ANUARIO IPD 2011-2012 BY PRENSA ENERGETICA by gsalip gaston

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Editorial Staff U$S 10.000 millones al año de inversión Editor-in-Chief: Daniel Barneda danielbarneda@prensa-energetica.com.ar

Publisher: Gastón Salip gastonsalip@prensa-energetica.com.ar

Art & Design: Synergia@fibertel.com.ar

Printed on: COGTAL

Fuente: Empresas, Secretaría de Energía, IAPG, The New Says, Prensa Energética, La Nación, Petroenergía, Petronews, Reuters, Agencia EFE, El Cronista. Anuario IPD es una publicacion de SYNERGIA comunicaciones integradas. registro de propiedad intelectual en tramite. Las notas publicadas no necesariamente representan la opinion de los editores. el nombre y logo anuario IPD son propiedad de Synergia. prohibida su reproduccion parcial o total (ley 11.723) todos los derechos reservados. Miralla 626 - PB 4, (CP 1440), CABA ARGENTINA

El saldo de la balanza comercial energética en el 2010 todavía fue positivo en unos 1000 millones de dólares (incluyendo la electricidad). Este año, por las mayores cantidades a importarse, y por la suba del precio del petróleo (que repercute en toda la canasta energética importada) la balanza comercial será deficitaria (algunas estimaciones calculan el déficit en 3000 millones de dólares). El cambio de signo en la balanza comercial del sector es un problema para las cuentas externas: la energía antes proveía dólares, ahora los demanda. En el 2005- explica Daniel Montamat, ex secretario de Energía de la Nación-, la mitad del saldo comercial total del país fue provisto por las exportaciones de energía (6.400 millones de dólares). Si este año la balanza es deficitaria, el golpe a las cuentas externas se magnifica por el cambio de signo. Pero el problema recién empieza; bajo estas reglas de juego la dependencia de la energía importada va a crecer exponencialmente todos los años. De persistir la tendencia, aún asumiendo a futuro un crecimiento económico moderado de un 3% acumulado anual, el déficit del balance comercial energético se proyecta en 20.000 millones de dólares hacia el 2025. Toda una señal para los que tienen memoria y recuerdan las recurrentes crisis de balance de pagos, y las explosiones devaluatorias que le sucedieron. La cotización de la soja y otros commodities de exportación pueden servirnos como bálsamo temporario, pero la cuenta energética de importaciones va a complicar los cálculos más optimistas. En opinión de Montamat, en un país que necesita desarrollarse e invertir más (alcanzar una tasa anual de inversión bruta de un 25% del producto), las restricciones energéticas son disuasivas de nuevas inversiones productivas. Para que crezca la tasa de inversión económica urge despejar la incógnita energética; pero a su vez, para superar el cuello de botella energético urge aumentar la inversión en el sector. Como el sector energético se ha descapitalizado en estos años (depredamos el stock de reservas probadas de gas) la inversión en energía para acompañar una tasa de crecimiento del producto de 5/6% anual requerirá un monto anual de más de dos puntos del producto. Alrededor de 10.000 millones de dólares al año, entre petróleo, gas y electricidad. Para aumentar la exploración y descubrir nuevas reservas, para desarrollar los recursos no convencionales y revertir la caída productiva, para ampliar la capacidad de refinación, y para incorporar entre 1000 y 1200 MW de potencia por año diversificando las fuentes de generación. Todo un desafío para la política de Estado que necesita el sector.

Daniel Barneda

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Sumario Inauguran RENESA en Neuquén

Energía eólica en Achira y Las Vertientes

Gasoducto Juana Azurduy

Planta productora de gases en Pilar

"Global Sustainable Electricity Partnership"

Electroducto de alta tensión

Inauguran el tramo Sur de la línea eléctrica de alta tensión Comahue-Cuyo

Fusiones & adquisiciones

Primer pozo horizontal multifracturado shale gas de Latinoamérica

Central Nucleoeléctrica Atucha II

Primer Parque Eólico en Santiago del Estero

Parque Eólico Rawson

Gas no convencional al norte de Loma La Lata

“Joint venture” para explorar shale gas en Neuquén

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Proyectos de Inversión Inauguran RENESA en Neuquén

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sur de la provincia de Buenos Aires desde el mes de enero. Además, durante el acto el CEO y propietario de Más Energía anunció la construcción de una segunda refinería en el mismo lugar –RENESA II– en los próximos cuatro años por un monto total de 420 millones de dólares que producirá nafta, gas oil y asfalto. Entre las dos plantas el grupo pasará a producir el 9.3% del total de mercado. RENESA fue adquirida por el Grupo Más Energía en el año 2007 y se ubica quinta en la producción de naftas en el país. La elaboración de combustibles de la nueva refinería de la empresa representa tres veces la demanda total de naftas de Neuquén, el 90% de la demanda del área de influencia (Neuquén, Mendoza, Río Negro, La Pampa) y el 100% de la demanda de nafta súper de la misma área. Los últimos proyectos similares fueron la planta de isomerización de Shell CAPSA (1997) y la planta de reformación catalítica Refinor (1998). De capitales nacionales, se constituyó en 2010 para unificar los distintos negocios iniciados a partir de la creación de Petrolera Argentina en 2001 tras la compra de la compañía PASA. Las empresas que integran el Grupo son Petrolera Argentina (petróleo y refinación), Maikop (producción de biodiesel), UMBER (transporte y logística), y Refinadora Neuquina S.A./RENESA (producción de combustibles, GLP y electricidad). El Grupo se constituyó para aportar un enfoque innovador y soluciones en el sector de la refinación de petróleo. Entre empleados directos e indirectos trabajan más de 500 personas. L

Hacía 14 años que no se invertía en una planta similar en el país. Producirá el 7.5% de las naftas del mercado. El presidente y dueño de la empresa, Miguel Schvartzbaum, anunció la construcción de una nueva central para los próximos años. El Estado Nacional ahorrará 1600 millones de pesos anuales en importación de combustibles. “Aportaremos al mercado el 7.5% del volumen de nafta del país, lo que le va a permitir al Estado Nacional ahorrar mas de 1600 millones de pesos anuales de importación de combustibles. Me enorgullece decir que somos los primeros productores de naftas en el país de capitales nacionales detrás de las empresas multinacionales”, afirmó Miguel Schvartzbaum, presidente del Grupo Más Energía, durante la inauguración de la nueva planta de Refinadora Neuquina S.A. (RENESA) perteneciente a la empresa Petrolera Argentina, ambas integrantes del mismo holding encabezado por el empresario. RENESA producirá anualmente 2.200.000 garrafas de GLP (gas licuado de petróleo) y 445 mil m3 de naftas para consumo automotor, desde la nueva refinería ubicada en la ciudad neuquina de Cutral-Có. La obra –de una inversión total de 135 millones de dólares– se llevó adelante a través del programa Refino Plus lanzado por el Gobierno en 2008, otorga beneficios fiscales a empresas que produzcan combustibles en los lugares de extracción de crudo y, en este caso, llegó a cubrir el 50% del emprendimiento. RENESA permitirá abastecer las necesidades de Neuquén, Río Negro, La Pampa, sur de Mendoza y

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Proyectos de Inversión Gasoducto Juana Azurduy

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en los últimos ocho años. “Hay un millón y medio de hogares más que tienen gas. Un 26% más que en 2003”, apuntó. • Caracteristicas: El ducto en Bolivia tiene 13 kilómetros y 32 pulgadas de diámetro y se extiende desde Campo Margarita, en el departamento sureño de Tarija, hasta Madrejones, fronteriza con Argentina. La construcción de ese gasoducto, iniciada en diciembre de 2010, forma parte de los acuerdos binacionales que firmaron ambos presidentes en marzo de este año, en el contexto de la primera addenda al contrato de exportación de gas natural vigente desde 2006. En la Argentina, el gasoducto tiene una longitud de 35 kilómetros, desde Refinor hasta Campo Durán. Ese gasoducto se unirá al Gasoducto Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA). La compañía local Vertúa estuvo a cargo de su construcción, que demandó una inversión de 180 millones de dólares. De 32 kilómetros de extensión, el gasoducto aportará entre 7,7 millones y 11 millones de Metros Cúbicos por día (MMmcd) y tendrá la capacidad de atender la demanda incremental en función al compromiso contractual de exportación del energético, el que se calcula en 11,6 millones para el invierno de 2012 y 13,5 millones de metros cúbicos en 2013. Por su parte, el Contrato de Compra-Venta de Gas Natural celebrado entre Enarsa y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), en 2006, compromete a las partes a entregar y recibir respectivamente cantidades crecientes de gas natural entre los años 2010 y 2027. L

La Presidenta Cristina Fernández y su par de Bolivia, Evo Morales, inauguraron el Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA). La presidenta Cristina Fernández explicó que el nuevo gasoducto es de “48 kilómetros que van a inyectar 7 millones y medio de metros cúbicos por día. La capacidad del ducto va a llegar a 27 millones de metros cúbicos por día”. Señaló que “sin este gasoducto es imposible construir el otro gasoducto, el gasoducto del noreste argentino”, que va a beneficiar a las provincias de Misiones, Corrientes, Formosa, Chaco, el este de Salta y el norte de Santa Fe, que no cuentan actualmente con gas natural. En ese sentido, indicó que el gasoducto del noreste “va a tener un costo de 25 mil millones de pesos para proveer gas natural a estas provincias”. La jefa de Estado afirmó que con esta obra “estamos beneficiando a más de 3 millones de argentinos que en el noreste hoy no cuentan con este vital elemento”. Por otra parte, resaltó que “Argentina invertía en infraestructura en 2003 1810 millones de pesos. En 2011 el presupuesto es casi 70 mil millones de pesos. Hemos crecido casi 28 veces desde aquel 2003”. “Hemos hecho ampliaciones de gasoductos por 25,8 millones de metros cúbicos por día”, afirmó. Respecto al consumo de gas, puntualizó que en 2003 era de “118 millones de metros cúblicos al día; hoy estamos consumiendo 144 millones de metros cúbicos al día. Esto explica por qué hemos tenido un crecimiento del PBI de casi 80%”

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Proyectos de Inversión Primer pozo horizontal multifracturado shale gas de Latinoamérica Apache presentó nueva tecnología de extracción. A 35 kilómetros de Zapala, en el yacimiento Anticlinal Campamento- Formación: “Los Molles”, Provincia del Neuquén-, la empresa Apache perforó el primer pozo horizontal multifracturado de Latinoamérica. La tecnología que se probó en Zapala, con equipos que se importaron para poner en marcha el yacimiento y que nunca se habían utilizado en los niveles de potencia y presión que demandó, permitirá explotar de un modo más eficiente los recursos que, de la mano de los recursos neuquinos, ubican al país como el tercer reservorio mundial de gas no convencional del mundo. El pozo, denominado ACO 2011-H, demandó 24.000.000 de dólares de inversión total y se suma a otros tres no convencionales que Apache tiene en la provincia: La Calera, donde se perforó hasta los 5.000 metros, Huacalera, a 4.100 metros; y Cortadera, que va por 2.800 metros sobre un estimado de 4.300 de profundidad. Apache presentará antes de fin de año un segundo pozo de perforación horizontal, con el mismo método que se utilizó en Zapala, pero en la formación Vaca Muerta. En total, concentraron 70 millones de dólares sólo en la exploración. Durante una recorrida por el yacimiento, Apache presentó el trabajo de los últimos seis meses en el área. Fueron 186 días de perforación, primero vertical, hasta llegar a más de 3.600 metros de profun-

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didad. En ese punto se trazó una curva horizontal, que llevó la perforación hasta los 4.452 metros de longitud total, donde se fracturó en diez lugares la roca madre, de bajísima permeabilidad.

• Perforación: 6 meses (186 días) de trabajo (1 1/2 meses para el tramo vertical; 2 1/2 meses para el trazado de la curva y 2 meses para el tramo horizontal). Profundidad: 3.600 metros verticales y trayectoria horizontal de 900 metros en “Los Molles”. Longitud total: 4.452 metros. Complejidad: Alta presión y temperatura e inestabilidad, inestabilidad de las paredes del pozo incrementada por la horizontalidad.

Equipamiento muy exigido a niveles nunca antes vistos en Argentina. Arena de fractura para la operación: 30.000 bolsas (1.500 toneladas). La operación requirió el almacenamiento de 30.000 m3 de agua. Cada fractura requirió aproximadamente 6 horas de bombeo a máxima potencia. Operación seguida en tiempo real desde la casa matriz de Apache en Houston.

• Terminación: Operación de fracturas múltiples en pozo horizontal primera en su tipo en Latinoamérica. 10 fracturas hidráulicas de 3.000 m3 de agua cada una. Presión: 12.000 psi* (lo habitual está entre los 5.000 y 8.000 psi). Potencia de equipos en locación 32.000 HP (una fractura normal entre 6.000 y 8.000 HP).

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Proyectos de Inversión Central Nucleoeléctrica Atucha II Después de 31 años del comienzo de su construcción, la presidenta Cristina Fernández de Kirchner presidió la primera fase de la puesta en marcha de la central nucleoeléctrica de Atucha II, ubicada en esta ciudad bonaerense, que aportará 745 megavatios al sistema eléctrico interconectado nacional y que demandó una inversión $10.200 millones. Atucha II es la tercera central nuclear del sistema eléctrico argentino y se suma a las ya existentes Atucha I, que aporta 335 megavatios, y Embalse que contribuye con 600 megavatios. Desde 2003 se incorporaron al sistema 7.422 megavatios, que suponen una ampliación del 41,5 por ciento de la potencia eléctrica del país.

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El ingreso de Atucha II eleva esta cifra a 8.122 megavatios y el porcentaje a 45,4 por ciento. Estas centrales nucleares argentinas proveen actualmente el 7% de la energía eléctrica del país y el año próximo, cuando Atucha II entre en funcionamiento, aportarán el 10 por ciento. Todas las entidades del sector nuclear argentino (CNEA, CONUAR, ENSI, DIOXITEK e INVAP) colaboraron con la empresa Nucleoeléctrica Argentina para el proyecto Atucha II. Tanto el agua pesada como los elementos combustibles necesarios para la puesta en marcha y futuro funcionamiento de la central son producidos en el país. Respecto de la creación de fuentes de trabajo, el proyecto Atucha II, en el período de máxima actividad de montaje, ocupó a más de 6.900 personas en forma directa. La construcción de la central se inició en 1980, fue paralizada en 1994 y se la recomenzó en 2006. El director del proyecto de la central, José Luis Antúnez, dijo que Atucha II abastecerá el 4% del consumo eléctrico nacional, que abarca a cerca de 1.600.000 personas. En declaraciones formuladas en la central, en el marco del inicio del proceso de puesta en marcha, Antúnez recordó que Atucha II proveerá de 745 megavatios al sistema interconectado nacional y que demandó una inversión de 10.200 millones de pesos. Dijo que la central será puesta comercialmente en marcha en forma definitiva en el segundo semestre del año 2012. Al comparar Atucha II con Atucha I, dijo que son centrales

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las centrales nucleares tienen la ventaja que no producen dióxido de carbono, que es lo que contribuye al efecto invernadero. Describió que "el combustible quemado en la central es almacenado en piletas de enfriamiento para su posterior utilización en reactores de otra tecnología, que ya está disponible hoy". "Recién después de esa segunda utilización, se van a generar residuos que son embebidos en vidrio y enterrados en capas geológicas estables", finalizó. L

"relativamente parecidas, pero se diferencian en que la más moderna genera el doble de potencial". Sostuvo que desde 2006 hasta hoy, la obra generó 42 millones de horas hombre de trabajo y señaló que en 2010 llegó a emplear a 6.900 personas. En forma habitual trabajarán en la central 700 personas y la vida útil de Atucha II será de 60 años. Desde el punto de vista del impacto a nivel ecológico, dijo que

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Proyectos de Inversión Primer Parque Eólico en Santiago del Estero El Parque, emplazado a 290 km de la capital provincial, supondrá una inversión del orden de los USD 20 millones y una potencia instalada de 8,4 MW. IMPSA, líder latinoamericano en energía renovable, anunció la firma del contrato con la Sociedad Enerse Sapem (Energía Santiago del Estero Sociedad Anónima con participación Estatal Mayoritaria) para el desarrollo del parque eólico El Jume, en el Departamento de Ojo de Agua, en la provincia de Santiago del Estero. La ceremonia de rubrica del acuerdo para la construcción, operación y mantenimiento del parque eólico, fue realizada el29 de Junio de 2011 en la Casa de Gobierno de la Provincia, y contó con la presencia del Gobernador Gerardo Zamora, y el CEO y Presidente de IMPSA Wind, Luis Pescarmona. El proyecto supondrá una inversión total del orden de los USD 20 Millones y prevé un total de 8,4 MW de potencia instalada. Por otra parte, el contrato firmado garantiza la entrega llave en mano de los equipos y de la operación y el mantenimiento de los aerogeneradores por un período de 5 años. El parque eólico El Jume, que será construido en un plazo de 12 meses, estará emplazado a 8 kilómetros al norte de la ciudad de Ojo de Agua y a 290 kilómetros de la capital de Santiago del Estero, en un predio de 750.000 m2 de superficie. y constará de 4 aerogeneradores que estarán montados sobre torres de 85 metros. Una vez concluido, el parque - que posiciona a Santiago del Estero como una de las principales provincias generadoras de

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este tipo de energía limpia - estará en condiciones de abastecer de energía renovable a 7.000 familias, evitando a su vez la emisión de 15.000 toneladas de CO2. 120 aerogeneradores para Brasil IMPSA Wind aumenta su capacidad de producción y firma un contrato con la compañía Hidroeléctrica de San Francisco (CHESF). El acuerdo sella la entrada de CHESF en el mercado de la energía eólica y pone en desarrollo al primer parque de la empresa. El parque será instalado en el municipio de Casa Nova, en el estado de Bahia, y está planificado para entrar en operación durante el año 2012. El monto del contrato se estima en USD 360 millones. Este contrato es fruto de la licitación de energía realizada en 2010, en la cual CHESF alcanzó un resultado positivo junto con IMPSA, quien previamente había sido seleccionada como proveedora de los equipos. Para el proyecto, IMPSA será responsable por la provisión de 120 aerogeneradores de 1,5 MW, todos producidos en la planta de IMPSA Wind en Pernambuco. Las máquinas poseen un rotor de 82 metros de diámetro y cada torre mide 100 metros sin el rotor. Casa Nova representará el mayor parque de Brasil, con una capacidad instalada de 180 MW o 510 millones de KW/hora, suficiente para abastecer a 320 mil hogares. Segunda fábrica en Río Grande do Sul Impsa construirá su segunda fábrica de generadores eólicos en el estado brasileño de Río Grande do Sul, desde

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sión en Uruguay de 500 megavatios en los próximos seis años. Los parques que Impsa construirá en Uruguay estarán ubicados al Este, en los departamentos de Lavalleja y Maldonado. El comienzo de las obras, previsto para las próximas semanas, demandará 18 meses y darán trabajo a 2.500 personas. La inversión será de US$ 165 millones. L

donde abastecerá a Uruguay. La empresa firmó con la eléctrica estatal uruguaya UTE un acuerdo de compra venta de energía, que determinará la construcción de dos parques eólicos con capacidad de generación de 65 megavatios, que permitirán abastecer con energía eléctrica a 92.500 hogares. La compañía ve un potencial de expan-

La respuesta necesaria para el éxito de nuestros clientes, en sus grandes proyectos de Ingeniería, construcción y servicios.

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Proyectos de Inversión Parque Eólico Rawson

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valente a las emisiones de 50.000 automotores. En el primer semestre de 2012 comenzarán las obras del parque eólico Madryn, que tendrá una potencia total instalada de 220 MW. Se instalarán 119 generadores Vestas, de la misma potencia que los ubicados en Rawson (1.8 MW), en una superficie de 6.500 ha y la empresa invertirá más de 510 millones de dólares. Para ajustar su imagen a la nueva visión de la empresa, en el corto plazo Emgasud dejará lugar a otra marca. Se espera realizar el lanzamiento de la nueva identidad en marzo de 2012. L

El parque eólico Rawson que fue inaugurado por la presidenta Cristina Fernández de Kirchner aportará 48,6 megavatios al Sistema Interconectado Nacional, y se construyó con una inversión de 144 millones de dólares a cargo de la empresa Emgasud. Se puso simbólicamente en marcha uno de los generadores del parque eólico que consta de 27 aeronavegadores vestas, de 1,8 megavatios cada uno. La entrada en operación se realizará en noviembre próximo y el módulo restante, el parque eólico II, entrará en operaciones en febrero de 2012. El gerente de energía eléctrica de Enarsa, Santiago Pierro, dijo a la prensa que la licitación para el parque eólico comenzó en 2009, y que procuraba obtener energía a partir de combustibles renovables. "La energía basada en fósiles se puede acabar o aumentar de precio, en cambio la energía renovable, como el caso del viento, es gratis siempre y da autonomía de manejo", explicó. Pierro dijo que el contrato de concesión se prolongará por 15 años, y que el proyecto generará empleo en sectores de la construcción y de mantenimiento del parque. El PER II comenzó la etapa de montaje el 28 de septiembre y finalizó el 19 de octubre (16 aerogeneradores). En el transcurso de este mes concluirán las tareas de conexión eléctrica a la ET de 132 kV. Está previsto que antes de fin de año el PER (80 MW) pueda entrar en operación comercial. La reducción de 150.000 tn de CO2 resulta equi-

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Proyectos de Inversión Gas no convencional al norte de Loma La Lata YPF confirmó la existencia de 927 millones de barriles equivalentes de petróleo de hidrocarburos no convencionales en una superficie de 428 km2 en el área Loma La Lata Norte, en la provincia de Neuquén, tras perforar y poner en producción 15 pozos verticales con volúmenes iniciales de entre 200 y 600 barriles diarios de shale oil de alta calidad que permiten tener a la fecha producciones en la zona de alrededor de 5000 barriles de petróleo equivalente diarios. Asimismo, la compañía delineó una nueva área productiva de 502 km2 de la formación Vaca Muerta, al poner en producción un nuevo descubrimiento en el bloque La Amarga Chica, 30 kilómetros al norte de Loma La Lata. El pozo vertical La Amarga Chica-x3 alcanza volúmenes diarios de producción de 400 barriles equivalentes de alta calidad (35° API). La nueva área abre una expectativa de grandes volúmenes para desarrollar en el futuro una vez que se realicen los estudios correspondientes y finalicen los trabajos preliminares necesarios para cuantificar los recursos. Hasta ahora la compañía había concentrado sus esfuerzos exploratorios de recursos no convencionales en el área Loma La Lata Norte. Esa zona es de sólo 428 km2 de los 12.000 km2 en los que YPF tiene participación dentro del área donde está presente la formación Vaca Muerta, identificada como uno de los reservorios de hidrocarburos no convencionales más grandes (30.000 km2) y con mayor calidad del mundo.

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La consultora internacional Wood Mackenzie identificó el shale de Vaca Muerta entre los mejores del mundo dentro del “Unconventional Gas Service” y lo evaluó como “excelente” luego de analizar zonas exploratorias de los Estados Unidos, Australia, China y diferentes países europeos. La medición incluyó, entre otros parámetros, el desarrollo del mercado de gas, infraestructura, regulación, disponibilidad de agua, términos fiscales, calidad, volumen comparativo, capacidad de mejora del recobro con la tecnología y organización de la cadena de abastecimiento. El 7 de diciembre del año pasado YPF anunció el descubrimiento de un volumen estimado de 4,5 TCF’s de gas no convencional en el sur de Loma La Lata. El 10 de mayo de este año, en tanto, comunicó el hallazgo de recursos no convencionales de hidrocarburos (shale oil) en la formación

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Vaca Muerta, también en Loma La Lata, con más de 150 millones de barriles equivalentes en recursos potenciales delimitados en un área de 330 km2, extensión que forma parte de los 428 km2 informados en este comunicado. Por otra parte, la petrolera anunció que en los próximos cinco años invertirá 1.700 millones de dólares en la provincia de Santa Cruz, donde opera nueve áreas que le aportan el 25% de su producción de crudo. También invertirá más de u$s 4000 millones en Mendoza en los próximos 10 años.

“Joint venture” para explorar shale gas en Neuquén

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Las petroleras privadas Shell y Medanito y la estatal Gas y Petróleo de Neuquén sellaron un acuerdo para explorar yacimientos no convencionales de petróleo y gas en dos áreas ubicadas en esta provincia. Se aliaron con la estatal neuquina G&P. Prevén invertir u$s 200 millones. El acuerdo prevé un plan de inversiones que puede alcanzar los 200 millones de dólares en cinco años a través de un procedimiento conjunto denominado "joint venture". Shell tiene el 65% de la operación, 25% de Medanito y 10% de G&P.

Las áreas que se pondrán en exploración son Sierras Blancas y Águila Mora y definen un plan de acción concreto de Shell en busca de petróleo en nuestro país. El acuerdo -que deberá ser rubricado por un decreto del Ejecutivo- es otro síntoma del creciente interés mundial que despiertan los yacimientos no convencionales de la Cuenca Neuquina. En rigor, Shell no firmó el contrato en la víspera sino que lo hizo O&Develompments, la división exploración y producción de la operadora internacional. La firma a principios de año estuvo a punto de asociarse con G&P para la exploración de Aguada del Chañar. Allí la firma neuquina y la nacional Enarsa descubrieron petróleo convencional. El plan fracasó, aparentemente por negativa de Enarsa. Medanito, que tiene varios bloques exploratorios en la provincia, se ha mostrado muy activa a la hora de buscar socios para ir por el tan mentado shale oil de Vaca Muerta. De hecho, la semana próxima la norteamericana EOG Resources comenzará a perforar un pozo exploratorio en un área cercana a Rincón de los Sauces en una alianza con Medanito. Con todo, con este desembarco de Shell en Neuquén, la compañía volverá a incursionar en el negocio del upstream. En su historia en el país lo hizo en algunas ocasiones: de 1925 a 1977 explotó el yacimiento Diadema, cerca de Comodoro Rivadavia.

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Proyectos de Inversión Energía eólica en Achira y Las Vertientes La Empresa Provincial de la Energía de Córdoba (EPEC) y Electroingeniería preparan una inversión de 265 millones de dólares para construir dos parques de energía eólica en el sur de esa provincia mediterránea. Los complejos se levantarán en las localidades de Achiras y Las Vertientes, en Córdoba. Los trabajos comenzarán en 2012 y producirán más de 80 megavatios. El primero contará con 40 torres que producirán alrededor de 80 megavatios. Se trata de la inversión más importante, y para llevar adelante la obra se recurrirá a los incentivos económicos que ofrece la Secretaría de Energía de la Nación para la producción de energía eléctrica.

Planta productora de gases en Pilar Con una inversión de U$S 15 millones la compañía de gases industriales y medicinales Linde inaugura una nueva planta productora de gases del aire en el Parque Industrial de Pilar, reforzando su crecimiento y presencia en el país. Linde, compañía líder en la producción y comercialización de gases para la industria y la salud, celebró en el Parque Industrial de Pilar la inauguración de una nueva

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planta productora de gases del aire. Sobre la importante inauguración, afirmó Gastón Lewin: “La nueva planta, que implicó una inversión de U$S 15 millones, producirá más de 100 toneladas por día de oxígeno, nitrógeno y argón, incrementando en un 40% la capacidad de producción de gases del aire. Nuestro objetivo es acompañar el crecimiento de la demanda de los clientes y abastecer el exigente mercado interno. Para el Grupo Linde, la Argentina es un país estratégico y con mucho potencial”. En Argentina, Linde tiene destacada presencia en el sector Industrial y Medicinal. Los gases industriales son indispensables en una gran variedad de procesos y cadenas productivas de las industrias química, energética, alimenticia, metalúrgica, automotriz y electrónica, entre otras ayudando al medio ambiente, calidad, seguridad y productividad de estas industrias. Los gases medicinales, que Linde Gas provee a Hospitales y Sanatorios, son además utilizados en segmentos tales como ambulancias, unidades de terapia intensiva y en la atención domiciliaria de pacientes. Linde, con una trayectoria de 90 años y un fuerte compromiso en el país, cuenta con 21 sucursales y agencias oficiales distribuidas en el territorio argentino, con una facturación cercana a los U$S 75 millones anuales.

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Proyectos de Inversión "Global Sustainable Electricity Partnership" rá en la Patagonia Argentina un proyecto de energía renovable que beneficiará el desarrollo de comunidades aisladas. Con el apoyo del Gobierno de la Provincia del Neuquén y de su ente de energía eléctrica (EPEN) se seleccionaron estas dos localidades habitadas por comunidades autóctonas y ubicadas en sitios alejados de la red interconectada eléctrica, para la realización del proyecto. En ambos sitios actualmente se utilizan generadores en base a combustibles fósiles que funcionan en forma discontinua. El proyecto favorecerá al desarrollo socio-económico de estas poblaciones. Además, permitirá transferir conocimientos tecnológicos acerca de los sistemas híbridos eólico-diesel, y de generación micro-hidroeléctrica, alentando así la utilización de energías renovables y la reducción de emisiones de CO2. L

Duke Energy Argentina, operadora de la central térmica Alto Valle y del complejo hidroeléctrico Cerros Colorados, llevará adelante a través de "Global Sustainable Electricity Partnership", un proyecto cuyo objetivo es brindar servicio eléctrico ininterrumpido, de mejor calidad y sostenible a las localidades neuquinas de Coyuco – Cochico y Chorriaca. El proyecto consiste en proveer de energía renovable, eólica e hidroeléctrica a dos comunidades de la Provincia del Neuquén, Cochico-Coyuco y Chorriaca, con el fin de brindarles energía eléctrica sostenible las 24 horas del día. "Global Sustainable Electricity Partnership" es una asociación que está conformada por diez empresas líderes en electricidad y su objetivo consiste en involucrarse activamente en los asuntos globales de energía eléctrica con el fin de promover el desarrollo sostenible. En este sentido, implementa-

Electroducto de alta tensión La empresa distribuidora de energía en la zona norte de la Ciudad (EDENOR) concretó la puesta en funcionamiento de un "electroducto en alta tensión" en esta capital y el Gran Buenos Aires. De este modo asegura que "mejorará el abastecimiento y permitirá atender el crecimiento de la demanda de los clientes". La obra consistió en la ampliación de la subestación Malaver, el tendido de un electroducto de 22 kilómetros de longitud en 220 kilowatts y la instalación de dos transformadores

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Inauguran el tramo Sur de la línea eléctrica de alta tensión Comahue-Cuyo

220/132 kilowatts, uno en la Subestación Puerto Nuevo y otro en la Subestación Colegiales. Los trabajos forman parte de un proyecto mayor, con una inversión total de u$s90 millones, que incluye otro electroducto, que vincular la Subestación Malaver con la Subestación Costanera, que se estima ser habilitado antes de fin de año, destacó la compañía en un comunicado. Según Edenor, cuando las obras finalicen "se incrementar en 600 megawatts la capacidad del sistema para evacuar la generación de las Centrales del rea Gran Buenos Aires, se reducir n los riesgos de eventuales interrupciones y se podr cubrir el fuerte crecimiento de la demanda, beneficiando principalmente a 350 mil clientes de los barrios de Belgrano, Núñez, Saavedra, Coghlan, Colegiales y Palermo y los partidos de San Martín y Vicente López". La empresa puntualizó además que los trabajos se hicieron por iniciativa de la Secretaría de Energía de la Nación, que a tal efecto emitió la Resolución 1875 el 5 de diciembre de 2005, con el fin de promover obras para "satisfacer requerimientos mínimos de seguridad de abastecimiento".

La presidenta de la Nación, Cristina Fernández, inauguró el tramo Sur de la línea eléctrica de alta tensión Comahue-Cuyo en en Maipú, provincia de Mendoza. El trayecto, que abarca desde Agua del Cajón, cerca de Senillosa, a Río Diamante, en San Rafael, es el más extenso de una obra de 700 kilómetros y demandó una inversión de 2.700 millones de pesos del Estado nacional. Está previsto que ese circuito eléctrico entre Mendoza y Neuquén, que abastecerá de energía al Sistema Interconectado Nacional, se alimente en el futuro de la generación de la presa Chihuido I. El tramo Sur de la línea Comahue-Cuyo, que tuvo un plazo de ejecución de 24 meses, se extiende desde la estación transfomadora Río Diamante, en San Rafael, Mendoza, hasta la estación Agua del Cajón, situada en inmediaciones de la central térmica de Capex, cerca de Senillosa, en la provincia de Neuquén. La obra está compuesta también por el tramo Norte, que abarca desde la estación transformadora Los Barriales hasta la misma estación Río Diamante. Esta línea de conexión eléctrica de 500 kilovolts (kv) tendrá, en total, 709 kilómetros de extensión.

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Fusiones & Adquisiciones La llegada de Cnooc y la compra de ESSO El 15 de marzo de 2010 la petrolera estatal China National Oil Offshore Corporation (Cnooc) le compró a Carlos y Alejandro Bulgheroni el 50% de Bridas, que a su vez es dueña del 40% de Pan American Energy, la principal exportadora y la segunda productora de petróleo del país. La operación se cerró en U$S 3.100 millones En materia de fusiones y nuevas adquisiciones el año 2011 comenzó con grandes anuncios. El 1 de marzo Bridas adquirió el 100% del negocio de refinación y venta de combustibles de ExxonMobil (Esso) en la Argentina, Uruguay y Paraguay. La

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operación incluyó los activos controlados por Esso Petrolera Argentina SRL: una refinería emplazada en la localidad bonaerense de Campana, con capacidad para procesar 90.000 barriles diarios de petróleo, una planta de lubricantes, tres terminales de distribución de combustibles en Campana, San Lorenzo y Galván y una red de más de 500 estaciones de servicio que operan con la marca Esso. Este acuerdo incluyó también 220 estaciones de servicio de Esso en Paraguay y Uruguay, la venta de combustibles para la aeronavegación y el transporte marítimo, así como la distribución exclusiva de lubricantes Mobil para el mercado argentino. Con esta incorporación, Bridas y PAE participarán con el 13,7% en el mercado total de combustibles (naftas y gasoil) y con el 17% en la producción de petróleo y gas natural, posicionándose como el segundo grupo petrolero integrado de la Argentina. En la última década, PAE se ha consolidado como la segunda productora de petróleo y gas natural de la Argentina. Actualmente, la empresa aporta en promedio el 17% del petróleo y el gas natural que se producen en el país. Entre 2001 y 2010 PAE invirtió unos

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U$S 6.700 millones en sus actividades de exploración y producción de hidrocarburos en la Argentina. Gracias a ese esfuerzo de inversión, a la incorporación de nuevas tecnologías y a la calidad de sus recursos humanos, en los últimos diez años la empresa logró aumentar en un 59% su producción de hidrocarburos, al pasar de 150.000 barriles de petróleo equivalente diarios (boe/d) en 2001 a 240.000 boe/d en el 2010.

inversión ganó concursos en Mendoza, Salta y Santa Cruz. Por su parte, Petrobras dejó abierta la puerta a nuevas ventas en la Argentina. Como un secreto a voces circula el rumor que la empresa brasileña podría intentar vender activos de distribución de energía en la Argentina. Petrobras es dueña de parte de Edesur.

El desembarco de Oil Combustibles

Sinopec adquiere Oxy

Una de las noticias más resonantes en el negocio del downstream fue el anuncio que hizo Petrobras Argentina S.A en mayo de 2011 sobre el traspaso oficial de la refinería de San Lorenzo, provincia de Santa Fe, la unidad fluvial y la red de comercialización de combustibles, compuesta por 345 puntos de venta y clientes asociados vinculados a esa planta, a Oil Combustibles S.A, propiedad de Cristóbal López. La operación se realizó por US$ 36 millones. Asimismo, se efectuó el traslado de las existencias de petróleo y sus diferentes productos por aproximadamente u$s 74 millones. El valor total de la transacción se calculó en u$s 110 millones. Oil M&S es una petrolera fundada en 2001, después de que Cristóbal López vendiera Almería Austral, dedicada a la perforación de pozos. Desde entonces empezó a sumar áreas por todo el país: con audaces ofertas de

En diciembre de 2010 la petrolera China Petrochemical Corp. (Sinopec) anunció la adquisición de la operación que Occidental Petroleum Corp desarrollaba en Argentina por la suma total de US$ 2.450 millones, transformándose en la segunda operación más significativa de la empresa asiática luego de la adquisición del 40% del paquete accionario de Repsol Brasil por el que pagó, en octubre pasado, US$ 7.100 millones. En su informe anual del año 2009, Occidental había señalado que sus concesiones en Argentina finalizaban en el año 2017 y que buscaba extender los términos de las mismas. En la eventualidad que Occidental, fracase en la obtención de esas extensiones, revaluaría sus operaciones e inversiones en el país, lo que podría resultar en una menor inversión futura en sus operaciones en Argentina. Occidental, había arribado a la Argentina, cuando compró la operación local de Vintage Petroleum en el año 2006. Simultáneamente a la venta de su operación en Argentina, Occidental invirtió US$ 3.100 millones en la compra de yacimientos en los Estados Unidos.

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Fusiones & Adquisiciones Los proyectos del Grupo Eling

Las inversiones en yacimientos no convencionales podrían duplicar la asignación de u$s1.500 millones que se destina a la producción. La cuenca sedimentaria Neuquina promete ser el epicentro de importantes inversiones en desarrollo de proyectos de shale oil, y tight gas. Se suman ahora el desembarco de las canadienses Ar- Petrol y Madalena y al retorno de la norteamericana Quintana . Mientras tanto un gigante como Exxon Mobil se dispone junto con Petrobras en Sierra Chata, y por su estricta cuenta en Bajada del Choique, a seguir los pasos de Apache Energía, que fue pionera en la perforación a un costo de u$s24 millones de un pozo multifracturado en Lindero Atravesado, cuyos resultados están evaluándose. Por su parte, en enero de 2011 la petrolera canadiense Gran Tierra Energy anunció que aumentará sus operaciones en Argentina, Colombia y Perú luego de acordar la adquisición de la también petrolera de Canadá, Petrolífera Petroleum Ltd., en una transacción valorizada en US$ 152,9 millones por el 100% del capital.

Electroingeniería es la Empresa originaria y cabeza del grupo ELING. Fundada en el año 1977. Se dedica a la ingeniería, construcción, operación y mantenimiento de grandes obras y servicios electromecánicos, civiles, de arquitectura, viales, de saneamiento, de conducción de fluidos, y otras especialidades asociadas. Entre los Proyectos en ejecución en generación eléctrica se encuentran Central Termoeléctrica "Bicentenario": En la localidad de Pilar, Provincia de Córdoba, en el predio adyacente a la actual Central Pilar, 41 kilómetros al sur de la capital cordobesa se construye la Nueva Central de Ciclo Combinado "Bicentenario" y sus obras asociadas que comprenden tres turbinas, (de las cuales las dos primeras, de 165 MW de potencia cada una, están en funcionamiento a ciclo abierto desde hace más de un año, abastecidas con combustible dual gas / gasoil), una estación transformadora y dos líneas de alta tensión 132 kV. que vinculan la Central con las estaciones transformadoras de la ciudad de Córdoba. La potencia total de 500 MW se completará con la tercera turbina, de vapor, de 175 MW, que aprovecha el calor de los gases de combustión de las dos anteriores, integrando de esta manera el ciclo cerrado. La obra se realiza en sociedad con SENER Ingeniería y Sistemas S.A. y se encuentra muy próxima a su finalización. Entre las obras realizadas se destacan: • Central Termoeléctrica Manuel Belgrano: De ciclo combinado, está situada en Campana, Provincia de Buenos

Gran Tierra, Arpetrol, Madalena y Quintana

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Las inversiones del Grupo Albanesi

Recientemente el Grupo Albanesi compró la Central Térmica Roca por 96 millones de pesos. Se trata de la usina ubicada en la provincia de Río Negro que había sido construida por Turbine Power Co. en 1995. La central tiene una capacidad de producción de 125 MW, con una unidad de generación General Electric (Fram 9), en ciclo abierto, que funciona a gas. La planta forma parte del Sistema Interconectado Nacional, y despacha su energía en 132 Kv, de acuerdo a las normas del Mercado Mayorista Eléctrico. Además, la firma realizará la transformación de la estructura para poder operar con gas-oil, como combustible alternativo y en una segunda etapa, se procederá al cierre del ciclo, que permitirá elevar la potencia a 180 MW. Con la compra de esa generadora, el grupo Albanesi, titular de otras seis centrales en el país, toma un fuerte posicionamiento en el mercado de la Generación Eléctrica, con una capacidad cercana a los 1.000 MW.

Aires. Cuenta con dos turbogeneradores de gas de 280 MW cada uno, abastecidos por combustible dual gas / gasoil, y un grupo turbo vapor, que aprovecha el calor de los gases residuales de las dos anteriores, completando una potencia total de 837 MW desde el mes de Enero de 2010. • Central Termoeléctrica General San Martín: De ciclo combinado. Situada en Timbúes, en cercanía de Rosario, Provincia de Santa Fe. Configurada en dos turbogeneradores de gas de 280 MW cada uno, abastecidos por combustible dual gas / gasoil, y un grupo turbo vapor, que aprovecha el calor de los gases residuales de las dos anteriores, completando una potencia total de 837 MW desde el mes de Enero de 2010. Integración Eléctrica Sur Argentina (INTESAR) es una empresa dedicada a la ingeniería, construcción, operación y mantenimiento de Líneas Eléctricas y Estaciones Transformadoras de Extra Alta Tensión 500 kV y también integra el Grupo Eling. Participa en las siguientes obras: Interconexión PICO TRUNCADO –RIO GALLEGOS-RIO TURBIO – CALAFATE; Estación Transformadora Arroyo Cabral // 500/132 kV; Tercer Tramo del Sistema de Transmisión asociado a la Central Hidroeléctrica YACYRETA; Interconexión CHOELE CHOEL – PUERTO MADRYN y PUERTO MADRYN – PICO TRUNCADO, Estaciones Transformadoras y complementarias, Interconexión COMAHUE – CUYO e Interconexión NEA NOA.

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Fusiones & Adquisiciones Pampa Energía, un gigante que crece

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compañía, concretó la adquisición del 90% del capital accionario de Empresa Distribuidora de Energía Norte SA por US$ 50 millones y el 77,2% de Empresa Distribuidora Eléctrica Regional SA por US$ 90 millones. Ambas compañías, pertenecían a AEI que en una operación simultánea, sobre la que se informa por separado, se desprendió de diez compañías generadoras de energía en Latinoamérica por un valor total de US$ 4.595,6 millones.En la misma operación, Pampa Energía compró a AEI, por una suma de US$ 136 millones, el 100% de las Obligaciones Negociables en circulación emitidas en abril de 1997 por Compañía de Inversiones de Energía SA (CIESA), sociedad controlante de Transportadora de Gas del Sur (TGS) y otros créditos contra CIESA conjuntamente con los derechos sobre ciertos litigios vinculados a las Obligaciones Negociables vencidas desde el año 2002. L

Pampa Energía SA es la empresa integrada de electricidad más grande de Argentina. A través de sus subsidiarias, participa en la generación, transmisión y distribución de energía. En el año 2005, el holding de inversiones argentino Dolphin, adquiere Frigorífico La Pampa SA, empresa que al momento de la adquisición estaba inactiva pero que sus acciones estaban autorizadas a cotizar en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires. El vehículo financiero adquirido, que cambió su denominación a Pampa Holding, sería el futuro instrumento jurídico para canalizar las adquisiciones de empresas en el sector de energía y electricidad. Durante el año 2006 y a través de sendos aumentos de capital Pampa Holding adquiere el 26,33% de Transener la empresa de transmisión eléctrica en Argentina, el 46% y 54% respectivamente de las centrales hidroeléctricas Nihuiles y Diamantes en la Provincia de Mendoza en US$ 90 millones y el 58,8% de la central térmica Güemes en US$ 16,6 millones ubicada en la Provincia de Salta.Con la idea de continuar con las adquisiciones, en enero de 2007 Pampa Holding vuelve a aumentar su capital mediante una nueva emisión de acciones por US$ 430,7 millones. Con dichos recursos, compra la central termoeléctrica Loma de la Lata (US$ 60 millones) y la central térmica Piedra Buena, ubicada en la Provincia de Buenos Aires, en US$ 85 millones. En septiembre del mismo año y a través de una oferta de canje de acciones instrumentada mediante un aumento de capital por US$ 399,1 millones, Pampa Holding adquiere el 51% de Edenor, la principal empresa de distribución de energía en Argentina, en US$ 398 millones. Recientemente la

La venta de EDELAP Según consignó el diario Clarín, en forma muy reservada el grupo estadounidense AES salió a ofrecer por medio de un banco extranjero el 90% de las acciones de Edelap que tiene en su poder desde la década del 90. De acuerdo con datos de expertos el cambio de dueño de Edelap dispararía una doble operación de venta que tendría como protagonistas a Pampa Energía el holding liderado por Marcelo Mindlin y el grupo Cartellone. El mejor perfilado es Pampa Energia que ya controla

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empresa colombiana había adquirido los activos de las empresas PTS (Production Testing Services Colombia) y Gomez, Cajiao y Asociados.

Edenor y EDEN y Emdersa. Mindli compraría la empresa Edelap y venderia Emdersa a Cartellone que dueño de EDET de Tucuman. Las distribuidoras puntana, riojana y salteña que conforman Emdersa fueron adquiridas a principios de 2011 por Pampa Energi al fondo Ashmore. Ahora estas empresas pasarían a manos de Cartellone consolidándose como uno de los principales jugadores del mercado eléctrico del interior. Si vende Edelap a AES solo le quedaría en distribución la empresa EDES. En cambio en generación sigue siendo un actor de peso y produce algo más del 10% de la energía de la Argentina con cuatro centrales térmicas y cinco hidroeléctricas.

Petrotiger un nuevo actor de peso La firma colombiana PetroTiger compró el negocio internacional de la venezolana Inelectra, que le permitirá desembarcar en el país. Inelectra está presente en la Argentina desde principios de la década y participó en trabajados de ingeniería y construcción en la industria energética. La nueva dueña de la empresa desarrollará ese negocio pero aumentará su oferta en el país, principalmente en las áreas de petróleo y gas, minería e infraestructura. La adquisición del 100% de Inelectra Internacional por parte de Petrotiger se cerró el 24 de junio de 2010. Previamente la

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Fusiones & Adquisiciones Nace Exterran en Argentina

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Schneider Electric adquiere “Leader Harvest Power Technologies” Schneider Electric, especialista global en gestión de la energía, anunció la firma de un acuerdo de adquisición de la empresa Leader Harvest Power Technologies Holdings Limited (“Leader & Harvest”), que desarrolla, fabrica y comercializa controles de media tensión (MT) de velocidad variable que van de 2 kV a 11 kV. Schneider Electric continúa ampliando su portfolio de productos y soluciones al adquirir una empresa líder y clave en el creciente mercado de controles de media tensión en China. La compra fue realizada por un valor aproximado de US$ 650 millones. L

cuales unos 150 millones correspondieron a Argentina. En el negocio de la compresión y dentro de esto lo que sería la moto compresión se estima que Exterran posee el 60% del mercado considerando la competencia y los equipos propios de las petroleras. L

El 13 de enero de 2011 la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia autorizó la fusión entre Hanover Argentina y Universal Compression Argentina. La nueva empresa, Exterran, se orienta así a ocupar una posición de liderazgo en el mercado petrolero. Exterran Holding Inc. cuenta actualmente con más de 10.700 empleados a nivel mundial, de los cuales 620 están en la Argentina. Con presencia en más de 30 países, posee entre sus clientes a prestigiosas compañías como Repsol YPF, Petrobras, Oxy, Pluspetrol, Tecpetrol, Camuzzi, Chevron, Apache, Pan American Energy, etc. Dentro de Latinoamérica se destacan sus operaciones en Argentina (Neuquén, Comodoro Rivadavia, Tartagal y Río Gallegos), Brasil, Bolivia, Chile, Colombia, México, Perú y Trinidad y Tobago y Venezuela. Exterran Holdings Inc. es una empresa que participa en el mercado mundial de servicios integrales para compresión de gas natural, suministrando servicios de operación, mantenimiento y equipos para la producción, procesamiento y transporte de petróleo y gas natural. La empresa también participa en los mercados de equipos wellhead, equipos de producción, plantas de tratamiento y procesamiento de gas, plantas de tratamiento de agua, generación de energía eléctrica, procesos críticos, servicios de post venta y O&M. La facturación global de Exterran para 2010 fue de unos 2.500 millones de dólares, de los

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