Gas de esquisto, un puente hacia más calentamiento global
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UXBRIDGE, Canadá, ene (IPS) - Cientos de miles de pozos para extraer gas de esquisto se perforan en Estados Unidos y Canadá liberando a la atmósfera grandes cantidades de metano, un potente contaminante, afirman nuevos estudios.
La producción de gas de esquisto genera entre 40 y 60 veces más emisiones de gases invernadero que el convencional, indicó Robert Howarth, de la Universidad Cornell, en el estado de Nueva York.
"A corto plazo también deja una huella de gas invernadero mayor que el petróleo o el carbón", apuntó Howarth, uno de los autores de "Venting and Leaking of Methane from Shale Gas Development" (Ventilación y filtración de metano por el desarrollo de gas de esquisto), que se publicará en la revista Climatic Change.
Este último estudio sigue a una controvertida investigación publicada por Howarth y sus colegas en abril de 2011 y que fue el primer análisis exhaustivo sobre emisiones de gases invernadero liberadas por la extracción de gas de esquisto mediante la fractura hidráulica.
El estudio mostró que cuando se perforan los pozos con esa técnica se filtran grandes cantidades de metano, lo que supone una significativa amenaza al clima global.
"Nos atenemos a la conclusión de nuestra investigación de 2011", remarcó Howarth.
La investigación socava la lógica del sector energético, según la cual el gas de esquisto es un "puente" hacia un futuro energético con pocas emisiones de dióxido de carbono (CO2).
Los argumentos se basan sobre el hecho de que el gas natural (principalmente metano) tiene la mitad de CO2 que el carbón, y cuando se quema para generar energía eléctrica es mucho más eficiente que este.
Pero esos beneficios quedan más que opacados por las filtraciones de metano tanto en el pozo, en el proceso de fractura, como en la entrega del gas y enviarlo al sistema de distribución.
Howarth y sus colegas estiman que entre 3,6 y 7,9 por ciento de todas las filtraciones derivadas de la obtención de gas de esquisto, llamadas "emisiones fugitivas", son peores que quemar petróleo o carbón.
El metano tiene 105 veces más potencial para recalentar la atmósfera que el dióxido de carbono en los primeros 20 años, tras lo cual pierde rápidamente esa capacidad.
Si se liberan grandes cantidades de metano mediante fractura hidráulica, lo que es altamente probable dado los cientos de miles de nuevas perforaciones previstas para las próximas dos décadas, las temperaturas globales podrían dispararse de los 0,8 grados actuales a 1,8 en los próximos 15 a 35 años, según Howarth, lo que podría desatar un periodo crítico con acontecimientos climáticos catastróficos.
"Nuestra principal preocupación es que las emisiones de metano de las próximas dos décadas harán que el sistema climático entero traspase un gran punto crítico", dijo a IPS.
Un estudio del Centro Nacional de Investigaciones Atmosféricas de Estados Unidos concluyó en septiembre de 2011 que las filtraciones de metano significan que el gas natural ofrece pocas ventajas respecto del carbón.
Aun si las filtraciones son de uno o dos por ciento, bastante menos que las estimadas por Howarth, sería apenas mejor que seguir quemando carbón, concluyó el estudio "Coal to gas: the influence of methane leakage" (Del carbón al gas: la influencia de las filtraciones de metano).
La fractura hidráulica implica cavar de forma vertical entre 500 y 3.000 metros en la roca de esquisto y luego de forma horizontal unos 1.000 metros o más a lo largo de la formación geológica.
Luego se bombean químicos y grandes cantidades de agua bajo tierra a una presión lo suficientemente fuerte para fracturar la roca, liberando el gas en la cañería.
Las primeras veces que se utilizó la fractura hidráulica fue en el sureño estado de Texas a principios de los años 90, pero fue en limitadas ocasiones. Pero las nuevas tecnologías desarrolladas en los últimos ocho años hicieron posible alcanzar depósitos de gas más profundos y ampliamente dispersos.
La Ley de Política Energética de 2005, del gobierno de George W. Bush (2001-2009), exoneró a la fractura hidráulica de la normativa prevista en la Ley de Agua Limpia, lo que allanó el camino a la fiebre del gas de esquisto.
En los últimos años, la producción de gas de esquisto creció 48 por ciento al año, según la Administración de Información de Energía de Estados Unidos.
Hay unas 400.000 perforaciones en territorio estadounidense y decenas de miles más previstas para el próximo año o dos. El público se preocupa cada vez más por la contaminación del agua y del aire, la escasez del recurso líquido, la perturbación del tejido social de barrios rurales y hasta por los terremotos.
El gobierno de Ohio dejó de utilizar la fractura hidráulica este mes en una parte del estado tras la asociación de una serie de sismos con la inyección de desperdicios bajo tierra.
La fractura hidráulica requiere inyectar entre 10 y 15 millones de litros de agua y 200.000 litros de químicos. Además, el resultante líquido residual suele estar demasiado contaminado para ser reutilizado, por lo que se bombea a lo más profundo de la tierra o se deja en estanques especiales.
La industria del gas niega que la técnica contamine acuíferos y perforaciones de agua potable, pese a las cientos de denuncias que hay desde hace años. Pero son pocas las investigaciones independientes al respecto.
Estudiosos de la Universidad Duke analizaron el año pasado 68 sitios donde se aplicó la fractura hidráulica y encontraron agua subterránea con concentraciones de metano 17 veces superiores a los pozos ubicados donde no se estaba usando esa técnica. Algunos niveles eran superiores a los de riesgo de la "acción inmediata".
La Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos comenzó el año pasado su primer estudio en profundidad sobre los riesgos de esa técnica para el agua potable. Los resultados preliminares divulgados a fines de 2011 mostraron que el líquido estaba contaminado con benceno, un conocido cancerígeno y uno de los químicos utilizados en la fractura hidráulica.
Desde una perspectiva climática, el gas de esquisto es ciertamente peor que el convencional, indicó Zeke Hausfather, especialista en energía de Efficiency 2.0, en Nueva York, que trabaja con compañías de electricidad.
Pero Hausfather cuestiona los resultados de Howarth sobre que el gas de esquisto es peor que el carbón, pues este último libera más dióxido de carbono y, mientras el metano se mantiene en la atmósfera solo una década, el CO2 permanece miles de años.
"Hay mucha incertidumbre respecto de la filtración de metano y la mayoría de las argumentaciones se basan en estimaciones", dijo Hausfather a IPS.
Frente a la fuerte resistencia de la industria, la Agencia de Protección Ambiental propuso normas que obliguen a capturar el metano cuando se complete la perforación. Son necesarias, pues las consideraciones económicas por sí solas no pudieron generar las reducciones necesarias, indicó Anthony Ingraffea, de la Universidad Cornell, y uno de los colaboradores de Howarth.
Pero conectar las filtraciones de metano al final de la producción, desde la boca del pozo a las tuberías de transmisión, las estaciones de compresión y las cañerías de distribución, de varias décadas de antigüedad, bajo las calles de ciudades y pueblos de Estados Unidos y Canadá, sería extraordinariamente caro, indicó Ingraffea.
"¿Se gastaría mejor el dinero en construir pequeñas redes de electricidad y usar otras tecnologías para avanzar hacia un futuro energético realmente verde?", preguntó (FIN/2012)
fuente: ipsnoticias.net Por Stephen Leahy
Tecnología neuquina para el petróleo se exporta a Mexico
foto/elcomahueonline.com.ar
“Vendimos el equipo y el know how”, dijo el socio de Grupo Oas
Un equipo que incorpora un novedoso sistema para “desparafinar” los pozos petroleros, desarrollado por una empresa del Parque Industrial local, será exportado en los próximos días a México. La Empresa vendió equipo y know how.
El sistema, según explicó una fuente vinculada a la empresa, fue concebido y fabricado por técnicos locales y se viene usando en la industria petrolera de la región y actua como cuando uno destapa una caneria por dentro.A modo de comparación explicó que con los pozos ocurre algo similar a lo que pasa con las arterias dañadas del organismo humano: se angostan perdiendo conductividad.
Lo novedoso del equipo local es que en lugar de usar petróleo o agua caliente para destapar las cañerías, incorpora el vapor.“Vendimos el equipo y el know how”, dijo el socio de Grupo Oas, Marcelo Viaggio quien dijo a Río Negro que la firma opera en la desparafinación con agua y petróleo caliente a presión en la industria petrolera de la cuenca neuquina.
Sostuvo que “innovamos con el vapor” y en la incorporación de mayor confort para el operario del equipo y por eso nos llamaron de México, al tiempo que estimó que el mes que viene viajará un grupo de técnicos de la empresa para poner en marcha el equipo en un yacimiento situado en plena selva mexicana.Viaggio señaló que “supimos interpretar la necesidad de las empresas y los operarios y por eso tenemos la flexibilidad para realizar modificaciones”. Dijo que en agosto del año pasado, técnicos de una empresa que es contratista de Pemex viajaron a Neuquén para conocer in situ el funcionamiento del equipo y allí se pudo concretar el negocio.
“Desde el Parque Industrial de Neuquén estamos exportando tecnología al país que está al lado del país más importante del mundo y principal generador de todo el equipamiento petrolero”, dijo orgulloso Viaggio. El equipo que se venderá será móvil para trabajar en un área donde hay diez o doce pozos, de los 5.000 que posee el país centroamericano. El nombre del equipo es Hot Water Oil Steam que es fabricado íntegramente en la planta que posee en el PIN. El equipo permite aligerar la producción mediante la inyección de vapor, limpieza de equipos de tubing, equipos piletas y lineas de conducción y también dosificar productos químicos.
A diferencia de otros equipos que son separados, éste es un módulo compacto y automatizado que genera vapor, calienta agua, calienta petróleo, dosifica químicos, y los bombea en forma independiente o simultánea a alta presión y caudal, con o sin temperatura.
Otro derrame petrolero en Medanitos
foto/RioNegro.com.ar
Desde YPF aseguraron que los superficiarios no los dejaron entrar a reparar la pérdida.
La empresa YPF dijo que sería un sabotaje de los superficiarios que tienen parada la planta
Un significativo derrame de petróleo en el yacimiento Medanitos se registró durante la noche del jueves.
Desde la empresa YPF -que opera en lugar- dijeron que se habría tratado de un sabotaje ocasionado por los superficiarios que mantienen parada la planta, desde el pasado 23 de diciembre, a causa de un conflicto que se inició a raíz del pedido de la remediación ambiental en el lugar.
El derrame, según se informó, se produjo por varias pinchaduras en un oleoducto, lo que ocasionó que el petróleo comenzara a brotar y se extendiera por más de 200 metros a lo largo; como así también logró alcanzar más de 100 metros hacia cada uno de sus lados quedando como muestra la tierra ennegrecida por líquido espeso que traspasó la superficie.
A raíz de este hecho, los superficiarios -descendientes de Bibiana García- permitieron el acceso a las empresas TCB, RA Servicios, Astra y Mapu-Co que comenzaron a reparar el caño y a limpiar los sectores afectados por el derrame.
Excavando a pala
A punta de pico y pala, durante la mañana de ayer se pudo ver a operarios de Mapu-Co excavando pozos desde 30 a 60 centímetros de profundidad, conteniendo los residuos y en algunos casos, aún quedaban lamparones con líquido; en tanto, las máquinas cavaban las áreas más gruesas y la tierra contaminada era depositada en un camión de la petrolera TCB.
Si bien la empresa sostuvo que se habría tratado de un sabotaje, los propietarios del campo dijeron que “el campo está atravesado por caños de más de 40 años” y tal como pudo verse, los mismos están altamente corroídos, por lo que se colocó grampas en los tramos más dañados.
Los superficiarios -que acampan en el lugar desde el 23 de diciembre- manifestaron que “el jueves a la noche empezamos a escuchar un ruido extraño que parecía provenir de la tierra, como si se tratara de borbotones de agua en ebullición” y tras recorrer la zona, llamaron a la empresa para avisar lo sucedido, “pero no nos atendieron”, dijo una de las manifestantes en el lugar donde está el desperfecto.
Sin embargo, la petrolera no hizo referencia a ningún llamado y sostuvo su preocupación por lo sucedido y la urgencia de comenzar a realizar las tareas de remediación de la manera más urgente posible.
Vale destacar, que días pasado en el mismo yacimiento, la caída de un rayo afectó a la estación transformadora hecho que se sostuvo por cuatro días ya que el personal de YPF no habría tenido el permiso por parte de los superficiarios para ingresar al lugar a reparar el desperfecto.
El acontecimiento alertó a la petrolera ya que en eso de tener la planta paralizada significaba el desabastecimiento de crudo en áreas de Catriel y 25 de Mayo, situación que dio inicio al instancia de diálogo.
fuente: www.rionegro.com.ar
Bolivia: falta de pericia retrasa explotación de litio
foto/www.scidev.net
El Salar de Uyuni, en Bolivia, concentra alrededor de 40 por ciento de las reservas mundiales de litio
[LA PAZ, BOLIVIA] Los retrasos en los esfuerzos de Bolivia por capitalizar sus ricas reservas de litio están siendo en parte atribuidos a la falta de experiencia científica en la materia dentro del país.
La fuerte demanda mundial de carbonato de litio para baterías recargables de teléfonos celulares y computadoras portátiles ha triplicado su precio en menos de una década hasta alcanzar unos US$ 6.000 por tonelada.
Pero una planta piloto prevista para comenzar a producir carbonato de litio con fines de investigación en 2009 ha sido aplazada hasta mayo de 2012. Y la primera planta para industrializar la producción de litio —que originalmente se esperaba que comenzara a producir baterías de litio en 2014— ha sido retrasada hasta fines de 2015.
Luis Alberto Echazú, gerente de recursos evaporíticos de la estatal Corporación Minera Boliviana (Comibol), dijo a los medios locales el mes pasado (17 de enero) que ha habido retrasos en la firma de contratos, así como también desafíos técnicos, sociales y ambientales que explican los retrasos.
Pero algunos expertos también culpan a la falta de experiencia científica, y a la lenta respuesta de las universidades para hacer frente a las necesidades científicas del país.
Argentina, Bolivia y Chile tienen alrededor de 85 por ciento de las reservas mundiales conocidas de litio.
Bolivia tiene la mitad de ellas, principalmente en el Salar de Uyuni, pero no está logrando capitalizarlas, a pesar de que el gobierno boliviano emitió un decreto en 2008 para promover la explotación industrial de litio.
José Bustillos, director de investigación y desarrollo de la Gerencia Nacional de Recursos Evaporíticos (GNRE), dijo a SciDev.Net que se ha hecho un importante progreso desde entonces.
“GNRE se creó para desarrollar tecnología que permita obtener elementos de mayor valor agregado del Salar de Uyuni, se implementó un laboratorio de vanguardia para analizar salmueras y cristales, se formó un comité científico, y se construyó una plata piloto para la producción de carbonato de litio”, dijo.
Pero los críticos señalan que la producción aún no ha comenzado, ni siquiera en la planta piloto, a pesar del decreto de 2008 que comprometía al país comenzar a producir 40 toneladas mensuales de carbonato en un plazo de 18 meses.
Juan Carlos Zuleta, analista independiente, dijo a SciDev.Net que Bolivia carece de las condiciones científicas y tecnológicas necesarias para industrializar la producción de litio.
Las características climáticas, geológicas y químicas de Uyuni han dado lugar a elevados costos de producción, agregó. Las concentraciones de litio en la salmuera de Uyuni equivalen a una sexta parte de las que existen en el desierto de Atacama en Chile, por ejemplo, y el salar boliviano está sujeto a inundaciones estacionales.
Estos problemas requieren procesos innovadores de extracción, pero Bolivia carece de experiencia en explotación, extracción y procesamiento de esos minerales, explicó Zuleta, quien culpa a las universidades por no satisfacer las necesidades científicas del país.
Pedro Crespo, viceministro de Ciencia y Tecnología, admitió que el desmantelamiento del Instituto Minero Metalúrgico en 1985 condujo a una escasez de expertos en minería. “No se ha formado gente”, dijo a SciDev.Net, e instó a las universidades a aunar esfuerzos con el gobierno para contribuir a la capacitación en el sector minero.
Enrique Velazco, director ejecutivo de la Fundación INASET (Instituto de Asistencia Social, Económica y Tecnológica para la Industria), dijo a SciDev.Net que Bolivia necesitará mejores estrategias tecnológicas y geopolíticas si quiere transformarse en un jugador importante en el mercado mundial del litio.
“Parece que tenemos deficiencias importantes, no solo en recursos humanos calificados, sino también en acceso a la tecnología”, señaló Velazco.
fuente: scidev.net
CONSUMO RECORD HISTORICO
viernes, 17 de febrero de 2012
foto/www.msal.gov.ar
El miércoles se superó un nuevo tope histórico en la demanda de energía, al alcanzar los 21.949 megavatios.
La demanda del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) registró en enero una suba interanual de 5,5 por ciento y fue el mes en el que más energía eléctrica se consumió en la historia, superando el anterior record que se había registrado en julio pasado. Y la demanda de potencia registró, en promedio, un incremento de 8 por ciento. Así lo informó la Fundación para el Desarrollo Eléctrico (Fundelec), que indicó que también hubo record de consumo de potencia tanto en enero como durante los primeros días de febrero. Según el Ministerio de Planificación, ayer se superó un nuevo tope histórico en la demanda de energía, al alcanzar los 21.949 megavatios.
El término energía se refiere a la cantidad de electricidad requerida a lo largo de un día o semana, mientras que la potencia alude a la demanda de electricidad en un momento determinado. En enero, la demanda neta total del MEM fue de 10.793,2 gigavatios por hora (GWh), mientras que en el mismo período de 2011 había sido de 10.231 GWh. Es decir que hubo una suba interanual de 5,5 por ciento.
De este modo, enero quedó como el mes de mayor consumo eléctrico de la historia, por delante de julio de 2011 (10.562,6 GWh), agosto de 2011 (10.311,6 GWh) y enero de ese mismo año (10.231 GWh), los otros períodos donde se habían registrado marcas históricas. En lo referido a la comparación intermensual, la suba fue de 6,9 por ciento en comparación con el registro de diciembre de 2011.
Pero febrero no se queda atrás. El Ministerio de Planificación informó que anteayer se alcanzaron los 21.949 megavatios registrados a las 15.10. Este resultado superó al anterior, que había sido alcanzado el pasado 7 de febrero (21.907 megavatios). Según la cartera que conduce Julio De Vido, el sistema se encuentra operando normalmente con más de 2500 megavatios de reserva, “ya que desde 2003 la capacidad instalada aumentó más del 40 por ciento, es decir 7500 megavatios”.
Durante el primer mes del año, salvo Chubut, que utilizó más autogeneración, todas las empresas o provincias marcaron subas de sus requerimientos al MEM. Las principales fueron Santiago del Estero, que tuvo una suba de 22 por ciento, seguido por Jujuy (19 por ciento), San Juan (16 por ciento), San Luis (15 por ciento), Tucumán (15 por ciento), La Pampa (14 por ciento) y Mendoza (12 por ciento).
En relación con la demanda de potencia, enero de 2012 tuvo, en promedio, picos que fueron 8 por ciento mayores a los consumos de potencia del mismo período que 2011 y un 9,7 por ciento mayor a los de 2009.
Según Fudenlec, la matriz de generación eléctrica estuvo dada por el aporte hidroeléctrico en un 25,4 por ciento de la demanda, el nuclear 5,3 por ciento, y las generadoras de fuentes alternativas (eólicas y fotovoltaicas) aportaron un 0,03 por ciento. El resto fue a partir del gas.
fuente: www.pagina12.com.ar
Nuevo embate oficial contra YPF: ahora bloquearon exportaciones e importaciones
jueves, 16 de febrero de 2012
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La AFIP publicará en los próximos días la decisión en el boletín oficial
Menos de una semana después de que las provincias productoras de crudo y el Ministerio de Planificación, a cargo de Julio de Vido, difundieran un duro documento contra YPF –la mayor empresa del país–, el Gobierno reanudó la embestida contra la compañía que gestiona la familia Eskenazi y tiene a la española Repsol como principal accionista.
Esta vez canalizó el golpe a través de la AFIP, el ente recaudador que conduce Ricardo Echegaray, que sancionó a la empresa por la falta de pago de una deuda tributaria en concepto de cargo por una diferencia por derecho de exportación de gas, informó la agencia oficial Télam citando a fuentes del organismo recaudador.
Télam se refirió a una multa de u$s 8 millones. Fuentes al tanto de la sanción, en cambio, aseguraron que la penalización era más alta, dado que rondaba los $ 80 millones (unos u$s 18 millones).
Trascendió que la sanción será publicada en los próximos días en el Boletín Oficial, “en el marco de un listado de más de 300 empresas exportadoras e importadoras” que tienen diferencias con el fisco.
La sanción –que ya se encuentra vigente– consiste en la prohibición de la firma para realizar cualquier tipo de exportación o importación hasta tanto regularice su situación y abone el importe adeudado.
La petrolera fue sancionada debido a que prescribió el plazo de 10 días que tenía para regularizar su situación con el fisco por esta cuestión. Fuentes del mercado explicaron que se trata de una vieja disputa entre la empresa y el organismo que conduce Echegaray. Desde 2006 ambas partes vienen discutiendo qué precio hay que tener en cuenta a la hora de tributar por ventas al exterior. De acuerdo con la primera rige el valor de exportación, mientras que la segunda sostiene que es por la referencia de mercado.
La empresa decidió pagar la multa. Lo hará entre hoy y mañana, por lo que espera que se levanta la sanción. Pero de inmediato presentará un recurso ante el Tribunal Fiscal de la Nación para apelar la medida.En el mercado apuntaron que la sanción implica un número menor en el marco de su volumen de negocios. Pero el dato político es alarmante desde el punto de vista empresario, dado que implica la vuelta a la carga contra la compañía luego de una semana de aguas calmas.
En el sector también remarcan que es sugestiva la forma en que se dio a conocer la noticia. El cable de Télam fue difundido a las 8.05 de ayer, poco tiempo después tuvo amplia repercusión nacional e internacional. Luego de jornadas de recuperación, ayer los títulos de la empresa en el país cayeron un 4% en el mercado local y un 2,5% en Nueva York (ver más información pág. 4 de F&M). La multa de la AFIP le costó a la empresa más de u$s 300 millones en su valor de mercado, muy por encima de la sanción que deberá abonar por ventanilla.
En su primera aparición pública tras finalizar su licencia, a fines de enero, la presidenta Cristina Fernández, cargó contra YPF por la venta del precio del gasoil a precios superiores que en las estaciones de servicio, denunciando supuestas maniobras de cartelización. Y días después denunció falta de inversiones en exploración y producción para reducir importaciones de energía, que en realidad fueron en alza durante todo el kirchnerismo.La semana pasada, en tanto, el Gobierno y los líderes provinciales difundieron un documento criticando la falta de inversiones en el sector, y acusaron a la empresa como la principal responsable.
fuente: cronista.com
San Luis se prepara para ser productor de bioetanol
martes, 14 de febrero de 2012
"Esto generará muchos puestos de trabajo. Es importante porque estas inversiones ya no dependen de la promoción industrial", afirmó el mandatario. Diaser invertirá unos U$S 40 millones y empleará 60 personas para producir bioetanol en San Luis. Para cubrir la demanda de materia prima, la Provincia deberá subir un 25% su producción de maíz.
La planta será habilitada en 18 meses; se construirá sobre un terreno que cederá el Estado sanluiseño. Carlos Rendel, gerente de Diaser, dijo que producirán 250 m3 de etanol por día para destinarlo a destilerías y a la mezcla con nafta, como fija la ley de biocombustibles.
Para cumplir, precisará moler 650 toneladas de maíz por día, lo que implica cosechar 25.000 hectáreas por año. Por su parte, el jefe de operaciones aduaneras de la ZAL, Alejandro Gitto, dijo que el objetivo es captar la mayor cantidad de empresas y poder centralizar la mayor cantidad de movimientos por Villa Mercedes.
fuente: petrolnews.net
Enarsa aportará 30 millones de dólares para Aguada del Chañar
foto/patagoniaenbaires.com.ar
Neuquén - Gobernador Jorge Sapag
El gobernador Jorge Sapag adelantó ayer en esta ciudad que Energía Argentina Sociedad Anónima (Enarsa) dispuso 30 millones de dólares para que la empresa provincial Gas y Petróleo de Neuquén (G&P) lleve adelante nuevas perforaciones en Aguada del Chañar. Además, el mandatario provincial indicó que existe la intención de algunas empresas que fabrican equipos de perforación, y que actualmente los exportan al país, de radicarse en un futuro en la provincia de Neuquén para producir, en principio, parte de estas maquinarias, cuyo valor total ronda los 30 millones de dólares cada una.
Sapag recordó que "la provincia de Neuquén se encuentra dentro de los cinco reservorios con tecnología no convencional del mundo. Estamos hablando de recursos en el orden de los 25 mil millones de barriles en 6 mil kilómetros cuadrados de extensión, siendo que el descubrimiento más importante en la historia de América fue en Alaska, con 12 mil millones de barriles”.
En este sentido, sostuvo que “para llevar adelante este plan hacen falta 100 equipos de perforación nuevos, por lo que estamos hablando de unos 3 mil millones de dólares, y hay empresas proveedoras de equipos de perforación que actualmente están exportando equipos al país que nos han propuesto que, si hay un compromiso de parte de las empresas, se radicarían en la provincia para empezar a producir por lo menos las piezas metalúrgicas de estos equipos, hasta llegar a la fabricación completa de los mismos”.
PACTO FEDERAL
Respecto al acuerdo que se firmó el jueves con el gobierno nacional y los gremios del sector petrolero, el mandatario provincial aseguró que “no existe ninguna divergencia entre los gobernadores de las provincias productoras de gas y petróleo que integran la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (Ofephi), sino que la cuestión surge de disquisiciones periodísticas, y yo fui muy claro en mis declaraciones y además tengo muy buenas relaciones con todas las empresas productoras, los inversores y las empresas de servicios, porque son quienes invierten en Neuquén. Y también con los gobernadores del país y el gobierno nacional, por lo que es necesario unir fuerzas entre todos para producir el gas y el petróleo que necesita la República”.
MODIFICACIONES
“El jueves -agregó el gobernador neuquino- se firmaba el documento en el cual habíamos estado trabajando desde el lunes con todos los gobernadores. El miércoles a la noche, por iniciativa de Nación, se introdujeron algunos cambios en los considerandos donde había errores que daban a entender en este asunto de recursos y reservas, que es muy técnico, que no había tantas reservas y recursos, por lo que sugerí las modificaciones y se aclaró este punto. Es por eso que yo quiero darle un punto final al tema, si no se va a estar hablando largo y tendido sobre algo menor. Yo ratifico que la provincia de Neuquén tiene recursos y nosotros tenemos que generar un ámbito de mucha seguridad”. Además, volvió a aclarar que “en ningún momento estuvo en el orden del día la estatización de YPF, de la cual se habló siendo que no se trató. El tema es más inversión, más producción, elevar el estándar de las normas de control, por el tratamiento de las aguas”.
fuente: petrolnews.net
YPF eleva previsión recursos en Vaca Muerta
lunes, 13 de febrero de 2012
foto/www.repsol.com
VACA MUERTA- Los primeros resultados indicarían que un 77% de su área sería petróleo y el resto se repartiría entre gas húmedo y gas seco.
Repsol YPF ha encargado a Ryder Scott, compañía internacional especializada en la certificación de reservas y recursos de hidrocarburos, una auditoría externa de sus reservas y recursos contingentes y prospectivos no convencionales (shale oil/gas) procedentes de la formación Vaca Muerta, ubicada en determinadas concesiones de la cuenca neuquina. La evaluación técnica de las reservas probadas cumple con los criterios formales exigidos por la Comisión Nacional de Valores de Argentina y la U.S. Securities and Exchange Commission. Igualmente, la evaluación de los recursos contingentes y prospectivos cumple con los criterios formales exigidos por la Comisión Nacional de Valores de Argentina y los lineamientos del Petroleum Resources Management System de la Society of Petroleum Engineers.
Se estima que la formación Vaca Muerta se extiende sobre una superficie total de unos 30.000 km2 (7,4 millones de acres), de la que YPF tiene una participación neta de unos 12.000 km2 (3 millones de acres). Los primeros resultados indicarían que un 77% de su área sería petróleo y el resto se repartiría entre gas húmedo y gas seco.
El estudio realizado por Ryder Scott abarca un área total de 8.071 km2 (1.994.378 acres), donde Repsol YPF tiene una participación neta de 5.016 km2 (1.239.407 acres) dentro de la cuenca neuquina.
Dicho trabajo diferencia los volúmenes totales entre recursos prospectivos, recursos contingentes y reservas probadas, probables y posibles (las definiciones se detallan en el ANEXO IV).
Recursos y reservas de la formación Vaca Muerta
| Gross (100%) | Neto YPF | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Petróleo (Mbbl) | Condensado (Mbbl) | Gas (Mbep) | Gas (Mbep) | Petróleo (Mbbl) | Condensado (Mbbl) | Gas (TCF) | Total (Mbep) | |
| Recursos Prospectivos | 5.732 | 396 | 15.038 | 21.167 | 3.966 | 224 | 8.161 | 12.351 |
| Recursos Contingentes | 1.115 | 0 | 410 | 1.525 | 883 | 0 | 330 | 1.1213 |
| Reservas 3P | 81 | 0 | 35 | 116 | 81 | 0 | 35 | 116 |
| Posibles | 33 | 0 | 15 | 48 | 33 | 0 | 15 | 48 |
| Probables | 25 | 0 | 11 | 35 | 25 | 0 | 11 | 35 |
| Probadas | 23 | 0 | 10 | 33 | 23 | 0 | 10 | 33 |
Los estudios han determinado, en un área de 1.100 km2 una estimación de recursos contingentes asociados de 1.115 Mbbl de petróleo y 410 Mbep de gas, es decir, un total de 1.525 Mbep. Para la participación de YPF, estos recursos contingentes serían 883 Mbbl de petróleo y 330 Mbep de gas, un total de 1.213 Mbep.
Para poder llegar a estas estimaciones del potencial del área, YPF ha realizado un esfuerzo técnico en tiempo record liderando la exploración de recursos no convencionales en Argentina, tras revisar todas las tecnologías exitosas en EEUU, adaptándolas a los requerimientos geológicos del país. Para ello contó con la colaboración de empresas líderes en el desarrollo shale en EEUU que además, fruto de las expectativas que el shale Vaca Muerta generó, decidieron asociarse con YPF en diversas áreas para su exploración. El equipo técnico de Repsol YPF ha sido capaz de desarrollar desde 2009 un proyecto que en sus fases de exploración, delineación e inicio del desarrollo de la formación Vaca Muerta ha requerido más de 300 millones de dólares. A 31 de diciembre de 2011, ya se habían producido más de 700.000 barriles de petróleo equivalente provenientes de la formación Vaca Muerta.
Los positivos resultados obtenidos alientan a continuar con la actividad de exploración, para definir la extensión y productividad del yacimiento tanto en las áreas de petróleo, como en las de gas y gas húmedo de toda la cuenca. Continuando con la actividad, YPF, en algunos casos sola y en otros conjuntamente con diversos socios, realizará la perforación y terminación de 20 pozos exploratorios en el año 2012 para continuar investigando el potencial de los recursos prospectivos.
Con estos resultados, hasta la fecha, Argentina tiene la posibilidad de replicar la revolución que los hidrocarburos no convencionales ha significado para Estados Unidos, mediante el desarrollo masivo de los recursos de la formación Vaca Muerta.
El desarrollo del área delineada por YPF, en 1.100 km2, con unos recursos contingentes brutos de 1.525 Mbep, podría hacer posible incrementar en un 50% la producción actual de petróleo de Argentina. Para ello sería necesario acometer un plan de inversiones de unos 28.000 millones de dólares (brutos al 100%) en los próximos años para la realización de casi 2.000 pozos productivos de petróleo, para lo cual serían necesarios 60 equipos de perforación adicionales a los existentes en el país.
De confirmarse los resultados positivos de los pozos exploratorios en curso en el área de gas, se podría incrementar la producción de gas del país un 50%. Para ello se requeriría, en una primera etapa, perforar más de 1.000 pozos con una inversión superior a los 14.000 millones de dólares en los próximos años, requiriéndose 40 equipos de perforación adicionales a los existentes en el país actualmente.
Estos 100 nuevos equipos adicionales de perforación, para petróleo y gas, más que duplicarían el parque actual argentino que asciende a 80 unidades.
En caso de resultar exitosa la exploración en toda la formación Vaca Muerta e iniciar inmediatamente el desarrollo intensivo del área, en 10 años se podría duplicar la capacidad de producción de petróleo y gas actual de Argentina. Para ello sería necesario realizar un enorme esfuerzo inversor que alcanzaría los 25.000 millones de dólares por año para poder desarrollar todos los recursos prospectivos existentes.
Un programa de tal magnitud exige un importante aporte de capital a Argentina de los mercados internacionales; una potente industria nacional (equipamiento, servicios, etc.) y unos recursos humanos competitivos y de alta cualificación técnica ya que, en la captación de todo tipo de recursos Argentina compite con otros desarrollos similares en el mundo (Estados Unidos de América, China, Australia, Europa del Este, etc.).
fuente: www.oilproduction.net
Las provincias se unen contra petroleras
viernes, 10 de febrero de 2012
foto/www.ambitoenergetico.com.ar
"Hay que terminar con las avivadas. Voy a usar todos los elementos legales que tengo a mano para defender los intereses de los 40 millones de argentinos", puntualizó la Presidenta.
Las diez principales provincias productoras de petróleo protagonizarán un encuentro hoy en Buenos Aires y muchos hablan de la firma de un nuevo Pacto Federal de Hidrocarburos. Pero el gobernador mendocino, Francisco Pérez, intentó bajar las expectativas y aclaró que el encuentro será más que nada un simbolismo político de la lucha que el Gobierno nacional ha encarado contra las empresas del sector.
El cónclave, en principio, será para refuncionalizar la Organización de Estados Productores de Hidrocarburos (Ofephi) que quedó planchada con la presidencia del chubutense Mario Das Neves tras la ruptura de éste con los Kirchner. Cuando se buscan las motivaciones de esta acción aparece la necesidad de que los mandatarios justicialistas se encolumnen detrás de la Presidenta en su batalla contra las petroleras.
El encuentro se realizará en la sede de la Ofephi a partir de las 11, y estarán presentes también los gobernadores Martín Buzzi (Chubut) quien además preside el organismo y es el encargado de lanzar la iniciativa por parte del gobierno nacional; Jorge Sapag (Neuquén), Oscar Jorge (La Pampa), Eduardo Fellner (Jujuy), Juan Manuel Urtubey (Salta), Daniel Peralta (Santa Cruz), Fabiana Ríos (Tierra del Fuego), Alberto Weretilneck (Río Negro) y un enviado de Gildo Insfrán (Formosa). Por su parte, Pérez llegará a la Ofephi acompañado de su ministro de Infraestructura, Rolando Baldasso, y del director de Petróleo, Daniel Sánchez.
Aunque el encargado de timonear el cónclave de los gobernadores contra las petroleras es el ministro de Planificación Federal, Julio De Vido, en su lugar irá el secretario de Energía, Daniel Cameron, y Roberto Baratta, coordinador de Planificación y hombre fuerte del ministro en materia energética. Más allá de los actores visibles, ha sido la misma Cristina Fernández la mentora de la avanzada contra las empresas petroleras, la que anunció el mismo día que retomó su función después de su licencia médica.
Ese día, el 25 de enero, en Casa Rosada, la mandataria reclamó más inversiones en exploración y producción y se refirió particularmente a la situación de Mendoza. Concretamente, se quejó de que haya un precio en el Interior y otro en Capital y destacó que es un despropósito que los mendocinos paguen más que los porteños por el combustible siendo que poseen en su provincia la segunda refinería más grande del país.
"Hay que terminar con las avivadas. Voy a usar todos los elementos legales que tengo a mano para defender los intereses de los 40 millones de argentinos", puntualizó la Presidenta.
Inmediatamente después de los dichos de Cristina, el Gobernador mendocino salió a anunciar algo que en su agenda no estaba previsto: "El tema es que las petroleras son las que mejores balances tienen pero las que menos inversiones hacen y es en esto donde hay que aplicar la sintonía fina que dice la Presidenta". Desde entonces, Pérez viene anunciando el reencuentro de los representantes de la Ofephi que finalmente se realizará esta mañana.
Más allá de que hoy no se avance en la firma de un documento concreto, lo cierto es que los objetivos, más allá de la foto y del gesto político, serán, por un lado, poner en marcha mecanismos concretos para que las empresas aumenten la producción en un contexto de caída persistente de las reservas y la extracción de crudo y de gas. Y, por otro lado, empezar a delinear las sanciones que sufrirán las compañías que no garanticen esas metas, entre las que se destaca la quita anticipada de las concesiones.
Antes de recibir a los senadores del radicalismo por este tema (ver aparte), Pérez terminaba de delinear el informe que presentará al Gobierno nacional y que demuestra la caída de explotación y producción y que será usado por Cristina Fernández como documento testimonial para avanzar sobre las petroleras, en especial contra YPF. De acuerdo con números de la Secretaría de Energía, entre 2003 y 2010 la producción de petróleo disminuyó 20 % y la de gas 8 %.
En Neuquén (principal polo hidrocarburífero del país) la petrolera comandada por la familia Eskenazi invirtió U$S 340 millones en 2011, un 30 por ciento menos que en 2008, en la antesala de la crisis internacional, cuando colocó 500 millones, según datos nacionales. Mientras, en Mendoza, la caída de la producción del petróleo entre 2008 y 2010 fue del 20 %.
fuente: www.ambitoenergetico.com.ar
El costo de ser un país importador
lunes, 6 de febrero de 2012
petrolnews.net
Según los especialistas, las importaciones podrían trepar a u$s 12.000 millones este año
Mientras que en 2006 el país exportaba a la región hasta un 32% de su producción de crudo e importaba sólo una porción de gas natural para consumo doméstico, en 2011, la importación de energía alcanzó los u$s 9000 millones.
Y según los especialistas, esa cifra podría trepar a u$s 12.000 millones este año. En medio de su ofensiva contra las petroleras, la propia Cristina Kirchner hizo un tardío reconocimiento de la crisis energética y reclamó mayores inversiones. Las razones del desbarajuste.
Hasta 2006, el sector de la energía se destacaba más por su faceta económica y comercial que por su importancia estratégica como primer eslabón de cualquier cadena productiva de valor. La industria era señalada como uno de los grandes contribuyentes a la economía real.
Los números habilitaban esa lectura: la balanza comercial energética cerró ese año con un saldo a favor de u$s 6000 millones, que explicó un 50 por ciento del superávit comercial total del país, que rondó los u$s 12.000 millones. Eran tiempos de recuperación industrial y agropecuaria incipiente, anterior al boom de las ventas de vehículos y del consumo de equipos de aire acondicionado que levantaron exponencialmente la demanda de combustibles y energía eléctrica, respectivamente.
En 2006, la Argentina exportaba un 32% de su producción local de crudo, vendía derivados -fundamentalmente, naftas vírgenes para uso petroquímico- a varios países de la región, y sólo importaba desde Bolivia una pequeña porción de su consumo doméstico de gas natural. Cinco años después, el escenario es diametralmente opuesto. La propia Cristina Kirchner admitió la semana pasada, en medio de su renovada ofensiva contra las petroleras, que la importación de energía representó en 2011 el equivalente a dos puntos del PBI: alcanzó los u$s 9000 millones.
Y en 2012 podría llegar hasta los u$s 12.000 millones, según pronósticos de Daniel Montamat, ex secretario de Energía y ex titular de YPF en época estatal. Para echar más nafta al fuego, CFK también acusó a las petroleras de no invertir lo suficiente y cobrar sobreprecios a los combustibles, síntoma de una escalada que siguió luego con la información publicada en Página 12 -un medio que suele anticipar las posiciones oficiales- sobre los supuestos planes de la Casa Rosada para renacionalizar YPF.
En las últimas horas, a la embestida K se sumó también la presión de los gobernadores de las provincias petroleras, quienes la semana próxima darán a conocer un duro documento en el que exigirán una mayor producción de crudo con el fin de aumentar sus ingresos por regalías y los puestos de trabajo. Este clima de escalada se da, precisamente, luego de que el año energético produjera novedades poco felices: por primera vez en más de 10 años, la Argentina cerró en rojo su balanza comercial de energía. El déficit, que orillará los u$s 4000 millones, convierte al país en un importador neto de combustibles y electricidad.
En 2010, aun con una fuerte tendencia expansiva de las importaciones, el superávit había superado los u$s 1100 millones. Las razones de tal desbarajuste hay que buscarlas en una serie de factores que tienen como epicentro explicativo a la fuerte caída de la oferta local de petróleo y gas registrada en los últimos cinco años. La producción de crudo perdió un 30% desde 1998 a la fecha, y la de gas -que hegemoniza la matriz energética nacional, con un 51% del total- perdió un 8% desde 2006. Esa baja obligó a cubrir la demanda creciente de las usinas eléctricas y del parque automotor (se vendieron 900.000 nuevos vehículos en 2011), con importaciones de combustibles y electricidad.
DÉFICIT EN USINAS
La mayor parte del costo de importación de energía se destina a solventar la compra en el exterior del gasoil y fuel oil que consumen las centrales termoeléctricas. Son derivados alternativos al gas natural, que en los últimos tiempos cobraron cada vez más protagonismo por el estancamiento de la oferta del fluido. Por ese ítem, en 2011 salieron del país alrededor de u$s 4100 millones, según cálculos de Abeceb. "Frente a la caída de la producción local de energéticos, cualquier incremento de la demanda debe ser cubierto con importaciones.
Es un problema estructural que sólo se corregirá a mediano plazo en la medida en que se reactive la inversión exploratoria de nuevas reservas de hidrocarburos", advierte Jorge Lapeña, ex secretario de Energía. La expansión del parque eléctrico -que crece a una media del 7% anual desde 2006- tiene una particularidad: la nueva demanda se cubre, mayoritariamente, mediante la instalación de centrales térmicas -que funcionan con derivados fósiles-, en lugar de recurrir a otras tecnologías como la hidroelectricidad y la energía nuclear, con menores costos de combustible.Según números de Montamat & Asociados, con las centrales inauguradas este año, construidas en gran medida por iniciativa pública, la generación térmica alcanzó a representar un 60% del total de la oferta eléctrica. El parque consumió alrededor de 12.500 millones de metros cúbicos (MMm3) de gas natural, 2 MMm3 de gasoil y 2,65 millones de toneladas (Tn) de fueloil. "Un 16% del gas natural consumido en usinas es de origen importado, con picos del 25% durante el invierno", precisa Montamat. La situación de los combustibles líquidos es más preocupante: saturada su producción local, viene del exterior un 98% del diesel y un 60% del fuel oil que usan las plantas eléctricas.
Su importación corre por cuenta de Enarsa, la empresa estatal de energía, y de Cammesa, la compañía mixta que administra el mercado eléctrico, que responde a los designios del ministro de Planificación, Julio De Vido. No es casual que entre los dos organismos concentren más de las dos terceras partes de los subsidios energéticos que paga el Estado, que en 2011 acumularon más de $ 68.000 millones. Cammesa, encargada de importar fuel oil para las usinas, recibió más de $ 25.000 millones, mientras que la empresa presidida por Exequiel Espinosa se anotó otros $ 17.000 millones.
La creciente importación de energía no sólo complica por la salida de divisas, un capital estratégico para defender la soberanía económica, sino que también incrementa el gasto público. Sucede que a raíz del atraso de las tarifas de la luz y el gas -que a pesar de la quita de subsidios anunciada por el Gobierno continúan muy por debajo de los precios regionales-, lo que pagan los usuarios no alcanza para pagar la producción y compra de energía en el exterior. "Los precios de importación son mucho más caros que los que se manejan en la canasta local de energía. De ahí, gran parte de los productos que vienen del exterior incrementan las deudas de Cammesa y Enarsa con el Tesoro Nacional", explica Alieto Guadagni, ex secretario de Energía durante la presidencia de Eduardo Duhalde.
COSTO CRECIENTE
La necesidad de energía llevó al gobierno del ex presidente Néstor Kirchner a suscribir un convenio con su par brasileño para recibir hasta 1000 megawatt (Mw) de energía durante la temporada estival, cuando se produce el pico de consumo por el uso residencial de equipos de refrigeración. Se estima que la Argentina paga hasta u$s 400 por MWh por la electricidad brasileña, 10 veces más de lo que reciben, en promedio, los generadores locales. También se compra energía en Paraguay y Uruguay. Según Abeceb, esas operaciones demandaron en 2011 desembolsos del Estado por unos u$s 300 millones.
Planificar en el plano logístico la cadena de abastecimiento de las centrales eléctricas no es una tarea sencilla. Las usinas movilizan enormes cantidades de gasoil y fuel oil. Para muestra basta un botón: para cubrir los requerimientos de combustible de la central San Martín, construida al sur de Rosario, se movilizan hasta 100 camiones cisterna por día.En esa carrera, el gobierno de Cristina Kirchner decidió cubrirse las espaldas e incluir en la ley de Presupuesto 2012 la habilitación para importar sin impuestos hasta 7 MMm3 de gasoil y 800.000 m3 de naftas. Son números que representan hasta un 61% del consumo doméstico de gasoil y casi el 13% de la demanda total de naftas.
"Este año trajimos alrededor de 4 MMm3 de gasoil, si se combina el combustible importado para las centrales eléctricas y para el parque vehicular. Si bien para el año que viene el Presupuesto prevé la posibilidad de importar hasta 7 MMm3, es muy difícil que lleguemos a esa cantidad. Lo más probable es que se compre no más de 5 MMm3", explican en un despacho oficial, luego de excusarse por la precariedad de las estadísticas oficiales, dado que ni Enarsa ni Cammesa ni la Secretaría de Energía publican el detalle sobre las importaciones de combustibles realizadas.
EL GAS LICUADO, OTRO REFUERZO
El otro insumo energético que motoriza la importación es el LNG (sigla en inglés del Gas Natural Licuado) que llega por barco a las terminales de Bahía Blanca, inaugurada en 2008, y la de Escobar, incorporada en mayo pasado. Hace tres años, ese combustible se concebía como una alternativa para garantizar el suministro gasífero en situaciones de pico de demanda durante el invierno.
En 2008 se inyectaron, en promedio, cerca de 5 MMm3/día de LNG en el sistema. Sin embargo, a la par de la continua erosión de la oferta local del fluido -que según Montamat, cayó un 5% en 2011- y de la creciente demanda (se expande al 3% anual), la importación de LNG abandonó el traje de esporádico y se convirtió en un refuerzo permanente para el mercado gasífero argentino.
Hoy en día, las dos terminales regasificadoras, que tienen capacidad para procesar en conjunto hasta 32 MMm3/día del fluido, garantizan, en promedio, un 18% de la demanda del hidrocarburo, con picos de hasta el 25 por ciento. "Frente a la declinación de los grandes yacimientos de Neuquén, el Gobierno tomó la decisión de abastecer la demanda mediante la importación de LNG, que se paga hasta nueve veces más caro que el gas producido en la Argentina", advierte Lapeña.
El valor del LNG oscila entre los u$s 13 y los 18 por millón de BTU (unidad de medida), contra los u$s 2,5 que reciben las petroleras locales. El gas enviado a la terminal de Escobar es más oneroso debido a complejidades logísticas (el río no es tan profundo lo que obliga a utilizar buques más pequeños) que encarecen la operación. Con todo, según cálculos de Montamat, la importación del producto demandará este año cerca de u$s 1800 millones. Esa cifra crecerá en el futuro.
Según números de Nilda Minutti, gerente de Comercialización de Enarsa, en 2012 se importarán hasta 80 cargas de LNG, 20 más que este año. "Ya está comprado un 70% de los buques de Escobar y 30 cargas para Bahía Blanca", precisa la directiva. Por eso, los analistas señalan que la importación podría costar más de u$s 3800 millones. A eso hay que sumarle la construcción de una nueva terminal en Bahía Blanca, prevista por YPF para 2013 y la concreción de un acuerdo con Qatar Gas -la empresa estatal qatarí- para instalar una planta de LNG en Río Negro.
"El gas que llega por barco podría cubrir hasta un 40% de la demanda interna en los próximos años", advierte Montamat. La compra de gas desde Bolivia también va camino a aumentar. Según la adenda firmada por Cristina Kirchner y Evo Morales, los envíos del fluido desde el país del Altiplano deberían aumentar hasta 11 MMm3/día durante este mes. Hasta ahora se traían, en promedio, 7 MMm3/día. El precio del fluido boliviano ronda hoy los u$s 10,7 por millón de BTU, con lo cual la compra anual del recurso implicará un desembolso superior a los u$s 1500 millones, comprometiendo aún más las cuentas públicas.
fuente: www.cronista.com
San Juan: en un mes el sol aportará el 40% de la energía local
DiariodeCuyo.com.ar
Ubicación de la plata solar Cañada Honda
La crisis que vive la provincia en materia de generación de energía a través de su fuente tradicional, es decir la del tipo hidroeléctrica, ha provocado que cuando se ponga en marcha la planta solar de Cañada Honda en un mes, casi el 40% de la energía que se producirá en la provincia será gracias al aporte del sol. Es que con el dique Los Caracoles ‘’parado’’ (quedaron ‘out’ 120 MW); Quebrada de Ullum al mínimo, inyectando apenas unos 10 MW y lo que suma Cuesta del Viento, con otros 7 MW -aproximadamente-; entre el parque solar de Ullum (1,2 MW) y el flamante polo fotovoltaico sarmientino, que en su primera etapa aportará 5MW, englobarán un total de 6,2 Megavatios.
San Juan es hoy por hoy la única provincia del país que inyecta al Sistema Interconectado Nacional energía de este tipo y también la que hace punta en toda Sudamérica.
Para la inauguración están haciendo gestiones en el Gobierno provincial para que venga la presidenta Cristina Fernández de Kirchner, por lo que la fecha de inauguración fluctúa entre los últimos días de este mes y los primeros de marzo, aunque en un principio querían que sea mientras se desarrollara la Fiesta Nacional del Sol -entre 22 y 25 de este mes-, pero esa fecha ya quedó prácticamente descartada.
Desde el año 2003 a esta parte, el kirchnerismo ha encarado un ambicioso plan para el desarrollo de energías limpias, principalmente la eólica y solar; mientras que por su parte San Juan lanzó la licitación a fin del 2011 para que una consultora realice un completo mapeo en toda la geografía local para ubicar las zonas con mayor potencial para la explotación del viento, ya que en materia solar se sabe que los niveles de radiación que promedia la provincia son los óptimos.
EL GIGANTE SARMIENTINO
La planta solar de Cañada Honda está previsto que para marzo del año que viene tenga sus 4 fases listas, para así llegar a disponer de una potencia absoluta de 20 Megavatios, ubicándola entre las más importantes de todo el planeta. En esta primera etapa, en donde ya tendrán luz verde los primeros 5 Megavatios, la firma Emgasud S.A. habrá invertido la friolera de 25.900.000 de dólares, es decir unos 110.590.000 de pesos, precisó a DIARIO DE CUYO Maximiliano Ivanissevich, director de Relaciones Institucionales de la firma. Además agregó que en la etapa de construcción del parque se están ocupando 125 personas, de las cuales el 80% son oriundas del sitio donde se emplaza la obra.
Según precisaron desde la empresa, ya están ajustando los últimos detalles para que cuanto antes empiecen las pruebas de generación. En el predio de 84 hectáreas, que se ubica sobre ruta 153, 9 km al Oeste de ruta 40, en el distrito de Cañada Honda, Sarmiento, han colocado 25.116 paneles fijos (anclados en 1.196 estructuras metálicas). Con la energía que produzca en esta primera fase de desarrollo, esta planta a lo largo de 12 meses cubrirá las necesidades de 3.200 hogares sanjuaninos.
‘Es un gran orgullo estar trabajando en el desarrollo de estas energías y que mejor que hacerlo en una provincia en que se tomó como política de Estado. Esto es una parte de lo que planeamos, que es poner a disposición de la Argentina 20 Megavatios más’’, explicó Ivanissevich.
fuente: Diario de Cuyo
Nacionalizar YPF le costaría caro a Argentina, dicen analistas
Los rumores de que el Gobierno de Argentina nacionalizará la petrolera YPF SA han aumentado recientemente, pero los analistas lo consideran improbable porque sería demasiado caro.
PetroNews
"Lo veo posible, pero no muy probable", dijo Daniel Kerner
"Lo veo posible, pero no muy probable", dijo Daniel Kerner, analista de Eurasia Group. "No hay modo fácil de hacerlo y no creo que tengan el dinero". El domingo, el diario afín al Gobierno Página 12 volvió a revivir los rumores al decir que miembros del Ejecutivo habían estado debatiendo la expropiación de YPF.
Portavoces del Gobierno han rehusado comentar el artículo, lo que ha alimentado los rumores aún más. La acción de YPF se desplomó un 10% el lunes, pero el martes no registró cambios.
Un portavoz de YPF declinó hacer comentarios. Los analistas indican que el valor de mercado de YPF asciende en total a unos US$15.000 millones, lo que significa que el Gobierno tendría que gastar cerca de la mitad de esa cantidad para comprar una participación mayoritaria en el grupo. Pero los meros rumores de una adquisición podrían seguir haciendo caer el precio, abaratando la operación.
Aunque la española Repsol YPF SA posee la mayoría del capital de YPF, el grupo argentino está principalmente gestionado por la familia argentina Ezkenazi, que controla un 25% del capital a través de su holding Grupo Petersen. "Para el Gobierno sería un suicidio absorber una compañía como YPF", dijo Carlos Pierro, consultor energético y ex presidente de YPF. "Habría que pagar a los accionistas lo que se les debe. El Gobierno está intentando reducir el gasto y no tiene el dinero. Si no se paga a los accionistas, se acaba aislado del mundo. Sería desastroso para el país".
Pierro dijo que el Gobierno simplemente intenta presionar a YPF para que invierta más en exploración y producción tras una década en la que han caído las reservas nacionales y la producción. El hecho de que el artículo de Página 12 desatara tales rumores indica lo impredecible que parece el Gobierno a los inversionistas Pero esta reacción es comprensible en vista de la incertidumbre de los inversionistas de un día para otro por la tendencia del Gobierno a aplicar amplias reformas.
Esto ocurrió en 2008, cuando Kirchner anunció la nacionalización del sistema de pensiones del país, que tenía un volumen de US$30.000 millones. Ese mismo año, el Congreso votó la expropiación de la aerolínea de bandera Aerolíneas Argentinas, propiedad del español Grupo Marsans. Pero la nacionalización de YPF sería distinta, según Kerner. "No se ha hecho con una compañía real cuyas acciones se negocien así fuera del país", dijo. "Sería una señal muy mala para la economía".
Para comprar acciones de YPF, el Gobierno probablemente tendría que utilizar parte de los US$46.700 millones que el banco central tiene en divisas. Pero las necesita para pagar la deuda y podría no recuperarlos fácilmente, indicó Kerner. Con todo, en 2005, el Gobierno dijo que utilizaría las reservas para pagar la totalidad de sus casi US$10.000 millones de deuda al Fondo Monetario Internacional. Esto sorprendió a los observadores, que dijeron que el día antes algo así habría sido casi impensable. Funcionarios estatales como la propia presidenta Cristina Fernández de Kirchner, se muestran frustrados por lo que consideran escasas inversiones en producción de gas y petróleo.
Varios ejecutivos del sector culpan de esto a las políticas energéticas estatales, principalmente los límites de precios de gas, petróleo y electricidad. La producción de petróleo bajó un 18% entre 2003 y 2010, según un documento publicado por ocho ex secretarios de energía. Las reservas de petróleo probadas bajaron un 11% a 393 millones de metros cúbicos. Por su parte, la producción de gas natural se redujo un 43% a 379.000 millones de metros cúbicos en 2010, mientras que las reservas cayeron un 8%.
La semana pasada, la presidenta argentina criticó a las petroleras por no aumentar la producción. Dijo que eso había obligado al Gobierno a importar combustible por valor de US$9.400 millones el año pasado, más del doble de lo importado en 2010. También dijo que las empresas habían actuado como un cártel para cobrar en exceso por el combustible que venden a las empresas de transporte. YPF negó las acusaciones y dijo que invirtió US$3.000 millones el año pasado en exploración y producción.
En 2010, YPF anunció que había encontrado unos 4,5 billones de pies cúbicos de gas de esquisto no convencional y en noviembre confirmó la existencia de 927 millones de barriles de petróleo no convencional. Pero eso no bastó a la presidenta, que dijo en su discurso que las petroleras deben hacer más. "Se acabó la época de los chanchullos", aseguró.
fuente: The Wall Street Journal
Un informe de EE.UU. indica que Chubut tiene Shale Gas
ambitoenergetico.net
Advanced Resourses reportó en abril de 2011 dos formaciones de la cuenca del Golfo San Jorge que contendrían hidrocarburos no convencionales
A pedido del gobierno de Barack Obama, Advanced Resourses reportó en abril de 2011 dos formaciones de la cuenca del Golfo San Jorge que contendrían hidrocarburos no convencionales. Otro informe elaborado en Chile afirma que el shale gas de esta región es económicamente extraíble.
Después de más 100 años de explotación tradicional de petróleo y gas, el Estado de Chubut abrió las puertas a la búsqueda de hidrocarburos no convencionales. Estas tareas de exploración se lanzan considerando que a futuro los yacimientos maduros declinarán su producción.
Advanced Resourses, consultora contratada por el Departamento de Energía del gobierno de Estados Unidos para relevar los lugares del mundo donde existirían yacimientos petroleros no convencionales, señala en un informe publicado en abril de 2011 que hay dos formaciones con potencial en shale gas en la cuenca del Golfo San Jorge: Aguada Bandera y el Pozo D-129.
Bajo el título “Recursos de Shale Gas en el mundo: una evaluación inicial en 14 regiones fuera de EE.UU.”, Advanced Resourses ubica el potencial del gas exquisito en todos los continentes. Allí incluyeron a la cuenca del Golfo San Jorge con la Neuquina y la Austral. Y consideran que Argentina se convertirá en la tercera productora mundial de shale gas.
El shale gas es el gas natural, sólo que tiene una procedencia diferente: está en una estructura foliada por lo que extraerlo requiere técnicas particulares. Además del shale existen otros tipos como el tight gas, que sería el de mayores posibilidades de encontrarse en el Golfo San Jorge.
POTENCIAL EXQUISITO
“La Cuenca Neuquina de Argentina aparece como la de mayor futuro. También en Argentina el gas exquisito de las cuencas del Golfo San Jorge y Austral-Magallanes tienen un buen potencial, aunque su alto contenido de arcilla podría resultar un riesgo en estos depósitos”, explica el relevamiento.
De acuerdo al estudio de Advanced Resourses, en el caso del Golfo San Jorge se divide en dos cuencas de shale: Aguada Bandera y Pozo D-129. La primera tiene aproximadamente 50 Tcf (trillones de pies cúbicos, por sus siglas en inglés) de shale gas recuperable y la segunda tiene 45 Tcf.
Los valores son inferiores a los detectados en Vaca Muerta, Neuquén, la nave insignia de YPF en materia de yacimientos de shale gas, que cuenta con recursos recuperables rondan los 240 Tcf. Mientras, la cuenca Austral tendría dos formaciones: Inoceramus con 84 Tcf y Magnas Verdes con 88 Tcf.
“EE.UU. logró revertir su producción con esta tecnología que actualmente está en Neuquén”, señaló el viernes Ezequiel Cufré, ministro de Hidrocarburos de Chubut, al anunciar que la provincia está interesada en explorar sus yacimientos no convencionales. “Si las operadoras acompañan, lo haremos en conjunto. Y si no, la provincia lo va a hacer por sus propios medios”, agregó.“La revolución del Shale Gas”, otro informe elaborado por la Escuela de Ingeniería de la Pontificia Universidad Católica de Chile en mayo de 2011, afirma que el mismo es demostrado y económicamente extraíble. Y brinda alternativas para transportarlo y comercializarlo.
“El shale gas de la cuenca Golfo San Jorge tendría que ser transportado (como GNL) a algún gasoducto aledaño; o en su defecto, habría que invertir en un nuevo gasoducto en la región. La primera alternativa es factible si los precios de venta son menores que los de las importaciones de GNL por barco”, sostiene el texto.
NUEVOS HORIZONTES
Además de la exploración de shale gas, Chubut tiene varias concesiones en áreas marginales (zonas de bajo rendimiento, pero con petróleo y gas recuperable). La búsqueda de petróleo en el mar fracasó en 2010 por no ser viable comercialmente, aunque las operadoras siguen interesadas en invertir en áreas offshore.
Los yacimientos no convencionales requieren inversiones tecnológicas, en especial para administrar la técnica denominada fracking o fracturamiento hidráulico para aumentar el flujo de petróleo o gas de un pozo.
El fracking consiste en crear, con perforaciones horizontales, una red de fracturas interconectadas que sirven como espacios de poros para el movimiento de petróleo y gas natural.
Unido a la polémica en EE.UU. debido al gran volumen de agua que necesitan las empresas para realizar la fractura hidráulica, este método ha logrado que los yacimientos no convencionales salgan de su letargo para convertir zonas improductivas en verdaderas reservas de petróleo y gas natural.
De este modo, Chubut pretende ampliar sus horizontes productivos atrayendo inversiones exploratorias en shale gas.
fuente: El Patagónico
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