
La localidad de Sarmiento ha formulado un ofrecimiento ante Enarsa para presentar un total de 140 hectáreas disponibles para instalación de un proyecto de generación de energía eólica, que podría alcanzar el orden de los 40 Megawatts de potencia. El próximo 26 de agosto la empresa estatal ha convocado a una licitación de proyectos para inversores interesados en el desarrollo de fuentes de energía renovable, mientras que el gobierno de la mencionada localidad aspira a aprovechar el potencial eólico regional, previa interconexión mediante línea de 132 Kilovolts hasta Cerro Negro.
El intendente Ricardo Britapaja confirmó que está realizando gestiones ante Enarsa y por intermedio de su vicepresidente, Oscar Olima, se ha contactado a una empresa belga, denominada Windgreen y también a otra firma alemana.
“Se les está ofreciendo tierras para poder instalar un parque eólico de 40 ó 50 Mw”, detalla el funcionario. “Para posicionarnos en la región necesitamos energía y con esto podríamos aprovechar el potencial eólico de la región, mientras que si hacemos la interconexión hasta Cerro Negro, que es una línea de 132 Kv y de unos 20 kilómetros de extensión, podríamos ofrecer energía al sistema nacional, por lo que el parque se podría ampliar en etapas posteriores”.
Licitación
Enarsa ha convocado para el 26 de agosto a una licitación internacional para el desarrollo de fuentes energéticas. Sarmiento pretende insertarse en ese esquema, a través del ofrecimiento de tierras, poniendo a consideración una superficie de 140 hectáreas, “para que los inversores sepan que hay un lugar donde invertir”.
Representantes de la empresa de Bélgica ya visitaron el lugar, mientras que no se descarta la posibilidad de que las tierras afectadas a este tipo de emprendimiento puedan compatibilizar su actividad con otros emprendimientos agropecuarios.
Green Wind es una empresa creada en Bélgica y se proclama como líder en potencia eólica de ese país. Fue fundada con la voluntad de “promover el desarrollo de energías renovables partiendo de la constatación de la preocupante situación ecológica mundial”, con el propósito de promover las energías alternativas y en especial la eólica.
Avanza construcción de molino local
La construcción del molino eólico de NRG Patagonia tendrá en los próximos días la conclusión del hormigonado de la base, lo que implicará un nuevo paso en la prosecución del emprendimiento de la empresa de esta región, ya que se trata de una tarea previa al montaje del equipo que luego ingresará en su etapa de prueba. Se trata del proyecto enmarcado en el plan Vientos de la Patagonia I, que contempla la instalación de un parque de 60 Megawatts en la región, desde el que se busca sumar potencia eólica al sistema interconectado nacional. Además de la local NRG, en el mismo programa participa la empresa mendocina Impsa (Industrias Metalúrgicas Pescarmona Sociedad Anónima).
Por las cuencas
Dos pozos más en áreas offshore
YPF tendría resuelto realizar un tercer pozo exploratorio en la cuenca Austral, en el marco del denominado proyecto Elix, junto a la operadora Enap Sipetrol, a raíz de algunos indicios positivos que justificarían la nueva inversión. La información trascendió de fuentes oficiales de la compañía, al tiempo que se confirmó también que la plataforma realizará un cuarto pozo exploratorio en el área del golfo San Jorge, cuando la plataforma retorne de la zona sur en la que está actualmente. Sobre los resultados preliminares en la exploración frente a las costas de Chubut no ha habido información oficial, aunque algunos observadores toman como un indicador positivo el hecho de que se continúe con el programa exploratorio, que contemplaba desde un principio cuatro pozos pero que ante la caída de precios de la primera mitad de este año, se llegó a considerar la posibilidad de suspenderlo.
El dato no es menor ya que según expuso Mateo Turic durante un seminario realizado por el Instituto de la Energía Gral. Mosconi, considerando estos programas en marcha, al finalizar se habrá totalizado ocho pozos exploratorios offshore en lo que va de la década.
Por otro lado, tal como se informó en edición anterior, Pan American Energy dará comienzo a su programa de exploración offshore, lo que quedará cristalizado la semana próxima con la firma del acuerdo entre los gobernadores de Chubut y Santa Cruz con la compañía, dando inicio a las tareas de prospección, con una inversión programada de 80 millones de dólares.
Áreas marginales en Neuquén
Un total de 35 empresas respondieron a la convocatoria del gobierno neuquino para explorar áreas secundarias en la cuenca Neuquina. Mediante el llamado se creará un registro de empresas interesadas. “El panorama se ve positivo si se toma en cuenta la situación actual del mercado hidrocarburífero, que no es de las más favorables por el financiamiento y los precios”, dijo el secretario de Energía de esa provincia.
YPF tendría resuelto realizar un tercer pozo exploratorio en la cuenca Austral, en el marco del denominado proyecto Elix, junto a la operadora Enap Sipetrol, a raíz de algunos indicios positivos que justificarían la nueva inversión. La información trascendió de fuentes oficiales de la compañía, al tiempo que se confirmó también que la plataforma realizará un cuarto pozo exploratorio en el área del golfo San Jorge, cuando la plataforma retorne de la zona sur en la que está actualmente. Sobre los resultados preliminares en la exploración frente a las costas de Chubut no ha habido información oficial, aunque algunos observadores toman como un indicador positivo el hecho de que se continúe con el programa exploratorio, que contemplaba desde un principio cuatro pozos pero que ante la caída de precios de la primera mitad de este año, se llegó a considerar la posibilidad de suspenderlo.
El dato no es menor ya que según expuso Mateo Turic durante un seminario realizado por el Instituto de la Energía Gral. Mosconi, considerando estos programas en marcha, al finalizar se habrá totalizado ocho pozos exploratorios offshore en lo que va de la década.
Por otro lado, tal como se informó en edición anterior, Pan American Energy dará comienzo a su programa de exploración offshore, lo que quedará cristalizado la semana próxima con la firma del acuerdo entre los gobernadores de Chubut y Santa Cruz con la compañía, dando inicio a las tareas de prospección, con una inversión programada de 80 millones de dólares.
Áreas marginales en Neuquén
Un total de 35 empresas respondieron a la convocatoria del gobierno neuquino para explorar áreas secundarias en la cuenca Neuquina. Mediante el llamado se creará un registro de empresas interesadas. “El panorama se ve positivo si se toma en cuenta la situación actual del mercado hidrocarburífero, que no es de las más favorables por el financiamiento y los precios”, dijo el secretario de Energía de esa provincia.
Crisis y capacitación: una vinculación compatible
En tiempos de baja actividad y definidos como crisis, una de las estrategias que suelen recomendar los especialistas a las empresas, especialmente del sector pyme, es la creación de metas de reconversión y capacitación para estar preparadas a la hora en que el trabajo vuelva a niveles normales. La pregunta es si en el marco de tales situaciones las empresas tienen capacidad para proyectar tales acciones. La consulta fue trasladada al director de la Escuela de Petróleo de la Patagonia, Rubén Croceri, quien sostiene que si bien no es la tendencia generalizada, en esta oportunidad se ha visto una mayor búsqueda de capacitación.
“Esa conducta se ve parcialmente reflejada en la región –explica- hay compañías que sí aprovechan fuertemente esta instancia, ya que al tener personal con menor actividad, sea en las bases o en el campo, han mantenido programas de capacitación y varias de ellas los han intensificado últimamente. Sin embargo también hay otras empresas que venían trabajando en este objetivo y lo han suspendido, porque van respondiendo sobre la realidad de cada una. No hay un patrón común y no podría decirse que todas aprovechan a capacitar a su personal durante la crisis, pero sí podemos decir que es diferente a otras épocas en las que todas abandonaban los programas de capacitación, como una herramienta para bajar sus costos. Hoy un buen porcentaje mantiene los programas”.
Dicho cambio en los comportamientos podría interpretarse como una cierta confianza de que la crisis no será duradera. Al respecto, opina Croceri:
“Siempre se supo que esto es un ciclo, en su momento había cuestiones que llevaba a las empresas a pensar más en el corto plazo. Hoy la estrategia es diferente y muchas optan por optimizar el tiempo de poca actividad para formar gente pensando en el momento de recuperación futura; por otro lado no se trata sólo de un aspecto puntual que dependa de la realidad técnica y económica del momento; desde hace unos años a la actualidad - pensando en el largo plazo - las compañías aceptan con más firmeza la necesidad de formar su personal profesional, técnico y operativo. La idea está más arraigada y hace que apuesten más fuerte a la formación continua de su gente”.
Tendencias
Suele decirse que la industria petrolera exige capacitación permanente y adquisición del manejo de nuevas tecnologías.
“Esto es una exigencia de cualquier industria –reconoce Croceri- pero en el petróleo se ha acentuado últimamente. Durante muchos años se trabajó con gente que aprendió a su manera, en el campo, como se dice comúnmente a los golpes o cometiendo errores. Hoy son dos los factores que impulsan la demanda de mayor calificación: una es el avance de la tecnología, que hace que la gente verdaderamente deba estar más capacitada porque muchos componentes y equipos utilizados en la industria requieren formación especial. El otro aspecto que observamos es que un personal operativo, no profesional, puede adquirir una cierta habilidad en el campo, pero después de un proceso que es largo y no es sistemático. Ahora, si a eso uno le agrega un método, un programa o sistematización, el aprendizaje es mucho más rápido y eficiente. Entonces la realidad económica también incide, porque nos requiere mayor eficiencia en el trabajo y rapidez en la obtención de resultados, lo que nos lleva a requerir personal no sólo mejor formado, sino en forma más rápida. No podemos esperar diez años a que se forme un supervisor en el campo, la dinámica del sector impone que esa formación se acelere. Esto se logra con programas continuos que incluyan objetivos y metodologías apropiadas para la capacitación y entrenamiento”.
CAME: en mayo hubo menos ventas
Las ventas minoristas cayeron 10,5% en mayo
Según un informe de CAME, las cantidades vendidas por los comercios minoristas retrocedieron 10,5% en mayo frente a igual mes del año pasado pero tuvieron un leve repunte en relación a abril. Se notó menos pesimismo en el público y eso ayudó a contener la caída que viene mostrando la demanda, obteniéndose un incremento mensual de 1,1%. Si bien la suba mensual no revierte la tendencia declinante del consumo, ayuda a encontrar un piso en esa caída.
De acuerdo con la publicación de la Confederación Argentina de la Mediana Empresa, “la población continúa actuando con mucha cautela, marcada por la incertidumbre sobre lo que pueda suceder con el dólar, los precios y la economía en general luego de las elecciones. En algunos rubros, como el inmobiliario, las expectativas de que los precios bajen mantiene detenida la venta. En otros, como electrodomésticos, la poca predisposición a endeudarse produjo un congelamiento en la demanda”.
“Los comercios apelaron a todo tipo de estrategias para incentivar el consumo de un público que parece moverse sólo en función de las ofertas”, señala el informe.
La llegada del frío ayudó a morigerar el retroceso en Indumentaria, Calzados, Textil-Blanco, y Marroquinería principalmente, que si bien continuaron cayendo frente al año pasado, lo hicieron a una tasa de caída menor a la que venían registrando y lograron un leve repunte frente a las ventas de abril (info completo en www.came.org.ar).
Según un informe de CAME, las cantidades vendidas por los comercios minoristas retrocedieron 10,5% en mayo frente a igual mes del año pasado pero tuvieron un leve repunte en relación a abril. Se notó menos pesimismo en el público y eso ayudó a contener la caída que viene mostrando la demanda, obteniéndose un incremento mensual de 1,1%. Si bien la suba mensual no revierte la tendencia declinante del consumo, ayuda a encontrar un piso en esa caída.
De acuerdo con la publicación de la Confederación Argentina de la Mediana Empresa, “la población continúa actuando con mucha cautela, marcada por la incertidumbre sobre lo que pueda suceder con el dólar, los precios y la economía en general luego de las elecciones. En algunos rubros, como el inmobiliario, las expectativas de que los precios bajen mantiene detenida la venta. En otros, como electrodomésticos, la poca predisposición a endeudarse produjo un congelamiento en la demanda”.
“Los comercios apelaron a todo tipo de estrategias para incentivar el consumo de un público que parece moverse sólo en función de las ofertas”, señala el informe.
La llegada del frío ayudó a morigerar el retroceso en Indumentaria, Calzados, Textil-Blanco, y Marroquinería principalmente, que si bien continuaron cayendo frente al año pasado, lo hicieron a una tasa de caída menor a la que venían registrando y lograron un leve repunte frente a las ventas de abril (info completo en www.came.org.ar).
Agenda
Manejo de Petróleos que Depositan Asfaltenos y Parafinas
Organizado por Oil Production Consulting&Training, del 4 al 6 de agosto de 2009 (24 hs) se realizará el curso “Manejo de Petróleos que Depositan Asfaltenos y Parafinas”. Será en el Austral Plaza Hotel de Comodoro Rivadavia.
Austral Plaza Hotel. Comodoro Rivadavia. Argentina
El mismo está dirigido a Ingenieros de Reservorio, Producción, Tratamiento de Gas / Petróleo y Transporte/Almacenamiento que estén vinculados con el manejo de Petróleo/Gas en cualquier etapa de su explotación y almacenaje.
Acerca del Curso: Los problemas derivados de la separación de asfaltenos y parafinas existen en reservorio, instalaciones de fondo y superficie, plantas de tratamiento, almacenaje y transporte de crudo.
Ciertos crudos presentan mayor tendencia que otros a separar sus fracciones pesadas (asfaltenos y resinas) y/o sus hidrocarburos parafínicos superiores (C15+) cuando pierden gas disuelto o entran en contacto con fluidos ajenos al propio petróleo.
Este curso esta destinado a que el asistente conozca las causas de las pérdidas de producción derivadas de los fenómenos citados.
Instructores: Juan Carlos Sotomayor - Alberto Lijó - GPA Estudios y Servicios Petroleros
Situación actual y perspectivas 2009-2010 de las PyME argentinas
Fundación Observatorio Pyme realizará el martes 11 de agosto de 2009 la 6a Conferencia Anual, con inscripción libre y gratuita a partir del 22 de junio de 2009 .
Desde el año 2003, con la presencia de más de 500 asistentes, la Fundación Observatorio PyME realiza anualmente una conferencia de la cual participan empresarios PyME y grandes sostenedores de la Fundación de todos los territorios de Argentina, funcionarios públicos nacionales, provinciales e internacionales, rectores de universidades nacionales, investigadores y estudiosos de la problemática industrial y territorial.
En Argentina las PyME representan más del 80% del empleo y el 60% de la producción nacional industrial, de servicios, comercio y construcción. Además la participación del salario en las PyME representa el 75% del valor agregado, mientras que en las grandes sólo el 25%. De esta manera las PyME generan riqueza, trabajo y una distribución más equitativa de la riqueza entre trabajo y capital.
Martes 11 de Agosto de 2009 Sheraton Libertador Hotel, Ciudad Autónoma de Buenos
Organizado por Oil Production Consulting&Training, del 4 al 6 de agosto de 2009 (24 hs) se realizará el curso “Manejo de Petróleos que Depositan Asfaltenos y Parafinas”. Será en el Austral Plaza Hotel de Comodoro Rivadavia.
Austral Plaza Hotel. Comodoro Rivadavia. Argentina
El mismo está dirigido a Ingenieros de Reservorio, Producción, Tratamiento de Gas / Petróleo y Transporte/Almacenamiento que estén vinculados con el manejo de Petróleo/Gas en cualquier etapa de su explotación y almacenaje.
Acerca del Curso: Los problemas derivados de la separación de asfaltenos y parafinas existen en reservorio, instalaciones de fondo y superficie, plantas de tratamiento, almacenaje y transporte de crudo.
Ciertos crudos presentan mayor tendencia que otros a separar sus fracciones pesadas (asfaltenos y resinas) y/o sus hidrocarburos parafínicos superiores (C15+) cuando pierden gas disuelto o entran en contacto con fluidos ajenos al propio petróleo.
Este curso esta destinado a que el asistente conozca las causas de las pérdidas de producción derivadas de los fenómenos citados.
Instructores: Juan Carlos Sotomayor - Alberto Lijó - GPA Estudios y Servicios Petroleros
Situación actual y perspectivas 2009-2010 de las PyME argentinas
Fundación Observatorio Pyme realizará el martes 11 de agosto de 2009 la 6a Conferencia Anual, con inscripción libre y gratuita a partir del 22 de junio de 2009 .
Desde el año 2003, con la presencia de más de 500 asistentes, la Fundación Observatorio PyME realiza anualmente una conferencia de la cual participan empresarios PyME y grandes sostenedores de la Fundación de todos los territorios de Argentina, funcionarios públicos nacionales, provinciales e internacionales, rectores de universidades nacionales, investigadores y estudiosos de la problemática industrial y territorial.
En Argentina las PyME representan más del 80% del empleo y el 60% de la producción nacional industrial, de servicios, comercio y construcción. Además la participación del salario en las PyME representa el 75% del valor agregado, mientras que en las grandes sólo el 25%. De esta manera las PyME generan riqueza, trabajo y una distribución más equitativa de la riqueza entre trabajo y capital.
Martes 11 de Agosto de 2009 Sheraton Libertador Hotel, Ciudad Autónoma de Buenos
sábado, 30 de mayo de 2009
Editorial
Señales
Si bien hay indicios positivos del precio del crudo, resta resolver aún diversos factores que se vinculan a decisiones que el gobierno podría adoptar (se cree, aunque no hay certezas) tras el período eleccionario. Un cambio en el sistema de retenciones sobre exportación y la mejora de precios del gas cuya pesificación ha distorsionado la viabilidad de proyectos son algunas de las medidas esperadas. Del otro lado, las pymes de la región se ven compelidas a adoptar diversas estrategias a fin de sortear la caída de demanda de servicios y a la espera de que las condiciones externas reinicien un ciclo positivo. Son temas aún pendientes, que no deberían perderse de vista aun si el precio confirma una evolución favorable y la desaparición de urgencias vuelve a postergar el tratamiento de aquello que resulta, más que importante, vital para un sector de que dependen miles de fuentes de trabajo.
Si bien hay indicios positivos del precio del crudo, resta resolver aún diversos factores que se vinculan a decisiones que el gobierno podría adoptar (se cree, aunque no hay certezas) tras el período eleccionario. Un cambio en el sistema de retenciones sobre exportación y la mejora de precios del gas cuya pesificación ha distorsionado la viabilidad de proyectos son algunas de las medidas esperadas. Del otro lado, las pymes de la región se ven compelidas a adoptar diversas estrategias a fin de sortear la caída de demanda de servicios y a la espera de que las condiciones externas reinicien un ciclo positivo. Son temas aún pendientes, que no deberían perderse de vista aun si el precio confirma una evolución favorable y la desaparición de urgencias vuelve a postergar el tratamiento de aquello que resulta, más que importante, vital para un sector de que dependen miles de fuentes de trabajo.
¿Lo peor ha pasado?
Distintos referentes de la industria petrolera consideran hoy que la crisis del precio internacional parece haber superado su fase más profunda. Con suma cautela, empresarios consultados por Desarrollo mostraron expectativas de recupero, si bien hay aún factores de política energética por resolver.
Horacio Cester, de Oxy, planteó: “Si se confirma esta suba, para el segundo semestre de año habrá un mercado distinto al que vivimos hoy, siempre que se mantenga esta tendencia positiva del precio y podamos organizarnos para un mercado que sostenga estos valores”.
Desde Pan American, una fuente empresaria advirtió que si bien hay una suba del precio, ésta parece estar dada por un componente de índole de especulación financiera más que por sobre condiciones estructurales de mercado. “No hay un aumento en la demanda como suele darse en el verano del hemisferio norte, cuando hay más requerimientos de combustible. Por ahora seguimos en un marco de volatilidad”, se planteó. Aun en ese plano, la compañía prevé este año un incremento en su producción, según se anticipó, manteniendo también la reposición de reservas en los yacimientos de la cuenca.
Retenciones y financiamiento
En todos los casos, se coincide en que las retenciones sobre exportación siguen siendo un factor a resolver. Para el ejecutivo de Oxy, si bien la compañía orienta producción hacia el mercado externo y también al interno, “lo fundamental es abastecer la demanda interna: sabemos que ha caído el consumo de combustibles en el país y la fortaleza podría darse si las refinerías vuelven a procesar mayores volúmenes de petróleo. Pero lo del precio es una señal positiva: para confirmar la tendencia hay que esperar un par de meses. La prioridad sigue siendo mantener las fuentes de empleo y esto nos permite prepararnos para una mejor circunstancia de mercado”.
Desde la empresa Oil m&s, Raúl Chicala, opina que el precio tenderá a estabilizarse entre 62 y 70 dólares. “Luego tenemos descuentos por penalización y retenciones, así que en el país estaremos en torno a los 42 ó 45 dólares pero a nivel internacional se mantendrá por encima de 65”. Si se confirma la tendencia, la compañía prevé mayores posibilidades de exploración en las áreas marginales adjudicadas. “La recuperación no es inmediata y llevará un tiempo”, advirtió el ejecutivo en referencia a la prestación de servicios requeridos por otras operadoras.
Precisamente, el mayor problema que queda por resolver para las grandes operadoras es la caída del financiamiento producto de la crisis financiera internacional. Desde ese panorama la perspectiva aparece más dura y es por ello que nadie se anima a vaticinios del todo positivos. Desde una de las principales operadoras de la región se plantea que aun en ese marco la apuesta sigue pasando por la producción en yacimientos maduros mediante incorporación tecnológica, manteniendo una alta proporción de relación de reservas.
Plan Petróleo Plus II
Desde Petrominera, su titular Néstor Di Pierro considera que con el petróleo por encima de 60 dólares habrá marco apropiado para un funcionamiento sostenido de la cuenca. En línea con la recuperación internacional, el gobierno nacional estaría trabajando en la elaboración de un plan “Petróleo Plus II”, con mayores ventajas impositivas para incentivar la exploración y producción, en una vuelta de tuerca al programa anunciado en diciembre último.
En la visión de un empresario pyme de la región, si bien se espera una estabilidad del barril de crudo en torno a los 70 dólares, “eso no va a cambiar la realidad interna. Las retenciones mantienen los precios pisados y sigue el problema fundamental del financiamiento”. Sumado a esto, el empresario advierte el problema de la baja productividad a raíz de que la preservación de puestos laborales impide hoy elevar estándares de exigencia y metas de producción para la fuerza laboral.
Agenda
Curso de gestión de Proyectos
Del 16 al 18 de septiembre de 2009, el Instituto Argentino del Petróleo y Gas realizará un curso sobre gestión de proyectos Oil&Gas, bajo la metodología del Project Management Institute (PMI), bajo la organización conjunta del IAPG y el IAAP, empresa proveedora de capacitación certificada por el PMI como REP (Registered Education Provider), lo que la habilita al dictado de cursos que siguen la metodología PMI.
Los proyectos son parte integral de la vida de las compañías, y se generan a partir de las diversas necesidades de las unidades de negocio.
Asegurar el retorno de la inversión en proyectos de Oil & Gas, es un desafío permanente, donde intervienen los vaivenes de la economía globalizada, el escenario local y el contexto macroeconómico.
Gestionar los proyectos de forma eficiente y metodológica (controlando tiempo, costos y otras variables claves), es una de las formas de alcanzar los objetivos previstos y, por ende, tener previsibilidad en el éxito económico de las inversiones.
En este curso se exponen las mejores prácticas en gestión de proyectos de Oil & Gas, y se enseñan procesos, técnicas y herramientas simples que pueden ser usadas inmediatamente para planificar, ejecutar y controlar los proyectos de manera exitosa.
Informes: cursos@iapg.org.ar
Del 16 al 18 de septiembre de 2009, el Instituto Argentino del Petróleo y Gas realizará un curso sobre gestión de proyectos Oil&Gas, bajo la metodología del Project Management Institute (PMI), bajo la organización conjunta del IAPG y el IAAP, empresa proveedora de capacitación certificada por el PMI como REP (Registered Education Provider), lo que la habilita al dictado de cursos que siguen la metodología PMI.
Los proyectos son parte integral de la vida de las compañías, y se generan a partir de las diversas necesidades de las unidades de negocio.
Asegurar el retorno de la inversión en proyectos de Oil & Gas, es un desafío permanente, donde intervienen los vaivenes de la economía globalizada, el escenario local y el contexto macroeconómico.
Gestionar los proyectos de forma eficiente y metodológica (controlando tiempo, costos y otras variables claves), es una de las formas de alcanzar los objetivos previstos y, por ende, tener previsibilidad en el éxito económico de las inversiones.
En este curso se exponen las mejores prácticas en gestión de proyectos de Oil & Gas, y se enseñan procesos, técnicas y herramientas simples que pueden ser usadas inmediatamente para planificar, ejecutar y controlar los proyectos de manera exitosa.
Informes: cursos@iapg.org.ar
Por las cuencas
Río Negro
La provincia de Río Negro atrae proyectos de inversión exploratoria del orden de los 150 millones de dólares, en un total de 19 áreas que fueron concesionadas por la provincia entre los años 2006 y 2008. Según la evaluación del gobernador de esa provincia, Miguel Saíz, el monto mencionado representa alrededor del 40 por ciento de las “inversiones nacionales” destinadas a actividad exploratoria en la actualidad. Se trata del proceso exploratorio en 19 áreas revertidas desde Nación. El gobernador dijo además que la producción de gas en esa provincia ha crecido un 27 por ciento y la de petróleo, un 9 por ciento.
Río Mayo Oeste
En el área de Río Mayo Oeste arrojaría resultados altamente satisfactorios en la tarea de exploración que está desarrollando un consorcio empresario regional desde el año 2007, según confiaron fuentes allegadas al sector. Se trata de la actividad exploratoria en una de las áreas marginales que fueron licitadas por la provincia de Chubut, en el marco de la reversión de áreas desde Nación. Al respecto se destacó que pese al marco crítico que atraviesa el sector como telón de fondo, tras la caída de precios internacionales y la crisis de financiamiento, hay plena confianza en los resultados que obtendría el consorcio empresario compuesto entre otros por los grupos Golden y Energial, esperándose confirmar resultados positivos en los próximos meses.
La provincia de Río Negro atrae proyectos de inversión exploratoria del orden de los 150 millones de dólares, en un total de 19 áreas que fueron concesionadas por la provincia entre los años 2006 y 2008. Según la evaluación del gobernador de esa provincia, Miguel Saíz, el monto mencionado representa alrededor del 40 por ciento de las “inversiones nacionales” destinadas a actividad exploratoria en la actualidad. Se trata del proceso exploratorio en 19 áreas revertidas desde Nación. El gobernador dijo además que la producción de gas en esa provincia ha crecido un 27 por ciento y la de petróleo, un 9 por ciento.
Río Mayo Oeste
En el área de Río Mayo Oeste arrojaría resultados altamente satisfactorios en la tarea de exploración que está desarrollando un consorcio empresario regional desde el año 2007, según confiaron fuentes allegadas al sector. Se trata de la actividad exploratoria en una de las áreas marginales que fueron licitadas por la provincia de Chubut, en el marco de la reversión de áreas desde Nación. Al respecto se destacó que pese al marco crítico que atraviesa el sector como telón de fondo, tras la caída de precios internacionales y la crisis de financiamiento, hay plena confianza en los resultados que obtendría el consorcio empresario compuesto entre otros por los grupos Golden y Energial, esperándose confirmar resultados positivos en los próximos meses.
YPF forma sus propios Company Man
YPF ha iniciado un programa de capacitación para 18 jóvenes empleados de la compañía, oriundos de distintas regiones, para formarlos en el rol de Company Man, en una decisión estratégica que implica cubrir esa posición con personal propio, cambiando la habitual tendencia de tercerizar este tipo de servicios. En un programa de tres años, el primer ciclo de capacitación se realiza en Comodoro Rivadavia, a través de un acuerdo con la Escuela de Petróleo de la Patagonia.
Rubén Croceri, gerente general de la firma Senda Team y director de la mencionada Escuela, relata que la iniciativa de YPF apunta no sólo a una formación específica para una tarea, sino que implica una decisión fundamental ya que el objetivo es ejercer con personal propio el control de las operaciones de perforación. “Sabemos que en esta tarea hay una gran diversidad de servicios tercerizados –explica el directivo-, pero en este caso se ha decidido poner un hombre de la propia compañía en la cabeza de esa operación. No sólo se apunta a una mayor eficiencia, sino generar un sentido de pertenencia a través de esta figura clave, para que al mismo tiempo sea un motor de mejora continua”.
El programa comenzó el 20 de abril y en su primer año se realizará en Comodoro, a través de la capacitación acordada con la Escuela de Petróleo de la Patagonia. Durante el segundo año la compañía continúa desarrollando el curso a través de tutores propios, en destinos que se dividirán entre Neuquén y Comodoro Rivadavia. En el tercer año, los jóvenes participantes comienzan a asumir responsabilidades operativas pero en el marco de la formación.
“La compañía –describe Croceri- ha optado por jóvenes con un perfil técnico y sin experiencia en la actividad petrolera, que son empleados de la compañía y que serán capacitados en un programa intensivo (la capacitación es todos los días durante 8 horas) y extendido en el tiempo. Es destacable que el programa se ha creado y es mantenido aun en este contexto de crisis”.
El programa ante el Ministerio de Educación de Chubut a fin de que el curso sea certificado por esa institución.
Volatilidad y perspectiva del precio del crudo
Víctor Bronstein
Director del Centro de Estudios de Energía, Política y Sociedad
Profesor e Investigador UBA
El precio del petróleo alcanzó un pico en julio del año pasado cercano a los 150 dólares y a principios de este año llegó a menos de 40 dólares. Hoy está nuevamente con una tendencia alcista y superando los 60 dólares. ¿Cuál será la tendencia futura? ¿Por qué resulta tan volátil el precio del crudo?
Hasta 1985 el precio del crudo se establecía a partir de contratos a plazo que comprometían tanto a los productores como a los compradores, estableciendo un precio y compromisos de entrega. Este precio fue manejado hasta 1973 por las grandes empresas petroleras, conocidas como las Siete Hermanas (Exxon, Mobil, Chevron, Texaco, Gulf, BP y Shell) quienes dominaban el mercado de extracción y refinación y utilizaban su poder para manejar el cartel petrolero y definir el precio conocido como Gulf Price, en referencia al Golfo de México, que hasta la Segunda Guerra era el lugar donde se producía la mayor cantidad de petróleo a nivel mundial. Como ejemplo, en 1940 el 63% de la producción mundial se extraía de los Estados Unidos. Este precio se mantuvo casi inalterable durante casi setenta años en alrededor de US$ 12 dólares actualizados. En la posguerra la estructura de la producción petrolera comienza a cambiar y en la década de los sesenta se produce una leve baja de los precios que generó tensiones en Medio Oriente, ya que los presupuestos de los países de esa región dependían fuertemente del precio del crudo. Esto impulsó en 1960 la creación de la OPEP y que en la década de los 70, más precisamente a partir de 1973, este cartel de países exportadores comenzara a establecer el precio oficial del petróleo, en base a consideraciones que no tenía que ver con la oferta y demanda, sino a tratar de maximizar la renta petrolera de sus países miembros. En 1980, los contratos a plazo alcanzaron el 95% del total de suministros de crudo.
Sin embargo, los altos precios llevaron a que los países consumidores desarrollaran políticas de intervención en la industria petrolera que podemos resumir en los siguientes puntos:
- Subsidios a la producción doméstica de hidrocarburos
- Financiación de stocks estratégicos
- Aumento de la carga fiscal de los productos petroleros
- Financiación y desarrollo de medidas de ahorro energético.
La consecuencia de esto es que la OPEP, o más concretamente Arabia Saudita, se convirtió en el vendedor residual porque la caída de la demanda repercutía directamente en la producción de los países con capacidad excedente. Los altos precios generaron también que empezaran a desarrollarse yacimientos no tradicionales como el del Mar del Norte, que empezaron a competir con la producción de los países OPEP.
En 1985, se produce un acuerdo político entre Reagan y el Rey Fahd de Arabia Saudita para bajar aún más el precio del petróleo y debilitar a la ex Unión Soviética. Esto hizo que los precios se derrumbaran estrepitosamente. Entre 1980 y 1985 Arabia Saudita había disminuido su producción de 8 a 2,5 millones de barriles diarios, para tratar de mantener el precio del crudo. En 1986 este país impulsa una nueva forma de comercialización: los contratos netback que tira los precios para abajo y crea el mercado spot de petróleo que se convirtió en el referente de los precios del crudo. El costo impensado de este nuevo escenario fue la gran volatilidad del precio del petróleo.
Esta volatilidad puede explicarse por los siguientes motivos:
- El petróleo, en sentido estricto, es una fuente de energía que no tiene costos de producción, ya que fue “fabricado” por la naturaleza. Tiene costos de búsqueda, extracción, impuestos y regalías.
- En los países de Medio Oriente el costo de extracción es muy bajo: Aprox. US$ 3/barril.
- La OPEP funciona como un cartel que trata permanentemente de hacer subir el precio del crudo, tratando de controlar la producción.
- El precio del crudo, por consecuencia, está bastante desacoplado de los costos
- La industria del petróleo es una industria que tiene que esforzarse permanentemente por incorporar nuevas reservas, esto produce el siguiente ciclo: Con precios altos se incorporan reservas que aumentan la oferta y esto hace bajar los precios. Con precios bajos se postergan proyectos de inversión y, por lo tanto, descubrimiento de nuevos yacimientos, por lo tanto al ir consumiéndose las viejas reservas, empieza a bajar la capacidad de producción, lo que provoca un aumento de los precios.
- Esto pasó con la caída de los precios durante la segunda mitad de la década de los 80 y principios de los noventa que llevó a la invasión de Kuwait por parte de Irak
Otro elemento a tener en cuenta para explicar la volatilidad del precio del crudo es que es una fuente energética indispensable para el funcionamiento del mundo actual.
El petróleo participa con un 35% en la matriz energética mundial, pero con más del 90% en la matriz energética del transporte. Sin petróleo se para el mundo.
Por lo tanto, el equilibrio del precio del petróleo depende de dos variables:
1- Equilibrio de flujos: La relación oferta / demanda del flujo de producción, como es tradicional en los commodities
2- Equilibrio de stocks: La relación entre los stocks deseados y los reales. Esto es particular en el petróleo ya que es una fuente insustituible por el momento, y tal vez nunca podamos reemplazarlo.
La cuestión del equilibrio de stocks es muy importante y que explica, en alguna medida y más allá de los capitales especulativos que operaron, la baja de 150 a 40 dólares en el precio del crudo.
El año pasado el mundo llegó a consumir en promedio 86,5 millones de barriles diarios y las expectativas era que siguiera creciendo a un ritmo del 2% anual, lo que hubiera llevado el consumo a 88,23 millones de barriles. Hace aproximadamente un mes, Christophe de Margerie, el CEO de Total reconoció que era muy difícil que el mundo pudiera producir más de 89 millones de barriles diarios, por lo tanto, si no nos paraba la crisis, hoy estaríamos muy cerca del límite máximo de producción. Esto es una situación novedosa, ya que en la historia del petróleo la oferta siempre superó a la demanda. Pero desde hace 25 años el mundo descubre menos petróleo del que consume, y esto se empieza a notar.
La producción de enero 2009, según la Agencia Internacional de Energia, fue de 85,5 millones, es decir que hubo una disminución de la demanda de menos del 2% . A esto debemos agregar que los stocks casi no han variado, ubicándose en 960 millones de barriles aproximadamente.
Por lo tanto, la baja tan pronunciada del precio tiene que ver que si bien la demanda bajó muy poco, bajaron también las expectativas de crecimiento, que en un contexto de estar muy cerca de los límites de producción máxima, generaba una tensión muy grande entre los stocks deseados y los reales.
Algunas consideraciones finales:
- La teoría del Peak Oil sigue vigente, la crisis mundial corrió el problema apenas algunos años, como bien lo reconoció el CEO de Total. Además, si tomamos en cuenta el informe anual de la Agencia Internacional de Energía de noviembre de 2008, es importante destacar que por primera vez desde 1998, la AIE prevé un precio más alto para 2030 que el precio actual de mercado. Para 2030, la AIE calcula un precio de US$ 200 el barril, cuando en 2007 había previsto para 2030 un precio de $ 65.
- Esta teoría nos dice también que el petróleo que se ha descubierto hasta ahora es el de fácil producción y bajos costos. Hoy, las inversiones para encontrar nuevos yacimientos son mucho mayores y los yacimientos que se descubren son de menor tamaño o se encuentran en zonas cuya explotación resulta muy costosa.
- Los precios actuales dejan afuera a los desarrollos del petróleo no convencional: aguas profundas en Brasil y Nigeria, petróleo pesado en Venezuela, tar sands en Canadá, etc. Esto puede generar problemas de abastecimiento futuros. Por eso tanto los países productores, los países consumidores y las empresas coinciden en que el precio del crudo debe ubicarse en una franja entre 70 y 80 dólares. Saben que un petróleo barato hoy es peligroso para el abastecimiento futuro.
- A pesar del análisis hecho, debemos reconocer que las prospectivas respecto al precio del crudo han fallado la mayoría de las veces, aunque estamos convencidos que la tendencia alcista actual está sustentada en cuestiones geológicas, y por lo tanto es más factible que se cumplan.
Como conclusión debemos esperar una tendencia alcista en el precio del crudo, que puede tener altibajos por la volatilidad que caracteriza a este commoditie, pero el mundo debe acostumbrarse a que se acabó la era del petróleo barato.
Director del Centro de Estudios de Energía, Política y Sociedad
Profesor e Investigador UBA
El precio del petróleo alcanzó un pico en julio del año pasado cercano a los 150 dólares y a principios de este año llegó a menos de 40 dólares. Hoy está nuevamente con una tendencia alcista y superando los 60 dólares. ¿Cuál será la tendencia futura? ¿Por qué resulta tan volátil el precio del crudo?
Hasta 1985 el precio del crudo se establecía a partir de contratos a plazo que comprometían tanto a los productores como a los compradores, estableciendo un precio y compromisos de entrega. Este precio fue manejado hasta 1973 por las grandes empresas petroleras, conocidas como las Siete Hermanas (Exxon, Mobil, Chevron, Texaco, Gulf, BP y Shell) quienes dominaban el mercado de extracción y refinación y utilizaban su poder para manejar el cartel petrolero y definir el precio conocido como Gulf Price, en referencia al Golfo de México, que hasta la Segunda Guerra era el lugar donde se producía la mayor cantidad de petróleo a nivel mundial. Como ejemplo, en 1940 el 63% de la producción mundial se extraía de los Estados Unidos. Este precio se mantuvo casi inalterable durante casi setenta años en alrededor de US$ 12 dólares actualizados. En la posguerra la estructura de la producción petrolera comienza a cambiar y en la década de los sesenta se produce una leve baja de los precios que generó tensiones en Medio Oriente, ya que los presupuestos de los países de esa región dependían fuertemente del precio del crudo. Esto impulsó en 1960 la creación de la OPEP y que en la década de los 70, más precisamente a partir de 1973, este cartel de países exportadores comenzara a establecer el precio oficial del petróleo, en base a consideraciones que no tenía que ver con la oferta y demanda, sino a tratar de maximizar la renta petrolera de sus países miembros. En 1980, los contratos a plazo alcanzaron el 95% del total de suministros de crudo.
Sin embargo, los altos precios llevaron a que los países consumidores desarrollaran políticas de intervención en la industria petrolera que podemos resumir en los siguientes puntos:
- Subsidios a la producción doméstica de hidrocarburos
- Financiación de stocks estratégicos
- Aumento de la carga fiscal de los productos petroleros
- Financiación y desarrollo de medidas de ahorro energético.
La consecuencia de esto es que la OPEP, o más concretamente Arabia Saudita, se convirtió en el vendedor residual porque la caída de la demanda repercutía directamente en la producción de los países con capacidad excedente. Los altos precios generaron también que empezaran a desarrollarse yacimientos no tradicionales como el del Mar del Norte, que empezaron a competir con la producción de los países OPEP.
En 1985, se produce un acuerdo político entre Reagan y el Rey Fahd de Arabia Saudita para bajar aún más el precio del petróleo y debilitar a la ex Unión Soviética. Esto hizo que los precios se derrumbaran estrepitosamente. Entre 1980 y 1985 Arabia Saudita había disminuido su producción de 8 a 2,5 millones de barriles diarios, para tratar de mantener el precio del crudo. En 1986 este país impulsa una nueva forma de comercialización: los contratos netback que tira los precios para abajo y crea el mercado spot de petróleo que se convirtió en el referente de los precios del crudo. El costo impensado de este nuevo escenario fue la gran volatilidad del precio del petróleo.
Esta volatilidad puede explicarse por los siguientes motivos:
- El petróleo, en sentido estricto, es una fuente de energía que no tiene costos de producción, ya que fue “fabricado” por la naturaleza. Tiene costos de búsqueda, extracción, impuestos y regalías.
- En los países de Medio Oriente el costo de extracción es muy bajo: Aprox. US$ 3/barril.
- La OPEP funciona como un cartel que trata permanentemente de hacer subir el precio del crudo, tratando de controlar la producción.
- El precio del crudo, por consecuencia, está bastante desacoplado de los costos
- La industria del petróleo es una industria que tiene que esforzarse permanentemente por incorporar nuevas reservas, esto produce el siguiente ciclo: Con precios altos se incorporan reservas que aumentan la oferta y esto hace bajar los precios. Con precios bajos se postergan proyectos de inversión y, por lo tanto, descubrimiento de nuevos yacimientos, por lo tanto al ir consumiéndose las viejas reservas, empieza a bajar la capacidad de producción, lo que provoca un aumento de los precios.
- Esto pasó con la caída de los precios durante la segunda mitad de la década de los 80 y principios de los noventa que llevó a la invasión de Kuwait por parte de Irak
Otro elemento a tener en cuenta para explicar la volatilidad del precio del crudo es que es una fuente energética indispensable para el funcionamiento del mundo actual.
El petróleo participa con un 35% en la matriz energética mundial, pero con más del 90% en la matriz energética del transporte. Sin petróleo se para el mundo.
Por lo tanto, el equilibrio del precio del petróleo depende de dos variables:
1- Equilibrio de flujos: La relación oferta / demanda del flujo de producción, como es tradicional en los commodities
2- Equilibrio de stocks: La relación entre los stocks deseados y los reales. Esto es particular en el petróleo ya que es una fuente insustituible por el momento, y tal vez nunca podamos reemplazarlo.
La cuestión del equilibrio de stocks es muy importante y que explica, en alguna medida y más allá de los capitales especulativos que operaron, la baja de 150 a 40 dólares en el precio del crudo.
El año pasado el mundo llegó a consumir en promedio 86,5 millones de barriles diarios y las expectativas era que siguiera creciendo a un ritmo del 2% anual, lo que hubiera llevado el consumo a 88,23 millones de barriles. Hace aproximadamente un mes, Christophe de Margerie, el CEO de Total reconoció que era muy difícil que el mundo pudiera producir más de 89 millones de barriles diarios, por lo tanto, si no nos paraba la crisis, hoy estaríamos muy cerca del límite máximo de producción. Esto es una situación novedosa, ya que en la historia del petróleo la oferta siempre superó a la demanda. Pero desde hace 25 años el mundo descubre menos petróleo del que consume, y esto se empieza a notar.
La producción de enero 2009, según la Agencia Internacional de Energia, fue de 85,5 millones, es decir que hubo una disminución de la demanda de menos del 2% . A esto debemos agregar que los stocks casi no han variado, ubicándose en 960 millones de barriles aproximadamente.
Por lo tanto, la baja tan pronunciada del precio tiene que ver que si bien la demanda bajó muy poco, bajaron también las expectativas de crecimiento, que en un contexto de estar muy cerca de los límites de producción máxima, generaba una tensión muy grande entre los stocks deseados y los reales.
Algunas consideraciones finales:
- La teoría del Peak Oil sigue vigente, la crisis mundial corrió el problema apenas algunos años, como bien lo reconoció el CEO de Total. Además, si tomamos en cuenta el informe anual de la Agencia Internacional de Energía de noviembre de 2008, es importante destacar que por primera vez desde 1998, la AIE prevé un precio más alto para 2030 que el precio actual de mercado. Para 2030, la AIE calcula un precio de US$ 200 el barril, cuando en 2007 había previsto para 2030 un precio de $ 65.
- Esta teoría nos dice también que el petróleo que se ha descubierto hasta ahora es el de fácil producción y bajos costos. Hoy, las inversiones para encontrar nuevos yacimientos son mucho mayores y los yacimientos que se descubren son de menor tamaño o se encuentran en zonas cuya explotación resulta muy costosa.
- Los precios actuales dejan afuera a los desarrollos del petróleo no convencional: aguas profundas en Brasil y Nigeria, petróleo pesado en Venezuela, tar sands en Canadá, etc. Esto puede generar problemas de abastecimiento futuros. Por eso tanto los países productores, los países consumidores y las empresas coinciden en que el precio del crudo debe ubicarse en una franja entre 70 y 80 dólares. Saben que un petróleo barato hoy es peligroso para el abastecimiento futuro.
- A pesar del análisis hecho, debemos reconocer que las prospectivas respecto al precio del crudo han fallado la mayoría de las veces, aunque estamos convencidos que la tendencia alcista actual está sustentada en cuestiones geológicas, y por lo tanto es más factible que se cumplan.
Como conclusión debemos esperar una tendencia alcista en el precio del crudo, que puede tener altibajos por la volatilidad que caracteriza a este commoditie, pero el mundo debe acostumbrarse a que se acabó la era del petróleo barato.
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