Argentina, Energía, Expertos

El desarrollo no convencional es en la actualidad argentina una necesidad social

17 Sep , 2013
Igancio Sabatella - Investigador del Conicet  

La Argentina se encuentra frente a una encrucijada histórica en cuanto a la definición de una política energética de largo plazo. La expansión de la demanda en el marco del crecimiento económico experimentado en la última década llevó a la crisis final de la reforma neoliberal del sector hidrocarburos.

La estrategia privada se asentó en la sobreexplotación de las reservas convencionales descubiertas en gran parte por la YPF estatal y el abandono de la actividad exploratoria. El saldo fue una caída pronunciada de la productividad de los yacimientos de petróleo a partir de 1998 y de gas a partir de 2004. La creciente importación de gas natural y combustibles ha derivado en un déficit comercial energético desde 2011, que reaviva el fantasma de la restricción externa sobre la economía nacional.

La recuperación del control estatal de YPF fue un hito y la nueva gestión frenó el declino de la extracción, pero apenas representa un tercio del mercado de crudo y un cuarto del mercado de gas. En consecuencia, en 2012, la importación de energía implicó 9.266 millones de dólares (un 13,5 por ciento con respecto al total de las importaciones) y el déficit fue de 2.738 millones de dólares (equivalente al 21,6 por ciento del superávit comercial total logrado en el año).

Los recursos no convencionales se presentan como la gran promesa para recobrar el autoabastecimiento energético, especialmente la formación Vaca Muerta en la Cuenca Neuquina. Se precisan inversiones millonarias y la utilización de la fractura hidráulica en combinación con la perforación horizontal. Esta nueva modalidad de explotación exige un esfuerzo conjunto entre Nación y provincias para implementar estrictos controles ambientales y establecer un ordenamiento territorial que resguarde a las comunidades locales y a otras actividades productivas.

Por otro lado, hay que señalar que todavía existe un alto grado de incertidumbre respecto de la conversión en reservas de los “recursos técnicamente recuperables” de shale contabilizados por la Agencia de Información Energética de EE.UU. y, además, los cálculos más optimistas ubican la recuperación del autoabastecimiento en 2022. Por lo tanto, la política energética no puede focalizarse exclusivamente en el shale y debería abrirse un abanico de medidas para paliar el déficit comercial. A corto y mediano plazo, atenuar la demanda a través de una fuerte campaña de uso eficiente y racional de la energía a nivel industrial, residencial, comercial y del transporte; y continuar con la quita de subsidios a los sectores más pudientes. A largo plazo, promover la diversificación de la matriz energética hacia fuentes renovables. Un involucramiento estatal más decidido en el sector eólico sería un paso fundamental.

De la misma manera que no es conveniente entronizar la explotación no convencional, tampoco debería ser demonizada. No es adecuado englobar distintas actividades primarias de gran escala bajo el rótulo peyorativo de “extractivismo”; tampoco es adecuado patrocinar acríticamente cualquier modalidad de extracción y tecnología en pos del “desarrollo”. En ese sentido, la fractura hidráulica difiere, por ejemplo, de la minería aurífera en al menos dos puntos. En primer lugar, la explotación del shale es liderada por el Estado argentino a través de YPF, mientras que el mercado metalífero está dominado por las grandes mineras transnacionales. Y en segundo lugar, el petróleo y el gas son bienes estratégicos necesarios para satisfacer no sólo el desarrollo industrial sino también el bienestar de la población en su conjunto. Mientras que una gran parte de la extracción de oro –que ni siquiera se refina en el país– está destinada como materia prima de bienes suntuarios y como reserva de valor de la banca internacional.

Bajo las actuales circunstancias, el desarrollo no convencional es una necesidad social. En algunos casos, la intransigencia ambientalista no se reduce al ‘Fracking’ sino que se extiende hacia otras fuentes de energía como la hidroeléctrica, cuyo potencial nacional es más que promisorio y permitiría reducir la dependencia fósil. La crítica coyuntura es una oportunidad propicia para preguntarse energía por qué, para quién y cómo; también para debatir y definir democráticamente cuáles son los umbrales sociales y ambientales que la sociedad argentina está dispuesta a tolerar para sostener las necesidades energéticas del país en las próximas décadas.

* El autor es Licenciado en Ciencia Política, becario doctoral Conicet – Instituto Gino Germani.

Energía, Expertos, Mundo

Origen, presente y futuro de la revolución del shale en los Estados Unidos

16 Sep , 2013
Federico Bernal (Director del CLICET)  

La aplicación de técnicas de fracturación para estimular la producción de gas y petróleo no es nueva. Las primeras tentativas se remontan a comienzos del siglo pasado, en EE UU. El registro de la primera fractura fue en 1947; y el primer pozo horizontal fue perforado en la década del treinta. A partir de los años 50 ambas técnicas crecieron a pasos agigantados, también en EE.UU.

Fue recién a mediados de los 70, por iniciativa del Departamento de Energía y el Instituto para la Investigación del Gas estadounidenses, que la estimulación hidráulica tuvo su bautismo comercial al aplicarse por primera vez a la extracción de shale gas. La participación estatal fue clave para que, al poco tiempo, la técnica se optimizara y complementara con la perforación horizontal.

A inicios de los noventa, la explotación de shale gas en la formación geológica no convencional Barnett (en Texas) fue la primera en ser comercialmente viable. Para 2005, la producción de Barnett producía 0,5 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas natural por año. La exitosa experiencia entonces se replicó en otras formaciones no convencionales del país. La extracción de no convencionales se multiplicó, dando por resultado una revolución hidrocarburífera inédita en su historia. A nivel gas, la producción pasó de 0,3 TCF en 2000 a 1 TCF en 2006, 4,8 en 2010 (23% del total nacional) y 9,6 en 2012 (40% del total nacional).

Por su parte, la producción de crudo registró un alza, mayoritariamente como consecuencia del aporte del shale y tight oil, de unos 847 mil barriles diarios el año pasado en relación a 2011, el mayor incremento a escala planetaria (Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States. EIA. Junio 2013). Según la Agencia Internacional de la Energía, EE UU podrá desplazar a Arabia Saudita en la próxima década como el principal productor de petróleo del mundo (World Energy Outlook – 2012).

Asimismo y según la EIA, EE UU que hoy importa un 20% de la energía consumida domésticamente, habrá eliminado sus importaciones netas para 2035. De hecho, el impacto en independencia energética registrado a la fecha resulta ya notable: el crecimiento en las reservas le alcanzan para satisfacer la demanda de 269 días sin importaciones netas (150 días era el horizonte unos cinco años atrás). En EE.UU se han descubierto a la fecha 20 formaciones geológicas con hidrocarburos no convencionales.

La “Vaca Muerta estadounidense” 
EE.UU. cuenta con las reservas de shale gas técnicamente recuperables más importantes del mundo y las segundas en shale oil. En la nación estadounidense se han descubierto a la fecha 20 formaciones geológicas con hidrocarburos no convencionales. La más grande en cuanto al gas (una suerte de “Vaca Muerta estadounidense”) es Marcellus (410,3 TCF o 55% del total de reservas técnicamente extraíbles), ubicada al noreste del país. Para tener una idea del potencial, la Argentina tenía a fines de 2012 11,3 TCF de reservas probadas de gas y EE UU 300 TCF (BP – 2013).

En petróleo, la más importante es Monterey/Santos, al sur de California (15.400 millones de barriles o 64% del total de recursos shale). Concentrémonos ahora en la “Vaca Muerta estadounidense”. La formación geológica de gas no convencional más importante de EE UU y del mundo (por su nivel de producción presente) es Marcellus. Representa una extensión de 156 mil kilómetros cuadrados (Vaca Muerte tiene 300 mil), de los cuales se han licitado apenas 16.995 (Review of Emerging Resources: U.S. Shale Gas and Shale Oil Plays. EIA. Julio 2011).

Marcellus, con reservas probadas de shale gas por 31,9 TCF (EIA-2011), Shale formations such as the Marcellus are producing so much natural gas that the nation’s gas supply will exceed its demand by 2017, according to research released on Tuesday by Bentek Energy LLC. Marcellus cubre seis Estados. El 57% de la formación geológica se encuentra en los Estados de Pennsylvania y West Virginia, ambos aprobaron la técnica de la fractura hidráulica. El restante porcentaje se distribuye entre Ohio y Nueva York (tienen en conjunto el 38% del total), Virginia (3,8%) y Maryland (1%). De los seis Estados, sólo Nueva York y Maryland prohíben la fractura hidráulica, aunque las prohibiciones son hasta el momento “temporales”.

Los Estados de Marcellus y el ‘Fraking’
Las legislaturas de Nueva York y Maryland están trabajando intensamente en la elaboración de marcos regulatorios medioambientales más estrictos y perfeccionados que los existentes en otros Estados, de tal suerte de habilitar la fractura hidráulica más que prohibirlo.

A propósito, dos detalles no menores. En primer lugar, si bien el Estado de Nueva York prohíbe la explotación del shale, el mayor aumento en la generación de empleo en este Estado ha sido provisto por la perforación de no convencionales en Pennsylvania, estado contiguo y al frente del shale gas en Marcellus.

De hecho Ohio, se convertirá para 2025 en el tercer estado que más empleo generará a partir de la industria del gas y del petróleo (el primero es Texas, seguido de Pennsylvania). En este sentido, las respectivas autoridades estaduales no pueden ignorar los mayúsculos beneficios del boom en el shale.

En segundo lugar y para el caso de Maryland, cabe destacar que el Departamento de Energía de EE.UU. acaba de aprobar la primera licencia para la exportación de GNL, que provendrá del shale gas de la formación Marcellus. La terminal, aun sujeta a una revisión medioambiental para su aprobación final, exportará un promedio de 0,77 mil millones de pies cúbicos de gas diarios (Bcf/d) durante 20 años. Como se ve, todo indica que Maryland se está preparando para permitir la pronta extracción de no convencionales.

Inversiones y producción en shale en EE.UU.
A nivel nacional y desde 2008, se han formado unos 21 joints ventures entre compañías locales y extranjeras para la explotación de los recursos shale, con inversiones que rondan los 26 mil millones de dólares. Para el período comprendido entre 2008 y 2012, se han cerrado 73 acuerdos con un total de 133 mil millones de dólares (los joints ventures conformados con empresas no estadounidenses participan con el 20% del total de estas inversiones).

Las inversiones extranjeras se dirigen a la compra de un porcentaje de la superficie en el yacimiento no convencional en poder de la compañía local, a cambio de desembolsos por anticipado y en efectivo, y un compromiso de cubrir una parte de los costos de perforación por un plazo que va desde los dos a los diez años (Foreign investors play large role in U.S. shale industry. EIA. 8 de abril 2013).

Específicamente para Marcellus, ya en 2008 operaban en el megayacimiento unas 19 compañías privadas. El costo promedio total de un pozo no convencional (perforación vertical + horizontal + fracturación hidráulica, etc.), entre 2008 y 2010, era de entre tres y cuatro millones de dólares. En fin, en EE UU y a excepción de ciertos grupos fundamentalistas de la ecología –muchos de ellos patrocinados por compañías dedicadas a la fabricación de equipos para la generación de energía en base a fuentes renovables–, ya nadie se cuestiona el uso del shale gas y shale oil, sino más bien cómo lograrlo con un mínimo de impacto medioambiental, con sostenibilidad y sustentabilidad económica y, muy especialmente, con apoyo de las comunidades involucradas.

Energía, Mundo

México: Exploración de shale en Coahuila generaría 500 nuevos empleos en la región

13 Sep , 2013
Edgar L. González  

Para el mes de mayo se prevé que Petróleos Mexicanos y la Secretaría de Economía puedan dar a conocer los avances en la exploración de gas shale en la región Norte de Coahuila, explicó el secretario de Desarrollo Económico, José Antonio Gutiérrez Jardón.

Tan sólo en la exploración del territorio coahuilense y otros lugares del Norte del país se invierten más de 220 millones de dólares, de los cuales casi 100 millones de dólares son para Coahuila.

De acuerdo con Gutiérrez Jardón, si se aprueba la Reforma Energética, Coahuila tendría un despegue en inversiones porque se permitiría la inversión privada en la extracción, la cual no necesariamente sería extranjera.

Explicó que también hay empresarios mexicanos interesados en que se abra la inversión en la extracción del gas shale, que de acuerdo con datos preliminares, estaría concentrado en la región Norte de Coahuila, principalmente en el municipio de Guerrero.

En este municipio hay una expectativa de 500 nuevos empleos con la exploración que se hace actualmente y se espera que la cifra vaya en aumento.

Argentina, Energía

Neuquén: presentan primer equipo nacional para tratar el agua en no convencional

9 Sep , 2013  

La firma norteamericana Nalco Champion, que es proveedora de la industria hidrocarburífera, junto a la argentina Famet desarrollaron el primer equipo móvil para tratamiento de los fluidos provenientes de la fractura hidráulica que se utiliza para la extracción no convencional.

En el equipamiento invirtieron 2 millones de dólares anticipándose a las necesidades del mercado local y, si todo marcha bien, comenzarían en la provincia con la fabricación en serie.

“Nalco Champion es líder en los Estados Unidos en insumos para la actividad hidrocarburífera tanto para convencional como para no convencional. En la provincia de Neuquén estamos hace unos 40 años. La novedad es que se logró este desarrollo en base a la tecnología y la experiencia de Nalco y la de Famet en metalurgia. Hay mucha expectativa por este equipo entre los operadores de Vaca Muerta, ya que cumple con todas las exigencias de la Subsecretaría de Ambiente de la Provincia para el tratamiento del agua y es el primer equipo de fabricación nacional con autorización para operar en Neuquén”, señaló José Adaos, gerente de Desarrollo de Negocios para Brasil y Argentina de Nalco Champion, en una entrevista con La Mañana de Neuquén.

La unidad para tratamiento de flow back permite tomar el agua para la fractura hidraúlica y luego reutilizarla, minimizando el uso del agua dulce, tal como establece la norma dictada por Ambiente. El fluido también puede ir a un pozo sumidero si no hay fractura hidráulica.

Según Adaos, para un pozo promedio no convencional se requieren unos 20 días durante los cuales el tratamiento del flow back se puede hacer con una unidad. El ejecutivo de la firma norteamericana también precisó que por cada pozo se necesitan para la fractura hidráulica entre 10.000 y 14.000 m3, de los que retorna como fluido el 30%, es decir más de 3.000 m3.

Además, precisó que la unidad cuenta con sistemas de medición en línea de fluidos, probetas de corrosión instantánea y equipos de medición de bacterias en 15 minutos, cuando para el convencional este tipo de análisis demora en promedio 21 días. Para el shale oil, debido a los altos costos, la clave es el desarrollo local y bajar los tiempos de los procesos.

Con respecto al costo del equipo, Adaos señaló que “depende del caudal de agua a tratar. No es lo mismo una unidad móvil de 1.000 m3 que una de 10.000 m3. Cuanto más volumen a tratar hay, el costo de la unidad baja”.

Gran expectativa por Vaca Muerta
Debido a la gran expectativa por Vaca Muerta, Sólo YPF planea perforar unos 4.500 pozos en los próximos cinco años. “Estamos percibiendo un despegue más fuerte de la actividad no convencional en la zona a partir del año que viene. Hace tres años todavía no había tanta actividad. Ahora hay más certeza y cada año es más productivo, y por eso hay que estar preparados. Es por esta razón que Nalco tomó la decisión de invertir, porque sabemos que contribuye a reducir el déficit energético en la provincia y en la Argentina. La idea es ofrecer este equipamiento en asociación con compañías nacionales para tener un producto con un costo razonable”, detalló el gerente de la compañía.

El gobierno nacional justamente intenta reducir el creciente déficit energético con el desarrollo de la producción de Vaca Muerta. Para ello, también pretende generar un cluster del sector con desarrollo de equipamiento local. Es que la perforación de cada pozo puede costar entre 7 y 10 millones de dólares contra 1 millón en el convencional. Y, si bien hay algunas firmas que ya producen equipamiento nacional (el caso más conocido es el de QM Equipment, que incluso exporta a los Estados Unidos y hace el equipo fracturador), por ahora la gran mayoría de la maquinaria es importada.

En Neuquén ya hay varias firmas que comenzaron a desarrollar equipamiento. Entre ellas figuran empresas como Rodial, Grupo Oas y Teia, que fabrica sistemas de la telemedición de los pozos.

Además, más allá de las críticas de los ambientalistas contra el uso del agua, Adaos indicó que “en Estados Unidos hay equipos de fluidos similares pero no hay mucha legislación sobre el agua. Acá la normativa es mucho más estricta, ya que se exige el tratamiento del fluido de retorno”.

Argentina, Energía

Vaca Muerta, bajo tierra patagónica late una gran esperanza para la ciudad de Añelo

9 Sep , 2013
Hugo Martín  

“Acá en Añelo planificamos construir un pueblo y medio más al lado del ya existente”, dice Darío Díaz, el intendente de Allen y le brillan los ojos.

A 100 kilómetros exactos de la capital provincial, el viento del atardecer hace rodar un fardo de pasto por la plaza Justo Muñoz. El progreso es un sueño que se puede acariciar para los cinco mil añelenses y está ahí nomás, a diez kilómetros por la Ruta Provincial 7, y a 2.700 metros bajo la tierra. Allí, en una cuenca de 30 mil kilómetros cuadrados, se define la nueva matriz energética del país, que en 2012 importó combustible por 9.300 millones de dólares: con un 15 por ciento de la producción estimada de petróleo y gas no convencional -o shale-, se lograría el autoabastecimiento de esos fluidos.

El sueño de Añelo es más pequeño, pero no menos importante. “Es una oportunidad única, quizá la última para este pueblo. Con YPF estamos definiendo algunas cosas para el futuro.Tenemos demandas importantes.Nuestra prioridad es un hospital”, se esperanza Díaz, entusiasmado cuando cuenta que en el proyectado parque industrial ya tienen 30 empresas en la lista de espera.

Las obras indican que algo se está gestando: hay dos casinos y un hotel en ejecución, y el ya existente, llamado Sol de Añelo, se está expandiendo a más de las 80 habitaciones que tiene hoy, que cuestan entre 300 y 500 pesos la noche.

Todo bien, pero ¿qué es el shale? El ingeniero Pablo Iuliano, gerente de negocios de petróleo no convencional, explica que “el petróleo no está en lagunas subterráneas. Está entre rocas normalmente permeables. Bueno, en los yacimientos no convencionales, como Vaca Muerta, esa permeabilidad es muy baja, cien a mil veces menos que en un yacimiento como los que conocemos. Para producir tenemos que generar alta permeabilidad, y se hace mediante estimulación hidráulica. Vaca Muerta tiene las mejores características del mundo, en promedio, el bloque de rocas que contienen el fluido es de 300 metros de espesor”.

EL FUTURO YA LLEGO
Por ahora hay un centenar de pozos en la zona. Y, hasta el momento, las perforaciones se hacen con equipos convencionales, no con los que se trabaja en las dos principales potencias en shale, Estados Unidos y Canadá. Por eso el acuerdo con Chevron, que ocupará 20 kilómetros cuadrados de un cluster de 250 que posee YPF. Esa compañía financiará con 1.240 millones de dólares nuevas operaciones y proveerá algunos ingenieros.

Recién al quinto año podrá exportar libremente el 20 por ciento de la producción. Iuliano señala que “cada pozo produce unos 350 barriles diarios al principio, y luego se estabiliza en 50 barriles. Se planteó alcanzar una producción de 75 mil barriles diarios. Y el desarrollo total será de 1.700 pozos, a un ritmo de 200 por año”.

CUIDADO AMBIENTAL
Acá había piletones de petróleo tirados por cualquier lado”, recuerda otros tiempos Pedro González (50), dueño del almacén La Abuela, y desconfía de la posible bonanza que se viene. Los más jóvenes, como Luis Pérez (28, que vende la ropa que su padre compra en las ferias de Flores y Avellaneda), son todo esperanza: “Los yacimientos de Vaca Muerta van a traer progreso. Todos los pueblos de la provincia crecieron, menos Añelo. Yo voy a hacer el curso de petróleo, para trabajar ahí. Lo único que me preocupa es el tema de la contaminación del agua”.

En YPF saben que el tema produce resquemor. Iuliano explica: “En los Estados Unidos, los acuíferos de agua dulce están a 300 metros de profundidad, y los reservorios se ubican entre 400 y 500 metros. Acá en Vaca Muerta los acuíferos también están a 300 metros, pero la formación donde se deposita el petróleo se encuentra entre los 2.700 y 3-000 metros o más de profundidad”.

Para evitar cualquier filtración, primero se perfora una guía de 9 pulgadas y 5/8 hasta los 350 metros, para proteger el acuífero. Luego se coloca una segunda galería (un caño, en rigor) de siete pulgadas hasta los 2.200 metros. Al término de cada una, se aisla las partes inferior y superior. Finalmente, el tercer y último tubo hasta la roca, para procederá su fractura. Se usan tubos argentinos, de Siderca, que son mejores que los chinos. Entre los caños se cementa, para reforzar la operación”.

LAS VENAS ABIERTAS
El paso más importante es, precisamente, la fractura de las rocas, para que el petróleo y el gas salgan a la superficie. En el caso de Vaca Muerta, la presión natural es tal que no harán falta para extraerlos, dicen, las clásicas cigüeñas que se ven en los yacimientos convencionales. Cerca de las torres de perforación ya hay pozos donde se realiza esa maniobra. A cargo de ese campo está el Company Man Juan Carlos Ortiz (56), de Cutral- Có, divorciado con dos hijos, que vive en Plottier y lleva 35 años en el petróleo. Hoy siente “orgullo de que YPF sea argentina otra vez, Es nuestra, y la responsabilidad es doble”. Invita a pasar al trailer donde vive los siete días que permanece en servicio, donde se asa unas pechugas de pollo: tiene una habitación, Direct TV Internet y baño privado. Luego tendrá una semana de descanso, y otra vez al trabajo. Cerca de ahí está el control de la operación de fractura, que hace la empresa Schulmberger y supervisa el ingeniero mexicano Baltazar Flores (26), con dos años en Neuquén. Las fracturas se hacen en cinco etapas, usando agua, arena y aditivos químicos. Y otra vez el uso del agua merece la explicación del ingeniero Iuliano: “El agua proviene del río Neuquén. En el pico de la actividad se usarán 0,06 metros cúbicos por segundo, unos 5.000 por día. El agua de la cuenca se calcula que tiene, en la peor época, entre 1.000 y 1.100 metros cúbicos por segundo. Hoy se reutiliza agua: cada pozo devuelve entre el 30 y el 50 por ciento, y se trata en una planta. El objetivo es llegar a reutilizar el 100 por ciento”.

Así, en un páramo donde sólo había chivos, ovejas y vacas -a ellas le debe su nombre- el petróleo lo transformó en la gran esperanza. En la tierra prometida de la energía argentina.

Energía, Mundo

México: Senadora apunta a la generación de empleo a partir de la reforma energética

30 Ago , 2013
Marcela Guerra - Senadora en México  

Asistí a la conferencia “Shale Gas México – Estados Unidos: experiencia y oportunidades”, en donde se habló de la oportunidad que tiene nuestro país al incrementar la producción futura de petróleo y gas natural, la cual detonará nuevas inversiones y empleos.

En nuestro país las principales cuencas de shale gas se encuentran en los estados de Nuevo León, Coahuila, Chihuahua, Tamaulipas y Veracruz.

Para lograr este desarrollo Resulta necesario impulsar una profunda reforma energética (reformar la Constitución), para incentivar la competitividad de México en un entorno internacional energético cada vez más complejo.

La reforma debe servir para fortalecer el Sector energético y hacerlo más productivo. Al contar con infraestructura eficiente para transportar los energéticos y con esquemas de participación del sector privado en la investigación y exploración de nuevos yacimientos, se generará un beneficio para toda la población del país, toda vez que podrán acceder a tarifas más económicas y se podrá contar con combustibles de mayor calidad.

De aprobarse una reforma constitucional en materia energética, México crecería al menos 1.7 por ciento más y se generarían 310 mil 230 empleos adicionales por año, a esto se agregaría un incremento en el ingreso por habitantes, así como un crecimiento en la inversión extranjera directa.

De acuerdo a información generada por el Departamento de Energía de Estados Unidos, México se sitúa en el cuarto lugar a nivel mundial en términos de reservas potenciales de gas natural, pero para poder acceder a las mismas se necesita inversión económica y uso de tecnología que se puede obtener de la iniciativa privada.

La modernización del sector, se puede alcanzar a través de una reforma que tenga como eje central la autosuficiencia energética, la generación de precios competitivos, la investigación y obtención de energías renovables y amigables con el medio ambiente.

Se requiere implementar un esquema de asociación para obtener recursos de aguas profundas y complementar las funciones de Pemex en la exploración de nuevos campos y yacimientos, así como en la extracción y explotación de recursos y en la participación de actividades secundarias de refinación y transporte de hidrocarburos, sin que el Estado mexicano pierda la rectoría sobre los recursos naturales.

Parte de la reforma energética, debe consistir en disminuir la combustión de recursos no renovables, contaminantes y caros para impulsar su sustitución por la generación de electricidad limpia, no contaminante y barata.

Energía, Mundo

México: Aseguran que el shale gas generaría hasta 50 mil empleos

12 Ago , 2013
Rubén Moreira Valdez - Periodista  

La explotación de shale gas en la zona Norte de Coahuila podría generar, en su periodo de máxima capacidad, hasta 50 mil empleos entre directos e indirectos, consideró el gobernador Rubén Moreira Valdez. Hasta ahora, con las primeras exploraciones en el municipio de Guerrero, se ocupó a unos 500 trabajadores.

“Yo estimo que el shale gas nos puede generar más o menos unos 50 mil empleos. Ahora mismo la pura exploración Pequeñita, que se está haciendo, está generando 500 empleos en la zona de Guerrero, Coahuila, que es casi el equivalente a la mitad de la población de Guerrero”, explicó.

Consideró que Coahuila está en un momento ideal para que se aprovechen los recursos energéticos del subsuelo, tanto el gas y algunos derivados del petróleo, como el carbón y otros minerales.

“Para finales de este siglo, los combustibles fósiles ya no se estén utilizando en el mundo, entonces o los utilizamos ahorita o nos quedamos con ellos enterrados. Alemania va a dejar de utilizar el año que entra el combustible producto del carbón, entonces lo utilizamos ahora o nuestros hijos ya no lo van a necesitar porque va a haber energía eólica y energía solar, entonces nos vamos a quedar con nuestra riqueza enterrada, que va a valer nada”, apuntó.

Pero mientras el optimismo industrial y económico está planteado en la explotación de shale gas que podría iniciar en los próximos meses, por ahora el país está dentro de una parálisis económica que, de acuerdo con el Gobernador, podría afectar a la pequeña y mediana industria.

Anticipó que para contrarrestarla, su Gobierno se dará prisa en resolver los procesos de licitación de obra pública para que las inversiones se apliquen en el menor tiempo posible y la generación de empleo se reactive.

“Lo que corresponde a la gran industria no traemos problemas porque va a seguir creciendo. De hecho vamos a anunciar varias inversiones grandes en los próximos días. En cuanto al resto de las ramas económicas vamos a acelerar los concursos que hace el Gobierno del Estado, las licitaciones, para activar el sector de la construcción, vamos a seguir desregulando para que sea más fácil la inversión”, señaló.

Argentina, Energía

El combustible no convencional tracciona la demanda de empleo en Neuquén

1 Abr , 2013
Ernesto Nimcowicz  

El efecto de las mayores inversiones de YPF y el prometido boom de los yacimientos no convencionales parecen haber empezado a generar un fuerte impacto en la demanda laboral del sector hidrocarburífero.

Así lo confirmaron desde la consultora Manpower, que en su  último relevamiento trimestral, realizado entre 800 empresas de todo el país, ubicó a la provincia al tope de las distritos que más gente piensan contratar al ubicar la Expectativa Neta de Empleo en 17%.  A nivel nacional, la expectativa de empleo para el segundo trimestre fue de 16%.

Además, el año arrancó bien en Neuquén ya que la expectativa de empleo en los primeros tres meses alcanzó el 33%, el valor más alto desde el segundo trimestre de 2008. Si bien entre el primero y el segundo trimestre hay una caída de casi 14 puntos porcentuales, desde la consultora remarcan que de todas formas, en la comparación interanual, las perspectivas de empleo son 8 puntos porcentuales más altas. La Expectativa Neta de Empleo es un indicador que mide la diferencia entre el nuevo personal que se toma y el que se despide.

Graciela Cuello, gerente regional de la Patagonia Norte de Manpower, explicó que para el segundo trimestre de 2013 “lo que está sosteniendo la demanda de puestos de trabajo es el sector de hidrocarburos, pero ahora está tomando protagonismo la extracción no convencional. Estuve reunida con varias petroleras y las búsquedas están todas focalizadas en el no convencional”.

Además, según Cuello, para poder cubrir estas posiciones se las están sacando a las empresas de servicios petroleros que hasta ahora desarrollaban actividades en la actividad convencional, ya que el tema del shale requiere de un conocimiento que no abunda en el mercado.

Los pases a las petroleras, que en realidad están concentrados en mayor medida en YPF, corresponden a ejecutivos jóvenes de unos 30 años que están en la mitad de su carrera profesional.
Otras que están levantando el perfil son Panamerican Energy, donde la familia Bulgheroni es socia de British Petroleum, y Chevron, que opera en Neuquén el yacimiento El Trapial y tiene un embargo por una causa ambiental en Ecuador, heredada de la ex Texaco.

Servicios petroleros
También hay muchas búsquedas de personal entre las más de 500 empresas de servicios petroleros, de las cuales las más grandes suelen contar con presencia en todo el país (Schlumberger, Halliburton, o Bolland) y las Pymes del rubro.

La Provincia prevé inversiones en el sector por casi u$s 5.000 millones este año, de los cuales unos u$s 2.000 millones corresponden a YPF, otros 1.000 millones al acuerdo firmado entre Chevron e YPF  para perforar 100 pozos, y otros u$s 2.000 millones es lo que comprometieron el resto de las operadoras petroleras.