oportunidades de inversión en el sector energético

Transcripción

CAMARA ARGENTINA DE LA CONSTRUCCIÓN
OPORTUNIDADES DE INVERSIÓN
EN EL SECTOR ENERGÉTICO
RESUMEN EJECUTIVO
Consultor: Lic. Fernando E. Risuleo
Agosto, 2007
PRÓLOGO
La Argentina está viviendo un lapso de crecimiento importante, que ya lleva
cinco años. Mantener ese crecimiento en forma continuada en la próxima
década requerirá un enorme esfuerzo de inversión en infraestructura.
Sin duda, la inversión en el sector energético será un tema central en los
próximos años, de modo que asegure que los distintos sectores de la
sociedad cuenten con la energía necesaria para su crecimiento y desarrollo.
Para promover y facilitar esa inversión en energía, existe un marco legal
promocional de fuerte incidencia en el sector, que conviene conocer y
analizar, a la hora de estimar el desarrollo futuro de la actividad económica.
Es conocido, también, que la construcción es una herramienta fundamental
de esa inversión a realizar.
Seguramente, entonces, tendrán un importante desarrollo futuro las obras e
instalaciones requeridas para atender al sector energético.
Las Empresas Constructoras deberán desarrollar técnicas y adquirir
experiencia para atender ese desafío.
Para contribuir a esa tarea se presentan tres Proyectos de Inversión en
Energía, mostrando sus características técnicas y las tareas constructivas
involucradas.
En cada caso, se detalla el marco legal que regula –y promueve- la actividad.
En los dos primeros casos, se estima la inversión total requerida y se
desarrolla, a titulo de ejemplo, el análisis económico- financiero del Proyecto,
tal como lo realiza el emprendedor al decidir la inversión
Un primer Proyecto es el de la exploración y explotación de reservas de gas.
Ese sector ha pasado ahora a las Administraciones Provinciales y es,
entonces, inminente la aparición de emprendimientos para desarrollar áreas
de exploración y explotación en Concesión.
Un segundo Proyecto se refiere a la Instalación de una Planta de Biocombustibles. Esta alternativa es promovida por el Estado Nacional como
forma de diversificar la matriz energética nacional y mejorar el cuidado
ambiental, reduciendo el consumo de combustibles fósiles. Su difusión en
todo el mundo es enorme y será, sin duda, uno de los sectores de mayor
desarrollo relativo en los próximos años
El tercer Proyecto se refiere al uso de la Biomasa para la generación de
energía. El uso de desechos orgánicos para la generación de energía,
además de contribuir a la provisión energética y a la diversificación de sus
fuentes, implica importantes contribuciones al tema ambiental. Por ello, los
proyectos asociados podrían beneficiarse de los Bonos de Carbono (MDL),
así como del marco promocional local.
Si bien en este caso, por la falta de antecedentes locales asimilables, no se
ha podido desarrollar una evaluación económica financiera de un proyecto
tipo, se presentan las experiencias en curso en distintos países, que
muestran su potencialidad y los efectos beneficiosos que importarían para
algunas regiones del país.
Ing. Fernando LAGO
Resumen Ejecutivo
El presente estudio tiene por objeto relevar posibles oportunidades de
inversión en el Sector Energético Argentino, como así también analizar sus
indicadores Económico Financieros, a los efectos de determinar la viabilidad
económica de las mismas.
Los proyectos en estudio son, la Licitación y Explotación de un Yacimiento de
Gas Natural, la Construcción de una Planta de Biodiesel y el Análisis de las
posibilidades de inversión que se generan a partir de la producción de
Biogás.
Para todos los proyectos en análisis, el estudio de los mismos se estructuró
de la siguiente manera: Marco General, en donde se da una descripción
general del ambiente donde se va a desarrollar el proyecto y una descripción
de la tecnología involucrada, Marco Legal, en donde se analiza toda la
legislación vigente que rige la actividad, y El análisis del proyecto
propiamente dicho.
Asimismo, como anexo al trabajo se encuentran las planillas de cálculo
correspondientes a los Cash Flow, Estado de Resultados, Estructura de
Costos y toda otra información respaldatoria de los resultados enunciados en
los análisis de los proyectos del Yacimiento de Gas y de La Planta de
Biocombustibles.
Evaluación de un Yacimiento de Gas
Dado que el análisis económico financiero de una inversión en el sector del
upstream, implica una gran cantidad de variables involucradas, que
requerirían un análisis muy extenso para abarcar todas las opciones, para
este estudio se procedió a tomar como objeto de inversión un yacimiento de
gas natural “tipo”, de la Cuenca Neuquina, replicando el análisis técnico que
se realiza previamente a participar en una Licitación Pública y que da
sustento a la oferta económica a realizarse por el mismo.
Las características del mismo son:
La “Construcción 1º” es un yacimiento gasífero ubicado en la región central
de la Cuenca Neuquina, localizado a una profundidad promedio de 2.630
metros bajo el nivel del mar (mbnm), cuyo reservorio esta compuesto por
areniscas.
La exploración del yacimiento se ha realizado mediante registración sísmica
2D y siete (7) perforaciones que delimitaron el depósito, cinco (5) de las
cuales fueron productivas y dos (2) finalizaron estériles.
Para el análisis del mercado Se plantearon las siguientes alternativas de
comercialización:
La prioridad es abastecer a todo el mercado interno dado el contexto actual y
pronosticado del país, tomando como hipótesis no realizar exportaciones:

Central Termoeléctrica: consumo 1,2 MMm3/d considerando un factor
de carga del 80%. Se firmarían 2 (dos) contratos de 10 años cada uno por 1,5
MMm3/d.

Distribuidoras: se estima un promedio de 1,36 MMm3/d contemplando
un crecimiento demográfico del 1,46% y un factor de carga promedio del
55,83%, sobre la cabecera del gasoducto Neuba II, ubicado a 200 Km. del
yacimiento. Se firmarían 7 (siete) contratos de 2 años cada uno por 2,5
MMm3/d, un 8vo contrato bianual por 2,0 MMm3, un 9no por 1,5MMm3/d y un
último por 0,5 MMm3/d.

Mercado local: grandes Industrias, nuevos y viejos usuarios (GU y P3):
se estima un promedio de 2,19 MMm3/d contemplando un crecimiento
demográfico del 1,46% y un factor de carga del 95%, sobre la cabecera del
gasoducto troncal mencionado anteriormente. Se firmarían 4 (cuatro)
contratos de 5 años cada uno por 2,0 MMm3/d.
Los resultados del Análisis Económico Financiero del Proyecto fueron los
siguientes:
Evaluación de una Planta de Biodiesel
En este punto se analizó la instalación de una planta con tecnología de punta
para producir biodiesel y refinar glicerol para obtener glicerina calidad
farmacopea –incluyendo todos los elementos para la puesta en marcha.
La inversión que se puede estimar para la misma es de aproximadamente 36
millones de U$S de los cuales se estimó para la evaluación un financiamiento
externo de 10 millones de U$S, siendo la inversión necesaria de capital
propio de 26 millones de U$S, para una planta de una capacidad de 219.000
toneladas anuales de biodiesel, además de la producción y venta de ácidos
grasos y glicerina.
Este proyecto se pensó para una planta ubicada en Rosario, y está orientado
principalmente a la producción de Biodiesel, debido al mercado potencial
externo e interno y las ventajas competitivas de Argentina en logística
(Puertos de Rosario) y las dos materias primas principales, aceites y metanol.
Materias Primas Principales:
85% Aceites oleaginosas. Argentina es el principal exportador.
15% Metanol. Argentina tiene un importante saldo exportable.
A modo de referencia, en el 2010 se requerirá toda la producción de Biodiesel
para cubrir el faltante de Gas Oil.
Esto llevará el precio de referencia al tipo paridad de exportación, el cual
hoy en día ronda US$ 0.65/0.70 por litro. La tendencia del precio es creciente
por el incremento de la demanda en los países centrales, y lo será en los
países con capacidad colmada de refinación como Argentina y otros de
Latinoamérica que requieren importar gas oil – el sustituto directo.
Es por ello que el precio de venta en la puerta de la fabrica considerado para
el proyecto es de U$S 0,65 por litro, siendo el mismo un precio competitivo y
que a su ves, hace que el proyecto sea rentable.
¾ Proyecto:

La Planta de biodiesel analizada produce 219.000 Tn / año, tiene un
valor económico del orden de los U$S 40 MM.

La cotización incluye los servicios IPC, movimiento de suelos,
construcción de oficinas, sistema de drenajes, iluminación y planta de
tratamiento de efluentes, depósitos, obras (civiles, tuberías, eléctricas,
instrumentación, mecánica, etc.), montaje oscila los U$S 30 - 35 MM
(70 – 80 % del monto total de un proyecto), y el restante corresponde
al tecnólogo que suministra la planta.

La duración de los proyectos se estima en 12 meses la Planta de
Biodiesel y 12 meses más la Planta de Glicerina.
¾ Estimado de Costos
Clase II, para construcción, IPC (Ingeniería, Procura y Construcción).
Precisión de +/- 10%
Contingencia de 10%
Según criterios de la AACE International (Asociation for the Advancement of
Cost Engineering).
¾ Ingeniería:
¾ 1,4 MM u$s (4 %)
¾ Aprox. 35.000 HH
¾ Procura:
¾
¾
¾
¾
9,75 MM u$s (31 %)
Planta de Pretratamiento
Planta de Biodiesel
Planta de Desodorización, +2.61 MM u$
¾ Construcción:
¾ 20,45 MM u$s (65 %)
Indicadores Económico financieros:
VAN al 11,78%
TIR
Máxima Exposición
Pay Out (Años)
EBITDA / Ventas
Government take
Free Cash Flow descontado
36.938.890
27,80%
-35.910.723
4,3
17,42%
63.733.979
45.639.241
Perfil del VAN
117.000.000
Valor Actual
102.000.000
Valor Actual Neto
87.000.000
72.000.000
57.000.000
42.000.000
27.000.000
TIR
12.000.000
-3.000.000
-18.000.000
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
45%
50%
Tasa de corte
Flujo de Fondos Netos Acumulados
120.000.000
100.000.000
Millones de U$
80.000.000
60.000.000
40.000.000
REPAGO
MAX EXPO
20.000.000
0
-20.000.000
-40.000.000
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Año
¾ Inversión requerida:
USD 36MM, distribuida de la siguiente manera:
1. Enero 2007:
2. Junio 2007:
3. Diciembre 2007:

USD 9,8 MM
USD 12,3 MM
USD 13,9 MM
Financiamiento externo:
USD 10MM al 8,5% TNA con amortización anual en 10 años consecutivos
desde start up productivo, con intereses sobre saldo de capital.

Inversores:
USD 26 MM con su tasa de recupero.
Proyecto sobre producción de Biogás
El proyecto planteado para el caso de la utilización de biogás, se basa en la
detección de necesidades a nivel agregado, y en base a ello generar una
propuesta que, para este caso, es la utilización de este combustible en las
redes que actualmente están abastecidas por Gas Licuado de Petróleo
(GLP).
Estás redes poseen las mismas características que las redes que son
abastecidas con Gas Natural, sin embargo la particularidad de estas es que
dado que no se encuentran cerca de un gasoducto troncal, y que por la
cantidad de habitantes involucradas no es económicamente viable construirlo,
el producto que se inyecta en las cañerías es el GLP, producto este que se
comercializa a valores internacionales por tratarse de un commodity.
Asimismo estas redes actualmente cuentan con un subsidio por parte del
Estado Nacional, tanto para la materia prima, como para las tarifas aplicables
a dichas redes.
La opción sugerida es la colocación de la planta de biogás (biodigestor) en
las cercanías de la localidad, y transportar hasta ese lugar la materia prima
para producir el biogás.
La materia prima puede por ejemplo obtenerse de los desechos generados
en los frigoríficos dado que el biogás se genera cuando las bacterias
degradan el material biológico en ausencia de oxígeno, en un proceso
conocido como digestión anaeróbica, generándose una mezcla de metano y
dióxido de carbono.
Es dable aclarar que el metano producido posee similares características al
Gas Natural que se distribuye en las redes domiciliarias.
Este insumo, es decir los desechos de los frigoríficos, es el utilizado en la
ciudad Sueca de Linköping, que a través de un desarrollo de la empresa
Svensk Biogas y con un coste de diez millones de coronas (1,08 millones de
euros), crearon un tren, para recorrer la costa este de Suecia, entre Linköping
y Västervik, con 54 pasajeros, convirtiéndose en el primer país del mundo
que cuenta con un tren de pasajeros que funciona exclusivamente con
biogás.
Es indudable que los beneficios al medioambiente son considerables si
evaluamos un producto como el GLP, que proviene de fuentes no renovables
de energía, con respecto al Biogás que no sólo proviene de una fuente
renovable, sino que también ayuda a la disposición final de los residuos de
los frigoríficos.
Además de los beneficios medioambientales, están también los beneficios
económicos para el Estado Nacional en concepto de ahorro de subsidios, ya
que los beneficios que tiene la producción de biogás son los que se derivan
de la Ley de Biocombustibles.
Dada la situación actual en donde las restricciones en la oferta de Gas
Natural se están empezando a sentir, el generar una fuente alternativa y una
indudable independencia de la localidad abastecida con biogás y que a su
vez produzca su propio combustible, es una propuesta atractiva para todos
los actores involucrados.
Este apartado solamente tiene como objetivo plantear la idea general del
proyecto, sin entrar a un análisis más detallado de los costos relacionados ya
que debido a que no hay proyectos comparables en nuestro país, no se
puede extrapolar los datos conseguidos, por lo que para un análisis más
detallado sería necesario realizar un proyecto de ingeniería básica, lo que
escapa al alcance de este proyecto en particular.
CAMARA ARGENTINA DE LA CONSTRUCCIÓN
OPORTUNIDADES DE INVERSIÓN
EN EL SECTOR ENERGÉTICO
Consultor: Lic. Fernando E. Risuleo
Agosto, 2007
Resumen
El presente estudio tiene por objeto relevar posibles oportunidades de
inversión en el Sector Energético Argentino, como así también analizar sus
indicadores Económico Financieros, a los efectos de determinar la viabilidad
económica de las mismas.
Los proyectos en estudio son, la Licitación y Explotación de un Yacimiento de
Gas Natural, la Construcción de una Planta de Biodiesel y el Análisis de las
posibilidades de inversión que se generan a partir de la producción de
Biogás.
Para todos los proyectos en análisis, el estudio de los mismos se estructuró
de la siguiente manera: Marco General, en donde se da una descripción
general del ambiente donde se va a desarrollar el proyecto y una descripción
de la tecnología involucrada, Marco Legal, en donde se analiza toda la
legislación vigente que rige la actividad, y El Análisis del proyecto
propiamente dicho.
Asimismo, como anexo al presente trabajo se encuentran las planillas de
cálculo correspondientes a los Cash Flow, Estado de Resultados, Estructura
de Costos y toda otra información respaldatoria de los resultados enunciados
en los análisis de los proyectos del Yacimiento de Gas y de La Planta de
Biocombustibles.
Sobre el Autor:
Fernando E. Risuleo es Licenciado en Economía de la UNSAM; Cursó el
Master en Economía de la UBA; tiene un postgrado en Gestión y Control de
Políticas Públicas de la FLACSO y un Postgrado en Economía del Petróleo y
Gas Natural del ITBA. Ha sido invitado como experto por la Procuración del
Tesoro de la Nación y colaboró en la elaboración de un estudio encargado
por la Agencia Sueca de Energía, sobre Clima Y Medio Ambiente en el Cono
Sur. También participó como representante técnico de la Secretaría de
Energía en la Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios
Públicos (Sector Energía). Actualmente se desarrolla como Asesor de la
Dirección Nacional de Economía de los Hidrocarburos de la Secretaría de
Energía de la Nación.
-2-
Índice
PRÓLOGO................................................................................................................................................- 5 CONTEXTO GENERAL DEL YACIMIENTO DE GAS ....................................................................- 7 CONTEXTO GENERAL ............................................................................................................................. - 7 DEFINICIONES DE RESERVAS Y RECURSOS.............................................................................. - 11 RESERVAS......................................................................................................................................- 12 RESERVAS PROBADAS .................................................................................................................- 13 RESERVAS NO PROBADAS ..........................................................................................................- 15 RESERVAS NO PROBADAS POSIBLES........................................................................................- 16 CATEGORIZACIÓN DE RESERVAS POR ESTADO ...................................................................................... - 17 PETRÓLEO TOTAL INICIALMENTE IN SITU. ............................................................................- 19 VERIFICACIÓN DE LA EXISTENCIA DE PETRÓLEO .................................................................................. - 21 MARCO LEGAL “YACIMIENTO DE GAS” ...................................................................................- 33 LA DESREGULACIÓN ............................................................................................................................ - 34 DIVERSAS FORMAS CONTRACTUALES ................................................................................................... - 36 Concesión de explotación ...............................................................................................................- 38 OTRAS NORMAS DE IMPORTANCIA ........................................................................................................ - 40 LEY Nº 26.197 LA “LEY CORTA”.......................................................................................................... - 42 EL PROYECTO DEL YACIMIENTO DE GAS.................................................................................- 45 LICITACIÓN PÚBLICA YACIMIENTO LA CONTRUCCIÓN 1º ................................................... - 46 PROPUESTA TÉCNICA .................................................................................................................... - 46 YACIMIENTO Y RESERVAS: .........................................................................................................- 46 MERCADO ......................................................................................................................................... - 48 PRODUCCION ................................................................................................................................... - 48 OBRAS DE CAPTACIÓN Y ACONDICIONAMIENTO..................................................................- 48 APROVECHAMIENTO DE CONDENSABLES ............................................................................... - 50 COMPRESION.................................................................................................................................... - 51 TRANSPORTE.................................................................................................................................... - 52 COSTOS Y TARIFAS......................................................................................................................... - 53 Costos Operativos:..........................................................................................................................- 53 Tarifas.............................................................................................................................................- 53 ASPECTOS COMERCIALES ............................................................................................................ - 54 EVALUACION DEL PROYECTO..................................................................................................... - 55 Ventas..............................................................................................................................................- 55 Costos..............................................................................................................................................- 56 Government take .............................................................................................................................- 56 FLUJO DE CAJA: ..........................................................................................................................- 56 Indicadores Económico Financieros. .............................................................................................- 57 TASA DE CORTE ...........................................................................................................................- 57 ANALISIS DE SENSIBILIDAD Y ESCENARIOS............................................................................- 58 CONTEXTO GENERAL DE LOS BIOCOMBUSTIBLES ...............................................................- 60 PRODUCCIÓN ACTUAL ARGENTINA. ..................................................................................................... - 60 MERCADO INTERNO .............................................................................................................................. - 61 PEQUEÑOS EMPRENDIMIENTOS EN PRODUCCIÓN .................................................................................. - 62 PROYECTOS DE GRANDES FIRMAS ......................................................................................................... - 64 PROYECTOS DE PEQUEÑAS FIRMAS ...................................................................................................... - 65 Proyectos oficiales ..........................................................................................................................- 66 RENDIMIENTO DE CULTIVOS OLEAGINOSOS PARA BIODIESEL................................................................ - 67 ETANOL ................................................................................................................................................ - 74 Relevamiento de proyectos de Etanol .............................................................................................- 79 INDICADORES DE COYUNTURA AGROPECUARIA ................................................................................... - 80 LEGISLACIÓN APLICABLE A LOS BIOCOMBUSTIBLES .........................................................- 82 LEY Nº 26.093 ...................................................................................................................................... - 83 La Plantas .......................................................................................................................................- 85 -
-3-
Mercado ..........................................................................................................................................- 86 El consumo de biocombustibles por parte del Estado Nacional.....................................................- 86 REQUISITOS PARA SER BENEFICIARIOS DEL RÉGIMEN DE PROMOCIÓN: ................................................. - 87 BENEFICIOS PROMOCIONALES: ............................................................................................................. - 88 DECRETO Nº 109/2007 MARCO REGULATORIO ..................................................................................... - 89 PRECIOS................................................................................................................................................ - 91 AUTOCONSUMO .................................................................................................................................... - 93 BENEFICIOS IMPOSITIVOS ..................................................................................................................... - 94 PROYECTO BIOCOMBUSTIBLES ...................................................................................................- 98 PLANTA DE BIODIESEL ......................................................................................................................... - 98 PROYECTO DE LA PLANTA .................................................................................................................. - 100 ESQUEMA DEL PROCESO ..................................................................................................................... - 101 ESTADO DE RESULTADOS Y CASH FLOR PROYECTADO ...................................................................... - 103 CONTEXTO GENERAL DEL BIOGÁS ...........................................................................................- 106 ANTECEDENTES DEL BIOGÁS EN ARGENTINA ..................................................................................... - 106 Biodigestión en nuestro país .........................................................................................................- 107 Proyecto en la Provincia de Corrientes........................................................................................- 109 TECNOLOGÍA Y TIPOS DE BIODIGESTORES .......................................................................................... - 110 CONSTRUCCIÓN DE BIODIGESTORES O PLANTAS DE BIOGÁS ............................................................... - 110 PRINCIPALES VENTAJAS DEL BIOGÁS ................................................................................................. - 112 PRODUCCIÓN DE ABONO ORGÁNICO ................................................................................................... - 112 CONDICIONES PARA LA BIODIGESTIÓN................................................................................................ - 114 Biodigestores Discontinuos...........................................................................................................- 114 Biodigestores Continuos ...............................................................................................................- 115 SUGERENCIAS SOBRE SEGURIDAD ........................................................................................- 117 PRODUCCIÓN DE BIOGÁS A PEQUEÑA ESCALA..................................................................................... - 117 TECNOLOGÍA MT ENERGIE................................................................................................................. - 121 Descripción del proceso de la línea de fermentación .............................................................- 121 OTROS CASOS EN EL MUNDO............................................................................................................... - 123 PROYECTO SOBRE PRODUCCIÓN DE BIOGÁS........................................................................- 127 GLP en refinerías..........................................................................................................................- 128 GLP de gas natural.......................................................................................................................- 128 Características de la Redes de GLP .............................................................................................- 129 LISTADO DE FRIGORÍFICOS EN ARGENTINA ........................................................................................ - 134 ANEXO I ...............................................................................................................................................- 137 YACIMIENTO DE GAS ................................................................................................................... - 138 PLANTA DE BIODIESEL ................................................................................................................ - 155 -
-4-
PRÓLOGO
La Argentina está viviendo un lapso de crecimiento importante, que ya lleva
cinco años. Mantener ese crecimiento en forma continuada en la próxima
década requerirá un enorme esfuerzo de inversión en infraestructura.
Sin duda, la inversión en el sector energético será un tema central en los
próximos años, de modo que asegure que los distintos sectores de la
sociedad cuenten con la energía necesaria para su crecimiento y desarrollo.
Para promover y facilitar esa inversión en energía, existe un marco legal
promocional de fuerte incidencia en el sector, que conviene conocer y
analizar, a la hora de estimar el desarrollo futuro de la actividad económica.
Es conocido, también, que la construcción es una herramienta fundamental
de esa inversión a realizar.
Seguramente, entonces, tendrán un importante desarrollo futuro las obras e
instalaciones requeridas para atender al sector energético.
Las Empresas Constructoras deberán desarrollar técnicas y adquirir
experiencia para atender ese desafío.
Para contribuir a esa tarea se presentan tres Proyectos de Inversión en
Energía, mostrando sus características técnicas y las tareas constructivas
involucradas.
En cada caso, se detalla el marco legal que regula –y promueve- la actividad.
En los dos primeros casos, se estima la inversión total requerida y se
desarrolla, a titulo de ejemplo, el análisis económico- financiero del Proyecto,
tal como lo realiza el emprendedor al decidir la inversión
Un primer Proyecto es el de la exploración y explotación de reservas de gas.
Ese sector ha pasado ahora a las Administraciones Provinciales y es,
entonces, inminente la aparición de emprendimientos para desarrollar áreas
de exploración y explotación en Concesión.
Un segundo Proyecto se refiere a la Instalación de una Planta de Biocombustibles. Esta alternativa es promovida por el Estado Nacional como
forma de diversificar la matriz energética nacional y mejorar el cuidado
ambiental, reduciendo el consumo de combustibles fósiles. Su difusión en
todo el mundo es enorme y será, sin duda, uno de los sectores de mayor
desarrollo relativo en los próximos años
El tercer Proyecto se refiere al uso de la Biomasa para la generación de
energía. El uso de desechos orgánicos para la generación de energía,
además de contribuir a la provisión energética y a la diversificación de sus
fuentes, implica importantes contribuciones al tema ambiental. Por ello, los
-5-
proyectos asociados podrían beneficiarse de los Bonos de Carbono (MDL),
así como del marco promocional local.
Si bien en este caso, por la falta de antecedentes locales asimilables, no se
ha podido desarrollar una evaluación económica financiera de un proyecto
tipo, se presentan las experiencias en curso en distintos países, que
muestran su potencialidad y los efectos beneficiosos que importarían para
algunas regiones del país.
Ing. Fernando LAGO
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Contexto General del Yacimiento de Gas
Contexto General
En el presente apartado se intentará dar un panorama general de los
conceptos básicos involucrados en la actividad del upstream, como así
también las técnicas aplicadas a una actividad relacionada al mismo, como es
la explotación de un yacimiento de Gas natural.
El objetivo del mismo es introducir al lector en las técnicas y en los términos
frecuentemente utilizados en la actividad a los efectos de una mejor
comprensión de la inversión planteada en el apartado sobre el proyecto del
Yacimiento de Gas, como así también ante la posibilidad de cualquier análisis
sobre un proyecto relacionado al sector del up stream.
Para comenzar, es necesario aclarar que en la República Argentina se han
identificado hasta la fecha 19 cuencas sedimentarias, con una superficie total
aproximada de 1.750.000 Km2. Cinco de éstas cuencas tienen continuidad
sobre la plataforma continental, mientras que otras 3 se extienden
enteramente bajo las aguas del mar.
1. Noroeste
2. Cuyana
3. Neuquina
4. Golfo San jorge
5. Austral
6. Noreste o Chacoparanaense
7. Bolsones intermedios
8. San Luis
9. Mercedes
10. Levalle
11. Macachin
12. Del Salado
13. Del Colorado
14. Ñirihuau
15. Península Valdes
16. Marina Austral
17. Rawson
18. San Julian
19. Malvinas
Las cuencas actualmente productivas de hidrocarburos son las cinco
enumeradas en primer orden, es decir: Noroeste, Cuyana, Neuquina,
Golfo San Jorge y Austral.
Las principales características de las mismas son:
-7-
a. Cuenca Noroeste: se localiza básicamente en las provincias de Salta
y Jujuy en los sedimentos portadores de hidrocarburos en el Noroeste
Argentino tienen distinta edad geológica, tanto en lo que hace a los
reservorios como a las rocas generadoras. En esta región del
Noroeste Argentino se depositaron algo más de 10 km de espesor total
de sedimentos, alojados en cuencas desfasadas en el tiempo pero
parcialmente superpuestas.
b. Cuenca Cuyana: se localiza en la porción septentrional de la provincia
de Mendoza, se extiende hacia el sur de la ciudad Capital con una
superficie útil, desde el punto de vista petrolero, de unos 30.000 Km2.
Se caracteriza estructuralmente por presentar en su porción
noroccidental dos alineaciones de ejes anticlinales alongados en
sentido NNO-SSE, a menudo fallados en distintas direcciones que
incluyen la mayoría de los yacimientos descubiertos hasta la fecha. El
tipo de sedimentación que caracteriza a la cuenca, determina una
escasa variedad de rocas reservorios, en las distintas formaciones
productivas. En general son de niveles arenosos o arenotobáceos que
corresponden tanto a depósitos de cursos anastomosados como
meandrosos.
Entre los yacimientos productores, podemos nombrar a las siguientes:
Cacheuta, Tupungato, Piedras Coloradas, Chañares Herrados,
Ugarteche, Cruz de Piedra, Barrancas, Lulunta Carrizal, La Ventana,
Vacas Muertas, Vizcacheras, Las Juntas, entre otras. La producción de
la cuenca cuyana (básicamente crudo) es absorbida por la Refinería
Lujan de Cuyo, ya que son crudos cautivos por ser una cuenca
mediterránea.
c. Cuenca Neuquina: constituye una extensa comarca petrolera que
abarca la provincia de Neuquén, sector occidental de La Pampa y Río
Negro y la porción meridional de Mendoza. Los límites noreste y
sudeste son de naturaleza cratónica y están constituidas
respectivamente por el Sistema de la Sierra Pintada y el Macizo
Norpatagónico, mientras que por el oeste está dado por una estructura
de arco volcánico. De acuerdo a sus rasgos estructurales, puede
subdividirse en dos grandes sectores: “Área Andina”, caracterizada por
una intensa deformación de la cobertura con amplios anticlinales y
sinclinales alongados y afectados por fallas de flancos; y “Área del
Engolfamiento” cuyo modo de deformación predominante implica
dislocaciones de basamento con intensidad decreciente hacia el borde
de cuenca y suaves arqueamientos de la cubierta sedimentaria. Entre
los principales yacimientos, encontramos a Chihuido de la Sierra
Negra, Puesto Hernandez, Lomitas, Loma La Lata, Aguada San
Roque, Aguada Pichana, El Trapial, Medanito, entre otros.
d. Cuenca Golfo San Jorge: es una amplia región ubicada en la
Patagonia Central, comprende la zona meridional de la provincia de
Chubut, la parte Norte de la provincia de Santa Cruz y gran parte de la
plataforma continental de argentina en el Golfo San jorge. Tiene una
-8-
forma bastante irregular, presentando una mayor elongación en la
dirección este-oeste. Hacia el norte sobrepasa el curso medio del río
Chubut, al sur se extiende mas allá del río Deseado, hacia el este llega
hasta el alto basamento oriental y hacia el oeste llega hasta la
Cordillera de los Andes. Desde el punto de vista estructural, se
distinguen dos zonas dentro de la cuenca: la zona oriental y la
occidental. La “zona oriental” predomina la tectónica tensional, la cual
origina los bloques descendentes hacia el centro de acumulación. La
“zona occidental” se sobreimpone al sistema de fracturas una tectónica
compresiva responsable de los grandes anticlinales y sinclinales de la
sierra de San Bernardo.
e. Cuenca Austral: se extiende en el extremo sur del continente
americano. Abarca una parte importante de Santa Cruz, la de
Magallanes (Chile), la zona oriental del estrecho de Magallanes, la Isla
grande de Tierra del Fuego y gran parte de la plataforma continental
de la Argentina. Aparenta un triángulo rectángulo cuya hipotenusa
corre próxima al curso del río Chico y sigue esa dirección internándose
en el océano Atlántico, los otros catetos coinciden con el tramo
Patagónico-Fueguino de la Cordillera de los Andes.
Ahora bien, en cuanto a las condiciones que deben darse para que un
prospecto exploratorio resulte exitoso, es decir que el petróleo o el gas
puedan ser extraídos, son cuatro, las cuales se citan a continuación:
a. Roca Madre: es la roca donde se acumulan los hidrocarburos. Su
origen es orgánico. Durante millones de años las sustancias orgánicas
provenientes de resto de animales y vegetales fueron quedando
incorporados al fango del fondo de los mares y lagos donde estos
organismos vivían. Normalmente a esa profundidad no hay oxígeno,
por lo cual la materia orgánica se preserva. Estos sedimentos del
fondo, en general arcillosos, constituyeron lo que luego sería la roca
madre del petróleo. Tiene porosidad, pero no tiene permeabilidad (es
una arcilla).
b. Migración: es el proceso durante el cual los hidrocarburos “viajan”
desde la roca madre hacia la roca reservorio. Al estar en profundidad
la roca madre está sometida a presión, lo que hace que poco a poco el
petróleo o gas vayan siendo expulsados de la roca. Estos
hidrocarburos comienzan a moverse a través de pequeñas fisuras o
por el espacio que hay entre los granos de arena de las rocas vecinas,
empujando parte del agua que suele estar ocupando esos espacios.
Como el petróleo y el gas son más livianos que el agua, en general se
mueva hacia arriba, desplazando al agua hacia abajo. En general, los
hidrocarburos no pueden alcanzar la superficie pues se encuentran
con una barrera que les impide continuar. Esta barrera, es por lo
general, un manto de roca impermeable al que se denomina sello.
-9-
c. Roca reservorio: es una roca que tiene espacios vacíos dentro de sí,
denominados poros, que son capaces de contener petróleo o gas del
mismo modo que una esponja contiene agua. Hay tres grandes
propiedades que describen la roca reservorio: porosidad (representa la
capacidad de almacenaje de una roca), permeabilidad (representa la
capacidad de una roca para permitir el paso de lo fluidos) y saturación
(representa la cantidad de fluido que existe en la roca).
d. Trampa: es una configuración que impide la normal movilidad de los
hidrocarburos provocando su acumulación. Puede ser de origen
estructural, estratigráfica o combinada. Para que se forme un
yacimiento es necesario una trampa que permita que el petróleo se
concentre en un lugar, evitando el derrame hacia los costados.
En resumen, para que exista un yacimiento es necesario que el
hidrocarburo migre desde la roca madre hacia la roca reservorio y que
exista una trampa para que el fluido quede concentrado en la formación.
Ahora, es necesario definir lo que es un recurso, el cual puede definirse como
la cantidad de hidrocarburo (petróleo y/o gas) original “in situ” que contiene un
yacimiento al momento de ser descubierto.
Para poder determinar la cantidad de fluido total, primero debemos conocer:
El volumen de la roca productora.
La porosidad de esta roca, que es el espacio intersticial disponible.
La saturación de agua de estos espacios, porcentaje de poros
ocupados por agua.
La profundidad, presión y temperatura de las capas productoras.
Toda esta información se obtiene luego de perforar uno o más pozos que
delimiten el yacimiento, lo que permite además tomar los registros y las
muestras necesarias. La definición supone calcular el volumen de
hidrocarburo en condiciones de superficie, porque de lo contrario no se
podrían realizar consolidaciones de información.
La totalidad del recurso descubierto, no podrá ser extraída bajo condiciones
rentables, es por ello que surge el concepto de reserva. Llamamos reserva de
un yacimiento a la porción de hidrocarburo descubierto que será posible
extraer de ahora en más y hasta su vida útil, bajo condiciones comerciales.
Es por esta definición, que el hidrocarburo cuyo costo de producción asociado
supere el beneficio que se obtenga de su venta, no podrá formar parte de las
reservas.
De acuerdo al grado de certeza que se tenga sobre la existencia del
yacimiento y su volumen comercialmente recuperable, las reservas pueden
ser agrupadas en: comprobadas (o probadas), probables y posibles. Existen
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diferentes organizaciones o sociedades, con diferentes objetivos, interesadas
en definir y clasificar las reservas. Casi todas coinciden en lo que son las
reservas, pero algunas son más exigentes que otras. A modo de establecer
una definición genérica o universal, podemos decir que:
a. Las reservas comprobadas (o probadas) serán aquellas cantidades
de hidrocarburo (petróleo crudo y/o gas) que se estima pueden ser
recuperados en forma económica y con las técnicas disponibles, a
partir de los datos disponibles en el momento de la evaluación. A su
vez, estas reservas pueden ser subdivididas en desarrolladas o no
desarrolladas, dependiendo de los pozos y las instalaciones de
producción, existentes o futuras.
b. Las reservas probables son aquellas a las que, tanto los datos
geológicos como de ingeniería, dan una razonable probabilidad de ser
recuperadas, pero en un grado inferior como para considerarlas como
probadas.
c. Las reservas clasificadas como posibles, son aquellas que
demuestran un importante grado de incertidumbre en cuanto a su
existencia. Sus valores, se expresan en intervalos ya que responden al
conocimiento geológico de una cuenca sedimentaria.
Dependiendo del uso que se le asigne a la información acerca de las
reservas, se computarán en forma total, parcial o nula los diferentes
conceptos. Para citar un ejemplo la Securities and Exchange Comisión
(SEC), exige que las empresas que cotizan en este mercado expongan en
notas a sus estados contables, solamente las reservas probadas.
A los efectos de realizar una definición más exhaustiva de las definiciones,
citadas anteriormente se procederá a sintetizar las definiciones mundialmente
aceptadas al respecto y que son determinadas por instituciones
internacionales como la Society of Petroleum Engineers (SPE), World
Petroleum Council (WPC), American Association of Petroleum Geologists
(AAPG) y la Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE) Petroleum
Resources Management System (PRMS).
DEFINICIONES DE RESERVAS Y RECURSOS.
PETRÓLEO: En lo que sigue y en las definiciones, el término “petróleo” se
refiere a los líquidos y gases que existen en los yacimientos que son
predominantemente integrados de compuestos hidrocarbonados.
El petróleo también puede contener compuestos no hidrocarburíferos, en los
cuales se combinan azufre, oxígeno, y/o nitrógeno con el carbono e
hidrógeno.
Los ejemplos comunes de compuestos no hidrocarbonados encontrados en el
petróleo son el nitrógeno, el dióxido del carbono, y el sulfuro de hidrógeno.
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El SPE y WPC reconocen que las técnicas matemáticas apropiadas pueden
ser usadas según sean requeridas y que se deja a los países el derecho de
fijar el criterio exacto para aseverar razonablemente la existencia de reservas
petroleras. No se excluye ningún método; sin embargo, si se utilizan métodos
probabilísticas, los porcentajes elegidos deben ser reglamentados
inequívocamente.
RESERVAS
Las reservas de petróleo son las cantidades de petróleo que se anticipa serán
recuperadas comercialmente de reservorios conocidos hasta una fecha dada.
A los efectos de definición “petróleo” incluye los gases o líquidos producidos.
Esquema 1 Clasificación de Reservas
RESERVAS
PROBADAS
DESARROLLAD
A
EN
PRODUCCIÓN
NO
DESARROLADA
S
NO PROBADAS
PROBABLES
POSIBLES
NO
EN
PRODUCCIÓN
Todas las estimaciones de la reserva involucran algún grado de
incertidumbre.
La incertidumbre depende principalmente de la cantidad de datos geológicos
e
ingenieriles fiables en el momento de la estimación y la interpretación de
estos
datos.
El grado relativo de incertidumbre puede manifestarse asignando a las
reservas una de dos clasificaciones principales, probadas o no probadas.
Las reservas no probadas tienen menor certeza de existir que las reservas
probadas y pueden ser clasificadas en probables y posibles para denotar la
incertidumbre creciente de su extracción.
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El intento de SPE y WPC aprobando clasificaciones adicionales más allá de
las reservas probadas se dirige a facilitar la consistencia entre profesionales
que usan tales términos. Presentando estas definiciones, ninguna de las dos
organizaciones está recomendando la difusión pública de las reservas “no
probadas” La difusión pública de las cantidades clasificadas como reservas
no probadas se deja a la discreción de los países o compañías involucradas.
La estimación de reservas se realiza bajo condiciones de incertidumbre. El
método de estimación se llama “deterministico” si un único número de
estimación de reserva está hecho basándose en datos geológicos,
ingenieriles y económicos.
El método de estimación se llama “probabilístico” cuando los datos
geológicos, ingenieriles y económicos se usan para generar un rango de
estimaciones y sus probabilidades asociadas.
Las reservas identificadas como probadas, probables, y posibles ha sido el
método de clasificación más frecuente y se han utilizado para dar una
indicación de la probabilidad de recuperación. Debido a las incertidumbres
potenciales, debe ejercerse cautela al adicionar o agregar reservas de
clasificaciones diferentes.
Las reservas generalmente se revisarán cuando aparezcan nuevos datos
geológicos, ingenieriles o económicos. Las reservas no incluyen cantidades
de petróleo de inventario, y pueden reducirse a efectos económicos y
financieros cuando sean necesarias para el procesamiento de hidrocarburos
a extraer.
Pueden atribuirse las reservas a producción por extracción primaria o por los
métodos de recuperación mejorada. Los métodos de la recuperación
mejorada incluyen todos los métodos para complementar la energía natural
del reservorio aumentando la recuperación final. Ejemplos de tales métodos
son el mantenimiento de presión, reciclado de fluidos, waterflooding
(inyeccion de agua), métodos térmicos, químicos y el uso de recuperación
miscible o fluidos de desplazamiento inmiscibles. Como la tecnología de
petróleo continúa evolucionando pueden desarrollarse otros métodos de
recuperación mejorada en el futuro.
RESERVAS PROBADAS
Las reservas probadas son las cantidades de petróleo que, por el análisis de
los datos geológicos e ingenieriles, puede estimarse con razonable certeza
que serán comercialmente recuperables en un futuro definido, de los
reservorios conocidos y bajo las condiciones económicas los métodos, y las
regulaciones gubernamentales actuales. Las reservas probadas pueden
categorizarse como desarrolladas o no desarrolladas.
Si se usan métodos determinísticos, el término “razonable certeza” expresa
un grado alto de confianza que las reservas probadas se recuperarán. Si se
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usan los métodos probabilísticos, debe haber por lo menos un 90% de
probabilidad de que las cantidades a ser recuperadas igualarán o excederán
la estimación.
En general, las reservas son consideradas probadas cuando la producibilidad
comercial del reservorio se apoya en tests de producción real o pruebas de la
formación. En este contexto, el término “probadas” se refiere a las cantidades
reales de reservas de petróleo y no sólo la productividad del pozo o
reservorio. En ciertos casos, el número correspondiente a reservas probadas
puede asignarse sobre la base de estudios de pozo y/o análisis que indican
que el reservorio es análogo a los reservorios en la misma área que están
produciendo (o han probado la posibilidad de producir) en las pruebas de la
formación.
El área del reservorio considerada como conteniendo reservas probadas
incluye:
(1)El área delineada por perforación de pozos y definida por los contactos
agua petróleo (si se conocen) y (2) Las áreas no perforadas del reservorio
que pueden juzgarse en forma razonable como comercialmente productivas,
sobre la base de los datos geológicos e ingenieriles disponibles. En la
ausencia de datos en los contactos de fluido, la ocurrencia conocida más baja
de hidrocarburos controla el límite de las reservas probadas, a menos que
datos geológicos o ingenieriles indiquen otra cosa.
El área del reservorio considerada como conteniendo reservas probadas
incluye:
(1) el área delineada por perforación y definida por los contactos de fluido, y
(2) El área aun no perforada del reservorio que puede juzgarse
razonablemente como comercialmente productiva sobre la base de datos
geológicos y de ingeniería.
En la ausencia de datos de contactos agua fluido, el punto de menor
ocurrencia de hidrocarburos controla el límite de las reservas probadas, salvo
que este límite esté indicado por otras pruebas definitivas geológicas, o datos
ingenieriles.
Las reservas pueden ser clasificadas como probadas si los medios para
procesar y transportar esas reservas para ser comercializadas están
operacionales en el momento de la estimación o hay una expectativa
razonable que se instalarán tales medios.
Las reservas en las locaciones no desarrolladas son clasificadas como
probadas no desarrolladas con tal de que (1) las locaciones son
desplazamientos directos de pozos que han indicado la producción comercial
en la formación objetivo; (2) es razonablemente certera la presunción de que
tales locaciones están dentro de los límites productivos probados y conocidos
de la formación objetivo; (3) las locaciones mantienen el espaciamiento
ordenado por las regulaciones si estas existen; (4) Es bastante probable que
las locaciones se desarrollarán.
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Las reservas de otras locaciones sólo se categorizan como probadas no
desarrolladas cuando los datos ingenieriles y geológicos de los pozos indican
con certeza razonable que la formación objetivo es lateralmente continua a
las locaciones conocidas y contiene petróleo comercialmente recuperable Las
reservas que serán producidas a través de la aplicación de métodos
establecidos de recuperación asistida son incluidas en la clasificación como
reservas probadas cuando (1) la comprobación exitosa por un proyecto piloto
o la respuesta favorable de un programa instalado en el mismo reservorio o
un reservorio análogo con una formación similar y un fluido similar provee el
soporte
sobre el que se basa el proyecto (2) Se tiene razonable certeza que el
proyecto se llevará a cabo.
Las reservas todavía no establecidas a ser recuperadas por métodos de la
recuperación asistida sólo son incluidas en la clasificación de reservas
probadas (1) después de una respuesta de la producción favorable del
reservorio a traves de (a) una experiencia piloto representativa o (b) un
programa de producción en realización dónde la respuesta apoya el análisis
sobre el cual el proyecto es basado y (2) es bastante probable que el
proyecto se realizará.
RESERVAS NO PROBADAS
Las reservas no probadas se basan en datos geológicos, ingenieriles y
económicos similares a los usados para estimar las reservas probadas; pero
las incertidumbres técnicas, contractuales, económicas, o de regulación
evitan ser clasificadas como probadas.
Las Reservas No Probadas pueden ser clasificadas en “Reservas No
Probadas Probables” y “Reservas No Probadas Posibles”.
Las reservas no probadas pueden estimarse asumiendo condiciones
económicas futuras diferentes de aquéllas prevalecientes en el momento de
la estimación. El efecto de posibles mejoras futuras en las condiciones
económicas y los desarrollos tecnológicos puede ser expresado asignando
cantidades apropiadas de reservas a las clasificaciones “probables” y
“posibles”.
RESERVAS NO PROBADAS PROBABLES
Las reservas probables son las reservas no probadas sobre las que el
análisis geológico e ingenieril de los datos sugiere que es más probable que
sean producidas que no lo sean. En este contexto, cuando se usan los
métodos probabilísticos, debe haber por lo menos un 50% probabilidad que la
recuperada final igualará o excederá la suma las reservas probadas más las
probables.
En general, las reservas probables pueden incluir
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(1) las reservas que se anticipa serán probadas cuando se perforen pozos de
desarrollo, en los casos en los que el conocimiento del reservorio es
insuficiente para clasificar estas reservas como probadas.
(2) Las reservas en formaciones que parecen ser productivas basándose en
análisis de pozos, pero faltan datos de coronas o pruebas definitivas; o cuyos
reservorios no son análogos a reservorios del área que están en producción o
que contienen reservas probadas.
(3) Las reservas incrementales atribuibles a pozos intercalares que hubieran
podido ser clasificados como probadas si la distancia entre pozos hubiera
sido permisible por las regulaciones en el momento de la estimación (fuera
del radio de drenaje).
(4) Las reservas atribuibles a métodos de la recuperación asistida
repetidamente exitosos cuando a) el proyecto piloto esta planeado pero no
ejecutado (b) la roca reservorio, los fluidos, y características del reservorio
parecen favorables para su aplicación comercial.
(5) Las reservas en una zona de la formación que parece estar separada del
área de reservas probadas por una falla geológica y la interpretación
geológica indica el área objetivo se encuentra estructuralmente más alta que
el área de reserva probada.
(6) Las reservas atribuibles a un workover futuro, tratamiento, el cambio de
equipo, u otros procedimientos mecánicos dónde tal procedimiento no se ha
probado exitoso en pozos que exhiben conducta similar en reservorios
análogos.
(7) Las reservas incrementales en reservorios probadas dónde una
interpretación alternativa de producción o datos volumétricos indican más
reservas que las que pueden ser clasificadas como probadas.
RESERVAS NO PROBADAS POSIBLES
Las reservas posibles son aquellas no probadas en las que el análisis
geológico y los datos ingenieriles sugieren que es menos probable que sean
recuperadas que las reservas probables. En este contexto, cuando se usan
los métodos probabilísticos, debe haber por lo menos un 10% de probabilidad
de que la recuperada final igualará o excederá la suma de las reservas
probadas más las probables más las posibles.
En general, las reservas posibles pueden incluir:
(1) las reservas que, basadas en las interpretaciones geológicas,
posiblemente podrían existir más allá de áreas clasificadas como
probables,
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(2) las reservas en formaciones que parecen ser productivas basadas en
perfiles de pozo y análisis de coronas pero pueden ser no productivas en
a las operaciones comerciales,
(3) reservas incrementales atribuidas a procesos de perforación intercalar
que estén sujetos a incertidumbre técnica,
(4) las reservas atribuidas a métodos de la recuperación asistida cuando
(a) un proyecto piloto se planea pero no está en operación y (b) la roca
reservorio, el fluido, y las características del reservorio son tales que
existe una duda razonable acerca de la comercialidad del proyecto,
(5) Las reservas en un área de la formación que parece estar separada
por fallas geológicas del área de reservas probadas y la interpretación
geológica indica que el área objetivo se encuentra estructuralmente más
baja que el área de reservas probadas.
Categorización de reservas por estado
Las categorías de reservas por estado definen el estado de desarrollo y
producción de pozos y reservorios.
Desarrolladas: Las Reservas Desarrolladas son las reservas que se esperan
recuperar de los pozos existentes, incluso las reservas “behind pipe” (detrás
de la cañería). Las reservas provenientes de recuperación asistida son
consideradas desarrolladas sólo después de que el equipo necesario se ha
instalado, o cuando los costos para hacerlo sean relativamente menores.
Pueden sub-categorizarse como reservas desarrolladas en producción o no
en producción.
Desarrolladas en producción: son aquellas que se espera que sea
recuperadas de zonas que están abiertas y produciendo en el momento de la
estimación. Reservas desarrolladas en producción provenientes de
recuperación asistida son consideradas como tales después de que el
proyecto de recuperación asistida está en el funcionamiento.
Desarrolladas no en producción: Incluye las reservas “shut in” y “venid pipe”.
Las reservas “shut in”se espera que serán recobradas de: (1) zonas abiertas
en el momento de la estimación pero que no han empezado a producir (2)
pozos cerrados por condiciones del mercado o falta de conexión, o (3) pozos
no productivos por razones mecánicas. Las reservas behind-pipe son las que
se esperan recuperar de las zonas con pozos existentes que requerirán
trabajos de completamiento antes de ser puestos en producción.
Reservas no desarrolladas: las reservas no desarrolladas son aquellas que
se espera recuperar de: (1) los nuevos pozos en áreas no perforadas, (2) de
profundizar los pozos existentes a un reservario diferente, o (3) donde se
requiere una inversión relativamente grande para recompletar un pozo
existente o (b) montar instalaciones de producción o transporte para
proyectos de recuperación primaria o asistida.
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Como un desarrollo posterior, el SPE y WPC reconocieron los beneficios
potenciales a ser obtenidos complementando una serie de definiciones
adicionales, (que no son reservas), para cubrir la base entera del recurso,
incluyendo cantidades de petróleo contenidas en reservorios que son
actualmente sub comerciales o no descubiertos todavía. Estos otros recursos
representan adiciones potenciales futuras a las reservas y son, por
consiguiente, importantes para países y compañías en los sectores de
planeamiento y cartera de inversiones. Además, la Asociación americana de
Geólogos de Petróleo (AAPG) participó en el desarrollo de estas definiciones
y se unió al SPE y WPC como organización patrocinadora.
Nada en las definiciones siguientes de recursos debe interpretarse como
modificando las definiciones existentes para las reservas de petróleo según lo
aprobado por el SPE/WPC en el marzo de 1997.
Al igual que en el caso de reservas no probadas (probables y posibles), la
intención del SPE y WPC aprobando clasificaciones adicionales más allá de
las reservas demostradas (probadas) es facilitar la consistencia entre
profesionales que usan tales términos.
Presentando estas definiciones, ninguna organización patrocinante está
recomendando la difusión pública de cantidades clasificado como “los
recursos”. Esa difusión se deja a la discreción de los países o compañías
involucrados.
Las estimaciones numéricas derivadas de estas definiciones se apoyan en la
honestidad, habilidad, y juicio del evaluador y son afectadas por la
complejidad geológica, la etapa de exploración o desarrollo, el porcentaje
recuperado de los reservorios, y la cantidad de datos disponibles.
El uso de las definiciones debería mejorar la distinción entre las varias
clasificaciones y proporcionar más consistencia al recurso informando.
En otra parte, los “recursos” se han definido como incluyendo todo el petróleo
que se estima inicialmente in situ; sin embargo, algunos usuarios consideran
que sólo la porción estimada como recuperable se constituye en recurso.
En estas definiciones, se definen las cantidades inicialmente in situ como el
Petróleo Total inicialmente in situ, Petróleo inicialmente in situ Descubierto y
el Petróleo inicialmente in situ No Descubierto, y los volúmenes recuperables
separadamente como Reservas, Recursos Contingentes y Recursos
Prospectivos. En todos los casos, debe entenderse que las Reservas
constituyen un subconjunto de los recursos siendo esas cantidades que están
descubiertas (es decir, en reservorios conocidos), recuperables, comerciales
y restantes.
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PETRÓLEO TOTAL INICIALMENTE IN SITU.
El Petróleo total inicialmente in situ es esa cantidad de petróleo que se estima
existía originalmente en los reservorios. Por consiguiente, el Petróleo
inicialmente in situ Total es esa cantidad de petróleo que se estima, con una
dada fecha, estar contenida en los reservorios conocidos, más esas
cantidades ya producidas, más las cantidades estimadas en los reservorios
todavía no descubiertos. El Petróleo inicialmente in situ total puede
subdividirse en Petróleo inicialmente in situ Descubierto y el Petróleo
inicialmente in situ No descubierto, con el Petróleo inicialmente in situ
Descubierto limitado a los reservorios conocidos.
Se reconoce que todo las cantidades del Petróleo inicialmente in situ pueden
constituir recursos potencialmente recuperables; pero la estimación de la
proporción que puede ser recuperable esta sujeta a incertidumbres
significativas
y cambiará con las variaciones en las circunstancias
comerciales, desarrollos tecnológicos y disponibilidad de los datos. Una
porción de esas cantidades
clasificadas como irrecuperables pueden
volverse recursos recuperables en el futuro si las circunstancias comerciales
cambian, ocurren desarrollos
tecnológicos, o son adquiridos datos
adicionales.
PETRÓLEO DESCUBIERTO INICIALMENTE IN SITU. El Petróleo
Inicialmente In Situ Descubierto es esa cantidad de petróleo que se estima,
en una fecha dada, estar contenido en reservorios conocidos, más las
cantidades ya producidas. El petróleo inicialmente in situ descubierto puede
subdividirse en las categorías comercial y no comercial, con la porción
estimada como potencialmente recuperable clasificada como Recursos
Contingentes y Recursos Prospectivos, según se define debajo.
RESERVAS. Ya definidas más arriba en el documento. Son las cantidades de
petróleo que se anticipa serán recuperadas comercialmente de
acumulaciones
conocidas desde una fecha dada. Las cantidades
recuperables estimadas de reservorios conocidos que no cumplen el
requisito de comercialidad deben ser
clasificadas como Recursos
Contingentes, según lo definido debajo. La definición de comercialidad para
una acumulación variará según las condiciones y circunstancias locales y se
dejará a la discreción del país o compañía involucrada. Sin embargo, todavía
deben categorizarse las reservas según los criterios específicos de las
definiciones de SPE / WPC y, por consiguiente, el concepto reservas
probadas se limitará a las cantidades que son comerciales con las
condiciones económicas actuales, mientras las reservas probables y posibles
pueden ser basadas en las condiciones económicas futuras. En general, los
volúmenes de petróleo no deben ser clasificados como reservas a menos
que haya una expectativa de que el reservorio se desarrollará y se pondrá en
producción dentro de un tiempo razonable.
En ciertas circunstancias, pueden asignarse ciertos volúmenes a reservas,
aunque el desarrollo pueda no ocurrir durante algún tiempo. Un ejemplo de
esto sería cuando los yacimientos se dedican a un contrato del suministro a
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largo plazo y sólo se desarrollarán como y cuando se produzca la exigencia
de satisfacer ese contrato.
RECURSOS CONTINGENTES. Los Recursos Contingentes son esas
cantidades de petróleo que se estima, en una fecha dada, serán
potencialmente recuperables de los reservorios conocidos, pero que no se
considera actualmente que sean comercialmente recuperables. Se reconoce
la existencia
de ambigüedad entre las definiciones de “recursos
contingentes” y “reservas no probadas”. Ésta es una reflejo de variaciones en
la práctica de la industria actual. Se recomienda que si el grado de
compromiso no es tal que se espera que la acumulación sea desarrollada y
puesta en producción dentro de un margen de tiempo razonable, los
volúmenes recuperables estimados para ese reservorio sean clasificados
como recursos contingentes.
Por ejemplo, los Recursos Contingentes pueden incluir los reservorios para
los que no hay ningún mercado viable actualmente, o donde la recuperación
comercial es dependiente en el desarrollo de nueva tecnología, o donde la
evaluación del reservorio todavía está en una fase inicial.
PETRÓLEO INICIALMENTE IN SITU NO DESCUBIERTO. El Petróleo
inicialmente in situ no descubierto es esa cantidad de petróleo que se estima,
en una fecha dada, podría estar contenido en reservorios todavía a ser
descubiertos. La porción potencialmente recuperable estimada de Petróleo
inicialmente in situ no descubierto es clasificada como los Recursos
Prospectivos, según la definición debajo.
Recursos Prospectivos. Los Recursos Prospectivos son los volúmenes de
petróleo que se estima, en una fecha dada, serán potencialmente
recuperables de los reservorios no descubiertos.
La Recuperada final estimada (EUR, RFE en castellano) no es una categoría
del recurso como a tal, si no un término que puede aplicarse a una
acumulación individual de cualquier estado o madurez (descubierto o no
descubierto). La Recuperada final estimada se define como el volumen de
petróleo que se estima, en una fecha dada, será potencialmente recuperable
de un reservorio, más las cantidades ya producidas.
Suma o adición de reservas. Los volúmenes de petróleo clasificados como
Reservas, Recursos Contingentes o Recursos Prospectivos no deben
sumarse entre sí sin la consideración debida a las diferencias significativas
en el criterio asociado a su clasificación. Ejemplificando, hay un riesgo
significativo de que reservorios que contienen Recursos Contingentes o
Recursos Prospectivos no llegarán a la producción comercial.
RANGO DE INCERTIDUMBRE. El Rango de Incertidumbre, refleja la
imprecisión creciente de obtener volúmenes potencialmente recuperables
estimados para un reservorio. Cualquier estimación de cantidades del
recurso para un reservorio está sujeta a inseguridades
técnicas y
comerciales, y debe, en general, ser citada como un rango de valores. En el
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caso de Reservas, este rango de incertidumbre se refleja en las
estimaciones de Reservas Probadas (1P), Reservas Probadas más
Probables (2P) y Reservas Probadas más Probables más Posibles (3P).
Para otras categorías del recurso se recomiendan los términos Estimación
Baja, Mejor Estimación y Estimación Alta.
El término " Mejor Estimación " se usa aquí como una expresión genérica
para la estimación que se considera más certera que será recuperada de
reservorio entre la fecha de la estimación y el momento del abandono. Si se
usan los métodos probabilísticos, este término generalmente sería una
medida de la media de la distribución de incerteza.
Las condiciones "Estimación Baja" y "Estimación Alta" deben proporcionar un
valor razonable del rango de incertidumbre en la Mejor Estimación. Para los
reservorios no descubiertos (Recursos Prospectivos) el rango de error será,
en general, substancialmente mayor que los rangos para los reservorios
descubiertos. En todos los casos, sin
embargo, el rango real será
dependiente en la cantidad y calidad de los datos técnicos y comerciales qué
estén disponibles para esa área.
Cuando más datos aparezcan para un reservorio específico (por ejemplo
pozos adicionales, datos de comportamiento del reservorio) el rango de
incerteza en la recuperada final para ese reservorio debería reducirse.
Verificación de la existencia de Petróleo
La única forma de verificar la existencia de petróleo en el subsuelo, aún
después de explorar su probable ubicación, es perforar un pozo en el lugar.
Antes del inicio de la perforación de un pozo para petróleo y/o gas, se debe
proceder a programarlo. Las características más comunes a analizar son:
Ubicación: en tierra o agua, en selva o desierto, en áreas pobladas
o despobladas
Profundidad: un pozo puede alcanzar hasta más de 10 km. De
profundidad. Como consecuencia varían la temperatura, presiones
de formación y compacidad del terreno. También la potencia y
capacidad requeridas para el equipo de perforación, potencia y
capacidad de sus bombas, capacidad y calidad del sistema de
inyección, etc.
Características del terreno a atravesar
Geometría del pozo, diámetro de los trépanos y tuberías de
protección a emplear, programas de cementación, etc.
Logística, Seguridad, Medioambiente, etc.
El equipo de perforación propiamente dicho consiste en un sistema mecánico
o electromecánico, compuesto por una torre o mástil que soporta a un
aparejo diferencial: juntos conforman un instrumento que permite el
- 21 -
movimiento de tuberías con sus respectivas herramientas, que es accionado
por una transmisión energizada por motores a explosión o eléctricos. Este
mismo conjunto impulsa simultánea o alternativamente una mesa de rotación
que contiene al vástago (Kelly), tope de la columna perforadora y transmisor
del giro a la tubería.
El trépano es la herramienta de corte que permite perforar. El conjunto de
tuberías que se emplea para la perforación se denomina columna o sarta de
perforación y consiste en una serie de trozos tubulares interconectados entre
sí mediante uniones roscadas. Los fluidos (líquidos o gaseosos, pasando por
agua, dulce o salada, hidrocarburos, aire, gas, etc.) que emplean en la
perforación se administran mediante el sistema de circulación y tratamiento
de inyección.
Figura 1 Equipo de Perforación
Paralelamente el equipo de perforación cuenta con elementos auxiliares,
tales como tuberías, bombas, tanques, sistema de seguridad (válvulas de
cierre del pozo para su control u operaciones de rutina), generadores
eléctricos, etc. Si a esto se agregan las casillas de distinto diseño para
alojamiento de personal técnico, depósitos, taller, laboratorio, etc., se está
delante de un conjunto de elementos que convierten a la perforación en una
actividad y comunidad casi autosuficientes.
Es durante la perforación del pozo cuando se obtiene la confirmación de la
información que será utilizada para el diseño de la terminación,
principalmente mediante:
Obtención y Análisis de muestras del terreno durante la perforación.
Análisis continuo del lodo y detección de presencia de gas.
Correlación de la información geológica y sísmica disponible.
Comportamiento mecánico de la perforación.
Interpretación de ensayos de flujo a pozo abierto.
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Análisis cualitativo y cuantitativo de testigos “Corona” y Laterales”, y
de los perfiles eléctricos y radioactivos.
Análisis de laboratorio e interpretación de muestras hidrocarburo.
Es de gran importancia resaltar que la necesidad de información previa a la
terminación de un pozo es creciente según se trate de pozos de: Desarrollo,
Avanzada o Exploración.
Con todo el conocimiento adquirido hasta la perforación del pozo es posible
anticipar, con mayor o menor grado de seguridad, la profundidad, espesor y
propiedades de las zonas de interés, los posibles agentes perturbadores de la
producción del pozo y las capas con potencial para la generación de
problemas. Adicionalmente, podemos realizar una estimación del
“Equipamiento” necesario para la extracción y seleccionar el “tipo de
terminación” más adecuado.
Previo a la operación de terminación, una vez que se ha alcanzado al
profundidad de perforación programada y luego de finalizado el perfilaje “a
pozo abierto” que ha mostrado la conveniencia de seguir adelante que lleven
a la puesta en producción del mismo, se deben efectuar dos operaciones de
suma importancia, a saber:
Entubación con cañería de aislación ó CASING, a los efectos de
mantener la integridad y estabilidad del pozo, evitando de esta
forma derrumbes y la pérdida del pozo en consecuencia.
Cementación del espacio anular existente entre la cañería y las
formaciones, con el objetivo de lograr una efectiva aislación de las
diferentes formaciones geológicas y también para permitir la
producción selectiva de los diferentes intervalos productivos.
Una vez efectuadas las dos operaciones anteriores, se está en condiciones
de comenzar la terminación del pozo. Generalmente,
el equipo de
perforación es desmontado y retirado de la locación, quedando el pozo en
condiciones de comenzar la etapa de terminación con un equipo más
pequeño, liviano y ágil denominado equipo de terminación o de “workover”.
En algunos casos, generalmente en pozos aislados y alejados de los centros
urbanos, se utiliza el mismo equipo evitando así el doble montaje, desmontaje
y traslado de equipos a grandes distancias.
Las principales etapas de una terminación típica son las siguientes:
Limpieza y acondicionamiento (fluidos de terminación) del pozo:
debe eliminarse el exceso de cemento que quedo dentro del casing luego
de la cementación. Además, se procede a la calibración del diámetro de la
- 23 -
cañería del pozo detectando posibles aplastamientos de la misma.
Finalmente, es práctica frecuente, cambiar el fluido en el pozo (lodo de
perforación), por un fluido de terminación que no produzca daño en las
formaciones productivas que se piensa poner en producción.
Perfilaje a pozo entubado: identificados los estratos potencialmente
productivos, es necesario fijar la profundidad exacta de los mismos en
relación a un punto fijo en la superficie y correlacionarlos con la
profundidad dado por los perfiles registrados a pozo abierto. Por otra parte
se debe conocer con precisión la “calidad de cementación” entendiendo
por tal a la continuidad del tramo cementado y la adherencia del cemento
tanto a al formación como al casing.
Punzado: consiste en poner en contacto cada estrato seleccionado
(intervalos de interés) con el interior del pozo, mediante la perforación del
casing y del cemento, penetrando incluso en la formación productiva.
Ensayo del pozo: cada uno de los estratos punzados es ensayado para
determinar los volúmenes de fluido que aportan así como la composición y
calidad de los mismos (petróleo, gas, porcentaje de agua, etc.). El ensayo
se efectúa comúnmente mediante el levantamiento de un pistón con el
cable del equipo de terminación, por el interior de la cañería de producción
o tubing.
Estimulación: en ciertos casos, debido a la baja productividad de la
formación, ya se por su propia naturaleza o porque ha sido dañada por
los fluidos de perforación o terminación o por la cementación, la
formación productiva debe ser estimulada. Existen dos sistemas de
estimulación que son ampliamente utilizados en la industria petrolífera: la
acidificación y la fracturación hidráulica.
Terminación: luego de haber realizado los ensayos finales, el pozo queda
listo para ser equipado y comenzar su vida productiva. El tipo de
terminación a utilizar depende de múltiples factores, y el método de
extracción que se seleccione determinará el equipamiento de subsuelo
necesario. Si bien es difícil resumir todos los tipos de terminación, a
continuación mencionamos tres esquemas típicos:
Terminación simple
Terminación doble
Terminación múltiple
- 24 -
Lo primero que asociamos al escuchar los términos porosidad, permeabilidad
y saturación, es “propiedades de la roca reservorio”. Durante la perforación
de un pozo y terminado del mismo, se deben evaluar diferentes
características de las rocas perforadas. Este análisis, será indispensable para
calcular las reservas de hidrocarburo del yacimiento (gas, condensado o
petróleo), los potenciales de producción y regímenes posibles de explotación.
a. La porosidad, representa la capacidad de almacenar fluido de una
roca productiva de hidrocarburos y se la puede definir como el
porcentaje de espacios vacíos (poros) respecto del volumen total
de la roca. Esta propiedad, es una de las más importantes ya que
registra la capacidad de un yacimiento para almacenar petróleo,
gas y agua.
Porosidad = Ø =
Volumen Poroso
Volumen total
En donde el volumen poroso es igual al volumen total menos el
volumen de la parte sólida (granos).
Es necesario distinguir entre porosidad absoluta y porosidad
efectiva, debido a que en las rocas siempre existirá cierto número
de espacios o poros aislados, no conectados entre sí.
La porosidad efectiva incluye únicamente los poros
interconectados entre sí, o sea, el espacio poroso disponible al
paso de los fluidos. En cambio la porosidad absoluta incluye
todos los poros, es decir, tanto los poros conectados como los no
conectados (o aislados).
La más importante es evidentemente la porosidad efectiva, ya que
únicamente los hidrocarburos almacenados en tales poros pueden
ser extraídos.
b. La permeabilidad es una medida que representa la capacidad de
una roca para permitir el paso de los fluidos, nos informa acerca del
caudal que puede producir un pozo.
La permeabilidad se expresa en una unidad llamada “Darcy”
nombre debido a su descubridor Henry Darcy, quien fue el primero
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en estudiar el paso de los fluidos a través de un medio poroso. La
permeabilidad, es la constante en la ley de Darcy, despejando
queda:
Permeabilidad
=K=
Q.L.µ
A.ΔP
En donde:
Q = Volumen o caudal de flujo en cm3/seg.
µ = Viscosidad en centipoises del fluido.
L = Longitud de la muestra en centímetros.
A = Area de la muestra en centímetros cuadrados.
Δ P = Presión diferencial a través de la muestra que causa el flujo.
Frecuentemente se utiliza como unidad el milidarcy que es la milésima parte
de un Darcy, unidad demasiado grande para las permeabilidades más
frecuentes.
c. La saturación de un componente, representa la cantidad
(generalmente en porcentual) de ese componente que ocupa del
espacio poral. De este modo, la saturación de hidrocarburo expresa
que porcentaje del espacio se encuentra ocupado por petróleo y
gas.
Esta propiedad, es tan (o aún más) importante que la porosidad y
permeabilidad ya que determina la naturaleza de los fluidos
presentes en una roca reservorio. Una formación con alta
permeabilidad y porosidad es de poca importancia, a menos que
contenga petróleo y/o gas en cantidades comerciales.
Saturación en agua es la fracción o porcentaje del espacio poral
ocupado por el agua. Por tanto, saturación en petróleo o en gas es
igual a la unidad menos la saturación del agua.
De acuerdo al tipo de fluidos, podemos definir los distintos tipos de
reservorios:
Gas seco: son aquellos reservorios que en profundidad tienen gas
(con una composición aproximada de: 96% de C1, 3% C2 y 1%
hasta C7) y en superficie continúan siendo gaseosos.
Consecuentemente, no tenemos líquido nunca, ni en el fondo ni en
la superficie. Ejemplo: Yacimiento Barrosa.
Gas húmedo: son aquellos que en profundidad se encuentran
únicamente como gas pero al llevarlos a superficie producen
también líquidos (condensado).
Gas + condensado (condensación retrógrada): se produce
líquido en superficie, y también en el fondo si dejamos caer la
- 26 -
presión. Composición aproximada: 87% C1; 4,4% C2; 2,3% C3,
resto C4+.
Petróleo subsaturado: en el reservorio solo se encuentra líquido,
no hay presencia de gas. Cuando disminuye la presión, en fondo,
comienzan a aparecer las primeras manifestaciones gaseosas.
Petróleo saturado: el líquido se encuentra en presencia de una
fase gaseosa en fondo. Este es un yacimiento de petróleo saturado
con un casquete gasífero. Ejemplo: Medanito La Pampa.
Otra clasificación de los petróleos tiene en cuenta la proximidad al punto
crítico:
Volátiles: están próximos al punto crítico. Al caer la presión en el
reservorio, el petróleo se volatiza y pasamos a tener gas (es muy
condensable).
Negros: están lejanos al punto crítico. Paulatinamente, el
reservorio se va gasificando y tenemos mayor permeabilidad
efectiva al gas que al petróleo.
En general, el petróleo negro está en contacto con gas seco y el petróleo
volátil está en contacto con gas condensado.
La realización de una fractura y el agregado de un ácido a una formación, son
sistemas utilizados para la estimulación de la misma. La estimulación se
realiza cuando baja producción de la formación, ya sea por la propia
naturaleza o porque ha sido dañada por los fluidos de perforación. La
utilización de uno u otro mecanismo, dependerá de las condiciones reinantes
en la formación.
La fractura (fracturación hidráulica) tiene por objeto inducir a la fracturación
de la roca mediante el bombeo a gran caudal y presión de un fluido que
penetra profundamente en la formación provocando su rompimiento y al
mismo tiempo rellenando la fractura producida con arena de calidad y
granulometría seleccionada.
El fluido utilizado consiste generalmente en un gel de no muy alta viscosidad
para minimizar la fricción (y en consecuencia la potencia necesaria) pero
suficiente para transportar en suspensión un sólido que actuará como “agente
de sostén” para impedir el cierre de la fractura abierta cuando se reduce la
presión al final de la operación.
El agente de sostén generalmente utilizado es arena de alta calidad y
granulometría cuidadosamente seleccionada.
- 27 -
En los casos en que la presión que ejercerán las paredes de la fractura sea
extremadamente alta, como es de esperar en las formaciones a gran
profundidad, se utilizan agentes de sostén de mayor resistencia, tal como la
bauxita.
Figura 2 Estimulación de un Pozo
Disposición de los elementos requeridos para estimular un pozo mediante la
inyección de ácido
El agregado de un ácido (acidificación) consiste en la inyección a presión de
soluciones ácidas que penetran en la formación a través de los punzados,
disolviendo los elementos sólidos que perturban el flujo de los fluidos. Los
ácidos mas utilizados son el clorhídrico y en menor medida el fluorhídrico, en
concentraciones de alrededor de 5% al 15% según las necesidades del caso.
Los mecanismos naturales para la recuperación de petróleo son los
siguientes:
Expansión monofásica: se trata de una expansión trifásica
(hidrocarburo, agua y roca). El porcentaje de recuperación típica (respecto
al petróleo “in situ” original) es hasta 7%.
Figura 3 Producción Casquete de Gas
Yacimiento cuyo mecanismo principal de producción es el casquete de gas y como
coadyutorio el gas disuelto en el petróleo
- 28 -
Gas disuelto: en este caso, la fuerza propulsora es el gas disuelto en el
petróleo que tiende a escapar y expandirse por la disminución de la
presión. El porcentaje de recuperación típica es menos del 20%, porque
las presiones de fondo disminuyen rápidamente, y requiere bombeo a
corto plazo.
Expansión del casquete gasífero: se produce cuando el gas acumulado
sobre el petróleo e inmediatamente debajo del techo de la trampa genera
empuje sobre el petróleo hacia los pozos. La presión de reservorio declina
más lentamente, pero en forma continua y el porcentaje de recuperación
va del 20% al 40%.
Empuje hidráulico: la fuerza impulsora es el agua acumulada abajo del
petróleo. El reservorio surge hasta que la producción de agua se vuelve
excesiva. La presión de reservorio permanece alta y el porcentaje de
recuperación va del 35% al 75%.
Segregación gravitacional: es el empuje producido por la gravedad, que
es importante cuando existe una columna de petróleo de varios miles de
metros, como sucede en algunos yacimientos. La presión de reservorio
permanece alta y el porcentaje de recuperación puede ir hasta el 85%.
Imbibición: se produce en yacimientos figurados, en donde por las fisuras
ingresa agua y se la roca es hidrófila, intercambia lugares con el petróleo
y éste sale a través de la fisura.
Cabe destacar, que estos mecanismos naturales de recuperación del
petróleo pueden actuar solos o combinados.
Los métodós de recuperación asistida más difundidos son los siguientes:
Recuperación secundaria: es una técnica que consiste en inyectar agua
o gas al reservorio por ciertos pozos (denominados inyectores) con el
objetivo de desplazar por medio del agua o gas volúmenes adicionales de
petróleo hacia otros pozos (denominados productores).
Este proceso aunque parece simple, es en el reservorio físicamente
complejo, por lo cual se deben llevar adelante varios estudios e incluso
enyasos piloto en una sección reducida del reservorio antes de
implementar un proceso de estas características.
Este proceso es aplicable desde comienzos de la explotación para
mantener la presión, o bien ya iniciada la explotación. El agua a inyectar
puede obtenerse de fuentes cercanas (ríos, lagos, etc.) o bien ser
reinyectada la producida junto del petróleo o agua de mar. En todos los
casos debe ser “compatible” con el agua de la formación productiva, y
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debe ser debidamente tratada a efectos de evitar daños en la formación o
en el sistema de cañerías Es un método muy difundido en la cuenca del
Golfo San Jorge.
Recuperación Terciaria: consiste en la inyección anhídrido carbónico
(CO2), solventes, polímeros, etc, y tiene el mismo objetivo que la
recuperación secundaria.
Estos métodos son muy costosos y su
aplicación se producirá en la medida que resulte económicamente factible.
En la actualidad, los altos precios del crudo estimulan la aplicación de la
recuperación terciaria.
Durante la etapa de surgencia natural, la energía necesaria para elevar los
fluidos desde el fondo del pozo hasta la superficie y conducirlos hasta las
instalaciones de producción proviene del propio reservorio. Cuando esta
energía natural que empuja los fluidos del yacimiento hacia la superficie deja
de ser suficiente, se recurre a métodos artificiales para extraer el petróleo.
Los mecanismos de recuperación artificial, son utilizados únicamente en
pozos de petróleo.
Bombeo con accionar mecánico: la bomba
se baja dentro de la tubería de producción y
se asienta en el fondo del pozo con un
elemento especial. La bomba es accionada
por medio de varillas que transmiten el
movimiento desde el equipamiento de
superficie, el cual consta de un balancín al
cual se le trasmite movimiento gracias a un
motor. La bomba consiste en un tubo dentro
del cual se mueve un pistón cuyo extremo
superior está unido a las varillas de
bombeo. Este mecanismo se aloja dentro o
se enrosca en el extremo de la tubería. Por
su versatilidad y amplio rango de aplicación,
es el sistema de extracción más utilizado en
la industria. Su limitación radica en la
profundidad que pueden tener los pozos y
su desviación en el caso de los pozos
dirigidos.
Bombeo con accionar hidráulico: este mecanismo consiste en bombas
accionadas en forma hidráulica por un líquido conocido como fluido motriz
(generalmente se utiliza petróleo). Las bombas, convencionales o tipo JET,
se bajan dentro de la tubería y se accionan por la presión hidráulica que la
estación satélite trasmite por medio del fluido. De este modo, las varillas del
bombeo mecánico, son reemplazadas por el fluido inyectado.Este método no
- 30 -
tiene las limitaciones que posee el mecánico para su utilización en pozos
profundos o dirigidos, pero es muy caro.
Extracción por elevación con gas (gas – lift): este sistema es aplicable
prácticamente a todo pozo productor y consiste en la inyección de gas en el
fondo del pozo produciendo en consecuencia una columna de fluido más
liviana. La inyección del gas se realiza en varios sitios de la tubería a través
de válvulas reguladas que abren y cierran automáticamente. Así como el
bombeo con accionar mecánico es el Standard para operaciones onshore, el
gas – lift lo es para operaciones offshore. Cuando hay captación y venta de
gas asociado a la producción de petróleo, no tiene competencia ya que
aprovecha las instalaciones de compresión.
Extracción por pistón accionado a gas (planger lift): no es un sistema de
extracción artificial en el sentido estricto de la palabra, ya que no hay
agregado de energía externa para producir la elevación del fluido, sino que se
aprovecha de la energía del pozo. Es un pistón viajero que es empujado por
el gas propio del pozo y trae a la superficie el petróleo que se acumula entre
viaje y viaje del pistón. Es utilizado con frecuencia para prolongar la etapa
surgente de los pozos con alta relación Gas – líquido, es decir en aquellos
pozos con surgencia intermitente y que por lo tanto son de baja producción y
no justifican otro tipo de sistema de extracción artificial.
Bomba centrífuga y motor sumergible o bombeo electrosumergible: el
sistema consiste en una bomba de varias paletas montadas axialmente en un
eje vertical unido a un motor eléctrico. El conjunto se baja en el pozo con una
tubería especial que lleva un cable adosado, para transmitir energía eléctrica
al motor.
Este sistema es especialmente aplicable para la extracción de grandes
caudales cuando el bombeo mecánico es dificultoso o impracticable. El
caudal del pozo debe exhibir un comportamiento estable en el tiempo, por lo
que es un sistema adecuado para ser utilizado en proyectos maduros de
recuperación secundaria.
Bomba de cavidad progresiva: el fluido del pozo es elevado por la acción de
un elemento rotativo de geometría helicoidal (rotor) dentro de un alojamiento
semiplástico de igual geometría (estator) que permanece estático. El efecto
resultante de la rotación del rotor es el desplazamiento hacia arriba de los
fluidos que llenan las cavidades formadas entre rotor y estator.
Una batería es una estación colectora que recibe la producción (petróleo, gas
asociado y agua) de un determinado número de pozos del yacimiento,
generalmente y como promedio entre 10 y 30 pozos.
- 31 -
Las funciones principales que debe cumplir una batería son las siguientes:
Recolección de todos los fluidos producidos por los pozos
conectados a la batería.
Separación del gas de los líquidos (petróleo + agua).
Separación del agua, fundamentalmente de la denominada agua
libre, ya que la separación completa del agua se realizará en la
planta de tratamiento.
Medición periódica del volumen producido por el grupo de pozos.
Almacenamiento transitorio en tanques de los líquidos producidos.
Calentamiento del fluido con diversos fines ( facilitar bombeo a la
planta de tratamiento o para facilitar la separación de los fluidos).
Bombeo de la producción a la planta de tratamiento, a través de la
red de oleoductos, gasoductos y acueductos internos del
yacimiento.
Todas estas definiciones se han dado con una idea solamente de carácter
enunciativo, y para que el lector interesado en comprender los términos
generalmente utilizados en el sector del up stream, pueda recurrir a este
análisis del Contexto del Yacimiento de Gas, para evacuar dudas con
respecto ciertos términos.
- 32 -
Marco Legal “Yacimiento de Gas”
En este apartado se tratara brevemente la normativa aplicable a la
exploración y explotación de hidrocarburos haciendo hincapié en lo referente
a la concesión de áreas para la extracción de petróleo y gas. Para ello el
marco general aplicable es la Ley de Hidrocarburos, que está vigente desde
1967, y que fuera modificada recientemente por la “Ley Corta”, en cuanto a la
participación de las Provincias en los procesos de licitación y en cuanto al
manejo de las áreas en lo relativo al canon petrolero.
La Ley de Hidrocarburos 17.319 (LH), que se encuentra vigente desde 1967
con algunas modificaciones, (la llamada “ley corta”, modificó a fines del año
2006 algunos puntos), tiene su fundamento en la facultad constitucional del
Congreso Nacional (antes art. 67 inc. 11, hoy art.75 inc 12) para dictar los
códigos llamados de fondo, entre ellos el de Minería. Por lo tanto, la LH es
una ley básicamente minera y tendrá al Código de Minería como cuerpo
supletorio de normas. Sin embargo, la LH contiene algunas pocas pero
importantes normas sobre la comercialización de hidrocarburos, pensadas
para casos excepcionales, pero que en la práctica fueron usadas para
regular, en forma creciente y permanente, la refinación y la venta de
combustibles.
En cuanto al tema de la propiedad de los yacimientos, la LH siguió las pautas
de su antecesora, la Ley 14.773, sancionada en la década de los 60´. Esta
transfirió al gobierno nacional la propiedad minera de todos los yacimientos
de hidrocarburos que hasta ese momento eran propiedad de las Provincias.
Vale destacar que el concepto de propiedad o titularidad minera según el
Código es un concepto diferente y más restringido que el de propiedad civil.
El Código de Minería establece que el Estado , sea nacional o provincial, no
puede explotar los yacimientos de su “propiedad” sino que solamente puede
otorgarlos en concesión a cambio del pago de la regalía o canon minero. En
su momento, la LH, se apartó de este principio permitiendo la exploración y
explotación de los hidrocarburos al Estado Nacional a través de sus
empresas YPF y Gas del Estado.
En los años 90 se concretó un viejo anhelo de las provincias como era el
obtener la devolución de la propiedad minera de los yacimientos
hidrocarburíferos. Ello se produce en 1992 con la sanción de la Ley 24.145
también conocida como de privatización e YPF. Esta última ley creó una
comisión en la que participaron el gobierno nacional (Ejecutivo y Legislativo) y
las provincias petroleras, cuyo cometido fue elaborar un proyecto de
modificación de la LH al solo efecto de adaptarla a los cambios producidos
por el PEN en la nueva política petrolera.
La LH sancionada en 1967 contiene herramientas que posibilitaron políticas
de total regulación y estatización del mercado de los hidrocarburos.
- 33 -
El fracaso de la apertura de la actividad exploratoria al sector privado
interesado en 1967 fue consecuencia de que, al momento de sancionarse la
LH, las áreas más promisorias para la exploración de hidrocarburos quedaron
reservadas para YPF.
En 1971 sin modificar la LH, se otorga a YPF y a Gas del Estado el
monopolio de la exploración y producción de los hidrocarburos en la
Argentina. Esta política es profundizada en 1973 y culmina en 1974 con la
nacionalización de todas las estaciones de servicio de las empresas privadas.
En 1978 se produce una inflexión en el proceso de estatización y se dicta una
Ley, la 21.778, que en realidad podría haber sido un decreto reglamentario de
los artículos 11 y 96 de la LH. Dicha ley permite que YPF acuerde con
empresas privadas los llamados Contratos de Riesgo.
A partir de 1985 ante la evidente descapitalización de YPF, se amplia la
convocatoria al sector privado. Sin modificar tampoco la LH, se sancionan los
decretos 1443/85 y 623/87 que dieron origen al “Plan Houston”. Se
introdujeron allí algunas diferencias a los Contratos de Riesgo anteriores y se
convocó al capital privado en una generosa apertura de áreas de exploración.
Desde 1989, en base a las leyes de emergencia económica y de reforma del
estado, se modifica sustancialmente el escenario. En función de esas leyes
se dictan los llamados decretos de “desregulación petrolera” : 1212/89,
1055/89, 1589/89 y 2411/91.
Curiosamente todas las políticas petroleras desde 1967 a la fecha de sanción
de la “Ley Corta”, se hicieron sin modificar una coma de la LH incluyendo los
decretos de desregulación petrolera antes citados, que remiten a la LH como
piedra basal de la nueva política petrolera.
La Desregulación
La LH es una ley que, básicamente, establece un mercado de hidrocarburos
completamente desregulado y de allí que los decretos desregulatorios hayan
sido una vuelta a la letra y al espíritu de la misma. Sin embargo, la LH
también contiene tres artículos que han servido para fundamentar todas las
políticas regulatorias pasadas. Estos artículos son: 1) El Art. 3 que fija como
objetivo de la política petrolera el autoabastecimiento del país y,
simultáneamente, el mantenimiento de las reservas, 2) el extenso Art. 6, que
permite al Gobierno, en circunstancias “excepcionales” (que luego fueron la
regla), fijar precios para el crudo, el gas natural y todos los productos
derivados; prohibir las exportaciones y otras restricciones similares y 3) el
Art. 7, que permite al Poder Ejecutivo regular las importaciones de acuerdo
con los principios de los Artículos 3 y 6.
La privatización de la industria petrolera llevada a cabo en los años 90 ha
tenido dos etapas claramente diferenciadas. La primera, contenida en los
decretos de desregulación, promovió: a) La venta de las áreas marginales de
YPF a la industria privada y la entrega de otras áreas aún menos productivas
a las Provincias, b) La asociación de YPF con empresas privadas en las
- 34 -
llamadas áreas centrales que fueron siete en total y, c) La reconvernsión de
los contratos de obras y servicios incluyendo los contratos de riesgo del Plan
Houston entre YPF y empresas privadas en concesiones o permisos de
exploración bajo la LH.
La segunda etapa es la iniciada con la sanción de la Ley 24.076 del marco
regulatorio del gas y de la Ley 24.145 de privatización de YPF que culminan
con la venta de la mayoría de sus acciones en el mercado local e
internacional.
Los cambios de importancia a partir de ese período fueron los siguientes:
Constitución Nacional-Art. 124 (Reforma de 1994): “Corresponde a las
provincias el dominio originario de los recursos naturales existentes en su
territorio”.
Decreto 546/03:
Reconoce a los Estados Provinciales el derecho a otorgar permisos de
exploración y concesiones de explotación, almacenaje y transporte de
hidrocarburos en sus respectivas jurisdicciones.
Los permisos de exploración y concesiones de explotación y de transporte de
hidrocarburos otorgados por el PEN sobre áreas o yacimientos localizados en
las Provincias, continuarán en jurisdicción nacional hasta el dictado de la ley
modificatorio de la Ley 17.319.
La Estabilidad Tributaria
Respecto de la estabilidad tributaria, debe recordarse que la LH contiene una
sección 6ta. (sexta) referida a tributos. Este régimen especial de impuesto a
las ganancias creado por la LH ha sido derogado en los decretos de
concesión de áreas de explotación y por el Decreto 2178/91 más conocido
como “Plan Argentina” y dictado para promover la exploración futura de
hidrocarburos.
Consecuentemente, a todos los permisionarios y concesionarios se les aplica
el régimen general de impuesto a las ganancias. Se buscó promover con ello
la exploración, pues el régimen impositivo especial de la LH es más gravoso
que el régimen general. Sin la aplicación de este, hubieran sido menores las
ofertas por las áreas marginales y centrales ofrecidas por YPF y, c) porque
las empresas extranjeras tendrían dificultades para acreditar el impuesto
especial a las ganancias creado pro la LH, ante sus fiscos de origen,
especialmente el de los Estados Unidos.
Un punto que resultara de suma importancia para atraer capitales a la
exploración y explotación de hidrocarburos es la garantía de estabilidad
tributaria que está contemplada en el Artículo 56 de la LH y que estuvo
- 35 -
presente en toda la legislación de hidrocarburos anterior: Art. 12 del Dec.
1443/85 llamado Plan Houston, Art. 156 de la Ley 21.778 de Contratos de
Riesgo y Art. 403 del Código de Minería según la modificación de la Ley
12.161.
Diversas formas contractuales
Exploración y explotación de hidrocarburos
•
Contratos de servicios
La empresa provee servicios al Estado; el contratista puede o no asumir el
riesgo de la exploración.
•
Production sharing contracts
La empresa y el gobierno se distribuyen la producción sobre la base de una
formula convenida. Asociación.
•
Concesión
Se confiere el derecho de aprovechar en forma exclusiva los yacimientos de
hidrocarburos que existan en los lotes que componen el área
correspondiente.
Permiso de Exploración
•
Confiere el derecho exclusivo de ejecutar todas las tareas que
requiera la búsqueda de hidrocarburos dentro del perímetro delimitado
por el permiso;
•
Derecho a obtener una concesión de explotación;
•
Derecho a efectuar trabajos de exploración y perforación de
pozos exploratorios; construir y emplear las vías de transporte y
comunicación y los edificios o instalaciones que se requieran;
•
La adjudicación de un permiso obliga a deslindar el área en el
terreno, a realizar los trabajos necesarios para localizar hidrocarburos
con la debida diligencia y de acuerdo con las técnicas más eficientes y
a efectuar las inversiones mínimas a que se haya comprometido para
cada uno de los períodos que comprenda.
- 36 -
•
Plazos: a establecerse en cada concurso, con los siguientes
máximos:
•
Plazo básico:
•
1 Período 4 años
•
2 Período 3 años
•
3 Período 2 años
•
Off shore +1para cada período
•
Prórroga: 5 años
•
Reversión del 50 % de la superficie.
•
En caso de descubrimiento:
•
Denuncia a la Autoridad de Aplicación – 30 días;
•
Solicitud de Concesión de Explotación – 30 días desde la
determinación que el yacimiento descubierto es comercialmente
explotable;
•
Otorgamiento de la concesión de explotación – 60 días.
•
El otorgamiento de la concesión no comporta la caducidad de
los derechos de exploración sobre las áreas que al efecto se
retengan, durante los plazos pendientes.
Plan Argentina - Decreto 2178/91
Otorgamiento de Permisos de Exploración
•
–
Objetivos:
Incrementar los niveles de reservas de hidrocarburos;
–
Reactivación de la industria, exploración en todo el territorio
nacional y plataforma continental;
–
Aperturas periódicas de ofertas para Permisos de Exploración y
solicitudes de reconocimiento superficial;
–
Agilidad y economía en el proceso licitatorio;
–
Libre disponibilidad de hidrocarburos.
- 37 -
•
Concurso Público Internacional para seleccionar empresas con el
objeto de ser adjudicatarias de derechos exclusivos para la exploración y
eventual explotación y desarrollo de hidrocarburos;
•
Areas involucradas (Off Shore – Enarsa – Provincias)
•
Presentación de ofertas:
–
Sobre A: antecedentes
–
Sobre B: Unidades de Trabajo & Tiempo
•
Permisos de Exploración:
–
Períodos; prórroga (4 años);
–
Compromisos de trabajos; (Mín. 1° 150 ut / 2° 150 ut + Pozo / 3° Pozo)
–
Reversiones parciales;
–
Pago de canon.
•
Derecho a solicitar concesiones de explotación.
G = U +(K / T)
•
Aplicación de la Ley 17.319 a los permisos y concesiones que se
otorguen.
Concesión de explotación
•
Confiere el derecho exclusivo de explotar los yacimientos de
hidrocarburos que existan en las áreas comprendidas;
•
Autoriza a realizar:
–
Dentro de los límites de la concesión los trabajos de
búsqueda y extracción de hidrocarburos conforme a las más
racionales y eficientes técnicas;
–
Dentro y fuera de tales límites, aunque sin perturbar las
actividades de otros concesionarios o permisionarios, a
construir y operar plantas de tratamiento y refinación, sistemas
de comunicaciones y de transporte generales o especiales para
hidrocarburos, edificios, depósitos, campamentos, muelles,
embarcaderos y, en general, cualquiera otras obras y
operaciones necesarias para el desarrollo de sus actividades.
•
Todo concesionario está obligado a efectuar, dentro de plazos
razonables, las inversiones que sean necesarias para la ejecución de
los trabajos que exija el desarrollo de toda la superficie abarcada por la
concesión, con arreglo a las más racionales y eficientes técnicas y en
correspondencia con la característica y magnitud de las reservas
comprobadas, asegurando la máxima producción de hidrocarburos
- 38 -
compatible con la explotación adecuada y económica del yacimiento y
la observancia de criterios que garanticen una conveniente
conservación de las reservas.
•
Presentación de programa de desarrollo y compromisos de
inversión (90 días de la declaración + revisión periódica)
•
Plazo: 25 años + Explo. No usada + 10 años de prorroga
•
Superficie del lote: debe coincidir lo más aproximadamente
posible con todo o parte de trampas productivas de hidrocarburos
comercialmente explotables.
•
Obligación de mensura.
•
La autoridad de aplicación vigilará el cumplimiento por parte de
los concesionarios de las obligaciones que esta ley les asigna (SE Grupo de Control Art.31)
•
La reversión total o parcial al Estado de uno o más lotes de una
concesión de explotación comportará la transferencia a su favor, sin
cargo alguno, de pleno derecho y libre de todo gravamen, de los pozos
respectivos con los equipos e instalaciones normales para su
operación y mantenimiento y de las construcciones y obras fijas y
móviles incorporadas en forma permanente al proceso de explotación
en la zona de la concesión.
•
Se excluyen de la reversión los equipos móviles no vinculados
exclusivamente a la producción del yacimiento y todas las demás
instalaciones relacionadas con la industrialización y comercialización.
Otras obligaciones generales
•
Realizar todos los trabajos que por ley les correspondan,
observando las técnicas mas modernas, racionales y eficientes;
•
Adoptar todas las medidas necesarias para evitar daños a los
yacimientos, con motivo de la perforación, operación, conservación o
abandono de pozos;
•
Evitar cualquier desperdicio de hidrocarburos; se responde por
los daños causados por culpa o negligencia;
•
Adoptar las medidas de seguridad aconsejadas por las practicas
aceptadas en la materia, a fin de evitar siniestros de todo tipo;
•
Adoptar las medidas necesarias para evitar o reducir los
perjuicios a las actividades agropecuarias, a la pesca y a las
- 39 -
comunicaciones, y a los mantos de agua que se hallaren durante las
perforaciones;
•
Cumplir las normas reglamentarias nacionales, provinciales, y
municipales. [Patrimonio mínimo]
•
Acuerdo de compraventa - Farm-in / Farm-out
•
Autorización previa del Poder Ejecutivo (Nacional o Provincial,
según el caso);
•
Minuta de escritura de cesión;
•
Decisión Administrativa aprobatoria;
•
Libre deuda (tributos de toda clase ?);
•
Escritura Pública de Cesión;
•
Registro ante la Autoridad.
Otras normas de importancia
•
1989 - La Desregulación petrolera:
–
Dec. 1055/89: Privatización de determinadas áreas.
Devolución de áreas secundarias al Estado Nacional. Libre
disponibilidad de la producción para contratos Plan Houston.
Participación de las provincias.
–
Dec. 1212/89: Desregulación del sector. Eliminación de
cuotas de crudo. Reconversión de contratos de explotación.
Régimen transitorio de provisión de crudo. Sendero de precios
del gas natural. Libre instalación de capacidad adicional de
refinación y bocas de expendio. Libre titularidad de bocas de
expendio. Libre disponibilidad de divisas. Fijación de precios de
transporte por parte de la Secretaría de Energía.
•
1989 - La Desregulación petrolera:
–
Dec. 1589/89: Libre disponibilidad de hidrocarburos.
Exportación e importación de hidrocarburos. Libre disponibilidad
de divisas (70/30). Fijación de precios de transporte por parte de
la Secretaría de Energía.
•
1991 - Dec. 2178/91 – Plan Argentina: Objetivos básicos:
incrementar las reservas. Fomentar la exploración en el continente y
plataforma continental. Mayor acceso a permisos de exploración y
reconocimiento superficial. Libre disponibilidad de hidrocarburos.
Beneficios del Decreto 1589/89.
- 40 -
•
1991 – Decreto 2411/91 – Reconversión de contratos:
Autoriza a YPF a negociar y convertir en permisos de exploración y
concesiones de explotación los contratos que hubiera celebrado bajo
la Ley 21.778 (Contratos de Riesgo), Decreto 1.443/85 (Plan Houston),
y de otros contratos en los que estuviere obligado a recibir la
producción de hidrocarburos. [Actas Acuerdo]
•
1992 - Ley 24.145 – Federalización de Hidrocarburos.
Transformación y privatización de Y.P.F.: Transfiera a las
Provincias el dominio sobre los hidrocarburos que se encuentran en
sus territorios (salvo los permisos y concesiones ya vigentes). Otorga
permisos de exploración y concesiones de explotación y transporte a
YPF. Privatización de YPF.
•
2003 - Decreto PEN 546/03:
–
reconoce a los Estados Provinciales el derecho a otorgar
permisos de exploración y concesiones de explotación,
almacenaje y transporte de hidrocarburos en sus respectivas
jurisdicciones.
–
Los permisos de exploración y concesiones de
explotación y de transporte de hidrocarburos otorgados por el
PEN sobre áreas o yacimientos localizados en las Provincias,
continuarán en jurisdicción nacional hasta el dictado de la ley
modificatorio de la Ley 17.319.
La Emergencia de Abastecimiento 2002-2006
•
Afectación de la libre disponibilidad de la producción:
–
Restricciones a la exportación de crudo y líquidos;
–
Restricciones a la exportación de gas natural;
–
Redireccionamiento de la producción de gas natural;
–
Acuerdos varios entre el Gobierno y Empresas:
•
Crudo
•
GLP Redes
•
GLP Social
•
Sendero de Precios Gas Natural
- 41 -
Ley Nº 26.197 La “Ley Corta”
La llamada “Ley Corta”, sancionada el 6 de diciembre de 2006, fue la última
ley dictada sobre hidrocarburos y sus principales características serán
descriptas a continuación.
Los yacimientos de hidrocarburos líquidos y gaseosos situados en el territorio
de la República Argentina y en su plataforma continental pertenecen al
patrimonio inalienable e imprescriptible del Estado nacional o de los Estados
provinciales, según el ámbito territorial en que se encuentren.
Pertenecen al Estado nacional los yacimientos de hidrocarburos que se
hallaren a partir de las DOCE (12) millas marinas medidas desde las líneas
de base establecidas por la Ley Nº 23.968, hasta el límite exterior de la
plataforma continental.
Pertenecen a los Estados provinciales los yacimientos de hidrocarburos que
se encuentren en sus territorios, incluyendo los situados en el mar adyacente
a sus costas hasta una distancia de DOCE (12) millas marinas medidas
desde las líneas de base establecidas por la Ley Nº 23.968.
Pertenecen a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires los yacimientos de
hidrocarburos que se encuentren en su territorio.
Pertenecen a la provincia de Buenos Aires o a la Ciudad Autónoma de
Buenos Aires, según corresponda a sus respectivas jurisdicciones, los
yacimientos de hidrocarburos que se encuentren en el lecho y el subsuelo del
Río de la Plata, desde la costa hasta una distancia máxima de DOCE (12)
millas marinas que no supere la línea establecida en el artículo 41 del Tratado
del Río de la Plata y su Frente Marítimo y de conformidad con las normas
establecidas en el Capítulo VII de ese instrumento.
Pertenecen a la provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico
Sur, aquellos yacimientos de hidrocarburos que se encuentren en su
territorio, incluyendo los situados en el mar adyacente a sus costas hasta una
distancia de DOCE (12) millas marinas medidas desde las líneas de base
establecidas por la Ley Nº 23.968, respetando lo establecido en el Acta
Acuerdo suscrita, con fecha 8 de noviembre de 1994, entre la referida
provincia y la provincia de Santa Cruz.
A partir de la promulgación de la ley, las provincias asumen en forma plena el
ejercicio del dominio originario y la administración sobre los yacimientos de
hidrocarburos que se encontraren en sus respectivos territorios y en el lecho
y subsuelo del mar territorial del que fueren ribereñas, quedando transferidos
de pleno derecho todos los permisos de exploración y concesiones de
explotación de hidrocarburos, así como cualquier otro tipo de contrato de
exploración y/o explotación de hidrocarburos otorgado o aprobado por el
Estado nacional en uso de sus facultades, sin que ello afecte los derechos y
las obligaciones contraídas por sus titulares.
- 42 -
Las regalías hidrocarburíferas correspondientes a los permisos de
exploración y concesiones de explotación de hidrocarburos en vigor al
momento de entrada en vigencia de la presente ley, se calculan conforme lo
disponen los respectivos títulos (permisos, concesiones o derechos) y se
abonan a las jurisdicciones a las que pertenezcan los yacimientos.
El ejercicio de las facultades como Autoridad Concedente, por parte del
Estado nacional y de los Estados provinciales, se desarrollará con arreglo a lo
previsto por la Ley Nº 17.319 y su reglamentación y de conformidad a lo
previsto en el Acuerdo Federal de los Hidrocarburos.
El diseño de las políticas energéticas a nivel federal será responsabilidad del
Poder Ejecutivo nacional.
El Poder Ejecutivo nacional y las provincias acordarán la transferencia a las
jurisdicciones locales de todas aquellas concesiones de transporte asociadas
a las concesiones de explotación de hidrocarburos que se transfieren en
virtud de la presente ley.
El Poder Ejecutivo nacional será Autoridad Concedente, de todas aquellas
facilidades de transporte de hidrocarburos que abarquen DOS (2) o más
provincias o que tengan como destino directo la exportación. Deberán
transferirse a las provincias todas aquellas concesiones de transporte cuyas
trazas comiencen y terminen dentro de una misma jurisdicción provincial y
que no tengan como destino directo la exportación.
El Estado nacional, la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y las provincias, en
su carácter de Autoridades Concedentes, determinarán, mediante los
instrumentos que resulten necesarios y suficientes en cada jurisdicción, sus
respectivas Autoridades de Aplicación, a las que se asignará la totalidad de lo
recaudado en concepto de cánones de exploración y explotación, aranceles,
multas y tasas.
A partir de la promulgación de la presente ley, y a los efectos de dar
cumplimiento a lo dispuesto en los artículos precedentes, el Estado nacional y
las provincias productoras llevarán a cabo las acciones tendientes a lograr un
Acuerdo de Transferencia de Información Petrolera que incluirá, entre otros
términos, lo siguiente:
a) La transferencia de legajos, planos, información estadística, datos
primarios, auditorias, escrituras y demás documentación correspondiente a
cada área transferida sujeta a permisos de exploración o concesiones de
explotación en vigencia o que hayan sido revertidas al Estado nacional.
b) La transferencia de toda la documentación técnica, de seguridad y
ambiental de las concesiones de transporte objeto de transferencia. En este
caso la Secretaría de Energía transferirá, a cada jurisdicción, las auditorías
de seguridad, técnicas y ambientales, que la normativa en vigencia establece
para cada una de las áreas involucradas, con sus respectivos resultados,
cronogramas de actividades, y observaciones.
- 43 -
c) los procedimientos para la transferencia de todo tipo de expedientes en
curso de tramitación, cualquiera fuera su naturaleza y estado.
d) El estado de cuenta y conciliación de acreencias por los cánones
correspondientes a cada área.
e) El listado de obligaciones pendientes por parte de los permisionarios y/o
concesionarios que sean relevantes frente al hecho de la transferencia.
f) Las condiciones ambientales correspondientes a cada área y/o yacimiento.
Las provincias, como Autoridad de Aplicación, ejercerán las funciones de
contraparte de los permisos de exploración, las concesiones de explotación y
de transporte de hidrocarburos objeto de transferencia, estando facultadas,
entre otras materias, para: (I) ejercer en forma plena e independiente las
actividades de control y fiscalización de los referidos permisos y concesiones,
y de cualquier otro tipo de contrato de exploración y/o explotación de
hidrocarburos otorgado o aprobado por el Estado nacional; (II) exigir el
cumplimiento de las obligaciones legales y/o contractuales que fueran de
aplicación en materia de inversiones, explotación racional de los recursos,
información, y pago de cánones y regalías; (III) disponer la extensión de los
plazos legales y/o contractuales; y (IV) aplicar el régimen sancionatorio
previsto en la Ley Nº 17.319 y su reglamentación (sanciones de multa,
suspensión en los registros, caducidad y cualquier otra sanción prevista en
los pliegos de bases y condiciones o en los contratos).
- 44 -
El proyecto del Yacimiento de Gas
El análisis económico financiero de una inversión en el sector del upstream,
implica una gran cantidad de variables involucradas, que requerirían un
análisis muy extenso para abarcar todas las opciones, tal como se viera en el
apartado del Contexto del mismo.
Es por ello que para este estudio se procedió a tomar como objeto de
inversión un yacimiento de gas natural “tipo”, de la Cuenca Neuquina,
replicando el análisis técnico que se realiza previamente a participar en una
Licitación Pública y que da sustento a la oferta económica a realizarse por el
mismo.
Para ello se consideraron variables que podrían tomarse dentro de los
márgenes aceptables para un área que se pone a licitación y de la cual se
cuenta con datos geológicos, que sirven como base para las estimaciones
económico financieras.
Por lo que a continuación, se desarrolla el análisis que habitualmente realiza
una empresa del sector, a los efectos de determinar la viabilidad del proyecto,
y determinar la Oferta Económica.
Cabe aclarar que la adjudicación del área, no sólo se realiza teniendo en
cuenta la mayor oferta económica, sino que también se tienen en cuenta otos
ítems, que no se desarrollarán para este trabajo, por no ser el objeto del
mismo, pero que se enumeran a continuación:
Unidades de Trabajos Ofrecidas
Porcentaje de Regalía Adicional
Porcentaje de Participación Regional.
El Concurso se preadjudica al POSTULANTE CALIFICADO que ofrezca la
mejor combinación de: Unidades de Trabajos Totales Ofertadas, Regalías
Adicionales al fisco provincial; y Participación de Capitales Regionales,
variables estas que entran a jugar en una función polinómica de la cual surge
el mejor calificado como ganador de la licitación.
Para este trabajo se consideró la evaluación económico financiera, por
cuestiones de simplicidad y para un mayor entendimiento del caso planteado,
sin perjuicio de ello, el análisis siguiente contiene todas las variables
relacionadas a la inversión y da una idea bastante aproximada de la
estructura de costos involucrada en este tipo de inversiones.
Los supuestos considerados en cuanto a la demanda, también responden a
las características de mercado imperantes y a las proyecciones que más se
aproximan a las expectativas que tiene el mercado con respecto a la
evolución de los Technicals y los Fundamentals.
- 45 -
LICITACIÓN PÚBLICA YACIMIENTO LA CONTRUCCIÓN 1º
PROPUESTA TÉCNICA
YACIMIENTO Y RESERVAS:
La “Construcción 1º” es un yacimiento gasífero ubicado en la región central
de la Cuenca Neuquina, localizado a una profundidad promedio de 2.630
metros bajo el nivel del mar (mbnm), cuyo reservorio esta compuesto por
areniscas.
La exploración del yacimiento se ha realizado mediante registración sísmica
2D y siete (7) perforaciones que delimitaron el depósito, cinco (5) de las
cuales fueron productivas y dos (2) finalizaron estériles.
Tabla 1 datos generales del Yacimiento
Datos Generales del Yacimiento
Volumen de roca, VR [MMm3]:
Porosidad, q [%/100]:
Saturación de agua irreductible, Sw
[%/100]:
Factor volumétrico del gas, Bg:
Temperatura del reservorio, Tr [°C]:
Presión del reservorio, Pr [Kg/Cm2]:
Temperatura ambiente, Ta [°C]:
Presión atmosférica, Pa [Kg/Cm2]:
Acido Sulfhídrico [ppm] :
GOR:
Di Tubing [Pulg.]:
Prof. Tubing.[m]:
Viscosidad [Lb/(pie*seg)]
Profundidad promedio [m]:
Presión de abandono [Kg/Cm2]:
2,140
18
32
0.00502848
97
246
15
1,033
50
50,000
2,922
2,630
8,74E-06
2,630
50
Con esta información se ha demostrado la existencia de un yacimiento de gas
con reservas superiores a 40.000 MMm3 e interesante potencial de
producción.
Se dispone de análisis PVT de los fluidos del reservorio, realizado a partir de
muestras tomada en un pozo representativo del yacimiento y se calculó el
gas recuperable a una presión de abandono de 50 Kg/cm2.
- 46 -
Tabla 2 Datos del Yacimiento Gas "In Situ"
Factor de
Presión
compresibilidad
Reservorio [P]
[Z]
[Kg/Cm2]
246
0.9321
225
0.9215
180
0.9092
120
0.9145
80
0.9320
50
0.9523
0
1
P/Z
[MMm3]
263.920
244.167
197.976
131.219
85.837
52.504
0
Bg
0,00503
0,00544
0,00670
0,01011
0,10546
0,02528
Gas “in
Gas
situ”
recuperable
[MMm3]
52.090
48.192
39.075
25.899
16.942
10.363
[MMm3]
0.000
3.899
13.015
26.191
35.149
41.728
52.090
- 47 -
MERCADO
Se plantearon las siguientes alternativas de comercialización:
La prioridad es abastecer a todo el mercado interno por el contexto actual y
pronosticado del país, tomando como hipótesis no realizar exportaciones:

Central Termoeléctrica: consumo 1,2 MMm3/d considerando un factor
de carga del 80%. Se firmarían 2 (dos) contratos de 10 años cada uno por 1,5
MMm3/d.

Distribuidoras: se estima un promedio de 1,36 MMm3/d contemplando
un crecimiento demográfico del 1,46% y un factor de carga promedio del
55,83%, sobre la cabecera del gasoducto Neuba II, ubicado a 200 Km. del
yacimiento. Se firmarían 7 (siete) contratos de 2 años cada uno por 2,5
MMm3/d, un 8vo contrato bianual por 2,0 MMm3, un 9no por 1,5MMm3/d y un
último por 0,5 MMm3/d.

Mercado local: grandes Industrias, nuevos y viejos usuarios (GU y P3):
se estima un promedio de 2,19 MMm3/d contemplando un crecimiento
demográfico del 1,46% y un factor de carga del 95%, sobre la cabecera del
gasoducto troncal mencionado anteriormente. Se firmarían 4 (cuatro)
contratos de 5 años cada uno por 2,0 MMm3/d.
PRODUCCION
No obstante lo mencionado en el punto anterior respecto del gas recuperable
a una presión de abandono de 50 Kg/cm2, por razones de conveniencia
económica-financiera se decidió considerar una presión de abandono de 71
Kg/cm2, recuperando por lo tanto 36.748 MMm3, que implica una
recuperación del 71% respecto del gas “in situ”.
La decisión se fundamenta en los altos costos de compresión y/o perforación
hacia los últimos 4 años de concesión necesarios para mantener el caudal
requerido para abastecer todos los segmentos de mercado a máxima
capacidad.
OBRAS DE CAPTACIÓN Y ACONDICIONAMIENTO
De acuerdo al análisis efectuado, será necesario realizar 49 pozos a lo largo
de los 20 años de vida del proyecto, resultando 45 de ellos productivos. La
inversión estimada para la realización de los pozos asciende a 90 millones de
dólares.
En captación será necesario construir 76 Km de cañería trocal de 10” de
diámetro, y 29 Km de cañerías colectoras de 6” de diámetro. El costo
ascenderá a 8 millones de dólares.
- 48 -
Además se instalarán 11 separadores de control con un costo total de 2,8
millones de dólares.
Para el acondicionamiento de gas será necesario instalar una planta de
endulzamiento para eliminar el contenido de H2S dado que la cromatografía
del gas arroja valores superiores a los requerimientos de la Resolución
622/98 del ENARGAS (50 vs 2,1 [ppmv]).
El costo de la planta de endulzamiento con una capacidad de 5,5 MMm3/d es
de 15 millones de dólares y diseñada para operar en un rango de presión
entre 97 y 78 Kg/cm2, con una pérdida de carga en operación de 2 Kg/cm2.
Si bien el análisis de punto de rocío a 50 Kg/cm2 arrojó valores menores a 4°C (según Resolución 622/98 del ENARGAS), siendo -26,7°C para ser
exactos, se concluyó sobre la conveniencia de instalar plantas de
recuperación de líquidos (LPG y Gasolina) en lugar de plantas de
acondicionamiento por razones de conveniencia económico-financieras.
- 49 -
APROVECHAMIENTO DE CONDENSABLES
Luego de realizar el análisis sobre la conveniencia de recuperar los
condensables asociados al gas, se llegó a la conclusión de instalar una planta
de recuperación sobre el 100% del gas extraído del yacimiento.
La mejor alternativa considerada fue instalar un turboexpander, que si bien es
la de costo relativo mas alto, esta justificado por una mayor recuperación de
líquidos, con una eficiencia promedio del 98%. Como consecuencia de esta
recuperación, el PCS (Poder Calorífico Superior) del gas disminuye de 9.464
a 9.095 Kcal/m3.
Rendimiento de líquidos del turboexpander (en operación):
Componentes
N2
CO2
C1
C2
C3
iC4
nC4
iC5
nC5
C6
C7+
Factor de
Recuperación
0.0%
0.0%
0.0%
5.0%
98.0%
100.0%
100.0%
100.0%
100.0%
100.0%
100.0%
El turboexpander operará en un rango de presión 95 y 76Kg/cm2 a la entrada
del mismo. La inversión necesaria para el aprovechamiento de estos líquidos
asciende a 43 millones de dólares. Asumimos que este equipo tiene
capacidad de almacenamiento para 7 días por lo que no se hacen necesarias
inversiones en tanques/cilindros de almacenamiento de líquidos.
La recuperación de líquidos representa un valor actual neto incremental
positivo de aproximadamente 330 millones de dólares, esto sin considerar los
costos asociados por la disminución del PCS.
Para la comercialización del LPG en el mercado local se consideró un precio
de 400 USD/tonelada y en el caso de la gasolina natural de 45 USD/barril. En
el caso de la gasolina se ajustaron los precios un 5,74% en forma anual de
acuerdo a la evolución del precio del WTI de los últimos 15 años; en el caso
del LPG además de considerarse la evolución del WTI, el mismo se ajustó
por un factor de crecimiento relativo en la demanda de gas natural vs.
Líquidos del 21%, arrojando un factor del 6,97% (se correlacionó el
incremento anual del WTI del 5,74% y la tasa de crecimiento de la demanda
del gas natural del 1,7% respecto al crecimiento de la demanda de líquidos
1,4%).
- 50 -
Dado que decidimos no recuperar / comercializar el etano, el 5% recuperado
se comercializa como LPG. El 95% restante se comercializa como gas
natural, debido a que son escasas las alternativas comerciales y evitando así
una mayor caída del PCS como consecuencia de la separación de líquidos.
La producción promedio durante la vida del proyecto asciende a 70.000
ton/año de LPG, 119.000 barriles/año de gasolina y 231.000 barriles/año de
condensado. Cabe mencionar que el condensado es comercializado como
gasolina natural. Las ventas de estos productos generarán ingresos por
aproximadamente 847 millones de dólares, lo que representa el 30% de las
ventas totales.
COMPRESION
Por conveniencia económica/financiera hemos decidido comprimir en
captación sólo cuando es necesario, y aprovechar la elevada eficiencia del
turboexpander y no comprimir aguas abajo de los 2 gasoductos que se
construirán para abastecer la demanda.
Resulta necesario instalar 8.100 HP en tres etapas de 2.700 HP cada una. La
primera etapa es en el año 11, la 2da en el año 15 y la última en el año 17. El
costo total de estos 3 motocompresores es de aproximadamente 20 millones
de dólares. Se le adicionan otros 0,8 millones de dólares por dos plantas de
medición y regulación.
El esquema de operación es el siguiente:
M. LOCAL
COMPRESION
ENDULZAMIENTO
RECUP. HC
C. TERMICA
- 51 -
TRANSPORTE
De acuerdo a la estrategia comercial definida, será necesario construir 2
gasoductos para transportar el gas hacia los mercados de consumo. El
primero se extiende hasta la cabecera del gasoducto Neuba II y el segundo
hasta la central termoeléctrica.
El trazado hacia la cabecera del gasoducto troncal tendrá una extensión de
200 Km. Se utilizará una cañería de acero (de calidad X70) de 24” de
diámetro exterior y un espesor de 0,343” y será capaz de transportar 6,14
millones de m3 por día.
Operará con una presión de entrada mínima de 76 Kg/cm2 (siendo PMAO:
101kg/cm2) para finalizar en destino a un mínimo de 70 Kg/cm2. La inversión
total asciende a 75 millones de dólares, contemplando el costo de adquisición
de la cañería y el montaje.
El segundo gasoducto, tendrá un recorrido de 80 Km. para llegar hasta la
central termoeléctrica. Se utilizará una cañería de acero (de calidad X70) de
10” de diámetro exterior y un espesor de 0,252” y será capaz de transportar
1,53 millones de m3/día.
Operará a una presión mínima de 76Kg/cm2 (siendo PMAO: 179Kg/cm2) para
finalizar en destino a un mínimo 45Kg/cm2. La inversión total asciende a 14
millones de dólares, contemplando el costo de adquisición de la cañería y el
montaje.
- 52 -
COSTOS Y TARIFAS
Costos Operativos:
•
Mantenimiento de pozos Work Over: 20.000 USD/pozo.
•
Captación: 1 USD/bbl eq.
•
Tratamiento (Endulzamiento): 2,5 USD/Mm3.
•
Recuperación de líquidos: 3 USD/Mm3.
•
Compresión: 150 USD/HP año.
Se consideró un aumento de costos de acuerdo a la evolución del PPI del
2,19% anual, además de un 10% de imprevistos.
Tarifas
Se ajustaron los precios de acuerdo al punto 3.3.c). por el cual se considera
la evolución del PPI (Producers Price Index – Industrial commodities unadjusted index) proyectado. Considerando una curva exponencial de los
últimos 15 años, arrojó un incremento del 2,19% anual.
Precios año 1:
•
Central Eléctrica (USD/MMBTU):
1,50
•
Distribuidores (USD/MMBTU):
0,50
•
Grandes Usuarios (U$S/MMBTU):
1,70
Evolucion del precio
5.0
4.5
U$S/MMBTU
4.0
3.5
3.0
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
0.0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11
Año
12
13
14
15
16
17
18
19
20
CENTRAL ELECTRICA (U$S/MM BTU )
DISTRIBUIDORES (u$s/M BTU)
ML GRANDES INDUSTRIAS (u$s/M BTU)
- 53 -
ASPECTOS COMERCIALES
1.
Central Termoeléctrica: la demanda se mantiene constante durante los
20 años en 1,5 MMm3/día, con un factor de carga de 80%. Se considera
el precio base del Año 1 de 1,50 USD/MMBTU, con una evolución de
precios de acuerdo al PPI de 2,19% anual según lo mencionado en el
punto anterior.
2.
Mercado Local - Distribuidoras: estimamos una demanda máxima para
el primer año de 2,5 MMm3/d con un factor de carga de 55,83%
(promedio año). Dicha demanda se incrementará anualmente de
acuerdo al crecimiento vegetativo nacional proyectado para los próximos
20 años según datos del INDEC, con una disminución progresiva a partir
del año 15 del proyecto. Se considera el precio base del Año 1 de 0,5
USD/MMBTU, tomando una evolución anual del 10% hasta que
alcanzará el precio de Central Eléctrica en el Año 11 de concesión.
3.
Mercado Local - Grandes Usuarios: estimamos una demanda máxima
para el primer año de 2,0 MMm3/d con un factor de carga de 95%. Dicha
demanda se incrementará anualmente de acuerdo al crecimiento
vegetativo nacional proyectado para los próximos 20 años según datos
del INDEC. Para el Mercado Local Usuarios Industriales, el precio será
de 1,7 USD/MMBTU para el primer año y tendrá un crecimiento tal que
al cabo de dos años sea de 3,0 USD/MMBTU, a partir del Año 4
inclusive se actualizará por PPI.
4.
LPG: se considera la venta en puerta de yacimiento (FOB) a través de
contratos a plazo por volumen. El precio base del Año 1 de
400USD/tonelada con una evolución de precios de acuerdo a la
evolución del WTI de los últimos 15 años, ajustado por el crecimiento
relativo de la demanda mundial de gas natural respecto de líquidos de
21% anual según lo mencionado en el punto D.
5.
Gasolina y condensados: se considera la venta de ambos productos en
puerta de yacimiento (FOB) a través de contratos a plazo por volumen.
Se considera el precio base del Año 1 de 45 USD/barril con una
evolución de precios de acuerdo a la evolución del WTI de los últimos 15
años.
- 54 -
Evolucion de la demanda
3.0
2.5
MMm3/d
2.0
1.5
1.0
0.5
0.0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
Año
CENTRAL ELECTRICA (MMm3)
DISTRIBUIDORES (MMm3)
ML GRANDES INDUSTRIAS (MMm3)
EVALUACION DEL PROYECTO
A fin de determinar la rentabilidad del proyecto se elaboró el Estado de
Resultados en millones de dólares.
Ventas
Se tomaron los precios y los volúmenes determinados en el punto B.
Totalizan aproximadamente 5.570 millones de dólares y se distribuyen por
segmento de acuerdo al siguiente gráfico:
Ingresos por segmento
10%
17%
20%
16%
37%
Generación
Distribuidoras
GLP
Gasolina
M. Local
- 55 -
20
Costos
Los costos operativos ascienden a 533 millones de dólares. La amortización
(267 millones de dólares) se calculó en función de la curva de agotamiento
del yacimiento, considerando las reservas recuperables del proyecto y la
producción anual. Los gastos de abandono se estimaron en 60 mil dólares
por pozo y valor de las instalaciones de superficie a abandonar se estimó en
el 10% del valor actualizado de las inversiones excluyendo la inversión en
pozos; el cargo a resultados anual se calculó en función de la curva de
agotamiento.
A todos los costos operativos se le agregó un 10% en concepto de
imprevistos y además se consideró un aumento anual de costos según PPI.
Government take
a. Impuesto a los sellos: los pagos son anticipados al inicio de cada
contrato a una tasa del 1,4%, USD 78 millones.
b. Impuesto a las ganancias: 35% sobre el resultado antes del mismo. Se
deducen conceptos no financieros como la amortización y la provisión
por abandono; USD 1.452 millones.
c. Impuesto a los ingresos brutos: 2% según Dto. 2656/94. USD 111
millones.
d. Regalías: 12% sobre el valor en boca de pozo. Para el cálculo de dicho
valor sólo se utilizó la Res. 188/93 de la Secretaría de Energía, sin
considerar la Res. 73/94 dado que no afectaba la evaluación en forma
material; USD 645 millones.
e. Impuesto a los débitos y créditos en cuenta, para este último se
considera una tasa efectiva del 0,50% dado que el 34% del mismo es
deducible del impuesto a las ganancias; USD 56 millones.
En todos los casos, consideramos la legislación vigente excepto donde se
menciona por razones de simplificación. El total de tributos al Estado nacional
y provincial asciende a 2.341 millones de dólares.
El resultado económico del proyecto es de 2.696 millones de dólares
aproximadamente.
FLUJO DE CAJA:
En primer término, determinamos los flujos de fondos, utilizando como base
el Estado de resultados proyectado, pero con el criterio de lo percibido:
1. Ventas: consideramos que las ventas las cobramos en el período que se
devengan.
2. Inversiones: representan todas las erogaciones realizadas para la
adquisición de bienes de capital más los gastos necesarios para su puesta
en marcha.
- 56 -
3. Costos: los costos operativos debemos pagarlos en el período en el que
se devengan, excepto los gastos de abandono (taponamiento de pozos y
abandono de instalaciones de superficie) cuyos costos son erogados en el
último año. Las amortizaciones de los bienes de capital no son
consideradas en los flujos de caja dado que no implican desembolso de
fondos.
4. Impuestos: se pagan en el período en que se generan, excepto el caso
del impuesto a los sellos, que se paga al inicio de cada contrato firmado.
Se supone que los fondos se generan a medidos de año a los efectos del
descuento de los mismos. Posteriormente, con la tasa de costo del capital
propio y ajeno WACC=13,60% se calculó el valor actual neto (VAN). También
calculamos la TIR, período de repago, período de repago descontado y
máxima exposición.
Indicadores Económico Financieros.
(En millones de U$S)
TASA DE CORTE
La tasa de corte del proyecto que se utilizó fue el costo promedio del capital o
WACC.
- 57 -
El cálculo de WACC se realizó un base a la siguiente ecuación:
WACC
=
D
S
k d (1 − T ) +
( r f + β ( k m − r f ))
D + S
D + S
Donde:
•
•
•
•
•
•
Para el cálculo de la estructura de deuda propia vs ajena se tomaron los
últimos estados contables de empresas integradas del mercado local: YPF
S.A. y Petrobrás Energía S.A.; con los que se calculó un promedio entre
ambas. Deuda propia = S = 60%; Deuda Ajena = D = 40%.
Como activo libre de riesgo se consideró a los bonos del tesoro americano
con maturity a 30 años. 4,75%
Como rendimiento km del mercado de capitales se tomó un 15%.
k d = k f + kc + k rm
La tasa marginal de endeudamiento de la empresa surge de:
Donde kf es la tasa libre de riesgo = rf = 4,75%
Donde kc es la tasa de riesgo soberano, se tomó un 4% según la
consultora Ecolatina.
Dado que km = 15% => kd = 23,75%.
T es la tasa de Impuesto a las Ganancias = 35%
Se consideró el Beta promedio de compañías petroleras integradas y
productoras de Estados Unidos. 0,735.
WACC = 13,6%
ANALISIS DE SENSIBILIDAD Y ESCENARIOS
Se realizó un análisis de sensibilidad sobre el precio del gas natural
comercializado a la generadora, distribuidoras y mercado local de forma de
contemplar un posible impacto por la intervención del gobierno en los precios
de estos segmentos.
Asimismo, se efectúo un análisis de escenarios:
• Pesimista: Caída generalizada de precios del 15% y aumento de
impuestos del 5%. VAN = 376,4; TIR = 45%
• Optimista: Aumento generalizado de precios del 15% y disminución de
impuestos del 5%. VAN = 1.861,3; TIR = 61%
- 58 -
En función de estos análisis, el proyecto demostró marcada solidez ante
cambios en dichas variables.
En el anexo I del presente trabajo se encuentran las planillas de cálculo que
dan sustento a los resultados expresados anteriormente, en donde se puede
apreciar con mayor nivel de detalle: los flujos de fondo, la estructura de
costos, y todos los aspectos relacionados al proyecto del yacimiento de gas.
- 59 -
Contexto General de los Biocombustibles
En este apartado se intentará dar un panorama general del contexto en el
cual se inserta el proyecto de una planta de biocombustibles, como así
también se detalla un relevamiento de los proyectos que actualmente están
en operación y los que están proyectados.
Todo esto, a los efectos de tener una mejor comprensión de las posibilidades
de este tipo de combustibles e identificar las características del mercado
actual y futuro de los biocombustibles.
Comenzaremos por analizar las características del biodiesel, el mismo se
puede producir a partir de cualquier aceite vegetal o animal, mediante un
proceso denominado transesterificación. Como materia prima en nuestro país
se utiliza la semilla o el aceite de soja principalmente, aunque se está
evaluando la posibilidad del uso de otras semillas especialmente de las que
son no comestibles.
Ahora bien, dado que la norma europea DIN 14.214, establece que los
biocombustibles deben contar con un índice de yodo de hasta 120, esto
puede ser cumplido sin dificultad por los obtenidos a partir del aceite de colza,
pero no por los obtenidos a partir de aceite de soja u otros.
Lo que actualmente se está haciendo es mezclar el aceite de colza con
pequeño porcentaje de aceite de soja (no más del 20 %) para hacer biodiesel,
de esta forma el producto final obtenido cumple las especificaciones, alos
fines de ser exportado.
Este es el motivo por el cuál existen en argentina muchos grandes proyectos,
referidos a biodiesel, pero pocas realizaciones. Para superar esta situación se
está avanzando en los temas tecnológicos y en cultivos no tradicionales en
nuestro país como ser tártago, jatropha o canola.
La industria aceitera argentina es una de las más eficientes del mundo y, en
la medida que se puedan superar las barreras arancelarias y para
arancelarias, nuestro país se encuentra en excelentes condiciones para
liderar el mercado mundial de biodiesel, ya sea obtenido a partir de la soja, el
girasol, la canola, el tártago o la jatropha. Los principales competidores serán
Indonesia y Malasia, que producen aceite de palma en forma muy eficiente.
Producción actual Argentina.
El biodiesel se puede producir a partir de cualquier aceite vegetal o animal,
mediante un proceso denominado transesterificación, y el agregado de un 10
% de etanol.
- 60 -
Existe una pequeña producción marginal de biodiesel en nuestro país,
dedicada mayormente al autoconsumo y a mercados regionales. Como
materia prima se utiliza la semilla o el aceite de soja. También se utiliza aceite
de girasol, aceite usado recuperado e incipientemente tártago.
Mercado interno
Argentina consume anualmente 12.240.000 m3 de gasoil. Luego el corte
obligatorio del 5 % a partir de 2010 representará una importante demanda
mayor a 610.000 m3 de biodiesel por año.
Exportación
La norma europea DIN 14.214, vigente desde el año 2003, establece que los
biocombustibles deben contar con un índice de yodo –un parámetro que mide
el grado de oxidación del biodiésel– de hasta 120. Esto puede ser cumplido
sin dificultad por los obtenidos a partir del aceite de colza, pero no por los
obtenidos a partir de aceite de soja u otros.
Los aceites de soja y palma pueden utilizarse también como materia prima
para la producción de biodiesel, siempre que el biocarburante obtenido
cumpla las exigencias de las normas citadas. Aunque, en principio, no se
excluyen, por tanto, las importaciones de terceros países, a fin de cuentas se
da una cierta preferencia al empleo de aceite de colza, deseada tanto por el
Gobierno Alemán como por el Parlamento Federal.
O sea que, en realidad, se trata de una barrera para-arancelaria para
proteger la producción local.
Lo que actualmente se está haciendo es mezclar el aceite de colza con
pequeño porcentaje de aceite de soja (no más del 20 %) para hacer biodiesel,
de esta forma el producto final obtenido cumple las especificaciones.
Si se desea aumentar el porcentaje de aceite de soja utilizado es necesario
tratarlo, mediante un proceso de hidrogenedo y aditivado, que le reduce el
índice de Yodo a valores aceptables. Esto encarece el producto final y
provoca que el aceite de colza cotice en Rotterdan a un precio 21 % superior
al de la soja.
Esta barrera para arancelaria traba la exportación del biodiesel argentino, que
se obtiene a partir de la soja
Este es el motivo por el cuál existen en argentina muchos grandes proyectos,
referidos a biodiesel, pero pocas realizaciones. Para superar esta situación se
está avanzando en los temas tecnológicos y de cultivos no tradicionales en
nuestro país como ser tártago, jatropha o canola.
- 61 -
A continuación se listará los proyectos en producción discriminados por su
tamaño, a los efectos de establecer los posibles competidores, como así
también sus características principales.
Pequeños emprendimientos en producción
Oil Fox S.A.
Ubicación: Localidad de Chabás, Provincia de Santa Fe
Capacidad: 3.000 m3/mes de biodiesel
Otra Información: Empresa dedicada al acopio de cereales, venta de
semillas y agroquímicos y fertilizantes, en Aldea María Luisa, Entre Ríos,
instaló una planta que produce 20.000 litros diarios de biodiesel a partir de
aceite de soja
Bionerg
Ubicación: Chacabuco, Provincia de Buenos Aires
Capacidad: 1.400 litros por día de combustible.
Otra Información: Cuenta con el apoyo de Don Mario Semillas, uno de los
principales proveedores de semillas de Argentina, en octubre del 2005, puso
en funcionamiento la planta invirtiendo 150.000 dólares. El titular de Don
Mario Semillas es Gerardo Bartolomé.
BioDiesel SA
Ubicación: Sancti Spiritu, Santa Fé
Capacidad: producción anual estimada es de 30.000.000 litros de biodiesel,
45.000 toneladas de expeller y 1.000 toneladas de glicerina.
Otra Información: Su titular es Diego Gustavo Toirán Grotto
Grutasol S.A.
Ubicación: Pilar, Provincia de Buenos Aires
Capacidad: Comenzó a operar en 1999 con una producción de 2.500
m3/mes.
Otra Información: Recientemente anunció la firma de un contrato de
exportación a España. Su titular es José Luís Martínez Justo. Apoya el grupo
inversor Soyenergy.
- 62 -
RECOMB S.A.
Ubicación: Arroyo Seco, Provincia de Santa Fe
Capacidad: 30 m3 diarios.
Otra Información: N/D
Gustavo Urchipia
Ubicación: Camila, Santa Fe
Capacidad: N/D
Otra Información: Importante productor agropecuario de que elabora
biodiesel, a partir de la semilla de girasol. Cuenta con 8.000 hectáreas, de las
cuales 4.000 se siembran con girasol.
Química Nova
Ubicación: Caimancito, Provincia de Jujuy
Capacidad: 30 m3 diarios de biodiesel.
Otra Información: Adolfo Larran, empresario argentino que en la Provincia
de San Juan estableció un vivero de Jatrophas Curcas, una oleaginosa
prácticamente desconocida en el país pero que gana terreno en el mundo por
su buen desempeño para biodiésel.
Aceitera Santo Pipó
Ubicación: Misiones
Capacidad: Refina pequeñas cantidades de aceite de tártago para producir
biodiesel.
Otra Información: N/D
- 63 -
Proyectos de grandes firmas
Repsol YPF
La gigantesca empresa petrolera, a través de su Centro de Tecnología
Aplicada, puso en marcha el Centro de Investigación de Biocombustibles y
anunció recientemente que construirá una planta de biodiesel con una
capacidad de producción de 100 mil toneladas anuales.
Aceitera General Deheza
La empresa es una de las principales aceiteras argentinas. En su planta
Terminal 6, que administra con Bunge, ubicada en Puerto San Martín, Santa
Fe, invertirá 15 millones de dólares para producir biodiésel , a partir del 2007.
El titular de la firma es el senador nacional Roberto Urquía.
Dreyfus
La importante empresa cerealera internacional tiene un plan de inversiones
por 45 millones de dólares en el complejo que la compañía tiene en Santa Fe.
El proyecto contempla la ampliación de almacenaje en 100 mil toneladas para
los nuevos productos, la construcción de un muelle para descarga de
barcazas y la instalación de una planta de biodiesel con capacidad para
generar 300 mil toneladas anuales.
Eurnekian
El grupo empresario que lidera Eduardo Eurnekian, y que incluye a la
empresa Aeropuertos Argentina 2000, concesionaria de la mayoría de los
aeropuertos argentinos, está proyectando construir tres plantas de 100 mil
toneladas anuales cada una de biodiesel. Las localizaciones tentativas son la
Provincia de Santiago del Estero y Campana, Provincia de Buenos Aires.
Vicentín SA
Importante empresa aceitera argentina, proyecta una planta de biodiesel con
- 64 -
una capacidad de producción de 300 mil toneladas anuales. La elaboración
del combustible estará basada en el aceite de soja refinada, y tendrá una
inversión de 25 millones de dólares. Terminal Puerto Rosario.
Esta empresa desarrollará una planta de biodiesel que estará funcionando en
el 2008, la inversión será de 40 millones de dólares y la producción llegará a
200 mil toneladas.
Greenlife.
Firma norteamericana que proyecta construir una planta de biodiesel en
Bahía Blanca, Provincia de Buenos Aires. La planta demandará 32 millones
de dólares de inversión.
Proyectos de Pequeñas Firmas
Tres Arroyos
Un grupo de productores agropecuarios está construyendo una planta para la
elaboración de biodiésel, haciendo una inversión de 250.000 dólares. Estará
ubicada en el parque industrial de la localidad bonaerense de Tres Arroyos,
Provincia de Buenos Aires. En primer término, se dispondrán de 10.000 litros
por
día.
Biofe
Pequeña empresa que, en Esperanza, Santa Fe, tiene un proyecto de planta
con una producción de 20.000 lt/día a partir del aceite.
Binomio Construcciones
En San Antonio, Misiones instalará una planta mediana que procese
oleaginosas para producir biodiesel. El principal objetivo es producir aceite de
Jatropha.
- 65 -
Proyectos oficiales
Escuela Agropecuaria de Tres Arroyos
Posee una planta Artesanal de Biodiesel que funciona dentro del predio de la
Escuela. Cuenta con dos tanques de almacenamiento: uno para el aceite
comestible usado recolectado de las ciudades de Tres Arroyos y Mar del
Plata, y otro para el biocombustible elaborado. También cuenta con un
surtidor y playa de carga.
Instituto de Ingeniería Rural del INTA
El Instituto Nacional de Tecnología Agropecuaria (INTA),desde el año 2000
desarrolla pruebas con diferentes calidades y proporciones de biodiesel en
todo tipo de tractores .
Dirección de Vialidad de la Provincia de Entre Ríos
Tiene un emprendimiento, en la ciudad de Paraná, con una capacidad de
producción de 24 m3/día de biodiesel, a partir de aceite de soja. La planta
posee 12 tanques con capacidad para 182.000 litros que son utilizados para
almacenamiento y para cada una de las etapas del proceso.. La producción
está destinada estrictamente a las necesidades de Vialidad Provincial.
Facultad Regional de Villa María
El Centro de Investigaciones en Tecnologías Lactocárnicas de la Facultad
Regional de Villa María, desarrolló una pequeña planta de biodiésel a partir
del aceite comestible usado .
Petrominera S.E.
Empresa de energía de la Provincia de Chubut, proyecta obtener biodiesel
mediante el cultivo de oleaginosas en valles irrigados; y la producción
intensiva de algas.
- 66 -
Instituto Nacional de Tecnología Agropecuaria
En una pequeña finca en Mendoza, se extrae aceite de las semillas de colza,
para luego ser refinado y transformado en combustible biodiésel.
La planta, procesará 350 kilogramos de semillas por hora. y elaborará 2.000
litros de combustible por día.
Perspectivas
La industria aceitera argentina es una de las más eficientes del mundo y, en
la medida que se puedan superar las barreras arancelarias y para
arancelarias, nuestro país se encuentra en excelentes condiciones para
liderar el mercado mundial de biodiesel, ya sea obtenido a partir de la soja, el
girasol, la canola, el tártago o la jatropha. Los principales competidores serán
Indonesia y Malasia, que producen aceite de palma en forma muy eficiente.
Rendimiento de cultivos oleaginosos para biodiesel
Dado que el insumo que se obtienen por hectárea y por año, son:
Tipo de Cultivo
Soja (Glicine max)
Arroz (Oriza sativa)
Tung (Aleurites fordii)
Girasol (Helianthus annuus)
Maní (Arachis hipogaea)
Colza (Brassica napus)
Ricino/tartago (Ricinus communis)
Jatropha/tempate/piñon (Jatropha
curcas)
Aguacate, palta (Persea americana)
Coco (Cocos nucifera)
Cocotero (Acrocomia aculeata)
Palma (Elaeis guineensis)
Rendimiento
420 litros
770 litros
880 litros
890 litros
990 litros
1100 litros
1320 litros
1590 litros
2460 litros
2510 litros
4200 litros
5550 litros
- 67 -
La ecuación económica del BIODIESEL dependerá también del tipo de
residuo sólido que la extracción del aceite genera. Si este residuo es apto
para uso humano, o para alimentos balanceados, tendra valor, y el costo del
aceite vegetal será proporcionalmente menor. Si por el contrario sólo se
vende para ciertos alimentos balanceados, o para uso industrial y/o
fertilizante, entonces el costo del aceite vegetal será mayor.
Los Biocombustibles en BRASIL
En Brasil, luego de una sustancial inversión en tecnología durante los últimos
30 años, el rendimiento promedio de los cultivos de caña de azúcar subió de
56 toneladas por hectárea en 1975 a 84 en 2004.
Además, la producción de etanol por hectárea sembrada de azúcar, creció de
3.200 litros por hectárea en 1975 a 6.700 litros en 2004. Brasil destina
5.800.000 hectáreas al cultivo de la caña de azúcar, más de la mitad se utiliza
como insumo para producir etanol.
Las condiciones creadas en Brasil pueden replicarse en cualquier región
tropical del globo.
Brasil tiene 90.000.000 de hectáreas de tierras sin cultivar, si la totalidad de
esos campos fuesen destinados a producir caña de azúcar, con los actuales
rendimientos, el etanol obtenido a partir de la misma sólo alcanzará a
suplantar el 11 % de la producción mundial de crudo.
Esto significa que es posible que los grandes países productores agrícolas,
ninguno de los cuales es gran exportador de petróleo, cooperen entre sí a fin
de reemplazar el consumo de crudo por biocombustibles, asumiendo el hecho
de que, a los actuales precios del crudo, hay mercado para todos los
productores eficientes.
En toda América Central y el Caribe hay en desarrollo proyectos para
producir etanol a partir de la caña de azúcar, para ser usada como
combustible en automotores.
Es interesante destacar el caso de los EEUU dado que el etanol no lo
producen a partir de la caña de azúcar sino utilizando como materia prima el
maíz.
En ese país, el precio interno del azúcar es muchísimo mayor que en el resto
del mundo debido a la inmensa protección a la industria local que representa
el establecimiento de pequeñas cuotas de importación de azúcar.
De tal forma los ingenios de ese país están enfocados en la producción de
azúcar y no tienen interés en producir etanol.
En un mercado sin distorsiones debido a subsidios, el etanol producido a
partir de la caña de azúcar es más económico que el obtenido a partir del
maíz.
- 68 -
En 2005, la producción Argentina de azúcar fue de 2,16 millones de
toneladas, 75 % mayor que en 1990, a pesar de no haber aumentado la
superficie cultivada. Este incremento fue motivado por las innovaciones
tecnológicas adoptadas desde esa fecha.
El cultivo se localiza, fundamentalmente, en las provincias de Tucumán, Salta
y Jujuy. También, de manera incipiente, en Santa Fe y Misiones.
La provincia con mayor producción es Tucumán, pero el rendimiento de
azúcar por hectárea es mayor en Salta y Jujuy, alcanzando, en algunos
campos, valores similares e incluso mayores que el promedio brasilero. Esto
es debido a la existencia de ingenios modernos de gran dimensión y a la
integración de grandes productores primarios, facilitando el manejo del cultivo
mediante tecnologías de avanzada.
En Tucumán, los pequeños productores presentan importantes limitaciones
tecnológicas. Sólo las fincas de más de 150 hectáreas utilizan sistemas de
producción modernos, agroquímicos adecuados y cosecha mecanizada.
La producción argentina de petróleo cayó 19 % entre 1998 y el 2005. Las
reservas resultan actualmente inferiores a 10 años de consumo. De continuar
esta situación, el país se convertirá en importador neto y creciente de crudo a
partir del 2008. El precio al que las refinerías reciben hoy el producto es
menor al del mercado internacional, debido a las retenciones a la exportación
de crudo del 45 %.
En Argentina es preciso alentar la producción de etanol a partir de la caña de
azúcar para su uso como combustible en automotores, no para competir con
la producción local de hidrocarburos, pues debido al subsidio al consumo que
representan las retenciones a la exportación de crudo es imposible, sino para
evitar importar combustibles que en el futuro serán cada vez más caros y
escasos.
Estrategia de Biocombustibles para América Latina y el Caribe
El 22 de enero pasado, en el discurso sobre - El estado de la Unión - , el
presidente de EEUU, George W. Bush, propuso dictar una legislación que
obligue a mezclar la nafta que se expende en las estaciones de servicio
norteamericanas, con 20 % de etanol, en el plazo de 10 años. La iniciativa
busca reducir la vulnerabilidad estadounidense frente a acciones
provenientes de Estados hostiles y atenuar el cambio climático global. Esto
implica aumentar 800 % el consumo de etanol en el 2017. La industria
norteamericana, por si sola, no puede proveer todo ese biocombustible.
Si bien su producción está creciendo al 30 % anual, el maíz cosechado en
EEUU no alcanza para atender simultáneamente su uso como alimento y
como materia prima para la producción de etanol.
- 69 -
El gobierno de los EEUU está buscando socios estratégicos para poder
cumplir con la muy ambiciosa meta propuesta, las primeras conversaciones
fueron efectuadas con funcionarios y empresarios de Brasil, país que es el
mayor exportador de etanol.
En un encuentro entre Jeb Bush, Gobernador de la Florida, Roberto
Rodrigues, Presidente del Consejo Superior de Agronegocios de San Pablo y
Luis Alberto Moreno, Presidente del Banco Interamericano de Desarrollo
(BID), anunciaron la formación de la Comisión Interamericana de Etanol, que
tiene como misión fomentar el uso de etanol en las mezclas de nafta en el
continente americano.
El BID ha realizado varias reuniones con empresarios y ONGs a fin de tratar
el tema de los combustibles alternativos, y su titular anunció, préstamos por
3.000 millones de dólares para promover el desarrollo del etanol en la región.
El grueso de las reservas mundiales de crudo se encuentra en zonas
conflictivas, como Medio Oriente, Nigeria, Indonesia y Venezuela. Las
mayores reservas de gas se encuentran en Rusia, resuelta a obtener el
máximo beneficio de sus riquezas.
Los conflictos tanto económicos como militares, puede no sólo elevar
significativamente los precios de la energía, sino también poner en peligro la
continuidad del suministro, como ocurrió en 1973, en la guerra del -Yom
Kipur-, entre Israel, Egipto y Siria.
Los desacuerdos económicos entre Rusia y algunos países ex integrantes de
la desaparecida Unión Soviética, causaron, los dos últimos inviernos,
amenaza de interrupción de suministro del gas ruso en Europa Occidental.
La -Estrategia de Biocombustibles para América Latina y el Caribe-,
impulsada por Brasil y EEUU tendrá un gran impacto en la región, tanto
económico como ambiental. Para Argentina, poseedora de inmensos
recursos naturales subexplotados, representará una gran oportunidad
histórica, que no se puede desaprovechar.
La colza
La Unión Europea (UE) reemplazará en el 2010 el 5,75 % de su consumo de
gasoil por biodiésel. Sus normas técnicas impiden que se utilice para su
fabricación la soja como materia prima. Esto asegura que en los próximos
cuatro años, al boom de la soja le seguirá el de su principal sustituto, la
colza/canola.
La colza es una oleaginosa invernal de ciclo anual. En su forma silvestre tiene
un alto contenido ácido, que le proporcionan un sabor fuerte que limita su uso
alimenticio.
- 70 -
En Canadá, en la década del 70, se desarrolló la variedad Canola (Canadian
oil low acid), de bajo contenido ácido, apta para consumo humano y animal.
En los 80, la colza/canola pasó a ser la segunda oleaginosa en el nivel
mundial, detrás de la soja.
La producción mundial de semilla de colza es de 45 millones de toneladas. El
principal productor es la Unión Europea con 32 %, seguido por China,
Canadá e India con 28, 17 y 12 %, respectivamente.
La colza aporta 12 % de la producción mundial de granos oleaginosos, detrás
de la soja, que representa 57 %.
Sólo 15% de la producción mundial de granos de colza se comercializa
internacionalmente, y los principales exportadores son Canadá y Australia,
con 3,5 y 1,2 millones de toneladas, respectivamente. Los principales
importadores son Japón y China, con 2,2 y 1,4 millones de toneladas cada
uno.
La producción mundial de aceite de colza es de 13,5 millones de toneladas,
de las que se comercializa internacionalmente un 8 %. El pellet de
colza/canola posee un alto valor nutricional, comparable al de la soja, y se la
utiliza como suplemento proteico en raciones para animales De los 21
millones de toneladas producidas se exportan el 8 %, y es China el principal
comprador.
A partir del 2010, la UE importará 6 millones de toneladas de aceites
vegetales para elaborar biodiésel.
Las normas europeas establecen que los biocombustibles deben contar con
un índice de yodo de hasta 120. El biodiesel elaborado a partir de aceite de
colza cumple con esta especificación, pero el obtenido del aceite de soja
suele arrojar niveles superiores.
El aceite de colza/canola tiene menos grasas saturadas que cualquier otro,
que son las que aumentan el colesterol malo. Además, contiene ácidos que
suben el colesterol bueno.
Estos dos hechos aseguran que la demanda de aceite de colza/canola
aumentará significativamente en los próximos años.
Los precios del producto ya reflejan esta situación, en el Mercado de
Rotterdam para abril del 2007 el aceite de colza tiene un precio de U$S 866
por tonelada, 17 % superior al de girasol y 21 % superior al de la soja. El
pellet de canola se comercializa al 159 U$S por tonelada.
De los granos de colza/canola se obtiene, al ser procesados, 46 % de su
peso en aceite, con el resto se hacen pellets para ración. Esta cifra es
- 71 -
significativamente superior a la de los granos de soja, de los que sólo se
extrae 18 % de su peso en aceite.
El rendimiento típico de la colza/canola es 1.800 Kg de grano por hectárea,
menor que los 2.700 Kg por hectárea que produce la soja.
Lo producido por una hectárea típica de colza/canola, una vez transformado
en aceite y pellet, tiene un precio FOB Rotterdam de 857 U$S, cifra un poco
mayor que los que se puede obtener por una hectárea típica sembrada con
soja en las mismas condiciones.
La colza/canola es un cultivo de invierno, que no compite por el terreno con la
soja, que es de verano. Además, puede sembrarse con éxito en zonas frías,
donde la soja todavía no se ha extendido. Luego, en zonas donde no ha
arribado el boom sojero, llegará próximamente el boom de la colza/canola.
La superficie sembrada de colza en la Argentina es de apenas 19.000
hectáreas con una producción de 20.300 toneladas, irrelevante en el nivel
mundial. Las provincias productoras más importantes son Buenos Aires y La
Pampa.
A pesar de las ventajas mencionadas, la colza todavía no tuvo una expansión
adecuada en el país. Hay varias causas:
- Falta de apoyo técnico para el productor.
- Dificultades en la comercialización, debido al bajo desarrollo de la industria
procesadora de colza en la Argentina
- Bajos precios internos, años atrás se hacían contratos para adquirir colza
por el 90% del precio del girasol. Actualmente se ofrece pagar por la colza el
mismo precio que se abona por el girasol. Con las actuales relaciones de
precios, los contratos se podrían hacer por un valor 20 % mayor que el precio
del girasol.
Al boom de la soja le seguirá la colza/canola. Por sus condiciones de clima,
suelo y el notable desarrollo de su industria aceitera, la Argentina está en
condiciones de liderar la producción mundial, tanto del grano como del aceite,
y aprovechar así la oportunidad histórica que le brinda la expansión mundial
del uso de los biocombustibles.
A continuación se presenta un cuadro en donde consta la capacidad de
procesamiento de las Fábricas Aceiteras en la Argentina, a los efectos de
tener una adecuada magnitud de la materia prima disponible para la
producción de biodiesel.
- 72 -
- 73 -
Etanol
El etanol, producido actualmente en Argentina, se extrae de la caña de
azúcar, Existen dos formas, básicamente, de obtener etanol de ese cultivo, la
primera es la conversión de melaza en etanol. Permite obtener azúcar y una
pequeña cantidad de etanol, de aproximadamente 1 m3 por cada 10
toneladas de azúcar producida, con esta forme de producción el etanol es un
subproducto de la elaboración del azúcar. Hasta octubre del 2006 todo el
etanol que se producía en argentina se obtenía a mediante este proceso.
La segunda es la conversión de jugo de caña en etanol. Este proceso se
utiliza extendidamente en Brasil. En octubre de 2006 el Ingenio la Florida
inaguró una planta para convertir el jugo de caña en etanol. Una tonelada de
caña industrializada de esta forma produce aproximadamente 85 litros de
etanol. Con esta forma de producción el etanol es el principal producto del
proceso
Durante la zafra 2006 los 22 ingenios azucareros argentinos molieron
20.457.392 toneladas de caña, obteniendo 2.312.421 toneladas de azúcar.
Se estima que se obtienen 11 litros de etanol como subproducto de cada
tonelada de caña procesada, luego la producción total de etanol en Argentina
fue de aproximadamente 230.000 m3 en el 2006, de las cuales se exporta el
40 % aproximadamente
La producción de azúcar se concentra en las provincias de Tucumán, que
produce el 62% del volumen, y en Salta y Jujuy, que procesan conjuntamente
el 37%. En Tucumán la mayor parte de la caña es cultivada por cañeros
independientes, mientras que en territorio salteño y jujeño la mayor
proporción pertenece a los ingenios. La producción restante se registra en
Santa Fe y Misiones, que cultivan principalmente azúcar orgánico.
Los ingenios tucumanos adquirieron la caña de azúcar en el 2006 a un precio
promedio de U$S 19/tonelada, que, con un rendimiento de 85 litros de etanol
por tonelada de caña procesada, resulta un costo de materia prima de 223
U$S/tonelada de etanol producida.
Para obtener etanol del maíz se requieren 2,5 toneladas de cereal por cada
m3 de etanol, que al precio internacional de 178 U$S/tonelada representa un
costo de materia prima para producir etanol de 445 U$S/tonelada. El etanol
producido a partir de la caña de azúcar en Argentina, es más económico, sin
considerar subsidios, que el obtenido del maíz en cualquier parte del mundo.
La industria del etanol brasilera, que utiliza caña de azúcar como materia
prima, es muy competitiva. Brasil además tiene una infraestructura adecuada
para transportar grandes volúmenes de etanol. Los rendimientos de la caña
de azúcar por hectárea, son similares en Argentina y Brasil. Las provincias de
azucareras de Salta y Jujuy están a solo 700 Km. del Pacífico, a través de
Chile, lo que las ubica en mejor posición para encarar ese creciente mercado.
Luego, para abastecer el mercado del Pacífico, una planta de etanol en
- 74 -
Argentina podría competir con una situada en Brasil, en igualdad de
condiciones.
EEUU aplica un impuesto de 54 centavos de dólar por galón + 2,5 % del valor
al etanol importado. Este gravamen representa más del 30 % del precio FOB
del producto. La tasa fue impuesta por el congreso norteamericano en la
década del 80 y renovada el año pasado hasta el 2009.
EEUU adjudica cuotas de importación de etanol, libres de impuestos, a los
países con los que firma acuerdos de libre comercio. Cuando los mismos no
pueden cubrir la cuota con producción propia, importan producto,
generalmente de Brasil, y los reexportan a los EEUU.
El mercado de etanol como combustible en Argentina es actualmente
marginal. A partir de la Ley N° 26.093, que instituye el Régimen de
Regulación y Promoción para la Producción y Uso Sustentables de
Biocombustibles. Establece que el gasoil y la nafta, deberán ser mezclado
con un porcentaje del 5% de biodiesel o bioetanol, respectivamente, a partir
de 2010. Esto generará una demanda en torno a las 160 mil toneladas de
etanol por año.
Conversión de jugo de caña en etanol
Este proceso se utiliza extendidamente en Brasil.
En octubre de 2006 el Ingenio la Florida en Tucumán inauguró una planta
para convertir el jugo de caña en etanol.
El proceso comienza igual que el anterior, obteniéndose el jugo mediante la
molienda de la caña. Pero en este caso no hay producción de azúcar, y todo
el jugo es tratado, fermentado y refinado, obteniéndose etanol. De esta forma
el etanol es el producto principal, y no existe producción de azúcar.
Una tonelada de caña industrializada de esta forma produce
aproximadamente 85 litros de etanol, sin obtenerse azúcar en el proceso.
Producción de azúcar en Argentina
Durante la zafra 2006 la producción los 22 ingenios azucareros argentinos
molieron 20.457.392 toneladas de caña, obteniendo 2.312.421 toneladas de
azúcar, de acuerdo al siguiente detalle:
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Producción de etanol en Argentina
Se estima que se obtienen 11 litros de etanol como subproducto de cada
tonelada de caña procesada, luego la producción total de etanol en Argentina
fue de aproximadamente 230.000 m3 en el 2006.
Consumo de etanol en Argentina
Se utiliza como insumo para la industria alimenticia y como materia prima
para productos químicos. La firma Atanor, importantísima industria química
argentina, es la propietaria de los ingenios Concepción, Marapa y Leales.
Todo el etanol que producen esos ingenios es utilizado como insumo en sus
plantas de agroquímicos.
Un porcentaje de la producción de etanol argentina, del orden del 40 %, se
exporta.
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Perspectivas de la producción de etanol en Argentina
La caña de azúcar en Argentina
En el 2006 la producción Argentina de azúcar alcanzó 2,3 millones de
toneladas, mayor que la del 2005 de 2,1 millones de toneladas.
• La producción de azúcar se concentra en las provincias de Tucumán, que
produce el 62% del volumen, y en Salta y Jujuy, que procesan conjuntamente
el 37%. En Tucumán la mayor parte de la caña es cultivada por cañeros
independientes, mientras que en territorio salteño y jujeño la mayor
proporción pertenece a los ingenios. La producción restante se registra en
Santa Fe y Misiones, que cultivan principalmente azúcar orgánico.
• Los ingenios instalados en el país son 23; 15 de ellos se encuentran en
Tucumán, 3 en Jujuy, 2 en Salta, 2 en Santa Fe y uno en Misiones.
• En la campaña 2004/2005 la superficie cultivada alcanzó las 306.630
hectáreas. De ese total, 213.820 correspondieron a Tucumán, 63.330 a Jujuy
y 29.210 a Salta.
En Tucumán la superficie cultivada presentó una tendencia decreciente
desde la desregulación de 1991. Desde entonces, parte de las tierras fueron
cediendo terreno ante cultivos más rentables, principalmente limoneros.
Según estimaciones de la Estación Experimental Agroindustrial Obispo
Colombres (EEAOC), las 250.000 has. cultivadas en 1991, fueron
reduciéndose hasta alcanzar en 2001 183.390 has, un descenso del 27%.
No obstante, la producción de azúcar creció debido a innovaciones
tecnológicas que lograron más que compensar la reducción del área
sembrada. El 2005 los rindes alcanzaron un promedio de 63 ton/ha, valor que
representa un aumento del 63% con respecto a las 38.68 ton/ha de 1990.
También ha mejorado el rendimiento industrial, que alcanzó en 2005 un
promedio de 11,64 % de azúcar sobre peso de caña, un aumento del 20%
con respecto a los 9,7 de 1990 y un 12% superior a los 10,42 de 2004.
Las consecuencias de la mayor productividad, sumadas a las mejoras
técnicas y a la optimización del proceso productivo, aumentaron la producción
tucumana un 106% entre 1990 y 2005, año éste en que alcanzó el récord de
1.333.453 toneladas (22% por encima del año anterior).
- 77 -
Las provincias de Salta y Jujuy también tuvieron incrementos productivos
importantes. La producción de 2005 que alcanzó 792.066 toneladas superó
en 31% a la de 1990 y fue un 10% mayor que de 2004. Además, en el 2005
se alcanzaron rendimientos fabriles promedio de 12,09% de azúcar sobre
peso de caña, 6% más que en 1990 y 2,2% superior a la marca de 2004.
El sector azucarero de las provincias de Salta y Jujuy posee una estructura
muy diferente a la de Tucumán. La principal disparidad es el mayor tamaño
de las explotaciones, puesto que el 85% de la caña es propiedad de los 4
ingenios más grandes. Esta situación favorece un mejor manejo de la
cosecha, que se suma a importantes inversiones en genética y a maquinarias
más avanzadas, factores derivados de la mayor disponibilidad de capital que
tienen estas firmas con respecto a los cañeros independientes.
• Los rendimientos promedio de los ingenios norteños son notablemente
superiores a los que obtienen en las mismas provincias los cañeros
independientes. Según estimaciones del INTA, los rindes de los cañaverales
de los ingenios alcanzan las 93,5 ton/ha, frente a los 75,4 de los
independientes.
• La mecanización de la cosecha está generalizada en toda la región. La
mayoría de los ingenios aplican un sistema de mecanización integral, en tanto
que 40% de los cañeros independientes cuentan con mecanización completa
y el 60% restante aplica el sistema semi-mecanizado. Como las lluvias son
menores a las requeridas para el adecuado rendimiento de la caña, la
utilización del riego es necesaria tanto en Salta como en Jujuy, a diferencia
de Tucumán donde el cultivo es en secano(sin riego)
Análisis económico caña de azúcar vs maíz
Los ingenios tucumanos adquirieron la caña de azúcar en el 2006 a un precio
promedio de U$S 19/tonelada, con un rendimiento de 85 litros de etanol por
tonelada de caña procesada resulta un costo de materia prima de 223
U$S/tonelada de etanol producida.
Para obtener etanol del maíz se requieren 2,5 toneladas de cereal por cada
m3 de etanol, que al precio internacional de 178 U$S/tonelada representa un
costo de materia prima para producir etanol de 445 U$S/tonelada.
El mayor valor de los subproductos obtenidos a partir de la molienda del maíz
no pueden cubrir esta diferencia de costos, luego el etanol producido a partir
de la caña de azúcar en Argentina, es más económico, sin considerar
subsidios, que el obtenido del maíz en cualquier parte del mundo.
- 78 -
Análisis económico Argentina vs Brasil
La industria del etanol brasilera, que utiliza caña de azúcar como materia
prima, es muy competitiva. Brasil además tiene una infraestructura adecuada
para transportar grandes volúmenes de etanol.
Los rendimientos de la caña de azúcar por hectárea, son similares en
Argentina y Brasil.
Una nueva planta de etanol en Argentina tiene dos ventajas respecto a las
ingenios brasileros.
a) Podría mecanizar la cosecha totalmente, mientras que los ingenios de
nuestro vecino lo tienen que hacer paulatinamente para evitar que se
produzca desocupación masiva en la zona.
b) Las provincias azucareras de Salta y Jujuy están a solo 700 Km. del
Pacífico, a través de Chile, lo que las ubica en mejor posición para
encarar ese creciente mercado
Luego, para abastecer el mercado del Pacífico, una planta de etanol en
Argentina podría competir con una situada en Brasil, en igualdad de
condiciones.
El futuro
El inmenso territorio Argentino tiene todavía muchas zonas aptas para el
cultivo de caña de azúcar y la producción de etanol sin desarrollar.
Las condiciones técnico económicas son favorables, y para el mercado del
Pacífico son similares a las del productor más eficiente del mundo que es
Brasil.
Esto hecho no ha pasado desapercibido para grandes empresas que ya
tienen planes de instalar nuevas plantas en estado avanzado.
Relevamiento de proyectos de Etanol
a) La Florida
Es la mayor de destilería de alcohol de la Argentina, capaz de producir
350.000 litros diarios. Se inauguró en octubre 2006 y está ubicado en la
provincia de Tucumán. Pertenece a Los Balcanes S.A, dueños también del
ingenio Aguijares. El titular es Jorge Rocchia Ferro, quien está en tratativas
con empresarios chilenos para exportar el etanol a EEUU, a través de Chile.
b) Soros
El grupo que lidera el húngaro americano, compró, en junio 2006, 6 mil
hectáreas de campo en Venado Tuerto, donde instalará una planta para
- 79 -
producir etanol a partir del maíz, donde invertirá entre 250 y 300 millones de
dólares. El proyecto prevé una producción de 200 millones de litros anuales.
c)Tabacal
El Ingenio tabacal, uno de los más importantes de argentina, está ampliando
su destilería de alcohol de caña de azúcar.
d) Provincia de Corrientes
Existe un programa provincial de fomento para que 300 pequeños
productores siembren caña de azúcar, en un proyecto que apunta a producir
etanol.
Mercado interno
El mercado de etanol como combustible en Argentina es actualmente
marginal o directamente inexistente.
A partir de la Ley N° 26.093, que instituye el Régimen de Regulación y
Promoción para la Producción y Uso Sustentables de Biocombustibles.
Establece que todo combustible caracterizado como gasoil o nafta,
comercializado en el territorio nacional, deberá ser mezclado con un
porcentaje del 5% de biodiesel o bioetanol, respectivamente, a partir de 2010.
Esto generará una demanda en torno a las 160 mil toneladas de etanol por
año. Los precios quedan librados a la decisión de la Autoridad de Aplicación.
Promueve, además, un régimen de beneficios promocionales que prioriza los
proyectos relacionados con las PyMEs, los productores agropecuarios y las
economías regionales.
Indicadores de Coyuntura Agropecuaria
Tabla 3 Panorama Agrícola
(en millones de hectáreas)
Cultivo
Área a
Implantar
06/07
Área
implantada
05/06
Variación
Maíz
Girasol
Soja
2.57
2.39
16.1
2.35
2.21
15.6
9,4%
8,1%
3,2%
Progreso comparativo
de la siembra al 10/11
Campaña
Campaña
06/07
05/06
70.0
69.0
66.2
67.8
30.0
32.4
- 80 -
Cultivo
Área a
Cosechar
06/07
Área
Cosechada
05/06
Variación
Trigo
5.28
5.21
1,3%
Progreso comparativo
de la siembra al 10/11
Campaña
Campaña
06/07
05/06
12.3
8.3
Fuente: Departamento de Estimaciones y proyecciones e la Bolsa de Cereales
Tabla 4 Producción de Aceites y Subproductos
(en toneladas)
Aceite de Soja
Pellets de Soja
Aceite de Girasol
Pellets de Girasol
Acumulado a
Octubre de 2006
5.155.710
21.360.034
1.447.567
1.482.105
Acumulado a
octubre 2005
4.514.670
18.898.480
1.339.944
1.330.304
Variación
14.2%
13.0%
8.0%
11.4%
Fuente: SAGPyA
Tabla 5 Comercio Exterior de Granos y Subproductos
Monto
(en milones de u$s)
Precio Promedio
(en u$s por ton.)
Volumen
(en Millones de ton.)
Embarques
(en unidades)
Noviembre 2006
Noviembre 2005
Variación
884.6
567.1
55.9%
215.0
179
20.1%
4.1
3.1
32.2%
3.240
3.330
-2.7%
Fuente: SENASA
- 81 -
Mapa de Rendimientos Nacionales para la Campaña de Soja 2004/2005
Legislación Aplicable a los Biocombustibles
En cuanto a la legislación aplicable a los biocombustibles, es dable destacar
que con fecha Mayo 12 de 2006, el Congreso Argentino promulga la Ley
26.093, en lo referente a Régimen de Regulación y Promoción para la
Producción y Uso Sustentables de Biocombustibles, determina la Autoridad
de aplicación y sus Funciones y crea la Comisión Nacional Asesora.
Asimismo, establece las pautas para la habilitación de plantas productoras, y
establece las pautas de mercado en cuanto al Mezclado de Biocombustibles
con Combustibles Fósiles, como así también establece un Régimen
Promocional, Infracciones y sanciones, para los sujetos alcanzados por la
Ley.
- 82 -
Los antecedentes de la citada Ley, pueden encontrarse en la Resolución
1076/2001 emitida por la Secretaría de Desarrollo Sustentable y Política
Ambiental, mediante la cual se crea el Programa Nacional de
Biocombustibles, relacionado con la problemática del cambio climático.
Asimismo previo a la sanción de la Ley de Biocombustibles, se encontraba la
Resolución 1156/2004 emitida por la Secretaría de Agricultura, Ganadería,
Pesca y Alimentos, mediante la cual se crea el Programa Nacional de
Biocombustibles, sus Principales objetivos sus misiones y funciones en el
ámbito de dicha Secretaría.
La incorporación de Biocombustibles a la matriz energética nacional tiene
sustento en la necesidad de promover el uso de combustibles que
comprometan en la menor medida posible el medio ambiente, en el marco de
una política consistente con la aspiración plasmada en el Artículo 41 de la
CONSTITUCION NACIONAL
A continuación se listará la normativa aplicable y se procederá su descripción
en cuanto a sus aspectos relevantes.
Ley Nº 26.093
Decreto 109/2007
Resolución 1076/2001 Secretaría de Desarrollo Sustentable y Política
Ambiental
Resolución 1156/2004 Secretaría de Agricultura, Ganadería, Pesca y
Alimentos
Resolución 1283/2006 Secretaría de Energía
Ley Nº 26.093
En cuanto a los aspectos relevantes a citar con respecto a la llamada “Ley de
Biocombustibles”, es que la misma instaura un régimen regulatorio y de
promoción con fuerza de ley, para el desarrollo de las energías alternativas,
como son el biodiesel, el bioetanol y el biogás que se produzcan a partir de
materias primas de origen agropecuario, agroindustrial o desechos orgánicos.
El mismo tiene una vigencia de 15 años, a partir de su aprobación,
prorrogables por el Poder Ejecutivo nacional, y a su ves crea una comisión
Asesora que tendrá por objeto asistir a la Autoridad de Aplicación, y que esta
integrada por distintas Secretarías de Estado, que tienen incumbencia en la
producción de los biocombustibles, a saber:
•
•
•
•
•
Secretaría de Energía
Secretaría de Agricultura, Ganadería, Pesca y Alimentos
Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable
Secretaría de Hacienda, Secretaría de Política Económica
Secretaría de Comercio, Industria y de la Pequeña y Mediana Empresa
- 83 -
•
•
•
Secretaría de Ciencia, Tecnología e Innovación Productiva, y
Administración Federal de Ingresos Públicos
Todo otro organismo o instituciones públicas o privadas —incluidos
Consejos Federales con competencia en las áreas señaladas
Entre las funciones que le asigna la Ley a la Autoridad de Aplicación se
encuentra una larga lista en la que se detalla todo lo concerniente a los
aspectos de análisis y de control del mercado, por parte de la misma.
Las mismas son:
a) Promover y controlar la producción y uso sustentables de biocombustibles.
b) Establecer las normas de calidad a las que deben ajustarse los
biocombustibles.
c) Establecer los requisitos y condiciones necesarios para la habilitación de
las plantas de producción y mezcla de biocombustibles, resolver sobre su
calificación y aprobación, y certificar la fecha de su puesta en marcha.
d) Establecer los requisitos y criterios de selección para la presentación de
los proyectos que tengan por objeto acogerse a los beneficios establecidos
por la presente ley, resolver sobre su aprobación y fijar su duración.
e) Realizar auditorias e inspecciones a las plantas habilitadas para la
producción de biocombustibles a fin de controlar su correcto funcionamiento y
su ajuste a la normativa vigente.
f) Realizar auditorias e inspecciones a los beneficiarios del régimen de
promoción establecido en esta ley, a fin de controlar su correcto
funcionamiento, su ajuste a la normativa vigente y la permanencia de las
condiciones establecidas para mantener los beneficios que se les haya
otorgado.
g) También ejercitará las atribuciones que la Ley Nº 17.319 especifica en su
Título V, artículos 76 al 78.
h) Aplicar las sanciones que correspondan de acuerdo a la gravedad de las
acciones penadas.
i) Solicitar con carácter de declaración jurada, las estimaciones de demanda
de biocombustible previstas por las compañías que posean destilerías o
refinerías de petróleo, fraccionadores y distribuidores mayoristas o minoristas
de combustibles, obligados a utilizar los mismos, según lo previsto en los
artículos 7º y 8º.
j) Administrar los subsidios que eventualmente otorgue el Honorable
Congreso de la Nación.
- 84 -
k) Determinar y modificar los porcentajes de participación de los
biocombustibles en cortes con gasoil o nafta, en los términos de los artículos
7º y 8º.
l) En su caso, determinar las cuotas de distribución de la oferta de
biocombustibles, según lo previsto en el último párrafo del artículo 14 de la
presente ley.
m) Asumir las funciones de fiscalización que le corresponden en
cumplimiento de la presente ley.
n) Determinar la tasa de fiscalización y control que anualmente pagarán los
agentes alcanzados por esta ley, así como su metodología de pago y
recaudación.
o) Crear y llevar actualizado un registro público de las plantas habilitadas
para la producción y mezcla de biocombustibles, así como un detalle de
aquellas a las cuales se les otorguen los beneficios promocionales
establecidos en el presente régimen.
p) Firmar convenios de cooperación con distintos organismos públicos,
privados, mixtos y organizaciones no gubernamentales.
q) Comunicar en tiempo y forma a la Administración Federal de Ingresos
Públicos y a otros organismos del Poder Ejecutivo nacional que tengan
competencia, las altas y bajas del registro al que se refiere el inciso o) del
presente artículo, así como todo otro hecho o acontecimiento que revista la
categoría de relevantes para el cumplimiento de las previsiones de esta ley.
r) Publicar periódicamente precios de referencia de los biocombustibles.
s) Ejercer toda otra atribución que surja de la reglamentación de la presente
ley a los efectos de su mejor cumplimiento.
t) Publicar en la página de Internet el Registro de las Empresas beneficiarias
del presente régimen, así como los montos de beneficio fiscal otorgados a
cada empresa.
La Plantas
En cuanto a las plantas de Biocombustibles las mismas tendrán que cumplir
con los requisitos que establezca la Autoridad de Aplicación, en cuanto a la
calidad de biocombustibles y su producción sustentable, para lo cual deberá
someter los diferentes proyectos presentados a un procedimiento de
Evaluación de Impacto Ambiental (EIA) que incluya el tratamiento de
efluentes y la gestión de residuos.
- 85 -
Mercado
En cuanto a las particularidades del mercado de los biocombustibles cabe
mencionar que tanto el biodiesel como el bioetanol, se establece una cuota
mínima demandada, ya que el mismo debe ser mezclado con combustibles
fósiles compatibles, en un porcentaje que si bien en una primera instancia lo
establece la Ley, el mismo puede ser modificado por la Autoridad de
Aplicación quien tendrá la atribución de aumentar el citado porcentaje,
cuando lo considere conveniente en función de la evolución de las variables
de mercado interno, o bien disminuir el mismo ante situaciones de escasez
fehacientemente comprobadas.
Es por ello que todo combustible líquido caracterizado como gasoil o diesel oil
—en los términos del artículo 4º de la Ley Nº 23.966, Título III, de Impuesto
sobre los Combustibles Líquidos y el Gas Natural, o en el que pueda prever la
legislación nacional que en el futuro lo reemplace, deberá ser mezclado por
aquellas instalaciones que hayan sido aprobadas por la autoridad de
aplicación para el fin específico de realizar esta mezcla con la especie de
biocombustible denominada "biodiesel", en un porcentaje del CINCO POR
CIENTO (5%) como mínimo de este último, medido sobre la cantidad total del
producto final.
Así también todo combustible líquido caracterizado como nafta —en los
términos del artículo 4º de la Ley Nº 23.966, Titulo III, de Impuesto sobre los
Combustibles Líquidos y el Gas Natural, o en el que prevea la legislación
nacional que en el futuro lo reemplace, deberá ser mezclado por aquellas
instalaciones que hayan sido aprobadas por la autoridad de aplicación para el
fin específico de realizar esta mezcla, con la especie de biocombustible
denominada "bioetanol", en un porcentaje del CINCO POR CIENTO (5%)
como mínimo de este último, medido sobre la cantidad total del producto final.
Esta obligación, tanto para el caso del biodiesel o del bioetanol, tendrá
vigencia a partir del primer día del cuarto año calendario siguiente al de
promulgación de la presente ley.
El biocombustible gaseoso denominado biogás se utilizará en sistemas,
líneas de transporte y distribución de acuerdo a lo que establezca la autoridad
de aplicación.
El consumo de biocombustibles por parte del Estado Nacional
En cuanto a ello la Ley establece que el Estado Nacional, ya se trate de la
administración central o de organismos descentralizados o autárquicos, así
como también aquellos emprendimientos privados que se encuentren
ubicados sobre las vías fluviales, lagos, lagunas, y en especial dentro de las
jurisdicciones de Parques Nacionales o Reservas Ecológicas, deberán utilizar
biodiesel o bioetanol, en los porcentajes que determine la autoridad de
aplicación, y biogás sin corte o mezcla. Esta obligación tendrá vigencia a
partir del primer día del cuarto año calendario siguiente al de promulgación de
la presente ley, y su no cumplimiento por parte de los directores o
- 86 -
responsables del área respectiva, dará lugar a las penalidades que
establezca el Poder Ejecutivo nacional.
Requisitos para ser beneficiarios del régimen de promoción:
9 Instalarse en el territorio de la Nación Argentina.
9 Sean propiedad de sociedades comerciales, privadas, públicas o
mixtas, o cooperativas, constituidas en la Argentina y habilitadas con
exclusividad para el desarrollo de la actividad promocionada por esta
ley, pudiendo integrar todas o algunas de las etapas industriales
necesarias para la obtención de las materias primas renovables
correspondientes. La autoridad de aplicación establecerá los requisitos
para que las mismas se encuadren en las previsiones del presente
artículo.
9 Su capital social mayoritario sea aportado por el Estado nacional, por
la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, los Estados Provinciales, los
Municipios o las personas físicas o jurídicas, dedicadas
mayoritariamente a la producción agropecuaria, de acuerdo a los
criterios que establezca el decreto reglamentario de la presente ley.
9 Estén en condiciones de producir biocombustibles cumpliendo las
definiciones y normas de calidad establecidas y con todos los demás
requisitos fijados por la autoridad de aplicación, previos a la
aprobación del proyecto por parte de ésta y durante la vigencia del
beneficio.
9 Hayan accedido al cupo fiscal establecido en el artículo 14 de la
presente ley y en las condiciones que disponga la reglamentación.
En cuanto a los cupos a ser asignado por la Autoridad de aplicación y que a
su ves estarán incluidos en ley de Presupuesto para la Administración
Nacional , los mismos se fijarán en función de los siguientes criterios:
- Promoción de las pequeñas y medianas empresas.
- Promoción de productores agropecuarios.
- Promoción de las economías regionales.
A partir del segundo año de vigencia del presente régimen, se deberá incluir
también en el cupo total, los que fueran otorgados en el año inmediato
anterior y que resulten necesarios para la continuidad o finalización de los
proyectos respectivos.
A los efectos de favorecer el desarrollo de las economías regionales, la
autoridad de aplicación podrá establecer cuotas de distribución entre los
distintos proyectos presentados por pequeñas y medianas empresas,
aprobados según lo previsto en los artículos 6º y 13, con una concurrencia no
inferior al veinte por ciento (20%) de la demanda total de biocombustibles
generada por las destilerías, refinerías de petróleo o aquellas instalaciones
que hayan sido debidamente aprobadas por la Autoridad de Aplicación para
- 87 -
el fin específico de realizar la mezcla con derivados de petróleo previstas
para un año.
Beneficios promocionales:
¾ En lo referente al Impuesto al Valor Agregado y al Impuesto a las
Ganancias, será de aplicación el tratamiento dispensado por la Ley Nº
25.924 y sus normas reglamentarias, a la adquisición de bienes de
capital o la realización de obras de infraestructura correspondientes al
proyecto respectivo, por el tiempo de vigencia del presente régimen.
¾ Los bienes afectados a los proyectos aprobados por la autoridad de
aplicación, no integrarán la base de imposición del Impuesto a la
Ganancia Mínima Presunta establecido por la Ley Nº 25.063, o el que
en el futuro lo complemente, modifique o sustituya, a partir de la fecha
de aprobación del proyecto respectivo y hasta el tercer ejercicio
cerrado, inclusive, con posterioridad a la fecha de puesta en marcha.
¾ El biodiesel y el bioetanol producidos por los sujetos titulares de los
proyectos aprobados por la autoridad de aplicación, para satisfacer las
cantidades previstas en los artículos 7º, 8º y 12 de la presente ley, no
estarán alcanzados por la tasa de Infraestructura Hídrica establecida
por el Decreto Nº 1381/01, por el Impuesto sobre los Combustibles
Líquidos y el Gas Natural establecido en el Capítulo I, Título III de la
Ley Nº 23.966, texto ordenado en 1998 y sus modificaciones, por el
impuesto denominado "Sobre la transferencia a título oneroso o
gratuito, o sobre la importación de gasoil", establecido en la Ley Nº
26.028, así como tampoco por los tributos que en el futuro puedan
sustituir o complementar a los mismos.
¾ La autoridad de aplicación garantizará que aquellas instalaciones que
hayan sido aprobadas para el fin específico de realizar las mezclas,
deberán adquirir los productos definidos en el artículo 5º a los sujetos
promovidos en esta ley hasta agotar su producción disponible a los
precios que establezca la mencionada autoridad.
Participación de las distintas Secretarías en la promoción:
¾ La Secretaría de Agricultura, Ganadería, Pesca y Alimentos,
promoverá aquellos cultivos destinados a la producción de
biocombustibles que favorezcan la diversificación productiva del sector
agropecuario. A tal fin, dicha Secretaría podrá elaborar programas
específicos y prever los recursos presupuestarios correspondientes.
¾ La Subsecretaría de Pequeña y Mediana Empresa promoverá la
adquisición de bienes de capital por parte de las pequeñas y medianas
empresas destinados a la producción de biocombustibles. A tal fin
elaborará programas específicos que contemplen el equilibrio regional
y preverá los recursos presupuestarios correspondientes.
¾ La Secretaría de Ciencia, Tecnología e Innovación Productiva
promoverá la investigación, cooperación y transferencia de tecnología,
entre las pequeñas y medianas empresas y las instituciones
- 88 -
pertinentes del Sistema Público Nacional de Ciencia, Tecnología e
Innovación. A tal fin elaborará programas específicos y preverá los
recursos presupuestarios correspondientes.
Todos los proyectos calificados y aprobados por la Autoridad de Aplicación
serán alcanzados por los beneficios que prevén los mecanismos:
o Derechos de Reducción de Emisiones
o Créditos de Carbono y cualquier otro título de similares
características
o Protocolo de Kyoto de la Convención Marco de las Naciones Unidas
sobre Cambio Climático de 1997, ratificado por Argentina mediante
Ley Nº 25.438
o Los efectos que de la futura ley reglamentaria de los mecanismos de
desarrollo limpio dimanen.
Decreto Nº 109/2007 Marco regulatorio
Que atento lo establecido en el Artículo 2º de la Ley Nº 26.093, en la Ley de
Ministerios Nº 22.520 (texto ordenado por Decreto Nº 438 de fecha 12 de
marzo de 1992), y sus modificatorias y normas complementarias, y en el
Decreto Nº 1142 de fecha 26 de noviembre de 2003, la Autoridad de
Aplicación de la Ley Nº 26.093 será el MINISTERIO DE PLANIFICACION
FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS a través de la
SECRETARIA DE ENERGIA, en virtud de su competencia técnica y
funcional, la índole de las materias involucradas, y las responsabilidades
políticas de las medidas a adoptar en cada momento.
Que en cuanto a la aplicación de los criterios de priorización de proyectos
promocionales establecidos en la Ley Nº 26.093, la competencia corresponde
al MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y
SERVICIOS.
Que en función del Artículo 3º de la Ley Nº 26.093 corresponde establecer
que la Comisión Nacional Asesora para la Promoción de la Producción y Uso
Sustentables de los Biocombustibles, funcionará en el ámbito de la
SECRETARIA DE ENERGIA del MINISTERIO DE PLANIFICACION
FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS
las actividades alcanzadas por los términos de la Ley Nº 26.093 son la
producción, mezcla, comercialización, distribución, consumo y uso
sustentables de Biocombustibles.
Autoridad de Aplicación de la Ley Nº 26.093 al MINISTERIO DE
PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS, a través
de la SECRETARIA DE ENERGIA, dependiente de dicha cartera de Estado;
excepto en las cuestiones de índole tributario o fiscal para las cuales cumplirá
el rol de Autoridad de Aplicación el MINISTERIO DE ECONOMIA Y
PRODUCCION
- 89 -
El MINISTERIO DE ECONOMIA Y PRODUCCION tendrá las siguientes
funciones:
a) Dictará las reglamentaciones y realizará las interpretaciones y aclaraciones
de orden fiscal y/o tributario.
b) Determinará el monto máximo previsto en el Presupuesto Nacional
disponible para otorgar beneficios promocionales.
c) Dictará las reglamentaciones, programas y políticas específicas que los
incisos 5 y 6 del Artículo 15 de la Ley Nº 26.093 delegan a las Dependencias
Nacionales allí consideradas dependientes de ese Ministerio.
d) Aplicará sanciones específicas referidas a incumplimientos de índole
tributario o fiscal por parte de los sujetos beneficiados por este régimen.
e) En función del listado remitido por la Autoridad de Aplicación de acuerdo a
lo normado en el inciso r) del artículo anterior, efectuará la asignación de los
cupos fiscales correspondientes a cada proyecto.
La Comisión Nacional Asesora para la Promoción de la Producción y Uso
Sustentables de los Biocombustibles, funcionará en el ámbito de la
SECRETARIA DE ENERGIA del MINISTERIO DE PLANIFICACION
FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS, y estará conformada por
un Grupo de Miembros Permanentes, donde estarán representados cada uno
de los organismos oficiales previstos en el Artículo 3º de la Ley Nº 26.093.
A los efectos de obtener la habilitación:
a) Todos los sujetos interesados en realizar actividades de producción,
mezcla y comercialización de Biocombustibles, promocionados o no, bajo los
términos de la Ley Nº 26.093, deberán registrarse ante la Autoridad de
Aplicación, cumpliendo con todos los requisitos que establezca dicha
Autoridad.
b) La Autoridad de Aplicación establecerá la normativa técnica que deberán
cumplir las plantas de producción, mezcla y almacenaje de Biocombustibles,
relativa a la seguridad y medio ambiente, y aquella relativa a la aptitud del
proceso para obtener productos para ser comercializados en el mercado
interno.
c) La habilitación de las plantas de producción o mezcla de Biocombustibles
no será otorgada hasta tanto se encuentre garantizado adecuadamente el
proceso de producción de los combustibles, se verifique que las instalaciones
finales corresponden a las presentadas y hasta tanto se certifique que el
producto obtenido cumple con las normas de calidad establecidas por la
Autoridad de Aplicación.
d) Las plantas que se encuentren en funcionamiento o en proceso de prueba
a la fecha de aprobación de la presente reglamentación, deberán
- 90 -
cumplimentar lo establecido en la Ley Nº 26.093, la presente reglamentación,
y toda la normativa que dicte la Autoridad de Aplicación, en un período que
no podrá superar los NOVENTA (90) días hábiles contados desde la
publicación del presente decreto. Las plantas que no se inscriban en el plazo
establecido serán consideradas clandestinas y se les aplicará el régimen
sancionatorio.
e) La Autoridad de Aplicación establecerá un procedimiento a los efectos de
aprobar la exportación de productos definidos como Biocombustibles
únicamente a empresas que se encuentren debidamente registradas.
Las empresas que se dediquen a la actividad de producción, mezcla y/o
comercialización de Biocombustibles, inscriptas en los registros a su cargo,
abonarán la Tasa de Fiscalización definida en el Artículo 74, inciso b) de la
Ley Nº 25.565, actual Artículo 83, inciso b) de la Ley Nº 11.672,
Complementaria Permanente de Presupuesto (t.o. 2005), para cada litro de
Biocombustible comercializado en el mercado interno o externo.
Las instalaciones de mezclas sólo podrán adquirir combustibles fósiles de las
empresas habilitadas a tal fin, de acuerdo a las Leyes Nros. 17.319 y 13.660,
y Biocombustibles, en primer término y hasta agotar su producción disponible,
a las plantas propiedad de sujetos promovidos, de acuerdo al Artículo 15,
inciso 4) de la Ley Nº 26.093.
Precios
Las adquisiciones de Biocombustibles a las empresas promocionadas, a los
efectos del cumplimiento del Artículo 9º de la Ley Nº 26.093 se realizarán a
los valores que determine la Autoridad de Aplicación.
Dichos valores serán calculados propendiendo a que los productores, que
operen en forma económica y prudente, tengan la oportunidad de obtener
ingresos suficientes para satisfacer todos los costos operativos razonables
aplicables a la producción, impuestos, amortizaciones y una rentabilidad
razonable, de tal modo que la misma:
a) Sea similar al de otras actividades de riesgo equiparable o comparable; y
b) guarde relación con el grado de eficiencia y prestación satisfactoria de la
actividad.
Los productos obtenidos de las mezclas de Biocombustibles y combustibles
fósiles, habilitados para su comercialización y consumo por el mercado
interno se identificarán como B5, compuesto por NOVENTA Y CINCO POR
CIENTO (95%) de gasoil y CINCO POR CIENTO (5%) de biodiesel; B100,
compuesto por CIEN POR CIENTO (100%) de biodiesel; E5 compuesto por
NOVENTA Y CINCO POR CIENTO (95%) de naftas y CINCO POR CIENTO
(5%) de etanol y E100, compuesto por CIEN POR CIENTO (100%) de etanol.
La Autoridad de Aplicación podrá aprobar mezclas con productos sustitutos
de combustibles fósiles, adoptando las medidas de identificación y resguardo
- 91 -
que correspondan, o bien de las que surjan por lo establecido en los Artículos
7º y 8º de la Ley Nº 26.093.
La Autoridad de Aplicación definirá las condiciones bajo las cuales podrá
utilizarse el Biogás puro y, cuando así lo considere oportuno, las condiciones
en las cuales podrá integrarse a una red de gas natural.
Asimismo determinará las condiciones de operación con el objetivo de
garantizar la seguridad de la operación y el medio ambiente.
La Autoridad de Aplicación establecerá y coordinará con los organismos,
Secretarías y miembros de la Comisión Nacional Asesora para la Promoción
de la Producción y Uso Sustentables de los Biocombustibles los porcentajes y
la fecha de utilización obligatoria de Biocombustibles en sus condiciones
comerciales B5, B100, E5 y E100, así como la habilitación para la
comercialización de nuevas mezclas acorde con la evolución del mercado.
La Autoridad de Aplicación estará facultada para anticipar gradualmente el
uso obligatorio de Biocombustibles en el caso de los contratistas de obras y
servicios públicos, concesionarios, permisionarios de hidrocarburos, obra
pública, transporte fluvial o terrestre, minería, prestadores de servicios
públicos y sus contratistas, habilitados por el ESTADO NACIONAL.
El MINISTERIO DE ECONOMIA Y PRODUCCION será el encargado de
previsionar el cupo anual de beneficios promocionales previstos por la Ley Nº
26.093 y gestionará su inclusión en la ley de presupuesto del año fiscal
siguiente.
El MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y
SERVICIOS como Autoridad de Aplicación de la presente deberá seleccionar
aquellos proyectos que resulten elegibles de acuerdo a los criterios
establecidos en el Artículo 14 de la Ley Nº 26.093, y los demás términos y
condiciones que la misma determine.
A los efectos de la priorización de los proyectos presentados para acceder al
cupo fiscal a que alude el Artículo 14 de la Ley Nº 26.093, la Autoridad de
Aplicación procederá a evaluar las solicitudes presentadas en el marco del
régimen de promoción establecido en el Artículo 1º de la Ley Nº 26.093.
Los criterios a los que alude el Artículo 14 de la Ley Nº 26.093 serán
aplicables siguiendo los siguientes parámetros:
a) Promoción de las Pequeñas y Medianas Empresas, según lo define la
Disposición Nº 147 de fecha 25 de octubre de 2006 de la SUBSECRETARIA
DE LA PEQUEÑA Y MEDIANA EMPRESA Y DESARROLLO REGIONAL de
la SECRETARIA DE INDUSTRIA, COMERCIO Y DE LA PEQUEÑA Y
MEDIANA EMPRESA, dependiente del MINISTERIO DE ECONOMIA Y
PRODUCCION aplicable a los propietarios, socios y/o accionistas del
solicitante de los beneficios, en proporción a la participación de cada uno.
- 92 -
b) Promoción de Productores Agropecuarios: porcentaje del promedio
ponderado de los ingresos de origen agropecuario, calculado con la
metodología utilizada para la aplicación del inciso c) del Artículo 13 de la Ley
Nº 26.093, sobre el total de la producción de cada uno los propietarios, socios
y/o accionistas del solicitante de los beneficios.
En caso de que una cooperativa forme parte de un proyecto, se requerirá que
sus socios se dediquen mayoritariamente a la producción de las materias
primas agropecuarias. No se requerirá que la cooperativa se dedique de
forma mayoritaria a la producción agropecuaria.
c) Promoción de las Economías Regionales: Ubicación de la planta. Cuando
la planta abarque más de una región, se ponderará el volumen de facturación
de cada una de las regiones incluidas.
Aquellos proyectos aprobados que no cumplan razonablemente los plazos de
construcción o el resto de los compromisos técnicos, productivos y
comerciales aceptados por la Autoridad de Aplicación perderán el cupo
asignado. Los sujetos que, cumpliendo los términos y condiciones previstos
en la Ley Nº 26.093 y su reglamentación, accedan a los beneficios
promocionales, gozarán de los mismos durante todo el período de vigencia
del Régimen, salvo que incurran en incumplimientos graves, en cuyo caso se
revocarán los beneficios de conformidad a lo previsto en el Artículo 16 de la
Ley Nº 26.093 y se aplicarán las sanciones y penalidades previstas en los
Artículos 16 y 18 de la citada ley.
Autoconsumo
Se define como autoconsumo, a los efectos de la Ley Nº 26.093, el caso en
que una persona física o jurídica produzca Biocombustibles para su consumo
propio, con materia prima producida por dicha persona.
Quedan comprendidas en las disposiciones del presente artículo las personas
físicas o jurídicas, constituidas de conformidad con el inciso b) del Artículo 13
de la Ley Nº 26.093, cuyas instalaciones reciban los beneficios del presente
régimen y que produzcan Biocombustibles para consumo de sus accionistas,
socios, asociados o integrantes, siempre que reúnan las condiciones
establecidas por este artículo, y que sus socios se dediquen
mayoritariamente a la producción de las materias primas agropecuarias.
Los productores de Biocombustibles destinados a autoconsumo, gozarán de
los beneficios previstos en el Artículo 15, inciso 3 de la Ley Nº 26.093, pero
estarán alcanzados por lo previsto en el Artículo 9º del presente reglamento.
La Autoridad de Aplicación autorizará los volúmenes de producción y definirá
los términos y condiciones bajo las cuales deberán operar.
Las instalaciones de producción de Biocombustibles diseñadas para el
autoconsumo deberán inscribirse en el registro habilitado por la Autoridad de
Aplicación. Las instalaciones para autoconsumo que violen lo dispuesto en el
- 93 -
Artículo 9º de la Ley Nº 26.093 y su reglamentación, serán sancionadas y
serán responsablemente solidarias con los compradores de los impuestos no
ingresados como consecuencia de la comercialización.
Aquellos proyectos que hayan obtenido los beneficios promocionales y deban
abastecer el Biocombustible requerido por las empresas mezcladoras, podrán
solicitar anualmente a la Autoridad de Aplicación autorización previa para
destinar un volumen determinado del Biocombustible producido, a las labores
de aquellos socios que se dediquen a la actividad agropecuaria.
No podrán acogerse al presente Régimen:
I. Las sociedades cuyos directores, administradores, síndicos, mandatarios o
gestores se encuentren condenados por evasión impositiva.
II. Las personas físicas o jurídicas que al tiempo de la inscripción tuviesen
deudas impagas de carácter impositivo, previsional o aduanero, o cuando se
encuentre firme una decisión judicial o administrativa, declarando tal
incumplimiento en materia aduanera, impositiva o previsional, hasta que no
se dé cumplimiento a lo resuelto en ella.
III. Las personas físicas o jurídicas sometidas a proceso de concurso
preventivo o quiebra.
La aptitud de los procesos de producción será evaluada y auditada por la
Autoridad de Aplicación quien ejercerá controles directos y auditorias técnicas
para verificar la continuidad y calidad de los procesos.
g) No se admitirá que algún accionista minoritario de la empresa
promocionada tenga directa o indirectamente el control operativo o comercial
del proyecto y/o de la sociedad utilizada como vehículo del proyecto,
cualquiera sea la forma jurídica de instrumentación. La violación de esta
disposición constituirá causal de revocación de los beneficios.
h) Los sujetos que hayan accedido a los beneficios promocionales estarán
obligados a comercializar el total de su producción para la mezcla con
combustibles fósiles en el mercado local, a partir del momento en que resulte
obligatoria la mezcla con Biocombustibles prevista en la Ley Nº 26.093.
Si por razones de demanda del mercado resultaren excedentes, la Autoridad
de Aplicación podrá autorizar volúmenes específicos para otros destinos.
Estos volúmenes no gozarán de los beneficios establecidos en la Ley Nº
26.093.
Beneficios Impositivos
De conformidad a lo establecido en el Artículo 15, inciso 1 de la citada ley, los
sujetos titulares de proyectos aprobados en el marco de las disposiciones de
esta podrán obtener la devolución anticipada del Impuesto al Valor Agregado
(IVA) correspondiente a los bienes nuevos amortizables -excepto
- 94 -
automóviles-, u obras de infraestructura -excepto obras civiles- incluidos en el
proyecto o, alternativamente, practicar en el impuesto a las ganancias la
amortización acelerada de los mismos, no pudiendo acceder a los DOS (2)
tratamientos por un mismo proyecto.
I. Devolución anticipada del Impuesto al Valor Agregado (IVA): El Impuesto al
Valor Agregado (IVA) que por la compra, fabricación, elaboración o
importación definitiva de bienes de capital o la realización de obras de
infraestructura les hubiera sido facturado a los responsables del gravamen,
luego de transcurridos como mínimo TRES (3) períodos fiscales contados a
partir de aquél en el que se hayan realizado las respectivas inversiones, les
será acreditado contra otros impuestos a cargo de la ADMINISTRACION
FEDERAL DE INGRESOS PUBLICOS, entidad autárquica en el ámbito del
MINISTERIO DE ECONOMIA Y PRODUCCION o, en su defecto, les será
devuelto, en ambos casos en el plazo estipulado en el acto de aprobación del
proyecto y en las condiciones, con las garantías que al respecto establezca la
ADMINISTRACION FEDERAL DE INGRESOS PUBLICOS. Dicha
acreditación o devolución procederá en la medida en que el importe de las
mismas no haya debido ser absorbido por los respectivos débitos fiscales
originados por el desarrollo del proyecto.
1. A tales fines se considerarán inversiones realizadas a aquéllas que
correspondan a erogaciones de fondos efectuadas a partir de la fecha de
aprobación del proyecto, de conformidad a los plazos establecidos en el
mismo.
2. Cuando los bienes a los que se refiere el presente punto se adquieran en
los términos y condiciones establecidos por la Ley Nº 25.248, los créditos
fiscales correspondientes a los cánones y a la opción de compra sólo podrán
computarse a los efectos de este Régimen luego de transcurridos como
mínimo TRES (3) períodos fiscales contados a partir de aquél en que se haya
ejercido la citada opción.
3. No podrá realizarse la acreditación prevista en este Régimen contra
obligaciones derivadas de la responsabilidad sustitutiva o solidaria de los
contribuyentes por deudas de terceros, o de su actuación como agentes de
retención o de percepción. Tampoco será aplicable la referida acreditación
contra gravámenes con destino exclusivo al financiamiento de fondos con
afectación específica.
4. El Impuesto al Valor Agregado (IVA) correspondiente a las inversiones a
que hace referencia el punto 1 se imputará contra los débitos fiscales una vez
computados los restantes créditos fiscales relacionados con la actividad
gravada.
5. No procederá la acreditación o devolución a que se refiere el presente
apartado, según corresponda, cuando al momento de su solicitud los
respectivos bienes de capital no integren el patrimonio de los titulares del
proyecto.
- 95 -
II. Amortización acelerada en el Impuesto a las Ganancias: Los sujetos
titulares de proyectos promovidos en el marco de la Ley Nº 26.093 por las
inversiones correspondientes a dichos proyectos efectuadas con
posterioridad a su aprobación y de conformidad a los plazos previstos en el
mismo, podrán optar por practicar las respectivas amortizaciones a partir del
período fiscal de habilitación del bien, de acuerdo con las normas previstas
en el Artículo 84 de la Ley de Impuesto a las Ganancias T.O. 1997 y sus
modificaciones, o conforme al Régimen que se establece a continuación:
1. Para inversiones realizadas durante los primeros DOCE (12) meses
inmediatos posteriores a la fecha de aprobación del proyecto:
1.1. En bienes muebles amortizables adquiridos, elaborados, fabricados o
importados en dicho período: como mínimo en TRES (3) cuotas anuales,
iguales y consecutivas.
1.2. En obras de infraestructura iniciadas en dicho período: como mínimo en
la cantidad de cuotas anuales, iguales y consecutivas que surja de considerar
su vida útil reducida al CINCUENTA POR CIENTO (50%) de la estimada.
2. Para inversiones realizadas durante los segundos DOCE (12) meses
inmediatos posteriores a la fecha indicada en el punto 1:
importados en dicho período: como mínimo en CUATRO (4) cuotas anuales,
su vida útil reducida al SESENTA POR CIENTO (60%) de la estimada.
3. Para inversiones realizadas durante los terceros DOCE (12) meses
inmediatos posteriores a la fecha indicada en el punto 2:
importados en dicho período: como mínimo en CINCO (5) cuotas anuales,
su vida útil reducida al SETENTA POR CIENTO (70%) de la estimada.
Cuando se trate de operaciones que den derecho a la opción prevista en el
Artículo 67 de la Ley de Impuesto a las Ganancias T.O. 1997 y sus
modificaciones, la amortización especial establecida en el presente apartado
deberá practicarse sobre el costo determinado de acuerdo con lo dispuesto
en la referida norma legal. Si la adquisición y la venta se realizaran en
ejercicios fiscales diferentes, la amortización eventualmente computada en
exceso deberá reintegrarse en el balance impositivo correspondiente a dicha
enajenación.
- 96 -
El tratamiento especial previsto en el presente apartado queda sujeto a la
condición de que los bienes adquiridos permanezcan en el patrimonio del
titular del proyecto de que se trate durante TRES (3) años contados a partir
de la fecha de habilitación del bien. De no cumplirse esta condición,
corresponderá rectificar las declaraciones juradas presentadas e ingresar las
diferencias de impuesto resultantes con más sus intereses, salvo en el
supuesto previsto en el párrafo siguiente.
No se producirá la caducidad del tratamiento señalada precedentemente en
el caso de reemplazo de bienes que hayan gozado de la franquicia, en tanto
el monto invertido en la reposición sea igual o mayor al obtenido por su venta.
Cuando el importe de la nueva adquisición fuera menor al obtenido en la
venta, la proporción de las amortizaciones computadas que en virtud del
importe reinvertido no se encuentre alcanzada por el Régimen tendrá el
tratamiento indicado en el párrafo anterior.
b) A los fines de lo dispuesto en el Artículo 15, inciso 2 de la Ley Nº 26.093,
los bienes que no integrarán la base de imposición del Impuesto a la
Ganancia Mínima Presunta son los afectados al proyecto promovido e
ingresados al patrimonio de la empresa titular del mismo con posterioridad a
la fecha de su aprobación.
c) Las disposiciones del Artículo 15, inciso 3 de la Ley Nº 26.093, serán de
aplicación al biodiesel y al bioetanol producidos por los sujetos titulares de los
proyectos aprobados por el MINISTERIO DE ECONOMIA Y PRODUCCION
para ser mezclados con los combustibles de origen fósil de acuerdo a lo
previsto en los Artículos 7º, 8º y 12 de la ley antes citada. En la
comercialización de combustibles fósiles mezclados con Biocombustibles, los
tributos que gravan a los primeros serán satisfechos aplicando las alícuotas
respectivas sobre la proporción de combustible de origen fósil que contenga
la mezcla.
d) En los casos que, de conformidad con las disposiciones del Artículo 16 de
la Ley Nº 26.093, procediera el pago de los tributos no ingresados, con más
los intereses, multas y/o recargos que pudieran corresponder, no será de
aplicación el trámite establecido por los Artículos 16 y siguientes de la Ley Nº
11.683, texto ordenado en 1998 y sus modificaciones, sino que la
determinación de la deuda quedará ejecutoriada con la simple intimación de
pago del impuesto y sus accesorios por parte de la ADMINISTRACION
FEDERAL DE INGRESOS PUBLICOS, sin necesidad de otra sustanciación.
El término de la prescripción para exigir la restitución de los créditos fiscales
acreditados o devueltos o, en su caso, del Impuesto a las Ganancias y a la
Ganancia Mínima Presunta ingresados en defecto, con más los accesorios
que pudieran corresponder, será de CINCO (5) años contados a partir del 1
de enero del año siguiente a aquél en que haya finalizado el plazo fijado para
el cumplimiento de las previsiones del proyecto.
- 97 -
Proyecto Biocombustibles
Planta de Biodiesel
En este punto se analizará la instalación de una planta con tecnología de
punta para producir biodiesel y refinar glicerol para obtener glicerina calidad
farmacopea –incluyendo todos los elementos para la puesta en marcha.
La inversión que se puede estimar para la misma es de aproximadamente 36
millones de U$S de los cuales se estimó para la evaluación un financiamiento
externo de 10 millones de U$S, siendo la inversión necesaria de capital
propio de 26 millones de U$S, para una planta de una capacidad de 219.000
toneladas anuales de biodiesel, además de la producción y venta de ácidos
grasos y glicerina.
Este proyecto se pensó para una planta ubicada en Rosario, y está orientado
principalmente a la producción de Biodiesel, debido al mercado potencial
externo e interno y las ventajas competitivas de Argentina en logística
(Puertos de Rosario) y las dos materias primas principales, aceites y metanol.
Materias Primas Principales:
85% Aceites oleaginosas. Argentina es el principal exportador.
15% Metanol. Argentina tiene un importante saldo exportable.
Algunas características del Mercado:
¾ La producción de biodiesel en la UE está aumentando
significativamente. El crecimiento de la producción total de la UE en el
2005 respecto a la registrada en el año 2004, fue del 60%. Del año
2000 al 2005 creció un 280 %.
¾ Es obligatorio el corte del 5% del Gas Oil y será del 10 % para el año
2010.
¾ Los vehículos pesados en Europa son prácticamente todos con
motores diesel y los livianos hasta el 50% se siguen vendiendo con
este tipo de motor.
¾ Producción de Biodiesel en EE.UU. 2005 = 1,2 millones de Tn.
¾ La producción de biodiesel en la Argentina está estimada para el
2010/2011 en 2.500 M Ton/año.
¾ El corte obligatorio del 5% del Gas Oil con BIODIESEL para el año
2010 calcula llevarse apenas 750 M Ton/año.
- 98 -
¾ De continuar creciendo el consumo del Gas Oil, habrá que importar
por llegar al tope de producción de las refinerías existentes. Por lo
tanto, puede que se obligue a vender toda la producción del
BIODIESEL en el país para evitar lo mencionado.
A modo de referencia, en el 2010 se requerirá toda la producción de Biodiesel
para cubrir el faltante de Gas Oil.
Esto llevará el precio de referencia al tipo paridad de exportación, el cual
hoy en día ronda US$ 0.65/0.70 por litro. La tendencia del precio es creciente
por el incremento de la demanda en los países centrales, y lo será en los
países con capacidad colmada de refinación como Argentina y otros de
Latinoamérica que requieren importar gas oil – el sustituto directo.
Es por ello que el precio de venta en la puerta de la fabrica considerado para
el proyecto es de U$S 0,65 por litro, siendo el mismo un precio competitivo y
que a su ves, hace que el proyecto sea rentable.
A continuación se presenta un cuadro que analiza las futuras necesidades de
biodiesel a partir de una estimación de las necesidades de Gas Oil en el país
y de la oferta de ese producto, lo cual genera una idea aproximada de las
necesidades de biodiesel en el futuro.
PRODUCCION DEL GAS OIL - Adición al Mercado local del Biodiesel
2007 máximo de producción
2007
0,0%
2008
4,8%
2009
9,3%
2010
13,6%
2011
17,8%
2012
Año
corte
%
22,0%
Fuente
Total producción Arg.
corte opcional
faltante GO
plantas de biodsl
corte opcional
faltante GO
corte opcional
faltante GO
Corte del 5% del 2010
faltante GO
faltante GO
faltante GO
BIO DIESEL
Plantas TON / año m3 / año
0
0
0
4 1.000.000
1.176.471
9 2.250.000
2.647.059
10 2.500.000
2.941.176
11 2.750.000
3.235.294
12 3.000.000
3.529.412
SALDO BIO
Total Disp.
Relación
EXPORTADO
GAS OIL
BIO+GO
Bio/GO TON / año
m3 / año
TON / año m3 / año TON / año
0,0% 11.730.000
13.800.000 11.730.000 13.800.000
0
0
586.500
690.000
4,8% 12.316.500
14.490.000 12.316.500 14.490.000
585.034
688.275 413.500
586.500
690.000
9,3% 12.932.325
15.214.500 12.932.325 15.214.500
1.202.706 1.414.949 1.047.675
1.202.325
1.414.500
13,6% 13.578.941
15.975.225 13.578.941 15.975.225
1.846.736 2.172.631 651.059
1.848.941
2.175.225
17,7% 14.257.888
16.773.986 14.257.888 16.773.986
2.530.775 2.977.383 222.112
2.527.888
2.973.986
21,6% 14.970.783
17.612.686 14.970.783 17.612.686
3.293.572 3.874.791 -240.783
3.240.783
3.812.686
- 99 -
Gráfico 1: Faltante de Gas Oil Proyectado
GO (en m3) FALTANTE ANUAL
Período: 2007-2012
3.500.000
3.000.000
GO FALTANTE ANUAL
2.500.000
2.000.000
1.500.000
1.000.000
500.000
0
1
2
3
4
5
6
7
Proyecto de la Planta
A continuación se presenta la estructura de costos del proyecto con una
precisión del +/- 10%, en la cual se detallan los conceptos involucrados en la
construcción de la planta.
¾ Proyecto:

La Planta de biodiesel analizada produce 219.000 Tn / año, tiene un
valor económico del orden de los U$S 40 MM.

La cotización incluye los servicios IPC, movimiento de suelos,
construcción de oficinas, sistema de drenajes, iluminación y planta de
tratamiento de efluentes, depósitos, obras (civiles, tuberías, eléctricas,
instrumentación, mecánica, etc.), montaje oscila los U$S 30 - 35 MM
(70 – 80 % del monto total de un proyecto), y el restante corresponde
al tecnólogo que suministra la planta.

La duración de los proyectos se estima en 12 meses la Planta de
Biodiesel y 12 meses más la Planta de Glicerina.
¾ Estimado de Costos
Clase II, para construcción, IPC (Ingeniería, Procura y Construcción).
Precisión de +/- 10%
Contingencia de 10%
Según criterios de la AACE International (Asociation for the Advancement of
Cost Engineering).
¾ Ingeniería:
¾ 1,4 MM u$s (4 %)
- 100 -
¾ Aprox. 35.000 HH
¾ Procura:
¾
¾
¾
¾
9,75 MM u$s (31 %)
Planta de Pretratamiento
Planta de Biodiesel
Planta de Desodorización, +2.61 MM u$
¾ Construcción:
¾ 20,45 MM u$s (65 %)
Esquema del Proceso
El siguiente es un esquema del proceso necesario para la elaboración de
biodiesel, y es el que se consideró para realizar el proyecto de inversión de la
planta en cuestión
MEZCLADO
DE ALCOHOL
CON
CATALIZADOR
Sistema Continuo:
Este proceso es utilizado para producciones mayores a 50.000 Tn/año. Se
distingue del Batch (pequeñas escalas) pues tanto los sistemas de
Alimentación, Procesamiento y Almacenamiento de los elaborados, se llevan
a cabo de manera semi - automática.
Ventajas del Proyecto:
¾ La expansión del Biodiesel y el desarrollo de negocios, genera
actualmente la posibilidad de incursionar en un mercado
innovador con perspectivas de crecimiento.
- 101 -
¾ La tendencia mundial seguirá el camino de los Biocombustibles
por las siguientes razones:
- Baja Tasa de contaminación Ambiental.
- Posee beneficios Fiscales.
- Los combustibles fósiles “económicos” se están agotando.
- Los cultivos son renovables todos los años.
¾ El proyecto se amortiza en 10 años a partir de la producción
efectiva. La planta se amortiza en la mitad de sus 20 años por la
norma de amortización acelerada de IG.
- 102 -
Estado de Resultados y Cash Flor Proyectado
Estado de resultados acumulado
US$
PRODUCTION (TN)
TONS A VENDER
Ventas
Costos de Operación
Amortizaciones
2.364.000
2.174.880
1.301.946.043
1.071.782.758
40.162.500
Utilidad operativa
190.000.785
Gastos de Comercializacion
1.470.555
Gastos de Administracion
1.882.961
Gastos financieros
4.717.500
Utilidad antes IIGG
181.929.769
Imp Ganancias
63.733.979
Utilidad Neta
118.195.790
EBITDA
226.809.769
Flujo de Fondos Acumulado
US$
PRODUCTION (TN)
TONS A VENDER
2.364.000
2.174.880
Total Facturación
Facturación Biodiesel
Facturación Subproducto
1.301.946.043
1.272.331.551
29.614.492
Total Costos
Costos Operativos
Salarios
Comercial
Seguros y Gtos Adm
1.074.968.962
1.068.203.288
3.579.470
1.470.555
1.882.961
Inversiones
40.162.500
Costo Financiero (Inv)
4.717.500
Amortizacion prestamo
10.000.000
Impuesto a las Ganancias
63.733.979
Cash Flow Neto
108.363.103
- 103 -
VAN al 11,78%
TIR
Máxima Exposición
Pay Out (Años)
EBITDA / Ventas
Government take
Free Cash Flow descontado
36.938.890
27,80%
-35.910.723
4,3
17,42%
63.733.979
45.639.241
Perfil del VAN
117.000.000
Valor Actual
102.000.000
Valor Actual Neto
87.000.000
72.000.000
57.000.000
42.000.000
27.000.000
TIR
12.000.000
-3.000.000
-18.000.000
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
45%
50%
Tasa de corte
Flujo de Fondos Netos Acumulados
120.000.000
100.000.000
Millones de U$
80.000.000
60.000.000
40.000.000
REPAGO
MAX EXPO
20.000.000
0
-20.000.000
-40.000.000
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Año
- 104 -
¾ Inversión requerida:
USD 36MM, distribuida de la siguiente manera:
1. Enero 2007:
2. Junio 2007:
3. Diciembre 2007:

USD 9,8 MM
USD 12,3 MM
USD 13,9 MM
Financiamiento externo:
USD 10MM al 8,5% TNA con amortización anual en 10 años consecutivos
desde start up productivo, con intereses sobre saldo de capital.

Inversores:
USD 26 MM con su tasa de recupero.
En el Anexo I del presente, se encuentra las planillas de cálculo que
sustentan los resultados expresados anteriormente y presentan el Flujo de
Fondos, la estructura de Costos y el Estado de Resultados del Proyecto.
- 105 -
Contexto General del Biogás
Antecedentes del biogás en Argentina
La biomasa es la cantidad de materia viva producida en un área determinada
de la Superficie terrestre. Puede ser de origen vegetal o animal. En el primer
caso, las plantas reciben la luz y a través del proceso denominado
fotosíntesis elaboran sustancias complejas a partir de sustancias simples que
le proporciona el suelo, y fijan en sus tejidos el carbono que en la atmósfera
se encuentra combinado con oxígeno formando el dióxido de carbono (CO2).
La forma más antigua de utilización de la biomasa es el fuego. Luego el
hombre domesticó animales y aprendió a utilizar su fuerza, que proviene
precisamente de la ingestión de alimentos vegetales.
Existe una forma de utilización de la biomasa como fuente de energía limpia
mucho más reciente y más eficiente. Los excrementos de los animales y los
restos orgánicos de origen vegetal pueden ser procesados de forma tal que
produzcan un gas combustible llamado BIOGAS y que además dejan como
subproducto un fertilizante de mejor calidad que el abono natural. La
instalación para estos propósitos se denomina BIODIGESTOR.
Se sabe que el hombre conoce desde muy antiguo la existencia del BIOGAS,
pues este se produce en forma natural en los pantanos, de allí que se lo
llama gas de los pantanos. En la Argentina se encuentra en el delta del
Paraná donde se perfora hasta llegar a alcanzarlo con una cañería
obteniéndose el biogás acumulado por la naturaleza.
En 1808 Humpry Dhabi produce gas metano (principal componente del
biogás) en un laboratorio. Se toma este acontecimiento como el inicio de la
investigación en biogás. Desde esos días hasta la actualidad mucho se ha
avanzado sobre el tema y actualmente se cuenta en instalaciones que van
desde la pequeña escala doméstica hasta las aplicaciones agroindustriales.
China es el país que ha llevado a la práctica el uso del biogás en mayor
escala. Existen allí más de siete millones de digestores rurales en
funcionamiento. Estos proveen gas para cubrir necesidades de cocción e
iluminación, a la vez que van recuperando suelos degradados a través de
siglos de cultivos.
La India experimenta desde 1939 con diversos sistemas para aplicar en
climas fríos o cálidos. En Europa y en Estados Unidos se investigan los
complejos fenómenos químicos que ocurren durante el proceso de digestión.
En la Segunda Guerra Mundial, la crisis de combustibles hizo que las
investigaciones en esta área aumentaran, forzando el desarrollo a pequeña y
gran escala. Años más tarde debido a los aspectos negativos de esta
tecnología por depender principalmente de temperaturas superiores a los 30
- 106 -
ª, y por comodidad y conveniencia de otros tipos de combustibles, esta
tecnología pasó al olvido.
En China, India y Sudáfrica, debido a la escasez de recursos económicos
estos métodos fueron difundiéndose y desarrollándose de tal manera que hoy
en la actualidad estos países cuentan con más de 30 millones de
Biodigestores funcionando, además desarrollaron técnicas de generación
gaseosa a pequeña y gran escala.
Biodigestión en nuestro país
En la República Argentina la investigación sobre el tema está a cargo del
Instituto Nacional de Tecnología Agropecuaria (INTA), que ha desarrollado un
proyecto denominado digestor anaeróbico productor de biogás
calefaccionado por energía solar.
En el camino de hallar una solución al problema de la basura Y producir
energía limpia, el ingeniero Eduardo Groppelli, alma mater de los autores del
libro "EL CAMINO DE LA BIODIGESTIÓN", instaló en 1993 un biodigestor en
la escuela rural de Los Cerrillos, que alimenta las hornallas de la cocina del
comedor escolar. Otro tanto hizo en Alto Verde en 1995, donde el biodigestor
instalado permite cocinar la comida para 400 chicos por día, ahorrando
innumerables tubos de gas envasado y el consiguiente gasto de recursos
económicos. En octubre de ese mismo año, otro biodigestor, instalado en
Monte Vera, empieza a utilizar por primera vez residuos urbanos recolectados
en forma selectiva por los vecinos que separan la parte orgánica de la
basura; el biogás usado para el criadero avícola, permitió ahorrar dinero
antes destinado a comprar gas en garrafas.
Desde entonces más de veinte instalaciones demostrativas han sido
colocadas en guarderías infantiles, hogares, centros comunitarios y
comedores escolares en las provincias de Santa Fe, Buenos Aires, Córdoba y
San Juan.
En la localidad santafesina de Emilia (de unos mil habitantes, que se ubica 85
Km. al norte de la ciudad de Santa Fé). los investigadores de la Universidad
Nacional del Litoral), desarrollaron un biodigestor que consiste en una cámara
alargada, de hormigón de 12 metros de largo por dos de ancho por 2.30 de
profundidad y está semienterrada, a fin de mantener la temperatura
relativamente constante (18º en invierno y 24º en verano) necesaria para el
proceso biológico que se desarrolla en su interior.
- 107 -
Cuando se inauguró el biodigestor de Emilia, en octubre de 2002, unas
paladas de estiércol de vaca proveyeron suficiente cantidad de bacterias
anaeróbicas, que a partir de entonces se reprodujeron alimentadas por la
basura. Cada día, por una punta del biodigestor entran los 300 kilos de
residuos orgánicos que produce la población. Los habitantes de Emilia se han
acostumbrado a colocar los restos orgánicos en bolsas separadas de las que
contienen vidrios, plásticos o metales.
Las dimensiones de la cámara están calculadas para que la basura
(simplemente empujada por la que ingresa diariamente) tarde 45 días en
recorrer los 12 metros: es el tiempo necesario para que se complete el
proceso biológico.
En Emilia, el metano producido en el biodigestor se acumula en un gasómetro
y se utiliza como combustible en la escuela agrotécnica del pueblo. El abono
natural sirve para fertilizar una plantación de frutales. En una planta de mayor
tamaño, el residuo podría fácilmente desecarse y trasladarse o
comercializarse en bolsas.
El proyecto surgió de un grupo de alumnos de esta escuela (destaca Aldo
Fabro, vicedirector de la Escuela Agrotécnica Vicente Zazpe, de Emilia), fue
financiado en parte por el Rotary Club y se inauguró en octubre de 2002.
Hasta entonces, todos los residuos se volcaban juntos en una cava.” El costo
actual de una planta de este tamaño es de unos 35.000 pesos; una persona
basta para su mantenimiento, sin gastos adicionales.
Eduardo Groppelli (titular del Area de Biogás de la Facultad de Ingeniería
Química de la Universidad del Litoral) dirigió la construcción de la planta y
supervisa su funcionamiento: “Los biodigestores aptos para procesar residuos
de poblaciones enteras se desarrollaron en Europa, especialmente desde la
década de 1990. La primera experiencia fue la de la ciudad francesa de
Amiens, de 120.000 habitantes, financiada en 1988 por la Comunidad
Europea.
Poco después, la ciudad italiana de Verona construyó una planta con
capacidad para 500 toneladas de residuos sólidos por día, capaz de dar
respuesta a una población de más de 500.000 personas. Desde 1999, la
ciudad de Barcelona puso en marcha dos de sus tres plantas proyectadas
para procesar la totalidad de sus residuos orgánicos”.
- 108 -
Proyecto en la Provincia de Corrientes
La instalación de nuevas centrales térmicas convencionales se torna
antieconómica, debido al alto valor del fuel oil utilizado como combustible.
Para mejorar el servicio, empresarios de la región proyectan instalar
Centrales Eléctricas, de última tecnología, que utilizan como combustible
aserrín, astillas y otros desechos de la industria forestal. Las mismas son más
económicas que cualquier central que funcione con combustibles líquidos y
tienen potencia suficiente para abastecer el consumo de la zona donde se
implanten e, incluso, pueden enviar la energía sobrante a los grandes centros
urbanos.
La firma brasileña Hamburgo Energía Participaciones, subsidiaria de la
alemana CCC Machinery, está construyendo centrales de 12 MW de
potencia, que funcionan utilizando como combustible cáscara de arroz. Las
mismas están ubicadas en las ciudades de Don Pedrito, Sao Borja y Sao
Sepé, Estado de Río Grande do Sul, Brasil. La inversión requerida para cada
una de las centrales es de 20 millones de euros. En la ciudad de Río Grande,
en el mismo Estado, se instalará una central de 24 MW de potencia, con un
presupuesto de 35 millones de euros, que utilizará como combustible
desperdicios de la industria forestal.
A través de la estrecha relación que existe entre las autoridades de las
ciudades de Sao Borja, Estado de Río Grande do Sul y Santo Tomé,
Provincia de Corrientes, se realizaron reuniones entre los empresarios que
importaron esta tecnología de Alemania y agroindustriales de la zona. En las
mismas se estudió la posibilidad de solucionar dos problemas
simultáneamente, la provisión de electricidad y la gestión de los residuos de
las agroindustrias.
Algunas agroindustrias, tradicionalmente, queman sus desperdicios a cielo
abierto.
La eliminación de la necesidad de quemar combustibles fósiles, (gas oil, fuel
oil, gas y carbón), en la generación de energía eléctrica reduce las emisiones
de gases que producen el Cambio Climático. Por este motivo, en el Protocolo
de Kyoto, se estableció un sistema de incentivos internacionales,
denominados bonos de carbono, que permiten financiar una parte de los
emprendimientos.
Para instalar estas centrales se requiere un predio de aproximadamente 6
hectáreas, con acceso pavimentado, agua potable, cercanía con líneas de
transmisión de energía eléctrica y una provisión, asegurada mediante
contratos, de residuos agroindustriales aptos, por ejemplo aserrín, astillas,
cáscara de arroz, etc.
En el año 2006 Argentina importó más de 1,5 millones toneladas de fuel oil
para su uso en centrales térmicas, con un costo superior a los 400 millones
- 109 -
de dólares. Cada una de las centrales de bioenergía de 12 MW de potencia
que se instale permitirá reducir la importación de combustible líquido para
generación de energía eléctrica en 15.000 toneladas, representando un
ahorro para el país de 4 millones de dólares al año.
En el vasto territorio Argentino existen muchas ciudades, en zonas rurales,
que presentan condiciones favorables para la instalación de Centrales
Eléctricas de Bioenergía que utilicen como combustibles residuos
agroindustriales. Las mismas no solo proporcionarán un servicio eléctrico
confiable, sino también posibilitarán a las agroindustrias vecinas obtener un
ingreso por la venta de sus residuos.
El empresario hizo estas declaraciones después de recorrer distintas
industrias de la zona incluyendo Forestal Las Marías, Tapebicuá, Pomera y el
aserradero Villanueva.
En Sao Borja, Brasil, a pocos kilómetros de la frontera con Argentina,
Hamburgo Energía está encuentran construyendo una usina que generará 20
MW de energía eléctrica, utilizando como combustible cáscara de arroz.
Tecnología y Tipos de biodigestores
Biodigestores: toman su término de digestivo o digestión, son máquinas
simples que convierten las materias primas en subproductos aprovechables,
en este caso gas metano y abono, comúnmente se los denomina
biodigestores. El principio básico de funcionamiento es el mismo que tienen
todos los animales, descomponer los alimentos en compuestos más simples
para su absorción mediante bacterias alojadas en el intestino con condiciones
controladas de humedad, temperatura y niveles de acidez.
Construcción de biodigestores o plantas de biogás
Un eficiente manejo del estiércol de bovinos y cerdos, además del agua de
lavado de las instalaciones, se lo realiza con la construcción de un biodigestor
que es un recipiente cerrado o tanque el cual puede ser construido con
diversos materiales como ladrillo y cemento, metal o plástico. El biodigestor,
de forma cilíndrica o esférica posee un ducto de entrada a través del cual se
suministra la materia orgánica (por ejemplo, estiércol animal producto del
lavado de instalaciones) en forma conjunta con agua, y un ducto de salida en
el cual el material ya digerido por acción bacteriana abandona el biodigestor.
Los materiales que ingresan y abandonan el biodigestor se denominan
afluente y efluente respectivamente. El proceso de digestión que ocurre en el
interior del biodigestor libera la energía química contenida en la materia
orgánica, la cual se convierte en biogás.
- 110 -
Dentro de las bondades que ofrece la construcción de un biodigestor
tenemos:
a. Descontaminación ambiental por la disposición final de la biomasa.
Este efecto de descontaminación ambiental, quizá por lo intangible del hecho
en sí, difícilmente pueda valorarse en términos contables pero su efecto
ventajoso sobre el ambiente es en muchos de los casos la principal razón
para la instalación de biodigestores.
b. Producción de biogás:
Con el término biogás se designa a la mezcla de gases resultantes de la
descomposición de la materia orgánica realizada por acción bacteriana en
condiciones anaerobias.
Los principales componentes del biogás son el metano (CH4) y el dióxido de
carbono (CO2). Aunque la composición del biogás varía de acuerdo a la
biomasa utilizada, su composición aproximada se presenta a continuación
(Werner et al 1989):

Metano, CH4 40 - 70% volumen
Dióxido de carbono, CO2 30 – 60
Sulfuro de hidrógeno, H2S 0 – 3
Hidrógeno, H2 0 – 1
El metano, principal componente del biogás, es el gas que le confiere las
características combustibles al mismo. El valor energético del biogás por lo
tanto estará determinado por la concentración de metano - alrededor de 20 –
25 MJ/m3, comparado con 33 – 38MJ/m3 para el gas natural (Werner et al
1989).
A pequeña y mediana escala, el biogás ha sido utilizado en combustión
directa en estufas simples en la cocción de alimentos, atenuando de esta
manera la presión sobre los materiales dendroenergéticos (p.e., madera,
leña, carbón vegetal)2 y/o representando un ahorro para el agricultor por no
tener que comprar gas natural comercial. Sin embargo, también puede ser
utilizado para iluminación (p.e., lámparas de gas o a gasolina), para
calefacción y refrigeradoras.
También el biogás puede ser utilizado como combustible para motores diesel
y a gasolina, a partir de los cuales se puede producir energía eléctrica por
medio de un generador. En el caso de los motores diesel, el biogás puede
reemplazar hasta el 80% del acpm o diesel (la baja capacidad de ignición del
biogás no permite reemplazar la totalidad del acpm en este tipo de motores
que carecen de bujía para la combustión).
Aunque en los motores a gasolina el biogás puede reemplazar la totalidad de
la misma, en general en los proyectos a nivel agropecuario se le ha dado
- 111 -
preferencia a los motores diesel considerando que se trata de un motor más
resistente y que se encuentra con mayor frecuencia en el medio rural.
Principales Ventajas del Biogás
Un metro cúbico de biogás totalmente combustionado es suficiente
para:
Generar 1.25 kw/h de electricidad.
Generar 6 horas de luz equivalente a un bombillo de 60 watt.
Poner a funcionar un refrigerador de 1 m3 de capacidad durante 1hora.
Hacer funcionar una incubadora de 1 m3 de capacidad durante 30
minutos.
Hacer funcionar un motor de 1 HP durante 2 horas

Otras ventajas son que un 1 m3 de biogás utilizado para cocinar evita la
deforestación de 0.335 ha de bosques con un promedio de 10 años de vida
de los árboles (Sasse 1989).
Producción de abono orgánico
En el proceso de fermentación se remueven sólo los gases generados (CH4,
CO2, H2S) que representan del 5% a 10% del volumen total del material de
carga. Se conservan en el efluente todos los nutrientes originales (N, P, K)
contenidos en la materia prima, que son esenciales para las plantas. Lo
anterior lo convierte en un valioso abono orgánico, prácticamente libre de
olores, patógenos3, y de fácil aplicación.
Ventajas de su uso:
El efluente lleva parte de sus nutrientes en forma no disponible de
inmediato para las plantas, es decir, los libera paulatinamente
mediante ciertos procesos de descomposición de materia orgánica. De
esta forma, la nutrición es lenta, pero continua.
Aumenta el contenido del humus del suelo, el cual mejora la estructura
y la textura del terreno, facilita la aireación, la rata de formación de
depósitos de nutrientes, y la capacidad de retención e infiltración del
agua.
Permite el ahorro de la cantidad de otros abonos convencionales sin
disminución de la producción.
Presenta incrementos de la producción, al compararla con la de suelos
no abonados.
Formas de aplicación:
Efluente líquido: Presenta ventajas como la alta disponibilidad de nutrientes y
la buena absorción por parte de las plantas, puede aplicarse inmediatamente
- 112 -
sale del biodigestor, o almacenarse en tanques tapados por un periodo no
mayor a 4 semanas, para evitar grandes pérdidas de nitrógeno.
Efluente compostado: Otro manera de manejar el efluente es agregándole
material verde (i.e. desechos de forraje de establo) y compostándolo, este
método produce pérdidas de nitrógeno del 30% al 70%, pero tiene la ventaja
de que el producto final es compacto, en forma de tierra negra, lo que facilita
el transporte y aplicación.
Efluente seco: El resultado del secado es una pérdida casi total del nitrógeno
orgánico (i.e., cerca del 90%), lo que equivale al 5 % del nitrógeno total. Las
producciones observadas en cultivos al utilizar el efluente seco son las
mismas que al usar estiércol seco o estiércol almacenado, este procedimiento
se recomienda cuando se vayan a fertilizar grandes áreas, o la distancia a
cultivos sea largo y difícil.
Dosis de aplicación:
La dosis del efluente o bioabono que debe aplicarse en cualquier forma se
determina en términos de la cantidad del nutriente equivalente que se
necesite, la cual dependerá del tipo de suelo y cultivo; conviene, por tanto
efectuar el análisis del efluente para establecer sus propiedades nutritivas.
El efluente como alimento de animales:
El efluente puede ser utilizado como alimento para peces, en lagos o
estanques artificiales; en este caso es necesario exponerlo al sol y al
aire durante unos dos días, para evitar que consuma el oxígeno del
agua, después de la aireación se distribuye uniformemente sobre el
lago.
La lombricultura, es otra actividad en la cual puede ser utilizado el
efluente. Normalmente se emplea en seco, como sustrato principal, o
en forma líquida con residuos sólidos como paja de arroz, paja de maíz
o sorgo, residuos de plantas de forraje, entre otros.
La utilización de biodigestores ofrece grandes ventajas para el tratamiento de
los desechos orgánicos de las explotaciones agropecuarias, pues además de
disminuir la carga contaminante de las mismas, extrae gran parte de la
energía contenida en el material sin afectar (o inclusive mejorando) su valor
fertilizante y controlando de manera considerable los malos olores.
El uso del biogás para la generación de electricidad da un valor adicional al
empleo de biodigestores en las empresas agropecuarias. Aunque los
resultados económicos no se pueden generalizar pues cambiarán de acuerdo
a las circunstancias de cada lugar, en la utilización del biogás en motores
diesel para generación de electricidad ha demostrado importantes beneficios
económicos además de las ventajas anteriormente mencionadas.
- 113 -
En algunos ensayos se ha logrado con el biogás una disminución del 40% en
los costos del Kwh. al compararse con los costos actuales de la energía
suministrada a través del sistema de interconexión, demostrando la
factibilidad de integrar la producción de alimentos y energía de una manera
sostenible.
Condiciones para la biodigestión
Las condiciones para la obtención de metano en el digestor son las
siguientes:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
Temperatura entre los 20°C y 60°C
pH (nivel de acidez/ alcalinidad) alrededor de siete.
Ausencia de oxigeno.
Gran nivel de humedad.
Materia orgánica
Que la materia prima se encuentra en trozo más pequeños posible .
Equilibrio de carbono/ nitrógeno.
Temperatura
Factor importante en la producción de biogás, dado que debemos simular las
condiciones optimas para minimizar los tiempos de producción. La
temperatura óptima es de 30° a 35° C aproximadamente.
Acidez
Este factor indica cómo se desenvuelve la fermentación. Se mide con un
valor numérico Llamado pH , que en este el valor es 7 , o sea es neutro .
Por encima de este número significa alcalinidad; por debajo, acidez.
Cuando los valores superan el pH 8, esto indica una acumulación excesiva
de compuesto alcalino. Y la carga corre riesgo de putrefacción. Los valores
inferiores a 6 indican una descompensación entre las fases ÁCIDAS y
METANOGENICA, pudiendo bloquearse esta última.
Existen dos grupos de digestores, ambos tiene características similares de
mantenimiento, pero el resultado es el mismo.
Biodigestores Discontinuos
Ventajas de los biodigestores discontinuos:
Pueden procesarse una gran variedad de materiales La carga puede
juntarse en campo abierto porque, aunque tenga tierra u otro inerte
mezclado, no entorpece la operación del biodigestor.
- 114 -
Admiten cargas secas que no absorban humedad, así como de
materiales que flotan en el agua.
Su trabajo en ciclos, los hace especialmente aptos para los casos en
que la disponibilidad de materia prima no sea continua, sino periódica.
No requiere prácticamente ninguna atención diaria.
Las principales desventajas son:
La carga requiere un considerable y paciente trabajo.
La descarga, también es una operación trabajosa.
Biodigestores Continuos
Ventajas de este:
Permite controlar la digestión, con el grado de precisión que se quiera.
Permite corregir cualquier anomalía que se presente en el proceso, en
cuanto es destacada.
Permite manejar las variables relacionadas, carga especifica, tiempo
de retención y temperatura, a periodos son del orden de 10 años.
La tarea de “puesta en marcha”, después del inicial, sólo se vuelve a
repetir cuando hay que vaciarlo por razones de mantenimiento.
Las operaciones de carga y descarga, de material a procesar y
procesados, no requieren ninguna operación especial.
Las principales desventajas son:
La baja concentración de sólidos que admiten.
No poseer un diseño apropiado para tratar materiales fibrosos, o
aquellos cuyo peso especifico sea menor que el de el agua.
Problemas de limpieza de sedimentos, espuma e incrustaciones.
El alto consumo de agua , por lo que al agregado liquido se reduce,
con el agregado de orinas, un buen sustituto.
BIODIGESTORES CONTINUOS INDUSTRIALES
Calidad de los sólidos volátiles
Para mejorar la producción de metano de los biodigestores, es conveniente
mejorar de los SV, es decir que nuestra mezcla de estiércoles se encuentre
balanceada la cantidad de Carbono/Nitrógeno, que sea homogénea en
cuanto no hayan impurezas como trozos de materia mayores a 1 cm3, que se
encuentre con niveles de pH balanceados y que posea una alta cantidad de
organismos metanizantes.
- 115 -
Queda claro que en el proceso la temperatura es un factor muy importante.
Alimentado con mezcla de distinta calidad se obtuvieron resultados bastante
diferentes.
Los biodigestores industriales de gran porte no solo tienen en cuenta la
temperatura de la biomasa, o el pH, sino la cantidad y calidad de SV que se
ingresa, teniendo en cuenta que esta es parte integrante de cualquier
estiércol.
Presión de trabajo para la descomposición metánica.
Otro factor a tener en cuenta, aunque solo afecta al proceso en
circunstancias muy particulares, es la presión. Se ha llegado a contestar que
a presiones del orden de 700 Kg/cm2, los microorganismos aún cumplen su
proceso metabólico aunque muestran grandes dificultades para desarrollar su
tarea, en cambio a presiones menores que la atmosférica, se vio que por
debajo d e 0,35 Kg/cm2 de presión absoluta, el proceso de metanización se
detiene. Alos efectos prácticos, para las condiciones usuales de presión a
que se realiza la fermentación metánica, entre 0,7 y 1/4 Kg/ cm2 de presión
absoluta , la destrucción de sólidos volátiles es del orden del 60% , en las
condiciones optimas de temperatura y pH, para tiempos de retención entre 12
u 25 días .
Comportamiento de gases sometidos a presión
Humedad del biogas
Las características naturales de generación del biogás hacen que este sea un
gas naturalmente húmedo y que en las cañerías se almacene un elevado
porcentaje de humedad, esta humedad no siempre es conveniente ya que
disminuye la caloría por m3, produce oxidación de materiales y además
obstruye cañerías, por lo que es conveniente su eliminación si queremos
comprimir el biogás. Una forma de hacerlo es mediante filtro de silicato de
silicio llamado comúnmente silicagel.
Sulfuro de hidrógeno (SH2)
Este compuesto debe ser eliminado no solo porque es venenoso, sino que
acelera el fenómeno de oxidación de una manera increíble, envejeciendo
toda la instalación, esto se elimina fácilmente con un filtro de viruta de hierro y
como se lo conoce en el mercado (virulana).
Nuestro país posee yacimientos de gas natural en varias zonas, pero lo más
importantes son los de Comodoro Rivadavia, Plaza Huincul y Campo Durán
por ser los más explotados y de mejor aprovechamiento, los gasoductos se
extienden desde el norte, en la frontera con Bolivia, hasta el Sur en Tierra del
Fuego, y desde el Oeste, en Neuquen y Mendoza hasta llegar dentro de poco
tiempo, al límite con el Uruguay.
- 116 -
SUGERENCIAS SOBRE SEGURIDAD
La operación de los biodigestores atañe distintos peligros. No obstante vale la
pena insistir que si se toman en cuenta las debidas precauciones, los
problemas potenciales quedan solucionados.
Cuidar que no se produzcan mezclas de gas con el aire. Si se producen en la
proporciones de 1:5 a 1:15, la combustión puede comenzar por una chispa
producida por un interruptor de luz, una herradura, cigarrillo encendido,
destellador fotográfico, etc.
Cuando se pone en marcha, la red de distribución está llena de aire, que hay
que eliminar. Después de haber purgado el gasómetro o el digestor, de los
primeros gases generados, cuando ya se tiene la producción normal, hay que
dejar correr el gas por todas las cañerías y dejarlo escapar a la atmósfera,
antes de intentar encenderlo. Para esto sugerimos que se ventilen los
ambientes dado que la toxicidad del biogás es muy parecida a la del gas
natural.
Mantener siempre presión positiva en el digestor, gasómetro y línea de
distribución. Este es para evitar la entrada de aire o un posible retroceso de
llama.
Frente a cualquier duda que pueda indicar la posibilidad de un retroceso de
llama, hay que colocar trampas de llama, o matafuegos, en líneas próximas a
los lugares de combustión.
Periódicamente constatar la inexistencia de pérdidas en la línea de gas, en
todas las uniones, acoplamientos, válvulas, etc, de la instalación.
Asegurar la eliminación de SH2 (sulfuro de hidrógeno), sea para evitar su
acción tóxica, como corrosiva, ya que esto último a la larga origina pérdida y
lo primero mata.
Producción de biogás a pequeña escala
Descripción de la iniciativa e innovaciones:
Con el objetivo de tratar residuos
orgánicos,
reducir
la
contaminación
ambiental especialmente de mantos
acuíferos y el riesgo de transmisión de
enfermedades
Una
organización
internacional sin fines de lucro dedicada a
la educación de jóvenes líderes de escasos
recursos habitantes del trópico húmedo
latinoamericano en ciencias agrícolas
recursos naturales propuso introducir las
excretas animales y humanas dentro de un
- 117 -
biodigestor construido con una
aproximadamente 8 metros de largo.
bolsa
tubular
de
polietileno
de
Este tipo de biodigestor permite producir, almacenar y utilizar gas metano o
mejor conocido como biogás, mientras que los residuos del biodigestor
obtenidos como producto de la fermentación de la materia orgánica contenida
en las excretas son utilizados como abono orgánico. El biogás producido
reduce la necesidad de utilizar leña para la cocción de los alimentos en el
medio rural del cinturón tropical del mundo.
Reducción de la pobreza:
La familia campesina puede mejorar sensiblemente su bienestar, pues ya no
tiene que emplear tiempo para colectar leña y la cocción no produce humo
nocivo para la salud de la persona que cocina los alimentos que consume la
familia.
Se han cuantificado los beneficios de la siguiente manera: Un biodigestor de
polietileno con capacidad para producir 7 horas de llama por día y que
funciona
diariamente
con
20
kilogramos de excretas frescas (lo
cual es producido por una vaca ó 2
caballos ó por una porqueriza con 5
cerdas
de
cría
confinadas
permanentemente) y 100 litros de
agua limpia (puede ser agua de
lluvia)
cuesta
instalado
el
equivalente de 100 dólares, en
cualquier país tropical y los
materiales son de fácil acceso.
La producción diaria de biogás
permite sustituir el gas propano
(derivado del petróleo) que tiene que ser comprado en el mercado y el abono
orgánico (efluente del biodigestor) permite sustituir el abono químico (N,P,K).
En resumen el abono orgánico y el biogás producidos durante seis (6) meses
permiten cubrir todos los costos de la inversión hecha para instalar el
biodigestor, cuya vida útil puede ser de diez (10) años.
Repercusiones en la biodiversidad:
La no-necesidad de cosechar leña para la cocción de los alimentos reduce la
necesidad de deforestar. La utilización del abono orgánico producido por el
biodigestor permite incrementar los rendimientos de todo tipo de cultivos
terrestres y acuáticos, forrajes y acuicultura; produciendo alimentos variados
para autoconsumo y excedentes para la venta, permitiendo así una mejor
nutrición, aumento de los ingresos y del bienestar de las familias campesinas.
Por otro lado la reducción de la cantidad de desechos que se envían a los
mantos acuíferos permite mejorar las condiciones de vida de estas zonas.
- 118 -
Impacto combinado:
Es claro que a través de la implementación de los biodigestores, se reduce el
impacto y la contaminación del medio ambiente gracias al manejo de la
boñiga y otras excretas las cuales regularmente son depositadas en
quebradas o ríos. Además fomentan la preservación de los bosques, ya que
no hay necesidad de cortar madera para generar leña para cocina.
Igualmente tiene un impacto directo en la salud de las personas mejorando su
calidad de vida ya que se esta reduciendo la posibilidad de la propagación de
plagas puesto que se reducen las poblaciones de moscas y otros insectos, a
demás que al no cocinar con leña se
elimina el humo, el cual es sumamente
dañino para la persona que cocina y para
las personas que habitan en estos hogares.
En cuanto a alivio de la pobreza, el sólo
hecho de poder sustituir el gas propano por
biogás, incide en la estabilidad económica
de las familias campesinas, y además es
importante agregar que con la producción
de abono orgánico se pueden mejorar los
cultivos, incluso diferenciándolos en el mercado como productos orgánicos.
Asociaciones:
El modelo original de este tipo de biodigestor surgió en Taiwán (Pound et al.
1981) y se le llamó “Biodigestor de lodo rojo”. En 1986 se hicieron
simplificaciones y adaptaciones con los accesorios disponibles en el mercado
colombiano, en la Fundación Centro para la Investigación en Sistemas
Sostenibles de Producción Agropecuaria - CIPAV (Botero y Preston, 1987) y
posteriormente en la Universidad EARTH en Costa Rica, América Central
(Botero, Aguilar y Preston, 1998), en donde existen unas 200 unidades en
funcionamiento actualmente.
Se reporta que actualmente en Colombia hay un número cercano a las 3.000
unidades en funcionamiento y en Vietnam alrededor de 20.000 unidades de
biodigestores de polietileno instalados (CIPAV, 2002).
El objetivo en la Universidad EARTH es capacitar con este tipo de
tecnologías agropecuarias, amigables con el ambiente, a un total de 400
Ingenieras e Ingenieros Agrónomos, provenientes de 20 diferentes países de
América Latina que se gradúan anualmente, el 60% de ellos procedentes del
medio rural, quienes regresan para contribuir como agentes de cambio en
sus comunidades.
La Universidad EARTH viene trabajando también conjuntamente con el
Ministerio de Agricultura y Ganadería – MAG, de Costa Rica, con el Instituto
Costarricense de Energía – ICE y con la Fundación Neotrópica, en la difusión
- 119 -
de este tipo de tecnología en las comunidades rurales, por todo el territorio
nacional.
Carácter sostenible:
Se inició su instalación y utilización en 1986 en Colombia y se ha ido
extendiendo a partir de 1992 en Vietnam y Cambodia y a partir de 1995 en
los países de origen de los egresados de la Universidad EARTH.
Existen registros de biodigestores que han operado por más de 10 años, y es
gracias a su fácil manejo que los campesinos utilizan esta tecnología, siendo
ésta una de las principales razones por las que se han mantenido durante el
tiempo.
Es claro que si se desean proponer nuevas alternativas que promueva un uso
sostenible de los recursos, estas deben de ser sencillas, aplicables y
rentables, de lo contrario no serán implementadas.
Género:
La participación de la mujer ha sido muy importante para la difusión de esta
tecnología en el medio rural, puesto que en América Latina la mujer
campesina es la encargada de las labores domésticas.
Para ella, el biodigestor ha significado un menor esfuerzo y tiempo requerido
para dedicarlo a la consecución de leña, mejor aprovechamiento de las
excretas de los animales de patio (vacas de ordeño, caballos, cabras, ovejas,
cerdos, aves de corral, etc.), le permite obtener una fuente de abono orgánico
de bajo costo para sus hortalizas, frutas y plantas ornamentales de jardín.
Por otro lado, y como ya se ha mencionado, permite reducir los malos olores
e insectos molestos en su casa de habitación, lograr la posibilidad de producir
peces en pequeños estanques para mejorar la alimentación de la familia e
inclusive cobrar por mostrar a los turistas un sistema de producción amigable
con el ambiente.
Otra información:
A las familias rurales interesadas en la instalación de los biodigestores se las
visita en su finca, para saber si cuentan con las excretas animales y humanas
suficientes para operar el biodigestor, se les recomienda el sitio de
instalación, se les suministra la lista de materiales e implementos que tienen
que conseguir y comprar para la instalación, se define conjuntamente el
montaje con la ayuda con estudiantes, el productor, sus vecinos y amigos
interesados en aprender e invitados por él y la fecha de instalación.
El día de la instalación se instruye a todos los participantes sobre cada paso
del montaje, a medida que se va realizando y, 30 a 45 días después se
regresa a la finca para instalar la estufa y/o los demás implementos
(calentadores de pollitos y cerditos, estufas, lámparas, motores de explosión
- 120 -
de gasolina o diesel) que el productor haya preparado para utilizar con
biogás.
Tecnología MT Energie
MT Energie, es una empresa de origen Alemán que provee la tecnología para
la construcción de plantas de Biogás, desde el desarrollo, la planificación, la
construcción y el mantenimiento, a continuación se describirá la tecnología
aplicada a la producción del biogás.
Descripción del proceso de la línea de fermentación
La tecnología de biogás de MT-Energie se basa en un proceso en dos
fases, de funcionamiento ininterrumpido. Para ello se necesitan, en
circunstancias normales, 3 contenedores: un fermentador, un depósito de
post-fermentación y un depósito para la acumulación del material
fermentado. (Véase la ilustración a la derecha "Plano de una planta de
biogás”).
El proceso se separa de la clásica definición de una planta en dos fases
en tanto que tanto el fermentador como el depósito de post-fermentación
mantienen las mismas condiciones medioambientales para bacterias.
Como condiciones ambientales se puede describir, en resumen, que en el
fermentador reina una atmósfera prácticamente libre de oxígeno y que el
sustrato conserva una temperatura mesofílica constante (40-42ºC) y un
valor de pH dentro del límite de los neutros (6,7- 7,2).
Por tanto, no se realiza la estricta separación de hidrólisis y acidogénesis por
una parte y la formación de ácido acético y metanogénesis por la otra. Por el
contrario, mediante los dos estadios se garantiza un rendimiento máximo del
- 121 -
gas. En el segundo estadio se ganará aún un 20% del rendimiento posible del
gas, de modo que siempre está asegurada una amortización del segundo
estadio.
En principio, sirve como sustrato cualquier materia orgánica. Esto incluye
residuos de la industria alimenticia, abonos o materias primas renovables
procedentes de la agricultura o similares. Actualmente, a causa de los puntos
fundamentales de la ley de energías renovables en Alemania, se emplea en
gran medida ensilaje.
La conducción continuada del sustrato se produce, en el caso de sustancias
sólidas, mediante el dispositivo de alimentación directa MT-Fortis®. Mediante
el contenedor de suelo deslizable, se conduce el forraje al huso con el menor
movimiento posible y, con ello, con el menor gasto de electricidad propia
posible. El contenedor se levanta sobre barras de medición de peso, de modo
que el sistema de control de la instalación pueda seguir con exactitud el
proceso de alimentación. El suministro de eventuales líquidos se produce de
manera directa.
Los contenedores de fermentación son de hormigón pretensado o
mezclado in situ con doble armadura a prueba de ácidos. El diámetro y la
altitud dependen de las circunstancias concretas. Se ofrecen tamaños de
planta de a partir de 250 kWel. Los fermentadores y los depósitos de
post-fermentación están aislados mediante Styropor en la pared y
Styrodur en el suelo. Como medio de protección contra la intemperie, las
paredes están revestidas con una chapa de aluminio. (Véase la
ilustración a la derecha “borde del depósito visto desde arriba”).
El equipamiento técnico de los distintos depósitos es en principio muy
similar. Con respecto a los agitadores, se trata de agitadores de motor
sumergible, que, dado el caso, pueden cambiarse de sitio con respecto a su
ángulo y altura. Una parte agita en dirección horizontal, y por lo menos una
también en dirección vertical, para evitar un posible sedimento en las
capas. (Véase la ilustración a la derecha “Vista interna del depósito con
agitador”).
La calefacción en el fermentador está dimensionada al máximo, ya que la
alimentación de sustrato fresco se ve unida constantemente a material
- 122 -
frío. La calefacción de pared con tubos de polietileno, resistente a la
corrosión, se montará 10 cm. por delante de la pared de hormigón, para
impedir la formación de grietas causadas por la presión. El depósito de
acumulación de material, el llamado almacén de producto fermentado, no
está aislado ni revestido, y tampoco posee calefacción propia. A pesar de
la escasa formación de gas residual, este tercer depósito está también
cubierto, ya que se genera un almacén de gas y un área de desulfatación
adicionales.
En lugar de un techo, el depósito está
tapado mediante una cubierta de lámina
metálica presostática. Se compone de dos
láminas sobrepuestas. La inferior es
impermeable al gas, la superior resistente a
la intemperie. Al insuflar aire entre las
láminas, la lámina externa adopta una
forma estable. La interior se ensancha más o menos según el nivel del
gas almacenado debajo de ella.
Mediante una protección para infra-/sobrepresión, se igualarán las
oscilaciones extremas de presión sin que se produzcan desperfectos.
El sustrato llega al siguiente depósito correspondiente mediante un
rebosamiento o un sistema de bombas. Con un sistema automatizado de
bombas, en caso de necesidad, se puede promover el paso del sustrato
de un depósito a otro. La bomba de rotor helicoidal se encuentra en la
zona de bombas situada entre dos depósitos, junto con el sistema de
control de la instalación y la caja de distribución. De esta manera, se crea
una zona de trabajo con todos los elementos de control, ahorrando
material y espacio. (Véase la ilustración a la derecha “Sala de bombas”).
La desulfurización de lleva a cabo mediante bacterias, que colonizan una
red debajo de la lámina del almacén. Antes de que el gas se transforme
en corriente en una central termoeléctrica en bloques, será aún enfriado y
secado. Una parte del calor generado durante la combustión vuelve a
conducir al proceso de fermentación.
Otros casos en el mundo
En la ciudad de Maldonado, Uruguay, cuentan con una planta generadora de
energía eléctrica a partir de biogás, en condiciones de generar 1 kilovatio por
día de energía eléctrica.
La obra que se iniciara en forma en el relleno sanitario del paraje "Las Rosas"
(ubicado entre Maldonado y San Carlos), será explotada por la concesionaria
por el término de 3 años, tras lo cual pasará a dominio de la comuna de
Maldonado.
- 123 -
El costo total de la inversión es asumido por varias instituciones. Por un lado,
un préstamo no reintegrable proveniente del Fondo Mundial para el Ambiente
de U$S 975.200; otros U$S 334.800 de la Intendencia Municipal de
Maldonado; U$S 100.000 del operador de los rellenos sanitarios, Aborgama;
y del Mvotma otros U$S 60.000.
La empresa española que ganó la licitación pública internacional, GuascorSufi, es la responsable de diseñar, suministrar, construir y poner en marcha la
planta, que, según los especialistas, será la primera de Sudamérica en su
tipo, y producirá un 1 megavatio/hora, equivalente a la generación de energía
suficiente para el consumo de unos 2.800 hogares medios. En ella trabajarán
entre 5 y 10 personas, ya que se trata de un sistema automatizado; la
distribución del producido estará a cargo de UTE.
El "Proyecto Biogás" de Maldonado, por sus características, será el primero
de Sudamérica, y pretende recuperar los gases que surgen de la
descomposición de los residuos domiciliarios y utilizarlos como fuente
renovable de energía. Paralelamente se logrará minimizar el daño que
causan en la atmósfera (en el llamado efecto invernadero) y lograr beneficios
ambientales, económicos y sociales, tales como un manejo adecuado de la
basura urbana, cuya recolección y procesamiento en el departamento está en
manos privadas.
Este proyecto, por su diseño y gestión, fue elegido para su desarrollo porque
se trata de un ejemplo para toda América Latina. El relleno del paraje "Las
Rosas" está conformado básicamente por residuos sólidos domiciliarios y es
gestionado por la empresa Aborgama. Esta basura contiene un 60% de
materia orgánica que cuando se descompone genera un gas, el que liberado
sin ningún tratamiento provoca severos problemas en la atmósfera.
El economista del Banco Mundial, Horacio Terraza, explicó durante el
lanzamiento de este emprendimiento, que para el Banco "fue fundamental
invertir en este proyecto, al comprobar el buen manejo de residuos sólidos en
el departamento; poder limitar las emisiones de metano colaborando con el
medio ambiente global y lograr a su vez como resultante, una energía
alternativa".
La entidad, probablemente utilice como prototipo la planta de Maldonado, ya
que tiene la idea de seguir replicando este tipo de proyectos en otros sitios.
En Monterrey (México) ya está funcionando una planta similar, en tanto se
proyectan obras similares en Argentina y Brasil.
A fin de 2006 comenzará a operar en Estados Unidos, la primera planta de
producción de etanol en escala comercial, que funciona en conjunto con un
feedlot adyacente. En la obtención del biocombustible se utiliza como fuente
de energía el gas obtenido del estiércol de las vacas y en la alimentación de
los animales se usan los subproductos obtenidos de la molienda del maíz que
- 124 -
realiza la planta industrial. Además de los residuos sólidos que produce el
ganado bovino se obtienen fertilizantes.
La Planta Genesis, propiedad de la empresa E3 BioFuels , está ubicada a 3
Km. al sur de Mead, Nebraska y demandó una inversión de 75 millones de
dólares. Tiene acceso a gas natural, que sirve como reserva ante un eventual
corte de suministro de biogas y a las vías férreas de la Union Pacific. En la
zona circundante existen numerosas plantaciones de maíz.
El feedlot, que contiene 28.000 cabezas de ganado, precisamente por su
cercanía a zonas pobladas, está obligado a realizar tratamiento de sus
efluentes. Durante el mismo, el estiércol, por acción de bacterias en ambiente
controlado, se descompone en gas metano y un residuo sólido que se usa
como fertilizante. Para un adecuado funcionamiento del sistema se requiere
que los desechos orgánicos tengan una baja cantidad de arena, suciedad o
agua.
La planta de biocombustibles tiene una capacidad de producción anual de
90.000 m3 de etanol anhidro. Utiliza como materia prima 225.000 toneladas
de maíz por año. Este cereal es el insumo más utilizado en EEUU para la
producción de etanol.
El maíz es dos tercios almidón, que se convierte en etanol y dióxido de
carbono durante el proceso de destilado y fermentación. El producto que sale
de los fermentadores tiene una concentración del 10 % de etanol y el resto es
agua mezclada con los nutrientes restantes en el maíz, tales como la
proteína, grasa, minerales y vitaminas.
Mediante la destilación se obtiene el etanol con una concentración adecuada
para el uso en automotores. El material restante se divide en Granos
Destilados Húmedos, y agua con solubles orgánicos.
En una instalación convencional este material es secado obteniéndose de
esta forma los Granos Destilados Secos con Solubles, que son ampliamente
utilizados como ración pues conservan muchas de las características
nutritivas del maíz. El proceso de secado, necesario para comercializar el
producto a grandes distancias, utiliza un tercio del total de la energía que
consume la planta.
Al funcionar la instalación en conjunto con un feedlot este costoso tratamiento
no es necesario, utilizándose directamente como ración los Granos
Destilados Húmedos, el agua con solubles orgánicos se introduce en los
digestores del feedlot, a fin de aumentar la producción de fertilizantes.
Las instalaciones de tratamiento de residuos sólidos, que disponen de los
excrementos animales de acuerdo a las normas ambientales, fueron
diseñada buscando fundamentalmente tres objetivos.
El primero es cumplir con las normas ambientales, imprescindible en un fedlot
situado a 3 Km., de una ciudad.
- 125 -
El segundo es aprovechar el biogas que produce el proceso. El gas natural es
el segundo componente en importancia en los costos de la producción de
etanol. El biogas obtenido alcanza para reemplazar dos tercios del gas
natural utilizado por una planta convencional.
En la planta de Nebraska, al funcionar conjuntamente con un feedlot, no
necesita secar los Granos Destilados para facilitar su transporte, ahorrando
en este rubro un tercio del consumo total de gas natural de una planta de
similar capacidad de producción. De tal forma, combinando la utilización de
biogas y el ahorro de energía se elimina totalmente la necesidad de usar gas
natural.
El tercer objetivo de las instalaciones de tratamiento es la producción de
fertilizantes. La utilización de una mezcla de estiércol y agua con solubles
orgánicos, que origina el proceso de producción de etanol, incrementa la
eficiencia de los digestores aumentando la producción de biofertilizantes, lo
cual produce una sustancial reducción de costos.
El sistema representa un ciclo cerrado pues los Granos Destilados Húmedos,
se utilizan como ración en el feedlot y el estiércol producido por el ganado es
procesado y convertido en biogas, utilizándose como combustible en la planta
de etanol.
La inversión sistemática en tecnología, realizada fundamentalmente por las
grandes firmas multinacionales, está revolucionando las formas de obtener e
industrializar los tradicionales productos agrícolas. El incremento de la
demanda mundial de alimentos y bioenergía, liderado por China, India y
demás países del Sudeste de Asia provee un mercado ávido de los productos
provenientes de nuestro campo.
- 126 -
Proyecto sobre producción de Biogás
El proyecto planteado para el caso de la utilización de biogás, se basa en la
detección de necesidades a nivel agregado, y en base a ello generar una
propuesta que, para este caso, es la utilización de este combustible en las
redes que actualmente están abastecidas por Gas Licuado de Petróleo
(GLP).
Estás redes poseen las mismas características que las redes que son
abastecidas con Gas Natural, sin embargo la particularidad de estas es que
dado que no se encuentran cerca de un gasoducto troncal, y que por la
cantidad de habitantes involucradas no es económicamente viable construirlo,
el producto que se inyecta en las cañerías es el GLP.
El GLP es transportado en camiones desde su punto de producción hasta un
gran tanque de almacenaje que se encuentra generalmente en la entrada de
la localidad en cuestión.
Este producto es vaporizado es decir, dado que llega en estado líquido para
poder ser transportado y luego almacenado, es necesario pasarlo a su fase
vapor para luego inyectarlo en las redes a las cuales están conectados los
usuarios para su posterior uso por parte de los mismos.
Tabla 6 Fuentes de Producción de GLP
FUENTES PRODUCTORAS DE GLP
4
9
PROYECCION AÑ
AÑO 2006
11
6
7
3
20
22
19 17
14 16
13 8
21
15
5
1
1812
2
REF.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
PLANTA
MEG A
G RAL. CERRI
LA PLATA + PLP
CAMPO DURAN
CAÑADON ALFA
CAMPANA
DOCK SUD
EL PORTON
LUJAN DE CUYO
SAN SEB ASTIAN
SAN LORENZO
B AHIA B LANCA
CAPEX
PIONEER
EL CONDOR
CENTENARIO
CHARCO B AYO
B AHIA B LANCA
MEDANITO
FILO MORADO
CAÑADON SECO
LOMA LA LATA
TOTAL
Productor/Operador
MILES TM
MEG A
655
TG S
549
RY
469
REFINOR
364
TOTAL AUSTRAL
245
ESSO
159
SHELL
155
RY
126
RY
85
UTE S.SEB ASTIAN
68
PASA
67
PETROB RAS (ex-Eg3)
58
CAPEX
56
PIONEER
45
PETROB RAS
35
PLUSPETROL
34
PEREZ COMPANC
34
PB B
27
MEDANITO
19
RY/IATE
17
CAMUZZI
6
RY
3
3276
10
- 127 -
Es dable destacar que el GLP, que se obtiene en las Destilerías a partir del
Petróleo o a partir de la separación del Propano y del Butano, en el Gas
Natural, en proporciones similares y por lo tanto los precios de este producto
están altamente correlacionados con los del precio del petróleo.
El gas licuado del petróleo (GLP) es la mezcla de gases condensables
presentes en el gas natural o disueltos en el petróleo. Los componentes del
GLP, aunque a temperatura y presión ambientales son gases, son fáciles de
condensar, de ahí su nombre. En la práctica, se puede decir que los GLP son
una mezcla de propano y butano.
El propano y butano están presentes en el petróleo crudo y el gas natural,
aunque una parte se obtiene durante el refino de petróleo, sobre todo como
subproducto de la destilación fraccionada catalítica (FCC, por sus siglas en
inglés Fluid Catalytic Cracking).
GLP en refinerías
El proceso se inicia cuando el petróleo crudo procedente de los pozos
petroleros llega a una refinación primaria, donde se obtienen diferentes cortes
(destilados) entre los cuales se tienen gas húmedo, naftas o gasolinas,
queroseno, gasóleos atmosfericos o diésel, y gasóleos de vacío.
Estos últimos de vacio son la materia prima para la producción de gasolinas
en los procesos de craqueo catalítico. El proceso se inicia cuando estos se
llevan a una planta FCC y, mediante un reactor primario a base de un
catalizador a alta temperatura, se obtiene el GLP, gasolinas y otros productos
más pesados. Esa mezcla luego se separa en trenes de destilación.
GLP de gas natural
El gas natural tiene cantidades variables de propano y butano que pueden ser extraídos
por procesos consistentes en la reducción de la temperatura del gas hasta que
estos componentes y otros más pesados se condensen. Los procesos usan
refrigeración o turboexpansores para lograr temperaturas menores de -40º C
necesarias para recobrar el propano. Subsecuentemente estos líquidos son
sometidos a un proceso de purificación usando trenes de destilación para
producir propano y butano líquido o directamente GLP.
El GLP se caracteriza por tener un poder calorífico alto y una densidad mayor
que la del aire.
Por ser un commodity, el GLP cotiza a precios internacionales, usándose
como referencia habitualmente el Precio del producto en EEUU (Mont
Belvieu).
Esta es una gran diferencia con respecto al Gas Natural que se distribuye por
redes, dado que el mismo no se considera un commodity, y se comercializa
con precios que se fijan a nivel local o regional.
- 128 -
•
•
•
Las ventas al mercado local se dividen en dos grandes grupos: uso
petroquímico y uso combustible.
En el primer grupo se encuentran el propileno y el butileno con un
volumen anual de 450.000 Tn.
En el segundo, se encuentran las ventas de GLP para uso
combustible o industrial con un volumen anual de 1.000.000 Tn.
Segmentación
Mercado Interno - Año 2006
Redes de GLP
10%
Fraccionadores
83%
Petroquimica
31%
Propelente
6%
Combustible
69%
Otros
Destinos
1%
Características de la Redes de GLP
•
•
•
Toda persona que posea una planta de almacenamiento y
vaporización para suministrar por cañerías Gas Licuado de Petróleo
(GLP) vaporizado, mediante una red de distribución a usuarios de
cualquier categoría. (Res. 800-2004 SE Gas Licuado)
Las ventas a redes de GLP, del orden de las 200.000 Tn anuales, se
realiza a 12 empresas. Cada una de estas atiende un grupo de
localidades (45 en total).
Desde el año 2002, la venta a este segmento se encuentra regulada a
través de acuerdos de abastecimiento (ratificados por decretos /
resoluciones) que fijan volúmenes máximos a comercializar a cada
localidad a una tarifa especial.
•
Hasta mediados del año 2002, la venta de GLP al mercado local era
pactada libremente entre los distintos actores intervinientes.
•
Luego de la devaluación y como consecuencia de la diferencia entre
los precios internacionales y locales, el gobierno firma diferentes
acuerdos con las empresas productoras tendientes a contener los
precios del GLP en el mercado local.
- 129 -
•
En este escenario tiene sus orígenes el primer Acuerdo de
Abastecimiento de GLP para las Redes de Gas Licuado de Petróleo
Indiluido. Mediante el mismo se dispone un volumen máximo de GLP
Propano destinado a este segmento a un precio subsidiado de 300
$/Tn.
•
En los sucesivos acuerdos de redes firmados (5 acuerdos en total
hasta la fecha) el gobierno compensa la diferencia entre los 300$/Tn y
la Paridad de Exportación de Referencia mediante la emisión de
certificados de crédito fiscal a descontar de retenciones a la
exportación
Redes de GLP 2006
Participación por Cliente
227 M TM
H ID E N E S A
8%
OT R OS
12 %
D IS T R IB UID O R A
C UY A N A
11%
D IS T R IG A S
4 1%
C A M UZ Z I G A S
S UR
28%
Ahora bien, el Estado Nacional por medio del Decreto 786/2002, creó un
Fondo Fiduciario para Consumos Residenciales de Gas, a los efectos de
subsidiar los consumos principalmente en la región patagónica y
posteriormente la región considerada como “Puna”, a los efectos de que los
usuarios paguen una tarifa diferencial, en lugar de pagar la tarifa plena que
establecen los Cuadros Tarifarios.
Este subsidio también involucra a las redes abastecidas con GLP, por lo que
el Estado Nacional reconoce a las distribuidoras la diferencia entre la Tarifa
Plena y la Tarifa Diferencial, adicionalmente al subsidio a la materia prima
mensionado anteriormente, lo que implica una erogación de
aproximadamente $ 48.900.000 que beneficia solamente a 17.300 usuarios
(Cuadro 2).
Esto muestra a las claras el peso relativo de las redes de GLP en los
subsidios otorgados por el Estado Nacional, dado el reducido número de
usuarios beneficiados, como se puede ver a continuación en el Cuadro 1
cuanto al total de subsidios reconocidos.
- 130 -
Tabla 7 Subsidio Decreto 786/2002
GN - GLP Redes
Monto del Subdsidio-Comparación
Provincia
Buenos Aires
Chubut (*)
Mendoza (Malargüe)
Neuquén (*)
La Pampa
Río Negro (*)
Santa Cruz
Tierra del Fuego
Total
Subsidio Zona Sur Subsidio Mat. Prima
(GN-GLP)
(GLP)
$
1.313.445,83
$
26.232.798,79 $
3.434.550,42
$
3.910.651,67 $
5.906.927,12
$
19.462.420,09 $
2.426.011,71
$
6.851.550,58
$
20.298.172,05 $
1.081.216,12
$
29.037.937,01 $
13.848.019,19
$
11.137.870,09
$
118.244.846,11 $
26.696.724,56
Participación
Total
$
$
$
$
$
$
$
$
$
1.313.445,83
29.667.349,21
9.817.578,79
21.888.431,80
6.851.550,58
21.379.388,17
42.885.956,20
11.137.870,09
144.941.570,67
Subsidio Zona
Sur (GN-GLP)
1,11%
22,19%
3,31%
16,46%
5,79%
17,17%
24,56%
9,42%
100,00%
Subsidio Mat.
Prima
12,87%
22,13%
9,09%
4,05%
51,87%
100,00%
Total
0,91%
20,47%
6,77%
15,10%
4,73%
14,75%
29,59%
7,68%
100,00%
(*) Incluyen inyección en Gasoducto Cordillerano
Tabla 8 Subsidio por Usuario
GLP Redes
Monto del Subdsidio-Comparación
Provincia
Chubut (*)
Mendoza (Malargüe)
Neuquén (*)
Río Negro (*)
Santa Cruz
Total
Subsidio Zona Sur Subsidio Mat. Prima
($)
($)
$
$
$
$
$
$
2.431.572,27
3.910.651,67
813.146,43
414.059,99
14.635.712,30
22.205.142,67
$
$
$
$
$
$
3.434.550,42
5.906.927,12
2.426.011,71
1.081.216,12
13.848.019,19
26.696.724,56
Participación
Total
$
$
$
$
$
$
5.866.122,69
9.817.578,79
3.239.158,14
1.495.276,11
28.483.731,49
48.901.867,23
Subsidio Zona
Sur
Subsidio Mat.
Prima
Total
10,95%
17,61%
3,66%
1,86%
65,91%
94,71%
12,87%
22,13%
9,09%
4,05%
51,87%
123,60%
12,00%
20,08%
6,62%
3,06%
58,25%
100,00%
Usuarios
1.951,00
4.200,00
1.802,00
895,00
8.526,00
17.374,00
Monto Total por Usuario
Subsidio
Subsidio Mat.
Zona Sur
Total ($/Us.)
Prima ($/Us.)
($/Us.)
1.246,32
1.760,41 3.006,73
931,11
1.406,41 2.337,52
451,25
1.346,29 1.797,54
462,64
1.208,06 1.670,70
1.716,60
1.624,21 3.340,81
1.278,07
1.536,59 2.814,66
(*) Incluyen inyección en Gasoducto Cordillerano
Es por ello que el proyecto que se plantea, es el de sustitución del GLP, en
las redes por un combustible como el Biogás, el cual puede ser generado por
la descomposición anaeróbica de cualquier tipo de materia orgánica, como se
explicó anteriormente.
El hecho de contar con localidades que si bien están aisladas de la red de
gas natural, cuentan con una red de distribución, genera una ventaja
estructural y principalmente de costos en cuanto a la distribución del biogás.
En la actualidad estas redes poseen un gran contenedor de GLP en la
entrada de las localidades, que sin inconvenientes puede ser utilizado para
almacenar el biogás producido.
La opción más recomendable es ubicar la planta de biogás en las cercanías
del contenedor, y transportar hasta ese lugar la materia prima para producir el
biogás.
La materia prima puede por ejemplo obtenerse de los desechos generados
en los frigoríficos dado que el biogás se genera cuando las bacterias
degradan el material biológico en ausencia de oxígeno, en un proceso
conocido como digestión anaeróbica, generándose una mezcla de metano y
dióxido de carbono.
- 131 -
Es dable aclarar que el metano producido posee similares características al
Gas Natural que se distribuye en las redes domiciliarias.
Este insumo, es decir los desechos de los frigoríficos, es el utilizado en la
ciudad Sueca de Linköping, que a través de un desarrollo de la empresa
Svensk Biogas y con un coste de diez millones de coronas (1,08 millones de
euros), crearon un tren, para recorrer la costa este de Suecia, entre Linköping
y Västervik, con 54 pasajeros, convirtiéndose en el primer país del mundo
que cuenta con un tren de pasajeros que funciona exclusivamente con
biogás.
Es indudable que los beneficios al medioambiente son considerables si
evaluamos un producto como el GLP, que proviene de fuentes no renovables
de energía, con respecto al Biogás que no sólo proviene de una fuente
renovable, sino que también ayuda a la disposición final de los residuos de
los frigoríficos.
Además de los beneficios medioambientales, están también los beneficios
económicos para el Estado Nacional en concepto de ahorro de subsidios, ya
que los beneficios que tiene la producción de biogás son los que se derivan
de la Ley de Biocombustibles, tratada en un capítulo anterior.
Dada la situación actual en donde las restricciones en la oferta de Gas
Natural se están empezando a sentir, el generar una fuente alternativa y una
indudable independencia de la localidad abastecida con biogás y que a su
vez produzca su propio combustible, es una propuesta atractiva para todos
los actores involucrados.
Como se explicó anteriormente hay varias empresas internacionales que
exportan la tecnología de producción de biogás y diseño de las plantas para
generar una producción de la escala necesaria para abastecer una localidad.
Obviamente, esta propuesta es solamente la idea general del proyecto,
siendo necesario para llevarla a cabo un trabajo de ingeniería para poder
estimar con exactitud los costos involucrados y la ubicación del proyecto, que
escapa a las posibilidades de este análisis.
En la Tabla siguiente se listan las localidades que en la actualidad están
abastecidas por GLP, los volúmenes que consumen, dado que las mismas
son factibles de ser consideradas en este proyecto, como así también a
continuación se listan los Frigoríficos que podrían suministrar la materia prima
necesaria como así también su localización.
- 132 -
Tabla 9 Redes Abastecidas por GLP
Año 2006
Área de
Licencia
CENTRO
CENTRO
CUYANA
GASNEA
LITORAL
LITORAL
LITORAL
LITORAL
PAMPEANA
PAMPEANA
SUR
SUR
SUR
SUR
SUR
SUR
SUR
SUR
SUR
SUR
SUR
SUR
SUR
SUR
SUR
SUR
SUR
SUR
SUR
SUR
SUR
SUR
SUR
Total
Localidad
Gas Entregado: Total GLP En miles de m3 de 9300 kcal
Carnerillo
Laboulaye
Malargüe
Formosa
Pueblo Uranga
Rufino
Tostado
Weelwright
Daireaux
Florentino Ameghino
28 de Noviembre
Alto Río Senguer
Aluminé
Camarones
El Calafate
El Chalten
Gobernador Costa
Gobernador Gregores
José de San Martín
Lago Posadas
Las Ovejas
Loncopue
Los Antiguos
Los Menucos
Maquinchao
Perito Moreno
Río Mayo
Río Turbio
Rospentek
Sierra Colorada
Tecka
Tres Lagos
Tricao Malal
547.3
2091.1
14502.0
63.8
167.1
3030.0
286.6
1012.1
3729.0
554.0
11913.0
1659.0
4215.7
1027.0
5817.6
1883.7
2472.0
5912.0
1303.0
402.7
917.2
3636.0
4459.2
1519.4
1267.6
7698.0
4465.0
17730.4
1398.0
761.2
784.0
532.3
368.9
108.125,9
FUENTE: ENARGAS, en base a datos de Licenciatarias de Distribución y Subdistribuidores.
Si consideramos como materia prima para la producción de biogás, los
desechos generados por frigoríficos, sería necesario generar el proyecto de
ingeniería teniendo en cuenta la ubicación de los mismos a los efectos de
minimizar la incidencia del costo del flete, en el costo total del proyecto es por
- 133 -
ello que a título ilustrativo a continuación se enumeran los frigoríficos
argentinos a los cuales sería factible comprarles sus desechos.
Listado de Frigoríficos en Argentina

FCO. MORRONE S.A. TEMPERLEY - BUENOS AIRES
RAFAELA ALIMENTOS S.A. RAFAELA – SANTA FE
S.A.IMPORTADORA Y EXPORTADORA DE LA PATAGONIA SALTO
– BUENOS AIRES.
FCO. FRIGOLOMAS S.A.G.I.y C. LOMAS DE ZAMORA - BUENOS
AIRES.
FINEXCOR S.R.L. NELSON – SANTA.FE
FRIAR S.A. DESVÍO ARIJON - SANTA. FE
COMPAÑÍA PROCESADORA DE CARNES S.A VICTORIA –
BUENOS AIRES
PERRIN S.R.L. SANTA FE
CONALLISON S.A. CAPITAL FEDERAL
FRIGORÍFICO ONETO Y CIA. S.A.I.C. CAPITAL FEDERAL
FRIGORÍFICO LAFAYETTE SAIC.y A. CAPITAL FEDERAL
FRIGORÍFICO PALADINI S.A. VILLA GDOR. GALVEZ - SANTA FE
FRIGORÍFICO RYDHANS S.A. MORENO – BUENOS AIRES
FRIGORÍFICO HV S.A. LOMAS DEL MIRADOR –BUENOS AIRES
ARRE BEEF S.A. ESCOBAR – BUENOS AIRES
FRIAR S.A. SANTA FE
FRIGORÍFICO LAFAYETTE S.A. ALEJANDRO KORN - BUENOS
AIRES.
FRIGORÍFICO PENTA SA. QUILMES OESTE - BUENOS AIRES
SWIFT ARMOUR S.A. ARGENTINA VENADO TUERTO - SANTA FE
CONSIGNACIONES RURALES S.A.C.A.I. y F. BERAZATEGUI –
BUENOS AIRES
RAFAELA ALIMENTOS S.A. CASILDA – SANTA FE
AGROFLEX S.A. MORENO – BUENOS AIRES
FRIGORÍFICO LIDECAR S.A. TEMPERLEY – BUENOS AIRES
COOPERATIVA DE TRABAJO SUBPGA DE LOS TRABAJADORES
LTDA. BERAZATEGUI - BUENOS AIRES
FRIGORÍFICO COL CAR S.A. COLONIA CAROYA - CÓRDOBA
GUAICOS S.A.I.C.I.F. CAPITAL FEDERAL
FRIGORÍFICO NOVARA S.A. TOLEDO – CÓRDOBA
CO.TRA.FRI.YA. LTDA. LA MATANZA – BUENOS AIRES
ECOCARNES S.A. SAN FERNANDO - BS.AS.
FRIGORÍFICO RIOPLATENSE SAICIF. GRAL. PACHECO - BUENOS
AIRES
SADOWA S.A. MAR DEL PLATA - BUENOS AIRES
SWIFT ARMOUR S.A. ARGENTINA SAN JOSÉ – COLÓN - ENTRE
RIOS
AGROINDUSTRIAS QUILMES S.A. QUILMES OESTE – BUENOS
AIRES
COTO-CENTRO INTEGRAL DE COMERCIALIZACIÓN SA
GONZALEZ CATÁN - BUENOS AIRES.
VELSUD S.A. MONTE GRANDE - BUENOS AIRES
- 134 -

FRIAR S.A. RECONQUISTA - SANTA FE
LÁTIGO S.A. FCIO VARELA - BUENOS AIRES
LAWACALOC S.A. BAHÍA BLANCA – BUENOS AIRES
EXPORTAZUL S.A. AZUL – BUENOS AIRES
MATTIEVICH S.A. ROSARIO – SANTA FE
F.V. y ASOCIADOS S.R.L. TRES LOMAS – BUENOS AIRES
FRIGORÍFICO GORINA S.A.I.C. GORINA - LA PLATA - BUENOS
AIRES
INDUSTRIAL FRIGOCHACO S.A. RESISTENCIA - CHACO
ARGENTINE BREEDERS & PACKERS S.A. HUGHES – SANTA FE
PLANTA FAENADORA BANCALARI S.A. SAN FERNANDO –
BUENOS AIRES
LA HUELLA INDUSTRIAS CÁRNICAS S.A. FLORENCIO VARELA –
BUENOS AIRES
FRIGORÍFICO VILLA OLGA S.A. BAHÍA BLANCA – BUENOS AIRES
ESTANCIAS DEL SUR S.A. UNQUILLO – CÓRDOBA
SWIFT ARMOUR S.A. ARGENTINA (Ex. CEPA S.A.) PONTEVEDRA
– BUENOS AIRES
TOMÁS ARIAS S.A.I.C.F.I.A. y M. RIACHUELO – CORRIENTES
MATADERO Y FCO. FEDERAL S.A. QUILMES – BUENOS AIRES
ARRE BEEF S.A. PEREZ MILLAN-BUENOS AIRES
INDUSTRIAS FRIGORÍFICAS RECREO SA.I.C. RECREO SUR –
SANTA FE
DELTACAR S.A. GRAL.RODRIGUEZ - BUENOS AIRES
FCO.BUSTOS Y BELTRAN S.A. JUAREZ CELMAN – CORDOBA
MATTIEVICH S.A. PTO.GRAL.SAN MARTIN - SANTA FE
FRIGORÍFICO EL ZAIMAN S.A. POSADAS- MISIONES
MATTIEVICH S.A. ROSARIO – SANTA FE
GANADERA SAN ROQUE S.A. MORÓN – BUENOS AIRES
FRIGORÍFICO NAVARRO S.A. NAVARRO – BUENOS AIRES
PACA MARU S.R.L. BALCARCE – BUENOS AIRES
EXPORTACIONES AGROINDUSTRIALES ARGENTINAS S.A.
SANTA ROSA - LA PAMPA
FRIDEVI S.A.F.I.C. VIEDMA – RÍO NEGRO
DISTRIBUIDORA REGIONAL S.A.C.I.F.I.A. CONCORDIA – ENTRE
RÍOS
FCO. HERMOSO DE CARLOS A. HERMOSO S.A. COMODORO
RIVADAVIA – CHUBUT
FCO. TOAY de Francisco Nelson Gil LA PAMPA – BUENOS AIRES
NATURAL MEAT S.A. VENADO TUERTO - SANTA FE
FRIGORÍFICO REGIONAL GRAL. LAS HERAS S.A. GRAL. LAS
HERAS - BUENOS AIRES
MATADERO FRIGORÍFICO DON RAUL S.A. VERA – SANTA FE
FRIGORÍFICO RÍO CUARTO S.A. RIO CUARTO – CORDOBA
FRIGORÍFICO ALBERDI S.A. ORO VERDE - ENTRE RÍOS
FCO. MERLO S.A. MERLO - BUENOS AIRES
MACELLARIUS S.A. CIUDAD EVITA - BUENOS AIRES
SURMAR S.A. CAPITAL FEDERAL
CATTER MEAT S.A. E. ECHEVERRÍA – BUENOS AIRES
EDGAR CIRIBE S.A. GRAL. LAGOS - SANTA FE
- 135 -

PLANIFICACIONES GANADERAS S.R.L. VENADO TUERTO SANTA. FE
LA MULITA S.A. VILLAGUAY – ENTRE RÍOS
RUNFO S.A. GONZALEZ CATÁN - BUENOS AIRES.
AXIS LOGÍSTICA S.A. GARÍN - BUENOS AIRES
FRIGORÍFICO JORGE L. TOLOSA S.A. GRAL. LAS HERAS BUENOS AIRES.
FRIGORÍFICO LA REGION de A.Gonzalez VILLA MADERO –
BUENOS AIRES.
CABAÑA DON BOSCO S.A. RAMOS MEJIA – BUENOS AIRES
TOP MEAT S.A. GRAL. RODRIGUEZ - BUENOS AIRES
MATADRO Y FCO. EL MERCEDINO S.A. MERCEDES – BUENOS
AIRES
CINA S.R.L. PUERTO ESTHER - SANTA FE
REXCEL S.A. GRAL. PACHECO - BUENOS AIRES
FCO. REGIONAL BOVINOS DEL SUR S.A. LOMA HERMOSA BUENOS AIRES
FRIGORÍFICO PILAR S.A. AVELLANEDA - BUENOS AIRES
FCO. MANECA S.A. SAN FERNANDO – BUENOS AIRES
FRIGORÍFICO TOBA S.A. PUERTO T IROL – CHACO
FCO. VIVORATÁ DE MAR YI S.A. VIVORATÁ – MAR CHIQUITA - BS
AS.
MANUFACTURAS DE CARNES VACUNAS S.A. AVELLANEDABUENOS AIRES
LOGROS S.A. RÍO SEGUNDO - CÓRDOBA
FRIGORÍFICO PAMPA DE VARE S.A. RÍO SEGUNDO - CÓRDOBA
FRIGORÍFICO VISOM S.A. LOS POLVORINES – BUENOS AIRES
CIA. FRIGORIFICA LUJÁN S.A. LUJÁN – BUENOS AIRES.
FRIGORÍFICO INDUSTRIAL PEHUAJÓ S.A. PEHUAJÓ – BUENOS
AIRES
FCO. LINCOLN S.R.L LINCOLN – BUENOS AIRES
FRÍO DOCK S.A. TORTUGUITAS – BUENOS AIRES
COMPAÑÍA ÍTALO ARGENTINA DE ALIMENTOS S.A. TANDIL –
BUENOS AIRES
Este apartado solamente tiene como objetivo plantear la idea general del
proyecto, sin entrar a un análisis más detallado de los costos relacionados ya
que debido a que no hay proyectos comparables en nuestro país, no se
puede extrapolar los datos conseguidos, por lo que para un análisis más
detallado sería necesario realizar un proyecto de ingeniería básica, lo que
escapa al alcance de este proyecto en particular.
- 136 -
ANEXO I
PLANILLAS DE CÁLCULO
DATOS DE LOS PROYECTOS
-A
) Y
ACIMIENTO D
E G
AS
A)
YACIMIENTO
DE
GAS
-B
) P
LANTA D
E B
IODIESEL
B)
PLANTA
DE
BIODIESEL
- 137 -
YACIMIENTO DE GAS
- 138 -
Cuadro de Resultados Generales
DESARROLLO Y PRODUCCIÓN
Reserva in situ MMm3
Reserva a presión de abandono Mm3
Presión de abandono Kg/cm2
Cantidad de pozos (perforados, incluye estériles)
Potencia total de compresión en yacimiento año "18" HP
Producción máxima MMm3/d
52,090
15,342
71
49
7,885
5.18
DEMANDA
Consumo máximo termoeléctrica MMm3/d
Consumo máximo distro MMm3/d
Consumo máximo industria MMm3/d
Consumo máximo total MMm3/d
1.20
1.69
2.50
5.18
PROCESAMIENTO
Capacidad de procesamiento MMm3/d (a 9095 Kcal/m3)
Propano + butano ton/año (promedio)
Gasolina m3/año (promedio)
Condensado m3/año (promedio)
5.30
69,621
18,888
36,748
TRANSPORTE
Gto p/ Generación eléctrica pulg
Capacidad máxima de transporte MMm3/d (a 9300 Kcal/m3)
Potencia instalada Hp
Gto p/ Gto troncal pulg
Capacidad máxima de transporte Mm3/d
Potencia instalada Hp
10
1.50
24
6.00
-
INVERSIONES
Inversión campo (yacimiento) Musd
Inversión planta/s acondicionamiento Musd
Inversión Gasoductos Musd
Inversión otros Musd
Inversión total Musd
PRECIOS 1er AÑO
Central eléctrica (usd/MMBtu)
Distribuidores (usd/MMBtu)
Usuarios Industriales (usd/MMBtu)
PRECIOS AÑO "n"
Central eléctrica (usd/MMBtu)
Distribuidores (usd/MMBtu)
Usuarios Industriales (usd/MMBtu)
100.5
57.7
88.1
21.1
267.3
1.50
0.50
1.70
3.61
3.61
4.33
PRECIOS LIQUIDOS
GLP exportación usd/tn (promedio)
GLP Local usd/tn (promedio nominal en 20 años)
Gasolina Local usd/m3
Gasolina Exportación usd/m3
817.3
506.3
-
RESULTADOS
VAN Musd
Tasa (WACC) %
TIR %
Repago Años (sin descontar)
Máxima exposición Musd
692.2
13.6%
52.6%
3.3
161.4
- 139 -
Yacimiento de Gas 1: Flujo de Fondos
Flujo de Caja en millones de U$S
Tasa de descuento (WACC)
13.60%
FFCC en millones de U$S
Ingresos:
Cobranzas
Egresos:
Inversiones
Gastos operativos
(sin amortizacion ni abandono)
Gastos de abandono
Government take
0
1
118.36
2
153.70
161.41
1.67
1.71
-
8.11
-
3
189.97
4
203.86
5
215.15
6
227.25
7
240.21
8
254.11
9
269.50
10
285.58
11
303.51
12
318.90
13
333.32
14
349.23
15
343.61
16
359.87
17
352.89
18
369.61
19
332.52
20
348.43
-
3.56
2.10
3.72
3.80
3.88
7.94
8.11
14.28
10.59
8.66
8.85
13.32
6.93
6.83
-
-
-
8.29
8.47
8.65
8.85
9.05
9.27
9.49
9.73
9.97
10.75
11.04
11.33
11.64
11.83
12.14
12.30
12.62
11.66
147.28
151.16
144.66
156.99
136.65
11.92
9.68
143.11
57.40
61.93
78.56
83.83
89.65
97.70
100.62
105.35
117.59
118.53
130.41
136.49
139.52
143.90
Flujo de Fondos Neto
-161.41
51.18
81.77
102.94
107.82
114.55
116.78
126.52
135.39
134.24
148.97
148.07
160.78
173.81
184.84
171.18
189.64
189.10
200.00
184.21
183.72
Flujo de Fondos Neto Acumulados
-161.41
-110.23
-28.46
74.48
182.30
296.85
413.63
540.15
675.54
809.78
958.75
1,106.82
1,267.60
1,441.41
1,626.25
1,797.43
1,987.07
2,176.17
2,376.17
2,560.38
2,744.10
Flujos de Fondos descontados
-161.41
48.02
67.53
74.84
69.00
64.53
57.91
55.23
52.03
45.41
44.36
38.81
37.10
35.31
33.05
26.94
26.28
23.06
21.47
17.41
15.29
Flujos de Fondos descontados AC.
-161.41
-113.39
-45.86
28.98
97.99
162.52
220.44
275.67
327.70
373.11
417.47
456.29
493.39
528.69
561.75
588.69
614.97
638.03
659.50
676.92
692.20
Repago
-
-
-
3.28
Repago descontado
-
-
-
3.61
VAN 13.60%
$
TIR
267.36
207.11
9.68
2,341.33
2,744.10
692.20
692.20
52.61%
Repago
3.3
Repago Descontado
3.6
Máxima exposición
Total
5,569.58
$
-161.41
140
Yacimiento de Gas 2: EERR
EERR en millones de U$S
Tipo de cambio
3.1
Tasa IIGG
35%
Tasa IIBB
2%
Imp a los debitos y creditos
0.50%
Regalías explotación
12%
Tasa sellos
1.4%
Costo abandono por pozo USD 60,000
Resolucion 188/93 - Sec Energia:
Gastos por compresión. art.3 inc. a)
30%
Gasto Internos. art.3 inc b)
3%
Transporte. art.3 inc c) USD 0.012
0
$/USD
(Dto.2656/1994)
Alícuota efectiva. Se deduce el 34% que se puede deducir de IG solo para los creditos
(se abonan al inicio de cada contrato)
15%
0%
/ 1000m3 / Km
1
2
3
4
24.23
9.42
43.48
26.34
14.89
118.36
32.31
15.93
61.05
28.49
15.92
153.70
40.38
22.61
79.15
30.81
17.02
189.97
41.27
29.48
81.71
33.24
18.16
203.86
42.17
32.87
84.76
35.94
19.41
215.15
43.09
36.65
87.91
38.86
20.74
227.25
44.04
40.85
91.15
42.01
22.16
240.21
45.00
45.53
94.50
45.40
23.68
254.11
45.98
51.06
97.94
49.17
25.35
269.50
46.99
56.88
101.50
53.13
27.08
285.58
48.02
63.35
105.63
57.53
28.98
303.51
49.07
67.06
109.42
62.32
31.03
318.90
50.14
69.36
113.31
67.36
33.15
333.32
51.24
72.16
117.33
72.99
35.51
349.23
52.36
59.77
121.99
73.93
35.56
343.61
53.50
61.97
126.27
80.07
38.06
359.87
54.67
48.29
131.21
80.77
37.95
352.89
55.87
49.82
135.76
87.51
40.65
369.61
57.09
17.13
141.01
80.38
36.91
332.52
58.34
17.99
145.85
86.83
39.42
348.43
935.76
868.18
2,070.93
1,133.08
561.63
5,569.58
17.78
18.17
18.48
18.98
19.44
20.05
20.69
21.40
22.55
23.78
26.47
28.37
30.20
32.35
34.19
36.50
37.41
38.08
33.61
34.09
532.59
13.78
2.37
1.18
0.34
0.13
0.61
0.58
-
17.89
3.07
1.54
0.45
0.22
0.85
0.62
42.81
22.11
3.8
1.9
0.57
0.32
1.11
0.67
48.96
23.73
4.08
2.04
0.58
0.41
1.14
0.72
51.68
25.04
4.3
2.15
0.59
0.46
1.19
0.77
53.94
26.45
4.55
2.27
0.6
0.51
1.23
0.83
56.49
27.96
4.8
2.4
0.62
0.57
1.28
0.9
59.22
29.58
5.08
2.54
0.63
0.64
1.32
0.97
62.16
31.37
5.39
2.7
0.64
0.71
1.37
1.04
65.77
33.24
5.71
2.86
0.66
0.8
1.42
1.12
69.59
34.55
6.07
3.04
0.67
0.89
1.48
1.21
74.38
37.05
6.38
3.19
0.69
0.94
1.53
1.31
79.46
38.73
6.67
3.33
0.7
0.97
1.59
1.41
83.6
40.58
6.98
3.49
0.72
1.01
1.64
1.52
88.29
39.09
6.87
3.44
0.73
0.84
1.71
1.53
88.4
41.77
7.2
3.6
0.75
0.87
1.77
1.65
94.11
40.08
7.06
3.53
0.77
0.68
1.84
1.66
93.03
42.85
7.39
3.7
0.78
0.7
1.9
1.79
97.19
38.52
6.65
3.33
0.8
0.24
1.97
1.64
86.76
40.37
6.97
3.48
0.82
0.25
2.04
1.77
89.79
644.74
111.39
55.71
13.11
12.16
28.99
23.71
1,422.40
0.00
0
110.89
38.81
141.01
49.35
152.18
53.26
161.21
56.42
170.76
59.77
180.99
63.35
191.95
67.18
203.73
71.31
215.99
75.6
229.13
80.2
239.44
83.8
249.72
87.4
260.94
91.33
255.21
89.32
265.76
93.02
259.86
90.95
272.42
95.35
245.76
86.02
258.64
90.52
4,147.18
1,451.52
Resultado final
0.00
72.08
91.66
98.92
104.79
110.99
117.64
124.77
132.42
140.39
148.93
155.64
162.32
169.61
165.89
172.74
168.91
177.07
159.74
168.12
2,695.66
Impuesto de sellos
Generación
Distribuidoras
M. Local
Líquidos
0.00
5.68
0.35
4.90
0.58
0.62
1.40
0.72
1.74
4.66
2.11
0.97
6.82
1.12
6.07
3.39
1.52
8.56
5.57
3.92
3.04
7.70
2.13
1.77
0.62
0.67
0.72
0.77
3.83
0.83
0.90
0.97
1.51
4.27
1.04
6.55
3.51
1.83
1.12
1.21
4.76
1.31
1.41
1.52
1.71
5.32
1.53
1.65
1.66
5.91
1.79
1.64
1.77
77.97
13.11
12.16
28.99
23.71
Gasto Internos.
Transporte.
0
0
0.01
0
4.61
0.01
0
5.7
0.01
0
6.12
0.01
0
6.45
0.01
0
6.82
0.01
0
7.21
0.01
0
7.62
0.01
0
8.09
0.01
0
8.57
0.01
6.51
9.11
0.01
0.53
9.57
0.01
0.54
10
0.01
0.55
10.48
0.01
7.51
10.31
0.01
1
10.8
0.01
8.26
10.59
0.01
1.46
11.09
0.01
1.49
9.98
0.01
1.53
10.45
0.01
Gastos para net back a boca de pozo
3.56
4.62
5.71
6.13
6.46
6.83
7.22
7.63
8.1
8.58
15.63
10.11
10.55
11.04
17.83
11.81
18.86
12.56
11.48
11.99
Ventas:
Generación
Distribuidoras
M. Local
GLP
Gasolina
Total
Costos operativos:
Gastos de operación totales
-
Government take
Regalías
IIBB
Débitos y créditos en cta. cte.
Sellos Generación
Sellos Distribuidoras
Sellos M. Local
Sellos Líquidos
Total costos
Resultado antes de IG
Impuesto a las ganancias
5
0.73
6
7
0.97
8
9
1.21
10
11
12
13
14
15
1.98
16
17
18
19
1.38
20
Total
0.49
Regalias:
Gastos por compresión
29.38
167.12
0.20
0.00
196.70
141
Yacimiento de Gas 3: Demanda
Proyeccion de Demanda en MMm3
Año
1.50
2.50
2.00
1.50
2.50
2.00
1.50
2.50
2.00
4
1.50
2.50
2.00
1.46%
1.20
1.40
1.90
4.50
1.20
1.42
1.93
4.55
1.20
1.44
1.96
4.60
CENTRAL ELECTRICA (Mm3)
DISTRIBUIDORES (Mm3)
ML GRANDES INDUSTRIAS (Mm3)
GLP Local (Miles de Toneladas)
Gasolina Local (Miles de Barriles)
438.00
511.00
693.50
65.85
330.98
438.00
518.30
704.45
66.58
334.65
Caudal de diseño de gasoductos
TOTAL para Neuba II
2.51
2.00
4.51
1.50
GLP Local (Toneladas)
Gasolina Local (barriles)
Crecimiento vegetativo demografico
Subtotal Gas Seco Real a 9300
1
2
3
5
1.50
2.50
2.00
6
1.50
2.50
2.00
7
1.50
2.50
2.00
8
1.50
2.50
2.00
9
1.50
2.50
2.00
10
1.50
2.50
2.00
11
1.50
2.50
2.00
12
1.50
2.50
2.00
13
1.50
2.50
2.00
14
1.50
2.50
2.00
15
1.50
2.00
2.00
16
1.50
2.00
2.00
17
1.50
1.50
2.00
18
1.50
1.50
2.00
19
1.50
0.50
2.00
20
1.50
0.50
2.00
TOTAL
30.00
43.00
40.00
1.20
1.46
1.98
4.64
1.20
1.48
2.01
4.69
1.20
1.5
2.04
4.74
1.20
1.52
2.07
4.79
1.20
1.54
2.1
4.84
1.20
1.57
2.13
4.90
1.20
1.59
2.16
4.95
1.20
1.61
2.2
5.01
1.20
1.64
2.23
5.07
1.20
1.66
2.26
5.12
1.20
1.69
2.29
5.18
1.20
1.37
2.33
4.90
1.20
1.39
2.36
4.95
1.20
1.06
2.4
4.66
1.20
1.07
2.43
4.70
1.20
0.36
2.47
4.03
1.20
0.37
2.5
4.07
24.00
27.14
43.75
94.89
438.00
525.60
715.40
67.31
338.33
438.00
532.90
722.70
67.9
341.28
438.00
540.20
733.65
68.63
344.96
438.00
547.50
744.60
69.36
348.63
438.00
554.80
755.55
70.09
352.31
438.00
562.10
766.50
70.82
355.99
438.00
573.05
777.45
71.7
360.40
438.00
580.35
788.40
72.43
364.08
438.00
587.65
803.00
73.31
368.49
438.00
598.60
813.95
74.24
373.15
438.00
605.90
824.90
75.02
377.07
438.00
616.85
835.85
75.99
381.96
438.00
500.05
850.45
71.96
361.72
438.00
507.35
861.40
72.85
366.17
438.00
386.90
876.00
68.7
345.30
438.00
390.55
886.95
69.58
349.75
438.00
131.40
901.55
59.75
300.34
438.00
135.05
912.50
60.34
303.30
8,760.00
9,906.10
15,968.75
1,392.41
6,998.86
2.54
2.03
4.57
2.58
2.06
4.64
2.62
2.08
4.70
2.65
2.12
4.77
2.69
2.15
4.84
2.72
2.18
4.90
2.76
2.21
4.97
2.81
2.24
5.05
2.85
2.27
5.12
2.88
2.32
5.20
2.94
2.35
5.29
2.97
2.38
5.35
3.03
2.41
5.44
2.45
2.45
4.90
2.49
2.48
4.97
1.90
2.53
4.43
1.92
2.56
4.48
0.64
2.60
3.24
0.66
2.63
3.29
1.50
1.50
1.50
1.50
1.50
1.50
1.50
1.50
1.50
1.50
1.50
1.50
1.50
1.50
1.50
1.50
1.50
1.50
1.50
Demanda Anual
Volumenes diarios maximos (Mm3)
Factores de carga
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Promedio
CENTRAL
80%
80%
80%
80%
80%
80%
80%
80%
80%
80%
80%
80%
80%
DISTRIB
30%
30%
30%
45%
65%
100%
100%
100%
65%
30%
45%
30%
55.83%
GU y P3
95%
95%
95%
95%
95%
95%
95%
95%
95%
95%
95%
95%
95%
CENTRAL
1.50
DISTRIB
2.50
GU y P3
2.00
1.50 Gasoducto 80Km
6.00
142
Yacimiento de Gas 4: Precios de Venta
Precios de venta:
Para la Generación Eléctrica el precio será de Aug-06
Aug-08
Para el Mercado Local Distribuidoras (R + P1 + P2) Aug-06
Aug-09
Para el Mercado Local, Usuarios Industriales Aug-06
Aug-08
USD 1.50 /MMBTU
USD 2.50 /MMBTU
2.19% PPI (Valor del índice “Producers Price Index -Industrial commodities - unadjusted index).
USD 0.50 /MMBTU
USD 1.50 /MMBTU
10.00% Anual, hasta alcanzar el precio de Generación Eléctrica
USD 1.70 /MMBTU
USD 3.00 /MMBTU
2.19% PPI (Valor del índice “Producers Price Index -Industrial commodities - unadjusted index).
USD 45.00 /bbl
Gasolina natural mercado local
(incluye Condensado)
5.74% Evolucion de WTI
USD 400.00 /ton
GLP mercado local
6.97% Evolucion de LPG
Año
CENTRAL ELECTRICA (U$S/MM BTU )
DISTRIBUIDORES (u$s/M BTU)
ML GRANDES INDUSTRIAS (u$s/M BTU)
GLP Local (u$s/ton)
Gasolina Local (u$s/bbl)
Año
CENTRAL ELECTRICA (u$s/M m3)
DISTRIBUIDORES (u$s/M m3)
ML GRANDES INDUSTRIAS (u$s/M m3)
GLP Local (u$s/ton)
Gasolina Local (u$s/bbl)
1
2
1.50
0.50
1.70
400.00
45.00
2.00
0.83
2.35
427.88
47.58
1
2
73.76
30.73
86.67
427.88
47.58
55.32
18.44
62.70
400.00
45.00
3
2.50
1.17
3.00
457.71
50.31
4
2.55
1.50
3.07
489.61
53.20
2.61
1.65
3.13
523.74
56.26
2.67
1.82
3.20
560.25
59.49
2.73
2.00
3.27
599.30
62.90
2.79
2.20
3.34
641.08
66.51
2.85
2.42
3.42
685.76
70.33
10
2.91
2.66
3.49
733.56
74.37
11
2.97
2.92
3.57
784.70
78.64
12
3.04
3.04
3.64
839.39
83.15
13
3.10
3.10
3.72
897.90
87.92
14
3.17
3.17
3.81
960.49
92.97
15
3.24
3.24
3.89
1027.45
98.31
16
3.31
3.31
3.97
1099.06
103.95
17
3.38
3.38
4.06
1175.67
109.92
18
3.46
3.46
4.15
1257.62
116.23
19
3.53
3.53
4.24
1345.29
122.90
20
3.61
3.61
4.33
1439.06
129.96
92.20
43.03
110.64
457.71
50.31
4
94.22
55.32
113.06
489.61
53.20
5
96.28
60.85
115.54
523.74
56.26
6
98.39
66.94
118.06
560.25
59.49
7
100.54
73.63
120.64
599.30
62.90
8
102.74
81.00
123.28
641.08
66.51
9
104.98
89.10
125.98
685.76
70.33
10
107.28
98.00
128.74
733.56
74.37
11
109.63
107.81
131.55
784.70
78.64
12
112.03
112.03
134.43
839.39
83.15
13
114.47
114.47
137.37
897.90
87.92
14
116.98
116.98
140.37
960.49
92.97
15
119.54
119.54
143.44
1027.45
98.31
16
122.15
122.15
146.58
1099.06
103.95
17
124.82
124.82
149.79
1175.67
109.92
18
127.55
127.55
153.06
1257.62
116.23
19
130.34
130.34
156.41
1345.29
122.90
20
133.19
133.19
159.83
1439.06
129.96
3
5
6
7
8
9
143
Yacimiento de Gas 5: Cálculo de la WACC
=
WACC
WACC:
D:
S:
rf:
km:
kd:
T:
ß:
1)
1)
2)
3)
4)
5)
6)
D
D
+
k
S
(1 − T ) +
d
S
+
D
(r
S
β (k
+
f
− r
m
f
))
costo promedio ponderado de capital
deuda
capital
rendimiento de un activo libre de riesgo
promedio ponderado de los rendimientos de mercado de valores
tasa marginal de endeudamiento de la empresa
tasa de impuesto a las ganancias
beta, mide la relación entre el riesgo sistemático del activo financiero a valuar y km
1) D / (D + S) y S / (D + S)
Estados contables anuales al 31/12/06
Fuente: www.cnv.gov.ar
Petrobras
Energia S.A.
YPF S.A.
20,489
12,653
7,836
20,489
62%
38%
Activo
Pasivo (D)
Pat. Neto (S)
Pasivo + PN
D / (D + S)
S / (D + S)
Total
35,394
11,049
24,345
35,394
31%
69%
55,883
23,702
32,181
55,883
42% =>
58% =>
D/(D+S) = 40%
S/(D+S) = 60%
2) rf (rendimiento de un activo libre de riesgo)
Fuente: http://www.bloomberg.com/markets/rates/index.html
US Treausuries Notes/Bonds
Coupon
2-Year
4.750
3-Year
4.750
5-Year
4.625
10-Year
4.625
30-Year
4.750
Maturity date
28/02/2009
15/02/2010
29/02/2012
15/02/2017
15/02/2037 Plazo similar al de explotación
4.75% = rf = kf
3) km (promedio ponderado de los rendimientos de mercado de valores = premio por riesgo del mercado)
k
d
=
k
+
f
k
+
c
k
rm
k f : tasa libre de riesgo
Ej. Letras de la tesoreria de US = rf
a) k c : tasa de riesgo país
Promedio anual del riesgo pais
b) k rm : premio por riesgo de mercado.
Por diferencia con una tasa de endeudamiento de una empresa del sector
Índice de Riesgo Financiero de Ecolatina
Mide el riesgo de crédito del gobierno nacional implícito en el spread de rendimiento de la deuda. Es una herramienta sumamente útil
para captar los cambios en el entorno financiero desde el default de la deuda pública del Estado Nacional en 2002.
Fecha
07-Mar
06-Mar
05-Mar
02-Mar
01-Mar
Promedio
Valor
337
336
330
314
305
324.4
=> 3.24%
Consideraremos un riesgo pais estimado del 4%
kc = 4.00%
Consideraremos una tasa de rendimiento estimada del 15%
km = 15.00%
4) kd (tasa marginal de endeudamiento de la empresa)
k
d
=
k
+ k
f
+ k
c
rm
kd = 4.75% + 4% + 15%
23.75% = kd
5) T = Tasa de impuesto a las ganacias de sociedades = 35%
T = 35.00%
6) ß (riesgo sistemático del activo financiero y el premio por riesgo de mercado)
Fuente: http://faculty.insead.edu/peyer/FFE/Betas%20per%20industry%20based%20on%20US%20COMPANIES.doc
Betas , levered and unlevered, by Sector
Data used: Value Line database of 7091 US companies .
As of January 2005
The table shows industry average betas, levered and unlevered for US COMPANIES.
Industry Name
Petroleum (Integrated)
Petroleum (Producing)
Promedio
Number of Firms
Average Beta
34
145
0.85
0.62
0.735
Market D/E
Ratio
Unlev
ered
14,01%
19,38%
0,77
0,54
CALCULO
WACC
=
D
D
+
S
k
d
(1 − T ) +
D
S
+
S
(r
Costo del endeudamiento
Costo del endeudamiento =
f
+
β (k
m
− r
f
))
Costo del capital propio
6.20%
Costo del capital propio =
7.40%
WACC
13.60%
144
Yacimiento de Gas 6: Composición
Componentes
Factor de
Recuperación
Gas a tratar %
Molar
GasResidual +
extracciones %
molar
(1)
(2)
(3)
N2
CO2
C1
C2
C3
iC4
nC4
iC5
nC5
C6
C7+
Subtotal
Extracciones
Total
Gas Residual Neto PCS del Gas
% Molar
Residual
(4)
(5)
0%
1.77%
1.77%
1.81%
-
0%
0.54%
91.38%
4.22%
1.23%
0.34%
0.31%
0.08%
0.09%
0.04%
0.00%
100%
0.54%
91.38%
4.01%
0.02%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
97.72%
2.28%
100%
0.55%
93.51%
4.10%
0.03%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
8,424
648
6
9,095
5%
98%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
Subtotal
Composicion
recuperación
9.27%
52.95%
14.94%
13.62%
3.51%
3.95%
1.76%
0.00%
100%
0.9980
Yacimiento de Gas 7: Condensables
Extracciones
% del Total del gas
Volumen Diario
de GAS (M3)
0.21%
0.21%
1.21%
0.65%
2.28%
10,947
10,999
62,834
33,883
118,662
Gasolina
Etano
Propano
Butano
Total
Volumen Diario
Liq (M3)
Densidad [Kg/m3]
54.4
39.1
231.0
145.3
469.8
Peso [Kg]
634.73
357.76
507.30
573.03
34,522
13,987
117,185
83,290
248,985
Yacimiento de Gas 8: Total Gas
Volumen
equivalente a
9300 Kcal/m3
Resultados A
Gas a tratar (M3/día)
Gas Residual (M3/día]
Etano [m3/dia]
Propano (M.ton.)
Butano (M.Ton)
Gasolina (Bbl)
5,212,698
5,094,037
10,999
117.2
83.3
342.1
5,304,390
4,981,930
18,669
151,640
105,835
43,550
Factores
1.042414877
(incluye el etano)
3.8459E-05
(incluye butano)
6.56275E-05
Yacimiento de Gas 9: Gas / Líquido
Propiedades de
componentes
C2
C3
iC4
nC4
iC5
nC5
C6
C7+
RELACION
DENSIDAD
GAS/LIQ.
LIQUIDO
3
3
(m G/m L)
281.32
272.01
229.02
237.60
204.61
206.79
182.15
162.30
3
(kg/m )
357.76
507.30
562.98
584.06
624.35
631.00
663.89
687.84
Poder calorifico
superior
(kcal/m3)
15785.40
22444.20
29004.90
29098.10
35685.10
35756.80
42420.30
49079.00
---> Etano
---> Propano
---> Butano
---> Butano
---> Condensado
---> Condensado
---> Condensado
---> Condensado
145
Yacimiento de Gas 10: Composición
Composición
C2
C3
iC4
nC4
iC5
nC5
C6
C7+
Total
3
Etano
100%
Propano
Butano
Condensado
100%
52%
48%
3
(m G/m L)
3
(kg/m )
Pcs [Kcal/m3]
100%
281.32
357.76
15785.40
100%
272.01
507.30
22444.20
38%
43%
19%
0%
100%
201.27
634.73
36998.72
100%
233.11
573.03
29049.35
Yacimiento de Gas 11: Planta de Tratamiento de Líquidos
Alternativas de planta de tratamiento de líquidos
Recuperación
C2
C3
iC4
nC4
iC5
nC5
C6
Pta P. Rocio
C7+
Z
0.9976
Rec. LPG
Rec. LPG
Rec. LPG
0%
0%
0%
0%
25%
30%
25%
55%
85%
85%
98%
98%
70%
90%
98%
98%
100%
100%
85%
98%
100%
100%
100%
100%
50%
90%
98%
98%
100%
100%
100%
100%
0.9978
Refrigeración
Simple
a -25 °C
0.9980
Expansion
Joule-Thompson
a -85 °C
0.9980
Turboexpander
a -90 °C
146
Yacimiento de Gas 12: Demanda
Año
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Total
Demanda de Gas
(a 9300 Kcal/m3)
[MMm3/d]
Produccion
bruta*
[MMm3/d]
4.50
4.55
4.60
4.64
4.69
4.74
4.79
4.84
4.90
4.95
5.01
5.07
5.12
5.18
4.90
4.95
4.66
4.70
4.03
4.07
4.76
4.81
4.87
4.91
4.96
5.02
5.07
5.12
5.18
5.24
5.30
5.37
5.42
5.49
5.20
5.27
4.97
5.03
4.32
4.36
3.0
Costo de Tratamiento de Gas crudo
Produccion bruta incluye gas para gastos operativos
Producción
Gas Residual
[MMm3/d]
a 9095 [Kcal/m3]
4.59
4.65
4.70
4.74
4.79
4.84
4.89
4.94
5.00
5.05
5.11
5.18
5.23
5.30
5.02
5.08
4.79
4.85
4.17
4.21
LPG
[ton/a]
Gasolina
[bbl/a]
65848
66580
67312
67897
68628
69360
70092
70823
71701
72433
73311
74240
75018
75990
71963
72849
68697
69582
59752
60340
1,392,417
112365
113614
114862
115861
117110
118358
119607
120855
122353
123602
125100
126685
128013
129672
122799
124312
117226
118737
101963
102965
2,376,059
Retenido
en yacimiento
(a 9300 Kcal/m3) Condensado
[MMm3/d]
[bbl/a]
(LPG+Gasolina)
0.271
218615
0.274
221044
0.277
223473
0.279
225416
0.282
227845
0.285
230274
0.288
232703
0.291
235132
0.295
238047
0.298
240476
0.302
243391
0.305
246474
0.309
249059
0.313
252286
0.296
238915
0.300
241858
0.283
228072
0.286
231012
0.246
198376
0.248
200327
4,622,796
Inverisiones
Costos operativos
Planta
Turboexpander Acondicionamient
o
MM$
42.3
$
5.33
$
5.50
$
5.69
$
5.86
$
6.05
$
6.25
$
6.46
$
6.67
$
6.90
$
7.12
$
7.36
$
7.62
$
7.87
$
8.15
$
7.88
$
8.15
$
7.86
$
8.13
$
7.14
$
7.36
$
42.33 $
139.36
$/Mm3
Tasa actualización costo
2.19%
Yacimiento de Gas 13: Planta Líquidos
Cálculo de la planta de procesamiento de líquidos
Capacidad [MMm3/d]
2
3
4
Costo [MUSD]
22
29
35
Planta necesaria
6
[MMm3/d]
Costo de plantas de tratamiento de líquidos
40
y = 18.657Ln(x) + 8.9022
2
R = 0.9971
35
30
25
20
15
10
5
0
0
0.5
1
1.5
Costo [MUSD]
2
2.5
3
3.5
4
4.5
Logarítmica (Costo [MUSD])
147
Yacimiento de Gas 14: Inversiones y Costos Operativos Pozos
Año
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Total
Pozos
Caudal crudo
producido
Pozos acum
Separador
Perforados
[MMm3/d]
productivos
(cantidad)
7
1
1
0
2
1
2
2
2
4
4
4
5
4
4
3
3
0
0
0
0
49
4.76
4.81
4.87
4.91
4.96
5.02
5.07
5.12
5.18
5.24
5.30
5.37
5.42
5.49
5.20
5.27
4.97
5.03
4.32
4.36
7
8
9
9
10
11
13
15
17
20
24
27
32
36
39
42
45
45
45
45
10
0
0
0
0
1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
11
Perforacion
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
10.5
1.5
1.6
3.3
1.7
3.4
3.5
3.6
7.3
7.4
7.6
9.7
7.9
8.1
6.2
6.4
89.7
Inversiones
Separador
Cañerias
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
0.9
0.1
0.1
0.3
0.1
0.3
0.3
0.3
0.6
0.7
0.7
0.9
0.7
0.7
0.6
0.6
8.0
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
Medición y reg
2.50 $
0.28
2.78 $
Planta
Operativos
Captacion
Workover
Acond. CO2
Inversion
Costo operativo
Total por año Total por año
TOTAL
endulzamiento 1
0.8 $
15.3
0.8 $
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
15.3 $
0.03
0.03
0.04
0.04
0.04
0.05
0.06
0.07
0.08
0.10
0.12
0.14
0.17
0.19
0.22
0.24
0.26
0.27
0.27
0.28
2.70
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
0.01
0.01
0.01
0.01
0.01
0.01
0.01
0.01
0.01
0.02
0.02
0.02
0.02
0.02
0.02
0.02
0.02
0.02
0.02
0.02
0.30
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
2.74
2.74
2.74
2.74
2.74
2.74
2.74
2.74
2.74
2.74
2.74
2.74
2.74
2.74
2.74
2.74
2.74
2.74
2.74
2.74
54.75
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
30.06
1.67
1.71
3.56
2.10
3.72
3.80
3.88
7.94
8.11
8.29
10.59
8.66
8.85
6.78
6.93
116.64
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
2.78
2.78
2.79
2.79
2.80
2.80
2.81
2.82
2.83
2.85
2.88
2.89
2.92
2.95
2.97
2.99
3.01
3.02
3.02
3.03
57.75
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
30.06
4.45
4.49
2.79
6.35
4.89
6.52
6.61
6.71
10.77
10.96
11.16
13.48
11.58
11.80
9.75
9.92
3.01
3.02
3.02
3.03
174.39
148
Yacimiento de Gas 15: Cálculo de Reservas:
Cálculo de Reservas Volumétricas
Variable
<
Φ
Sw
Tr
Pr
Ta
Pa
Bg
G
2140
18%
32%
370
246
288
1.033
0.005028
Datos del yacimiento
Unidad
Descripción
MMm3
Volumen de roca
[%]
Porosidad (efectiva ?)
[%]
Saturación de agua irreductible
[K]
Temperatura de reservorio
Presión del reservorio
[Kg/cm2]
Temperatura ambiente
[K]
Presión atmosférica
[Kg/cm2]
Factor volumétrico del gas
52090 MMm3
Gas "in situ" , a P y T de superficie
Análisis PVT de los fluidos del reservorio
P
[Kg/Cm2]
246
225
180
120
80
50
0
Z
[Kg/Cm2]
0.9321
0.9215
0.9092
0.9145
0.9320
0.9523
1
P/Z
[MMMm3]
263.9
244.2
198.0
131.2
85.8
52.5
0.0
Bg
0.005028483
0.005435286
0.006703421
0.010113746
0.015460925
0.02527629
G
[MMMm3]
52.090
48.192
39.075
25.899
16.942
10.363
Gp
[MMMm3]
0.000
3.899
13.015
26.191
35.149
41.728
52.090
149
Yacimiento de Gas 16: Resumen Técnico 1° Parte
Concepto
INVERSIONES [MUSD}
Pozos
Facilities
Año
0
1
2
1.67
0.15
0.28
-
7
3.42
0.30
-
8
3.49
0.31
-
9
3.57
0.32
-
10
7.29
0.65
-
11
7.45
0.66
-
12
7.61
0.68
5.99
-
13
9.72
0.87
-
14
7.95
0.71
-
15
8.12
0.72
-
16
6.23
0.55
6.54
-
17
6.36
0.57
-
18
6.83
-
19
-
20
-
TOTAL
Turboexpander
42.33
42.33
Gasoducto
C.Termoelectrica
Neuba II
13.42
74.65
13.42
74.65
Estacion de med.
C.Termoelectrica
Neuba II
0.40
0.55
0.40
0.55
Compresion
Planta Comp.
Compresores
Procesamiento
3.27
0.29
-
6
Procesamiento
Workover
Captacion
Compresion
Endulzamiento
-
5
10.50
0.93
2.50
0.80
15.33
GASTOS OPERATIVOS [MUSD}
Facilities
1.57
0.14
-
4
Perforacion
Cañerias
Separador
Medicion y Reg.
Compresion
Endulzamiento
TOTAL INVERSIONES [MUSD}
1.53
0.14
-
3
-
89.75
7.98
2.78
0.80
19.36
15.33
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
161.41
1.67
1.71
-
3.56
2.10
3.72
3.80
3.88
7.94
8.11
14.28
10.59
8.66
8.85
13.32
6.93
6.83
-
-
-
267.36
-
0.03
0.01
2.74
0.03
0.01
2.74
0.04
0.01
2.74
0.04
0.01
2.74
0.04
0.01
2.74
0.05
0.01
2.74
0.06
0.01
2.74
0.07
0.01
2.74
0.08
0.01
2.74
0.10
0.02
2.74
0.12
0.02
0.51
2.74
0.14
0.02
0.53
2.74
0.17
0.02
0.54
2.74
0.19
0.02
0.55
2.74
0.22
0.02
0.97
2.74
0.24
0.02
1.00
2.74
0.26
0.02
1.43
2.74
0.27
0.02
1.46
2.74
0.27
0.02
1.49
2.74
0.28
0.02
1.53
2.74
5.33
5.50
5.69
5.86
6.05
6.25
6.46
6.67
6.90
7.12
7.36
7.62
7.87
8.15
7.88
8.15
7.86
8.13
7.14
7.36
Operativos
Compresores
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Subtotal
-
8.11
8.29
8.47
8.65
8.85
9.05
9.27
9.49
9.73
9.97
10.75
11.04
11.33
11.64
11.83
12.14
12.30
12.62
11.66
11.92
207.11
Amortizaciones
-
-
7.89
7.97
8.24
8.46
8.80
9.15
9.56
10.35
11.21
12.84
14.24
15.57
17.17
18.64
20.39
21.05
21.32
18.31
18.49
267.36
Abandono
-
0.34
-
0.36
0.36
0.36
0.38
0.39
0.40
0.42
0.44
0.47
0.51
0.55
0.60
0.61
0.65
0.66
0.68
0.58
0.58
TOTAL GASTOS OPERATIVOS [MUSD}
-
-
16.52
16.80
17.25
17.67
18.23
18.81
19.45
20.50
21.62
24.06
25.79
27.45
29.41
31.08
33.18
34.01
34.62
30.55
30.99
GASTOS OPERATIVOS MAS 10% imprevistos
0.0
17.8
18.2
18.5
19.0
19.4
20.1
20.7
21.4
22.6
23.8
26.5
28.4
30.2
32.4
34.2
36.5
37.4
38.1
33.6
34.1
161.4
163.08
1,737.85
35,010.44
4.73%
7.71
7.71
157.08
149.19
1,757.16 1,776.47
33,253.28 31,476.81
5.02%
5.34%
7.89
7.97
15.60
23.57
144.78
1,791.92
29,684.89
5.69%
8.24
31.81
138.64
1,811.22
27,873.67
6.10%
8.46
40.27
133.90
1,830.53
26,043.14
6.57%
8.80
49.07
128.90
123.63
1,849.84
1,869.15
24,193.30 22,324.15
7.10%
7.73%
9.15
9.56
58.22
67.78
122.01
1,892.32
20,431.83
8.48%
10.35
78.13
119.77
1,911.63
18,520.20
9.36%
11.21
89.34
122.84
1,934.81
16,585.39
10.45%
12.84
102.18
120.59
1,959.32
14,626.07
11.81%
14.24
116.42
115.01
1,979.86
12,646.21
13.54%
15.57
131.99
108.29
2,005.51
10,640.70
15.86%
17.17
149.16
104.44
1,899.22
8,741.48
17.85%
18.64
167.80
92.73
1,922.62
6,818.86
21.99%
20.39
188.19
79.17
1,813.03
5,005.83
26.59%
21.05
209.24
58.12
1,836.40
3,169.43
36.69%
21.32
230.56
36.80
1,576.96
1,592.47
49.76%
18.31
248.87
18.49
1,592.47
-0.00
100.00%
18.49
267.36
Valor Residual - Inversiones
Producción Anual (MMm3)
Reservas (MMm3)
% Curva de amortizaciones
Cargo anual por amortizacion
Amortizaciones Acumuladas
36,748.29
-
484.15
36,748.29
267.36
150
Yacimiento de Gas 17: Resumen Técnico 2° Parte
Concepto
Año
0
1
Cargo anual por taponamiento
Cargo anual por abandono de instalaciones
Gastos de abandono
Pozos perforados
Taponamiento
USD 0.060
7
0.42
Inversiones en instalaciones de superficie actualizado
Abandono de instalaciones
USD 6.73
Total compresion (para Regalias)
-
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
TOTAL
0.02
0.32
1
0.06
0.02
0.02
0.32
0.34
1
0.06
0.02
0.00
0.03
0.33
0.36
0.00
0.02
0.00
0.00
0.03
0.33
0.36
2
0.12
0.02
0.00
0.00
0.00
0.03
0.33
0.36
1
0.06
0.02
0.00
0.00
0.00
0.01
0.04
0.34
0.38
2
0.12
0.02
0.00
0.00
0.00
0.01
0.00
0.05
0.34
0.39
2
0.12
0.02
0.00
0.00
0.00
0.01
0.00
0.01
0.06
0.34
0.40
2
0.12
0.02
0.00
0.00
0.00
0.01
0.00
0.01
0.01
0.07
0.35
0.42
4
0.24
0.02
0.00
0.00
0.00
0.01
0.00
0.01
0.01
0.01
0.09
0.35
0.44
4
0.24
0.02
0.00
0.00
0.00
0.01
0.00
0.01
0.01
0.01
0.02
0.12
0.35
0.47
4
0.24
0.02
0.00
0.00
0.00
0.01
0.00
0.01
0.01
0.01
0.02
0.03
0.15
0.36
0.51
5
0.30
0.02
0.00
0.00
0.00
0.01
0.00
0.01
0.01
0.01
0.02
0.03
0.03
0.19
0.36
0.55
4
0.24
0.02
0.00
0.00
0.00
0.01
0.00
0.01
0.01
0.01
0.02
0.03
0.03
0.04
0.23
0.37
0.60
4
0.24
0.02
0.00
0.00
0.00
0.01
0.00
0.01
0.01
0.01
0.02
0.03
0.03
0.04
0.04
0.26
0.35
0.61
3
0.18
0.02
0.00
0.00
0.00
0.01
0.00
0.01
0.01
0.01
0.02
0.02
0.03
0.04
0.04
0.04
0.30
0.35
0.65
3
0.18
0.02
0.00
0.00
0.00
0.01
0.00
0.01
0.01
0.01
0.02
0.02
0.03
0.04
0.04
0.04
0.04
0.33
0.33
0.66
0.00
0.02
0.00
0.00
0.00
0.01
0.00
0.01
0.01
0.01
0.02
0.02
0.03
0.04
0.03
0.04
0.04
0.05
0.34
0.34
0.68
0.00
0.02
0.00
0.00
0.00
0.01
0.00
0.01
0.01
0.01
0.02
0.02
0.03
0.04
0.03
0.04
0.04
0.05
0.00
0.29
0.29
0.58
0.00
0.02
0.00
0.00
0.00
0.01
0.00
0.01
0.01
0.01
0.02
0.02
0.02
0.03
0.03
0.04
0.03
0.04
0.00
0.00
0.29
0.29
0.58
0.00
0.02
0.00
0.00
0.00
0.01
0.00
0.01
0.01
0.01
0.02
0.02
0.02
0.03
0.03
0.04
0.03
0.04
0.00
0.00
0.00
2.94
6.73
9.68
49
2.94
0.42
0.06
0.06
0.12
0.06
0.12
0.12
0.12
0.24
0.24
0.24
0.30
0.24
0.24
0.18
0.18
-
61.9
0.00
0.1
0.32
0.1
0.32
0.0
0.33
0.2
0.33
0.2
0.33
0.1
0.34
0.1
0.34
0.1
0.34
0.2
0.35
0.2
0.35
1.6
0.35
0.2
0.36
0.1
0.36
0.1
0.37
1.0
0.35
0.1
0.35
0.8
0.33
0.0
0.34
0.0
0.29
0.0
0.29
6.73
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
6.5
0.5
0.5
0.5
7.5
1.0
8.3
1.5
1.5
1.5
151
Yacimiento de Gas 18: Escenarios
Resumen de escenarios
Valores actuales:
Optimista
Pesimista
Celdas cambiantes:
Delta_Precios
0%
15%
-15%
Delta_Tax
0%
-5%
5%
Celdas de resultado:
VAN
692.2
1861.3
376.4
TIR
53%
61%
45%
Repago
3.3
3.2
3.4
Repago_Desc
3.6
3.5
3.7
Notas: La columna de valores actuales representa los valores de las celdas cambiantes
en el momento en que se creó el Informe resumen de escenario. Las celdas cambiantes de
cada escenario se muestran en gris.
Yacimiento de Gas 19: Análisis de Sensibilidad
Sensibilidad de precios del gas natural
Variación precios Central Termica
Var
VAN
25% $
1,494.51
20% $
1,160.14
15% $
955.95
10% $
830.70
5% $
753.01
0% $
692.20
-5% $
635.90
-10% $
594.66
-15% $
565.09
-20% $
543.80
-25% $
527.38
100%
Variación precios Grandes Usuarios
Var
VAN
25% $
2,562.65
20% $
1,764.07
15% $
1,280.10
10% $
985.64
5% $
804.90
0% $
692.20
-5% $
620.34
-10% $
573.21
-15% $
541.21
-20% $
518.68
-25% $
502.25
100%
Variación precios Distribuidora
Var
VAN
25% $
724.11
20% $
720.13
15% $
716.29
10% $
711.24
5% $
704.53
0% $
692.20
-5% $
663.23
-10% $
636.13
-15% $
617.61
-20% $
604.53
-25% $
594.95
100%
152
Yacimiento de Gas 10: Diseño Gasoductos
Año
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Total
Presión a la
Producción
en boca de pozo cruda de gas
[MMm3/d]
87
95
97
83
83
81
86
86
83
82
80
75
71
64
59
50
45
33
29
17
Producción
Requiero
Compresión ?
Turboexpander
4.76
4.81
4.87
4.91
4.96
5.02
5.07
5.12
5.18
5.24
5.30
5.37
5.42
5.49
5.20
5.27
4.97
5.03
4.32
4.36
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
Rc
1.0
1.1
1.2
1.3
1.5
1.7
2.4
2.7
4.6
Krc
92
176
340
490
771
997
1567
1765
1754
Potencia necesaria
[HP]
7885
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
495
953
1870
2552
4062
4953
7885
7628
7651
Potencia a in Costo
Potencia
[M$]
0
0
0
$
0
$
0
$
0
$
0
$
0
$
0
$
0
$
0
$
0
$
1
$
0
$
0
$
0
$
1
$
0
$
1
$
0
$
0
$
$
Costo
Operativo
6.0
6.5
6.8
-
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
19.4 $
0.51
0.53
0.54
0.55
0.97
1.00
1.43
1.46
1.49
1.53
10.0
Inversion
Presión a la Gasoducto
entrada del G. Electrica
Gasoducto Material y Montaje
$
85
93
95
81
81
79
84
84
81
80
78
76
76
76
76
76
76
76
76
76
$
Costo
Inversion
Operativo Gasoducto
Neuba II
Material y Montaje
13.4
$
74.7
$
1.2
$
1.3
$
1.3
$
1.3
$
1.3
$
1.4
$
1.4
$
1.4
$
1.5
$
1.5
$
1.5
$
1.6
$
1.6
$
1.6
$
1.7
$
1.7
$
1.7
$
1.8
$
1.8
$
1.8
13.4 $
30.4 $
74.7
Diseño del Gasoducto Central Electrica
Gas a 9300-->
Costo
Operativo
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
Demanda de Gas
G. Electrica
Gas real
[MMm3/d]
Demanda de Gas
Neuba II
Gas real
[MMm3/d]
1.23
1.23
1.23
1.23
1.23
1.23
1.23
1.23
1.23
1.23
1.23
1.23
1.23
1.23
1.23
1.23
1.23
1.23
1.23
1.23
3.37
3.43
3.48
3.52
3.57
3.62
3.67
3.72
3.78
3.83
3.90
3.96
4.01
4.07
3.78
3.83
3.54
3.58
2.89
2.93
3.1
3.1
3.2
3.3
3.3
3.4
3.5
3.6
3.6
3.7
3.8
3.9
4.0
4.1
4.2
4.2
4.3
4.4
4.5
4.6
75.9
Requiero
Compresión ?
G. Electrica
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
Diseño del Gasoducto Neuba II
Max Caudal
Max Caudal
P1
P2
Kp req
Diametro
espesor
1.50
1.53
76
45
25.0
10
0.252
MMm3/d
MMm3/d
Kg/cm2
Kg/cm2
PMAO
Distancia
Kp dispongo
Peso gasoducto
179
80
26.0
42.1
62.65
Kg/cm2
Km
"
lb/ft
tn/km
6.00
6.14
81
70
150.5
24
0.343
MMm3/d
MMm3/d
Kg/cm2
Kg/cm2
101
200
155.6
87
129.47
Kg/cm2
Km
"
lb/ft
tn/km
2700
3
8100
HP por etapa
Etapas de inversión
Total potencia disp [HP]
Combustible
Total
Neuba II
[MMm3]
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
NO
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.01
0.01
0.02
0.03
0.03
0.06
0.05
0.05
78
76
Turbo expander:
Mínima presión a la entrada del turboexpander = 75 Kg/cm2
Presión a la salida de la planta de tratamiento
Calidad del acero
X70
tension
T
E
F
Peso especific
70000
4923
1
1
0.72
42.1
Kg/cm2
Costos
Material
1400 $/tn
Montaje
8 $/".m
Mantenimient
15 M$/km.año
Tasa actualización costo
2.19%
Pérdida de carga en captacion
10
Kg/cm2
Pérdida de carga en tratamiento
Costo de potencia instalda
Kg/cm2
$/hp
Diámetro nom
Espesor [cm]
Espesor ["]
Presion max
Diametro inte
lb/ft
Longitud [Km]Kp*(10^3)
20
40
50
60
80
100
150
200
250
300
400
2
1750
Costo de planta compresora (turbocompresores)
60
$ / HP.año
0.000007
MMm3/HP requerido
1
Planta compresora
Rc
Krc
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
1.7
314
456
589
715
835
949
1.8
1.9
2.0
1058
1163
1263
36
1.27
0.500
103.9
88.9
30
1.031
0.406
101.2
74.1
128.4
24
0.87
0.343
106.8
59.2
87
Tabla de medidas de tubos
22
20
0.82
0.78
0.323
0.307
109.8
114.9
54.2
49.2
79.6
65.7
18
0.78
0.307
127.7
44.2
59
16
0.64
0.252
117.8
39.4
42.1
12
0.64
0.252
157.1
29.2
42.1
10
0.64
0.252
188.5
24.1
8
0.64
0.252
235.7
19
1,358.8
960.8
859.4
784.5
679.4
607.7
496.2
429.7
384.3
350.8
303.8
863.0
610.2
545.8
498.2
431.5
385.9
315.1
272.9
244.1
222.8
193
492.1
348.0
311.2
284.1
246.1
220.1
179.7
155.6
139.2
127.1
110
395.1
279.4
249.9
228.1
197.5
176.7
144.3
124.9
111.7
102
88.3
236.3
167.1
149.4
136.4
118.2
105.7
86.3
74.7
66.8
61
52.8
177.2
125.3
112.1
102.3
88.6
79.3
64.7
56
50.1
45.8
39.6
84.0
59.4
53.1
48.5
42
37.6
30.7
26.6
23.8
21.7
18.8
52.1
36.8
33.0
30.1
26
23.3
19
16.5
14.7
13.5
11.6
28.8
20.4
18.2
16.7
14.4
12.9
10.5
9.1
8.2
7.4
6.4
310.2
219.4
196.2
179.1
155.1
138.7
113.3
98.1
87.7
80.1
69.4
- 154 -
PLANTA DE BIODIESEL
Biodiesel 1: Flujo de Fondos
Flujo de Fondos
PRODUCTION (TN)
TONS A VENDER
Ene-07
Jun-07
-
Dic-07
-
Jun-08
-
Inversiones
-
9.738.750
-
-
12.153.750
-
Tasa de Interes TNA
8,50%
Tasa de descuento
11,78%
VAN
36.938.890
Máxima Exposición
-35.910.723
Cash Flow acumulado
Pay Out Años
Dic-14
Dic-15
Dic-16
Dic-17
Dic-18
Dic-19
TOTAL
219.000
201.480
219.000
201.480
219.000
201.480
219.000
201.480
219.000
201.480
219.000
201.480
2.346.000
2.150.820
35.802.000
35.802.000
-
41.769.000
41.769.000
-
111.801.132
108.897.750
2.903.382
114.285.601
111.317.700
2.967.901
116.511.955
113.544.054
2.967.901
118.782.836
115.814.935
2.967.901
121.099.135
118.131.234
2.967.901
123.461.760
120.493.858
2.967.901
125.871.637
122.903.736
2.967.901
128.329.711
125.361.810
2.967.901
130.836.948
127.869.047
2.967.901
133.394.329
130.426.427
2.967.901
1.301.946.043
1.272.331.551
29.614.492
148.223
18.223
60.000
70.000
30.650.654
30.502.431
18.223
60.000
70.000
35.740.467
35.586.169
24.298
60.000
70.000
93.767.035
93.179.852
327.182
120.000
140.000
93.767.035
93.179.852
327.182
120.000
140.000
95.642.375
95.043.449
333.726
122.400
142.800
97.555.223
96.944.318
340.401
124.848
145.656
99.506.327
98.883.205
347.209
127.345
148.569
101.496.454
100.860.869
354.153
129.892
151.541
103.526.383
102.878.086
361.236
132.490
154.571
105.596.911
104.935.648
368.461
135.139
157.663
107.708.849
107.034.361
375.830
137.842
160.816
109.863.026
109.175.048
383.346
140.599
164.032
1.074.968.962
1.068.203.288
3.579.470
1.470.555
1.882.961
13.020.000
2.625.000
2.625.000
-
2.526.346
167.313
40.162.500
807.500
680.000
595.000
510.000
425.000
340.000
255.000
170.000
85.000
-
-
4.717.500
1.000.000
1.000.000
1.000.000
1.000.000
1.000.000
1.000.000
1.000.000
1.000.000
1.000.000
1.000.000
0
1.875.267
4.668.246
5.567.561
5.720.165
5.875.227
6.032.795
6.192.920
6.355.651
6.521.043
6.689.147
8.235.956
63.733.979
1.596.033
14.478.830
14.255.320
13.792.019
14.082.448
14.377.580
14.677.511
14.982.334
15.292.150
15.607.056
16.842.156
-8.235.956
108.363.103
2008
-31.788.345
2009
-17.309.515
2010
-3.054.195
2011
10.737.824
2012
24.820.272
2013
39.197.853
2014
53.875.363
2015
68.857.698
2016
84.149.847
2017
99.756.903
2018
2019
116.599.059 108.363.103
10.000.000
27,80%
2007
-35.910.723
4,28
Dic-13
219.000
201.480
-14.018.223
TIR
Dic-12
219.000
201.480
850.000
-12.153.750
Dic-11
219.000
201.480
-9.738.750
Dic-10
219.000
197.100
Cash Flow Neto
Dic-09
84.000
75.600
Total Facturación
Total Costos
Costos Operativos
Salarios
Comercial
Seguros y Gtos Adm
Dic-08
72.000
64.800
Biodiesel 2: Budget
Biodiesel USD
PRODUCTION (TN)
TONS A VENDER
Budget 2007
Ene-07
-
Jun-07
-
Dic-07
-
Total Facturación
Total Costos
Costos Operativos
Salarios
Comercial
Seguros y Gtos Adm
Inversiones
Budget 2008
Total 2007
-
-
-
148.223
18.223
60.000
70.000
425.000
425.000
Resultado antes de IIGG
850.000
-
-425.000
-573.223
-998.223
Resultado final
-
Tasa de Interes TNA
8,50%
Prestamo financiero
10.000.000
-425.000
-573.223
2009
219.000
197.100
35.802.000 41.769.000 77.571.000 111.801.132
35.802.000 41.769.000 77.571.000 108.897.750
0 2.903.382
-998.223
-
2010
219.000
201.480
2011
219.000
201.480
2012
219.000
201.480
2013
219.000
201.480
2014
219.000
201.480
2015
219.000
201.480
2016
219.000
201.480
2017
219.000
201.480
2018
2019
219.000
201.480
114.285.601 116.511.955 118.782.836 121.099.135 123.461.760 125.871.637 128.329.711 130.836.948 133.394.329
111.317.700 113.544.054 115.814.935 118.131.234 120.493.858 122.903.736 125.361.810 127.869.047 130.426.427
2.967.901
2.967.901
2.967.901
2.967.901
2.967.901
2.967.901
2.967.901
2.967.901
2.967.901
93.767.035 95.642.375 97.555.223 99.506.327 101.496.454 103.526.383 105.596.911 107.708.849 109.863.026
93.179.852 95.043.449 96.944.318 98.883.205 100.860.869 102.878.086 104.935.648 107.034.361 109.175.048
327.182
333.726
340.401
347.209
354.153
361.236
368.461
375.830
383.346
120.000
122.400
124.848
127.345
129.892
132.490
135.139
137.842
140.599
140.000
142.800
145.656
148.569
151.541
154.571
157.663
160.816
164.032 167.313
2.625.000
2.625.000
5.250.000
425.000
382.500
807.500
680.000
595.000
510.000
425.000
340.000
255.000
170.000
85.000
1.000.000
1.000.000
1.000.000
1.000.000
1.000.000
1.000.000
1.000.000
1.000.000
1.000.000
1.000.000
1.000.000
2.008.125
2.008.125
4.016.250
4.016.250
4.016.250
4.016.250
4.016.250
4.016.250
4.016.250
4.016.250
4.016.250
4.016.250
2.718.221
3.637.908
6.356.129
13.337.847
15.907.316
16.343.330
16.786.363
17.236.558
17.694.056
18.159.004
18.631.551
19.111.849
23.531.303
801.964
1.073.302
1.875.267
4.668.246
5.567.561
5.720.165
5.875.227
6.032.795
6.192.920
6.355.651
6.521.043
6.689.147
8.235.956
1.916.256
2.564.605
4.480.862
8.669.600
10.339.756
10.623.164
10.911.136
11.203.762
11.501.136
11.803.352
12.110.508
12.422.702
15.295.347
Amortizaciones Bs Uso
Variacion del precio
Dic-08 Total 2008
84.000
84.000
75600
140400
148.223 30.650.654 35.740.467 66.391.121 93.767.035
30.502.431 35.586.169 66.088.600 93.179.852
18.223
18.223
24.298
42.521
327.182
60.000
60.000
60.000
120.000
120.000
70.000
70.000
70.000
140.000
140.000
9.738.750 12.153.750 13.020.000 34.912.500
Jun-08
72.000
64800
-
- 157 -
Biodiesel 3: EERR
2007
2008
77.571.000
66.131.121
4.016.250
7.423.629
120.000
140.000
807.500
6.356.129
1.875.267
4.480.862
2009
111.801.132
93.507.035
4.016.250
14.277.847
120.000
140.000
680.000
13.337.847
4.668.246
8.669.600
2010
114.285.601
93.507.035
4.016.250
16.762.316
120.000
140.000
595.000
15.907.316
5.567.561
10.339.756
2011
116.511.955
95.377.175
4.016.250
17.118.530
122.400
142.800
510.000
16.343.330
5.720.165
10.623.164
2012
118.782.836
97.284.719
4.016.250
17.481.867
124.848
145.656
425.000
16.786.363
5.875.227
10.911.136
2013
121.099.135
99.230.413
4.016.250
17.852.472
127.345
148.569
340.000
17.236.558
6.032.795
11.203.762
2014
123.461.760
101.215.022
4.016.250
18.230.488
129.892
151.541
255.000
17.694.056
6.192.920
11.501.136
2015
125.871.637
103.239.322
4.016.250
18.616.065
132.490
154.571
170.000
18.159.004
6.355.651
11.803.352
2016
128.329.711
105.304.108
4.016.250
19.009.353
135.139
157.663
85.000
18.631.551
6.521.043
12.110.508
2017
130.836.948
107.410.191
4.016.250
19.410.507
137.842
160.816
0
19.111.849
6.689.147
12.422.702
2018
2019
Total
133.394.329
0 1.301.946.043
109.558.394
0 1.071.782.758
0
0
40.162.500
23.835.934
0 190.000.785
140.599
0
1.470.555
164.032 167.313
1.882.961
0
0
4.717.500
23.531.303 -167.313 181.929.769
8.235.956
0
63.733.979
15.295.347 -167.313 118.195.790
Ventas
Amortizaciones
Utilidad operativa
Gastos financieros
Utilidad antes IIGG
Imp Ganancias
Utilidad Neta
0
18.223
0
-18.223
60.000
70.000
850.000
-998.223
0
-998.223
EBITDA
-148.223 11.179.879 18.034.097 20.518.566 20.869.580 21.227.613 21.592.808 21.965.306 22.345.254 22.732.801 23.128.099 23.531.303 -167.313
226.809.769
Biodiesel 4: RRHH
Costo RRHH
Total
Detalle
Jefe de Planta
Operarios
Cantidad Monto
USD
Und
1
12
$
15.000
4.000
Sep-08 Oct-08 Nov-08 Dic-08 Ene-09 Feb-09 Mar-09 Abr-09 May-09 Jun-09
6.074
6.074
6.074
6.074 25.572 25.572 25.572 25.572 25.572 25.572
Jul-09
Ago-09 Sep-09 Oct-09 Nov-09
35.733 25.572 25.572 25.572 25.572
Dic-09
Total 2009
35.733
327.182
18.831
15.000
-
110.772
15.000
48.000
110.772
15.000
48.000
1.014.266
240.000
576.000
31.500
63.000
128.520
45.360
3.242
18.144
18.831
15.000
-
18.831
15.000
-
18.831
15.000
-
79.272
15.000
48.000
79.272
15.000
48.000
79.272
15.000
48.000
79.272
15.000
48.000
79.272
15.000
48.000
79.272
15.000
48.000
Aguinaldo
Seguridad Social
Obra Social
ART Fijo
ART Var
79.272
15.000
48.000
79.272
15.000
48.000
79.272
15.000
48.000
79.272
15.000
48.000
31.500
17%
6%
20,78
2,4%
2.550
900
21
360
2.550
900
21
360
2.550
900
21
360
2.550
900
21
360
10.710
3.780
270
1.512
10.710
3.780
270
1.512
10.710
3.780
270
1.512
10.710
3.780
270
1.512
10.710
3.780
270
1.512
10.710
3.780
270
1.512
10.710
3.780
270
1.512
10.710
3.780
270
1.512
10.710
3.780
270
1.512
10.710
3.780
270
1.512
10.710
3.780
270
1.512
10.710
3.780
270
1.512
- 158 -
Biodiesel 5: Inversiones
Inversiones
Total Inversión USD
Equipos
Planta de Biodiesel
Planta de pre tratamiento
Desodorizacion
USD
Ene-07
9,738,750 USD
Jun-07
12,153,750 USD
3,900,000
2,840,000
1,060,000
2,925,000
2,130,000
795,000
Dic-07
Total 2007
13,020,000 USD
34,912,500 USD
2,925,000
2,130,000
795,000
-
Planta Glicerina Farmacopea Unidad 16
Complementos y servicios
Servicios generales
Depositos
Montaje
Obras civil
Ingeneria
Varios
Imprevistos
Dólar
Euro
Dólar / Euro
9,750,000
7,100,000
2,650,000
-
5,375,000
1,720,000
910,000
2,160,000
420,000
165,000
8,650,000
4,000,000
1,290,000
1,365,000
1,080,000
420,000
495,000
9,475,000
4,000,000
1,290,000
2,275,000
360,000
560,000
990,000
23,500,000
8,000,000
4,300,000
4,550,000
3,600,000
1,400,000
1,650,000
463,750
578,750
620,000
1,662,500
Jun-08
2,625,000 USD
-
2,500,000
-
125,000
Dic-08
Total 2008
2,625,000 USD
5,250,000 USD
-
2,500,000
-
125,000
40,162,500
-
5,000,000
-
250,000
3.1
4.2
1.35
- 159 -
Biodiesel 6: Ventas 1° Parte
Biodiesel
Acidos Grasos
Glicerina 90%
USD 0,65
USD 0,16
USD 0,45
Ratio vtas/prod
2009
90%
Ventas Biodiesel
Producción Ton Bio
Equivalencia
Tonelada (Kg) Litros m3
1000
850
2010
92%
Jun-08
72.000
Dic-08 Total 2008
84.000
156.000
Ene-09
18.250
Feb-09
18.250
Mar-09
18.250
Abr-09
18.250
May-09
18.250
Jun-09
18.250
Jul-09
18.250
Ago-09
18.250
Sep-09
18.250
Oct-09
18.250
Nov-09
18.250
64.800
75.600
140.400
-
16.425
624
411
16.425
624
411
16.425
624
411
16.425
624
411
16.425
624
411
16.425
624
411
16.425
624
411
16.425
624
411
16.425
624
411
16.425
624
411
16.425
624
411
Venta de Tons Bio
Venta de Acidos Grasos *
Venta de Glicerina **
-
Venta Ton Bio USD
Venta Ton Subprod USD
-
35.802.000
-
41.769.000
-
77.571.000
-
9.074.813
241.948
9.074.813
241.948
9.074.813
241.948
9.074.813
241.948
9.074.813
241.948
9.074.813
241.948
9.074.813
241.948
9.074.813
241.948
9.074.813
241.948
9.074.813
241.948
9.074.813
241.948
Total Ventas Tons USD
-
35.802.000
41.769.000
77.571.000
9.316.761
9.316.761
9.316.761
9.316.761
9.316.761
9.316.761
9.316.761
9.316.761
9.316.761
9.316.761
9.316.761
Cobranzas
-
35.802.000
35.802.000
51.085.761
9.316.761
9.316.761
9.316.761
9.316.761
9.316.761
9.316.761
9.316.761
9.316.761
9.316.761
9.316.761
0
-
- 160 -
Biodiesel 7: Ventas 2° Parte
Ventas Biodiesel
Producción Ton Bio
Dic-09 Total 2009
18,250
219,000
Ene-10
18,250
Feb-10
18,250
Mar-10
18,250
Abr-10
18,250
May-10
18,250
Jun-10
18,250
Jul-10
18,250
Ago-10
18,250
Sep-10
18,250
Oct-10
18,250
Nov-10
18,250
Dic-10 Total 2010
18,250 219,000
Venta de Tons Bio
Venta de Acidos Grasos *
Venta de Glicerina **
16,425
624
411
197,100
7,490
4,928
16,790
638
420
16,790
638
420
16,790
638
420
16,790
638
420
16,790
638
420
16,790
638
420
16,790
638
420
16,790
638
420
16,790
638
420
16,790
638
420
16,790
638
420
16,790
638
420
Venta Ton Bio USD
Venta Ton Subprod USD
9,074,813
241,948
108,897,750
2,903,382
9,276,475
247,325
9,276,475
247,325
9,276,475
247,325
9,276,475
247,325
9,276,475
247,325
9,276,475
247,325
9,276,475
247,325
9,276,475
247,325
9,276,475
247,325
9,276,475
247,325
9,276,475
247,325
9,276,475 111,317,700
247,325 2,967,901
Total Ventas Tons USD
9,316,761
111,801,132
9,523,800
9,523,800
9,523,800
9,523,800
9,523,800
9,523,800
9,523,800
9,523,800
9,523,800
9,523,800
9,523,800
9,523,800 114,285,601
Cobranzas
9,316,761
153,570,132
9,523,800
9,523,800
9,523,800
9,523,800
9,523,800
9,523,800
9,523,800
9,523,800
9,523,800
9,523,800
9,523,800
9,523,800 114,285,601
- 161 -
201,480
7,656
5,037
Biodiesel 8: Costos Operativos 1° Parte
Costo Operativo
Jun-08
72.000
Dic-08
84.000
156.000
Ene-09
18.250
Feb-09
18.250
Mar-09
18.250
Abr-09
18.250
May-09
18.250
Jun-09
18.250
Jul-09
18.250
Ago-09
18.250
Sep-09
18.250
Oct-09
18.250
Nov-09
18.250
Dic-09
18.250
30.502.431
35.586.169
66.088.600
7.731.519
7.731.519
7.731.519
7.731.519
7.731.519
7.731.519
7.731.519
7.731.519
7.731.519
7.731.519
7.731.519
7.731.519
30.430.431
27.124.479
2.980.800
303.552
21.600
35.502.169
31.645.225
3.477.600
354.144
25.200
65.932.600
58.769.704
6.458.400
657.696
46.800
7.713.269
6.875.302
755.550
76.942
5.475
7.713.269
6.875.302
755.550
76.942
5.475
7.713.269
6.875.302
755.550
76.942
5.475
7.713.269
6.875.302
755.550
76.942
5.475
7.713.269
6.875.302
755.550
76.942
5.475
7.713.269
6.875.302
755.550
76.942
5.475
7.713.269
6.875.302
755.550
76.942
5.475
7.713.269
6.875.302
755.550
76.942
5.475
7.713.269
6.875.302
755.550
76.942
5.475
7.713.269
6.875.302
755.550
76.942
5.475
7.713.269
6.875.302
755.550
76.942
5.475
7.713.269
6.875.302
755.550
76.942
5.475
72.000
84.000
156.000
-
18.250
18.250
18.250
18.250
18.250
18.250
18.250
18.250
18.250
18.250
18.250
18.250
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2009
417,22
345,00
527,00
150,00
2010
417,22
345,00
527,00
150,00
Total Producción
Total Costos Operativos
USD
Materias Primas por 1 Tons
Aceite Vegetal
Metanol Kg
Catalizador (Soda Caustica)
Acido Sulfurico
1,02
0,12
0,008
0,002
Carga Fabril por 1 Tons
Agua Enfriamiento m3
Vapor de Agua (a 4 bar) m3
Enegía Eléctrica Kw
Nitrógeno Nm3
Aire instrumento Nm3
20
350
50
3,2
4,8
Respuestos Planta
1%
Px de los Insumo por Tns
Aceite Vegetal *
Metanol Kg
Catalizador (Soda Caustica)
Acido Sulfurico
2008
417,22
345,00
527,00
150,00
USD
* Al precio FOB del crudo se le deduce lo siguiente:
USD
Crédito Fiscal
Iva Crédito Fiscal
6.405.510
Total 2008
-
517 Precio FOB
19,3% Retenciones al total del precio
15 USD por tonelada transportada
7.473.096
13.878.606
1.623.619
1.623.619
1.623.619
1.623.619
1.623.619
1.623.619
1.623.619
1.623.619
1.623.619
1.623.619
1.623.619
21%
- 162 -
1.623.619
Biodiesel 9: Costos Operativos 2° Parte
Total 2009
219,000
Costo Operativo
Total Producción
Total Costos Operativos
Ene-10
18,250
Feb-10
18,250
Mar-10
18,250
Abr-10
18,250
May-10
18,250
Jun-10
18,250
Jul-10
18,250
Ago-10
18,250
Sep-10
18,250
Oct-10
18,250
Nov-10
18,250
Dic-10
18,250
Total 2010
219,000
USD 93,179,852 USD 7,731,519 USD 7,731,519 USD 7,731,519 USD 7,731,519 USD 7,731,519 USD 7,731,519 USD 7,731,519 USD 7,731,519 USD 7,731,519 USD 7,731,519 USD 7,731,519 USD 7,731,519 USD 93,179,852
Materias Primas por 1 Tons
Aceite Vegetal
1.02
Metanol Kg
0.12
Catalizador (Soda Caustica) 0.008
Acido Sulfurico
0.002
92,559,227
82,503,623
9,066,600
923,304
65,700
7,713,269
6,875,302
755,550
76,942
5,475
7,713,269
6,875,302
755,550
76,942
5,475
7,713,269
6,875,302
755,550
76,942
5,475
7,713,269
6,875,302
755,550
76,942
5,475
7,713,269
6,875,302
755,550
76,942
5,475
7,713,269
6,875,302
755,550
76,942
5,475
7,713,269
6,875,302
755,550
76,942
5,475
7,713,269
6,875,302
755,550
76,942
5,475
7,713,269
6,875,302
755,550
76,942
5,475
7,713,269
6,875,302
755,550
76,942
5,475
7,713,269
6,875,302
755,550
76,942
5,475
7,713,269
6,875,302
755,550
76,942
5,475
92,559,227
82,503,623
9,066,600
923,304
65,700
Carga Fabril por 1 Tons
Agua Enfriamiento m3
Vapor de Agua (a 4 bar) m3
Enegía Eléctrica Kw
Nitrógeno Nm3
Aire instrumento Nm3
219,000
-
18,250
18,250
18,250
18,250
18,250
18,250
18,250
18,250
18,250
18,250
18,250
18,250
20
350
50
3.2
4.8
219,000
-
Respuestos Planta
1%
401,625
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
401,625
19,567,769
Crédito Fiscal
Iva Crédito Fiscal
1,623,619
1,623,619
1,623,619
1,623,619
1,623,619
1,623,619
1,623,619
1,623,619
1,623,619
1,623,619
1,623,619
1,623,619
21%
- 163 -
19,567,769
Biodiesel 10: Cálculo de la WACC
=
WACC
WACC:
D:
S:
rf:
km:
kd:
T:
ß:
1)
1)
2)
3)
4)
5)
6)
D
D
+ S
k
d
(1 − T ) +
D
S
+ S
(r
f
+ β (k
m
− r
f
))
costo promedio ponderado de capital
deuda
capital
rendimiento de un activo libre de riesgo
promedio ponderado de los rendimientos de mercado de valores
tasa marginal de endeudamiento de la empresa
tasa de impuesto a las ganancias
beta, mide la relación entre el riesgo sistemático del activo financiero a valuar y km
1) D / (D + S) y S / (D + S)
Estados contables trimestrales Individuales al 31/03/07 (millones de pesos)
Fuente: www.cnv.gov.ar
Petrobras
Energia S.A.
Activo
Pasivo (D)
Pat. Neto (S)
Pasivo + PN
D / (D + S)
S / (D + S)
YPF S.A.
15.215
7.315
7.900
15.215
48%
52%
Total
34.030
10.846
23.184
34.030
32%
68%
49.245
18.161
31.084
49.245
37% =>
63% =>
D/(D+S) = 37%
S/(D+S) = 64%
2) rf (rendimiento de un activo libre de riesgo)
Fuente: http://www.bloomberg.com/markets/rates/index.html
US Treausuries Notes/Bonds
Maturity
date
Coupon
4,875
30/06/2009
4,500
15/05/2010
4,875
30/06/2012
4,500
15/05/2017
4,750
15/02/2037 Plazo similar al del proyecto
2-Year
3-Year
5-Year
10-Year
30-Year
4,75% = rf = kf
3) km (promedio ponderado de los rendimientos de mercado de valores = premio por riesgo del mercado)
k
= k
d
f
+ k
c
+ k
rm
k f : tasa libre de riesgo
Ej. Letras de la tesoreria de US = rf
a) k c : tasa de riesgo país
Promedio anual del riesgo pais
b) k rm : premio por riesgo de mercado.
Por diferencia con una tasa de endeudamiento de una empresa del sector
Índice de Riesgo Pais EMBI Paises Emergentes
Fuente: http://cei.mrecic.gov.ar/estadisticas/internac/cuadro30.xls
2 0 0 7
Año
Mes
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Argentina
203,4
205,9
219,5
232,2
Fuente: Centro de Economía Internacional en base a MECON y J.P.Morgan
kc = 2,32%
Consideraremos una tasa de rendimiento estimada del 12%
km = 14,00%
164
4) kd (tasa marginal de endeudamiento de la empresa)
k
d
= k
f
+ k
c
+ k
rm
kd = 4,75% + 2,32% + 5,5%
21,07% = kd
5) T = Tasa de impuesto a las ganacias de sociedades = 35%
T = 35,00%
6) ß (riesgo sistemático del activo financiero y el premio por riesgo de mercado)
Fuente: http://faculty.insead.edu/peyer/FFE/Betas%20per%20industry%20based%20on%20US%20COMPANIES.doc
Betas , levered and unlevered, by Sector
Data used: Value Line database of 7091 US companies .
As of January 2005
The table shows industry average betas, levered and unlevered for US COMPANIES.
Industry Name
Number of Firms
Average Beta
Market D/E Ratio
Unlevered Beta
34
145
0,85
0,62
0,735
14,01%
19,38%
0,77
0,54
Petroleum (Integrated)
Petroleum (Producing)
Promedio
CALCULO
WACC
=
D
D
+
S
k
d
(1 −
T
Costo del endeudamiento
Costo del endeudamiento =
5,07%
Costo del capital propio =
6,71%
WACC
11,78%
) +
D
S
+
S
( r
f
+
β
( k
m
−
r
f
))
Costo del capital propio
165
Biodiesel 11: Resumen de Resultados
Estado de resultados acumulado
PRODUCTION (TN)
TONS A VENDER
Ventas
2.364.000
2.174.880
1.301.946.043
Amortizaciones
Utilidad operativa
Gastos financieros
Utilidad antes IIGG
Imp Ganancias
Utilidad Neta
1.071.782.758
40.162.500
190.000.785
1.470.555
1.882.961
4.717.500
181.929.769
63.733.979
118.195.790
226.809.769
EBITDA
Flujo de Fondos Acumulado
PRODUCTION (TN)
TONS A VENDER
Total Facturación
Total Costos
Costos Operativos
Salarios
Comercial
Seguros y Gtos Adm
Inversiones
Cash Flow Neto
2.364.000
2.174.880
1.301.946.043
1.272.331.551
29.614.492
1.074.968.962
1.068.203.288
3.579.470
1.470.555
1.882.961
40.162.500
4.717.500
10.000.000
63.733.979
108.363.103
VAN al 11,78%
TIR
Máxima Exposición
Pay Out (Años)
EBITDA / Ventas
Government take
36.938.890
27,80%
-35.910.723
4,3
17,42%
63.733.979
166

oportunidades de inversión en el sector energético

Transcripción

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