Inversion en el sector energetico 2008

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.

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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 -

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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 -

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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 Bio-combustibles. 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

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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:

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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

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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.

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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

NO PROBADAS

DESARROLLAD

A

NO DESARROLADA

S

PROBABLES

POSIBLES

EN

NO EN

PRODUCCIÓN 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

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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

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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

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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.

Volumen Poroso

Porosidad = Ø = 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:

Q . L . µ Permeabilidad = K =

A . Δ P 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

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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.

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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

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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

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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.

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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.

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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.

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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

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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

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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.

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• Plazos: a establecerse en cada concurso, con los siguientes máximos:

• Plazo básico:

• 1 Período 4 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

torgamiento de Permisos de ExploraciónO

• Objetivos:

– Incrementar los niveles de reservas de hidrocarburos;

– Reactivación de la industria, exploración en todo el territorio io

– Aperturas periódicas de ofertas para Permisos de Exploración y licit

– Agilidad y economía en el proceso licitatorio;

– Libre disponibilidad de hidrocarburos.

nac nal y plataforma continental;

so udes de reconocimiento superficial;

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• 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 G = U +(K / T)

• 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.

• 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

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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

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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.

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• 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

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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.

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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.

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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).

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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.

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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]: 2,140 Porosidad, q [%/100]: 18 Saturación de agua irreductible, Sw [%/100]: 32 Factor volumétrico del gas, Bg: 0.00502848 Temperatura del reservorio, Tr [°C]: 97 Presión del reservorio, Pr [Kg/Cm2]: 246 Temperatura ambiente, Ta [°C]: 15 Presión atmosférica, Pa [Kg/Cm2]: 1,033 Acido Sulfhídrico [ppm] : 50 GOR: 50,000 Di Tubing [Pulg.]: 2,922 Prof. Tubing.[m]: 2,630 Viscosidad [Lb/(pie*seg)] 8,74E-06 Profundidad promedio [m]: 2,630 Presión de abandono [Kg/Cm2]: 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.

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Tabla 2 Datos del Yacimiento Gas "In Situ"

Presión Reservorio [P]

Factor de compresibilidad

[Z] P/Z Bg Gas “in

situ” Gas

recuperable

[Kg/Cm2] [MMm3] [MMm3] [MMm3] 246 0.9321 263.920 0,00503 52.090 0.000225 0.9215 244.167 0,00544 48.192 3.899180 0.9092 197.976 0,00670 39.075 13.015120 0.9145 131.219 0,01011 25.899 26.19180 0.9320 85.837 0,10546 16.942 35.14950 0.9523 52.504 0,02528 10.363 41.7280 1 0 52.090

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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.

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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.

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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 Factor de Recuperación

N2 0.0% CO2 0.0% C1 0.0% C2 5.0% C3 98.0% iC4 100.0% nC4 100.0% iC5 100.0% nC5 100.0% C6 100.0% C7+ 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%).

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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:

ENDULZAMIENTOCOMPRESION RECUP. HC

C. TERMICA

M. LOCAL

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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.

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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

0.00.51.01.52.02.53.03.54.04.55.0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20Año

U$S

/MM

BTU

CENTRAL ELECTRICA (U$S/MM BTU )DISTRIBUIDORES (u$s/M BTU)ML GRANDES INDUSTRIAS (u$s/M BTU)

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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.

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Evolucion de la demanda

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20Año

MM

m3/

d

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

17%

37%

20%

10%

16%

Generación Distribuidoras M. Local

GLP Gasolina

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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.

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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.

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El cálculo de WACC se realizó un base a la siguiente ecuación:

))(()1( fmfd rkrSD

STkSD

DWACC −++

+−+

= β 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%. • 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%.

rmcfd kkkk ++=

• 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%

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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.

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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.

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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.

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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.

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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

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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

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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.

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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.

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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 Rendimiento Soja (Glicine max) 420 litros Arroz (Oriza sativa) 770 litros Tung (Aleurites fordii) 880 litros Girasol (Helianthus annuus) 890 litros Maní (Arachis hipogaea) 990 litros Colza (Brassica napus) 1100 litros Ricino/tartago (Ricinus communis) 1320 litros Jatropha/tempate/piñon (Jatropha curcas)

1590 litros

Aguacate, palta (Persea americana) 2460 litros Coco (Cocos nucifera) 2510 litros Cocotero (Acrocomia aculeata) 4200 litros Palma (Elaeis guineensis) 5550 litros

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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.

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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.

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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.

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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

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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.

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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

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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).

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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.

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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

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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)

Progreso comparativo de la siembra al 10/11 Cultivo

Área a Implantar

06/07

Área implantada

05/06 Variación

Campaña 06/07

Campaña 05/06

Maíz 2.57 2.35 9,4% 70.0 69.0 Girasol 2.39 2.21 8,1% 66.2 67.8

Soja 16.1 15.6 3,2% 30.0 32.4

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Progreso comparativo de la siembra al 10/11 Cultivo

Área a Cosechar

06/07

Área Cosechada

05/06 Variación

Campaña 06/07

Campaña 05/06

Trigo 5.28 5.21 1,3% 12.3 8.3 Fuente: Departamento de Estimaciones y proyecciones e la Bolsa de Cereales

Tabla 4 Producción de Aceites y Subproductos (en toneladas)

Acumulado a Octubre de 2006

Acumulado a octubre 2005 Variación

Aceite de Soja 5.155.710 4.514.670 14.2% Pellets de Soja 21.360.034 18.898.480 13.0%

Aceite de Girasol 1.447.567 1.339.944 8.0% Pellets de Girasol 1.482.105 1.330.304 11.4% Fuente: SAGPyA

Tabla 5 Comercio Exterior de Granos y Subproductos

Noviembre 2006 Noviembre 2005 Variación Monto

(en milones de u$s) 884.6 567.1 55.9%

Precio Promedio (en u$s por ton.) 215.0 179 20.1%

Volumen (en Millones de ton.) 4.1 3.1 32.2%

Embarques (en unidades) 3.240 3.330 -2.7%

Fuente: SENASA

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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.

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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

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• 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.

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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.

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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

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responsables del área respectiva, dará lugar a las penalidades que establezca el Poder Ejecutivo nacional.

Requisitos para ser beneficiarios del régimen de promoción:

Instalarse en el territorio de la Nación Argentina. 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.

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.

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.

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

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el fin específico de realizar la mezcla con derivados de petróleo previstas para un año.

Beneficios promocionales:

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.

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.

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.

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:

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.

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.

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

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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

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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

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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

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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.

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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

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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

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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.

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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:

2.1. En bienes muebles amortizables adquiridos, elaborados, fabricados o importados en dicho período: como mínimo en CUATRO (4) cuotas anuales, iguales y consecutivas.

2.2. 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 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:

3.1. En bienes muebles amortizables adquiridos, elaborados, fabricados o importados en dicho período: como mínimo en CINCO (5) cuotas anuales, iguales y consecutivas.

3.2. 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 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.

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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.

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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:

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 %.

Es obligatorio el corte del 5% del Gas Oil y será del 10 % para el año

2010.

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.

Producción de Biodiesel en EE.UU. 2005 = 1,2 millones de Tn.

La producción de biodiesel en la Argentina está estimada para el

2010/2011 en 2.500 M Ton/año.

El corte obligatorio del 5% del Gas Oil con BIODIESEL para el año 2010 calcula llevarse apenas 750 M Ton/año.

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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

SALDO BIOcorte Relación EXPORTADO

Año % Fuente Plantas TON / año m3 / año Bio/GO TON / año m3 / año TON / año m3 / año TON / añoTotal producción Arg. 0,0% 11.730.000 13.800.000 11.730.000 13.800.000

0,0% corte opcional 0 0 0 0 0faltante GO 586.500 690.000

plantas de biodsl 4,8% 12.316.500 14.490.000 12.316.500 14.490.0004,8% corte o

4 1.000.000 1.176.471pcional 585.034 688.275

faltante GO 586.500 690.000Total

413.500

. 99 2.250.000 2.647.059producción Arg ,3% 12.932.325 15.214.500 12.932.325 15.214.5009,3% corte opcional 1.202.706 1.414.949

faltante GO 1.202.325 1.414.500Total

1.047.675

. 1310 2.500.000 2.941.176producción Arg ,6% 13.578.941 15.975.225 13.578.941 15.975.22513,6% Corte del 5% del 2010 1.846.736 2.172.631


651.059

producción Arg. 17,7% 14.257.888 16.773.986 14.257.888 16.773.98617,8% Corte del 5% del 2010 2.530.775 2.977.383


11 2.750.000 3.235.294222.112

producción Arg. 21,6% 14.970.783 17.612.686 14.970.783 17.612.68622,0% Corte del 5% del 2010 3.293.572 3.874.791

faltante GO 3.240.783 3.812.686

2007 máximo de producción

BIO+GOTotal Disp.

201

120

12

BIO DIESEL GAS OIL

200

720

08

2009

20

10

12 3.000.000 3.529.412-240.783

- 99 -

Gráfico 1: Faltante de Gas Oil Proyectado

GO (en m3) FALTANTE ANUAL Período: 2007-2012

0

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000

3.000.000

3.500.000

1 2 3 4 5 6 7

GO FALTANTE ANUAL

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.

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.

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).

Ingeniería:

1,4 MM u$s (4 %)

- 100 -

Aprox. 35.000 HH

Procura:

9,75 MM u$s (31 %) Planta de Pretratamiento Planta de Biodiesel Planta de Desodorización, +2.61 MM u$

Construcción:

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

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:

La expansión del Biodiesel y el desarrollo de negocios, genera actualmente la posibilidad de incursionar en un mercado innovador con perspectivas de crecimiento.

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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.

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.

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Estado de Resultados y Cash Flor Proyectado

Estado de resultados acumulado US$PRODUCTION (TN) 2.364.000 TONS A VENDER 2.174.880Ventas 1.301.946.043Costos de Operación 1.071.782.758Amortizaciones 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) 2.364.000 TONS A VENDER 2.174.880

Total Facturación 1.301.946.043Facturación Biodiesel 1.272.331.551 Facturación Subproducto 29.614.492

Total Costos 1.074.968.962Costos Operativos 1.068.203.288 Salarios 3.579.470 Comercial 1.470.555 Seguros y Gtos Adm 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 -

Indicadores Económico financieros:

VAN al 11,78% 36.938.890TIR 27,80%Máxima Exposición -35.910.723 Pay Out (Años) 4,3 EBITDA / Ventas 17,42%Government take 63.733.979Free Cash Flow descontado 45.639.241

Perfil del VAN

-18.000.000

-3.000.000

12.000.000

27.000.000

42.000.000

57.000.000

72.000.000

87.000.000

102.000.000

117.000.000

0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50%

Tasa de corte

Valo

r Act

ual N

eto

Valor Actual

TIR

Flujo de Fondos Netos Acumulados

-40.000.000

-20.000.000

0

20.000.000

40.000.000

60.000.000

80.000.000

100.000.000

120.000.000

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Año

Mill

ones

de

U$

REPAGO

MAX EXPO

- 104 -

Inversión requerida:

USD 36MM, distribuida de la siguiente manera:

1. Enero 2007: USD 9,8 MM 2. Junio 2007: USD 12,3 MM 3. Diciembre 2007: 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.

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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

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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.

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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”.

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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

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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.

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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

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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

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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.

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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. Temperatura entre los 20°C y 60°C 2. pH (nivel de acidez/ alcalinidad) alrededor de siete. 3. Ausencia de oxigeno. 4. Gran nivel de humedad. 5. Materia orgánica 6. Que la materia prima se encuentra en trozo más pequeños posible . 7. 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.

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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.

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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.

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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

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biodigestor construido con una bolsa tubular de polietileno de aproximadamente 8 metros de largo. 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.

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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

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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

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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

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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

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http://www.mt-energie.com/cms/index2.php?option=com_jce&task=popup�

http://www.mt-energie.com/cms/es/mt-fortis.html

http://www.mt-energie.com/cms/es/mt-r-hrwerkstechnik.html

http://www.mt-energie.com/cms/es/mt-r-hrwerkstechnik.html

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.

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http://www.mt-energie.com/cms/index2.php?option=com_jce&task=popup�

http://www.mt-energie.com/cms/es/mt-tragluftfolienabdeckungen.html

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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, Guascor-Sufi, 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

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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.

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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.

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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 GLPFUENTES PRODUCTORAS DE GLPPROYECCION APROYECCION AÑÑO 2006O 2006

REF. PLANTA Productor/Operador MILES TM1 MEGA MEG A 6552 GRAL. CERRI TGS 5493 LA PLATA + PLP RY 4694 CAMPO DURAN REFINOR 3645 CAÑADON ALFA TOTAL AUSTRAL 2456 CAMPANA ESSO 1597 DOCK SUD SHELL 1558 EL PORTON RY 1269 LUJAN DE CUYO RY 85

10 SAN SEB ASTIAN UTE S.SEB ASTIAN 6811 SAN LORENZO PASA 6712 BAHIA B LANCA PETROB RAS (ex-Eg3) 5813 CAPEX CAPEX 5614 PIONEER PIONEER 4515 EL CONDOR PETROB RAS 3516 CENTENARIO PLUSPETROL 3417 CHARCO B AYO PEREZ COMPANC 3418 BAHIA B LANCA PB B 2719 MEDANITO MEDANITO 1920 FILO MORADO RY/IATE 1721 CAÑADON SECO CAMUZZI 622 LOMA LA LATA RY 3

TOTAL 3276

1010

44

99

19192222

1616

3377

22

1818

2121

1515

1111

1717

66

1212

8814

5

1

2020

13

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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.

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http://es.wikipedia.org/wiki/Gas

http://es.wikipedia.org/wiki/Condensaci%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Gas_natural

http://es.wikipedia.org/wiki/Disoluci%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo

http://es.wikipedia.org/wiki/Temperatura

http://es.wikipedia.org/wiki/Presi%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Propano

http://es.wikipedia.org/wiki/Butano

http://es.wikipedia.org/wiki/Catalizador

http://es.wikipedia.org/wiki/Ingl%C3%A9s

http://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo

http://es.wikipedia.org/wiki/Gasolina

http://es.wikipedia.org/wiki/Queroseno

http://es.wikipedia.org/wiki/Gas%C3%B3leo

http://es.wikipedia.org/wiki/Gas_natural

http://es.wikipedia.org/wiki/Celsius

http://es.wikipedia.org/wiki/Poder_calor%C3%ADfico_superior

http://es.wikipedia.org/wiki/Densidad_%28f%C3%ADsica%29

• 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.

SegmentaciónMercado Interno - Año 2006

Petroquimica31% Combustible

69%

Propelente6%

Otros Destinos

1%

Redes de GLP10%Fraccionado-

res83%

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.

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• 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 Cliente227 M TM

D IST R IGA S41%

C A M UZ Z I GA S SUR28%

D IST R IB UID OR A C UYA N A

11%

OT R OS12%

H ID EN ESA8%

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.

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Tabla 7 Subsidio Decreto 786/2002

Subsidio Zona Sur (GN-GLP)

Subsidio Mat. Prima (GLP) Total Subsidio Zona

Sur (GN-GLP)Subsidio Mat.

Prima Total

Buenos Aires $ 1.313.445,83 $ 1.313.445,83 1,11% 0,91%Chubut (*) $ 26.232.798,79 $ 3.434.550,42 $ 29.667.349,21 22,19% 12,87% 20,47%

Mendoza (Malargüe) $ 3.910.651,67 $ 5.906.927,12 $ 9.817.578,79 3,31% 22,13% 6,77%Neuquén (*) $ 19.462.420,09 $ 2.426.011,71 $ 21.888.431,80 16,46% 9,09% 15,10%La Pampa $ 6.851.550,58 $ 6.851.550,58 5,79% 4,73%

Río Negro (*) $ 20.298.172,05 $ 1.081.216,12 $ 21.379.388,17 17,17% 4,05% 14,75%Santa Cruz $ 29.037.937,01 $ 13.848.019,19 $ 42.885.956,20 24,56% 51,87% 29,59%

Tierra del Fuego $ 11.137.870,09 $ 11.137.870,09 9,42% 7,68%Total $ 118.244.846,11 $ 26.696.724,56 $ 144.941.570,67 100,00% 100,00% 100,00%

(*) Incluyen inyección en Gasoducto Cordillerano

GN - GLP Redes

ProvinciaMonto del Subdsidio-Comparación Participación

Tabla 8 Subsidio por Usuario

Subsidio Zona Sur ($)

Subsidio Mat. Prima ($) Total Subsidio Zona

SurSubsidio Mat.

Prima TotalSubsidio Zona Sur

($/Us.)

Subsidio Mat. Prima ($/Us.) Total ($/Us.)

Chubut (*) $ 2.431.572,27 $ 3.434.550,42 $ 5.866.122,69 10,95% 12,87% 12,00% 1.951,00 1.246,32 1.760,41 3.006,73 Mendoza (Malargüe) $ 3.910.651,67 $ 5.906.927,12 $ 9.817.578,79 17,61% 22,13% 20,08% 4.200,00 931,11 1.406,41 2.337,52

Neuquén (*) $ 813.146,43 $ 2.426.011,71 $ 3.239.158,14 3,66% 9,09% 6,62% 1.802,00 451,25 1.346,29 1.797,54 Río Negro (*) $ 414.059,99 $ 1.081.216,12 $ 1.495.276,11 1,86% 4,05% 3,06% 895,00 462,64 1.208,06 1.670,70 Santa Cruz $ 14.635.712,30 $ 13.848.019,19 $ 28.483.731,49 65,91% 51,87% 58,25% 8.526,00 1.716,60 1.624,21 3.340,81

Total $ 22.205.142,67 $ 26.696.724,56 $ 48.901.867,23 94,71% 123,60% 100,00% 17.374,00 1.278,07 1.536,59 2.814,66

(*) Incluyen inyección en Gasoducto Cordillerano

GLP Redes

Provincia

Monto del Subdsidio-Comparación Participación

Usuarios

Monto Total por Usuario

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.

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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.

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Tabla 9 Redes Abastecidas por GLP

Año 2006 Área de Licencia Localidad Gas Entregado: Total GLP -

En miles de m3 de 9300 kcal CENTRO Carnerillo 547.3 CENTRO Laboulaye 2091.1 CUYANA Malargüe 14502.0 GASNEA Formosa 63.8 LITORAL Pueblo Uranga 167.1 LITORAL Rufino 3030.0 LITORAL Tostado 286.6 LITORAL Weelwright 1012.1 PAMPEANA Daireaux 3729.0 PAMPEANA Florentino Ameghino 554.0 SUR 28 de Noviembre 11913.0 SUR Alto Río Senguer 1659.0 SUR Aluminé 4215.7 SUR Camarones 1027.0 SUR El Calafate 5817.6 SUR El Chalten 1883.7 SUR Gobernador Costa 2472.0 SUR Gobernador Gregores 5912.0 SUR José de San Martín 1303.0 SUR Lago Posadas 402.7 SUR Las Ovejas 917.2 SUR Loncopue 3636.0 SUR Los Antiguos 4459.2 SUR Los Menucos 1519.4 SUR Maquinchao 1267.6 SUR Perito Moreno 7698.0 SUR Río Mayo 4465.0 SUR Río Turbio 17730.4 SUR Rospentek 1398.0 SUR Sierra Colorada 761.2 SUR Tecka 784.0 SUR Tres Lagos 532.3 SUR Tricao Malal 368.9

Total 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

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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

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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

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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. AVELLANEDA-

BUENOS 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.

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ANEXO I PLANILLAS DE CÁLCULO

DATOS DE LOS PROYECTOS

--- A) YACIMIENTO DE GAS AA) Y) YAACCIIMMIIEENNTTO DO DE GE GAASS

--- B) PLANTA DE BIODIESEL BB) P) PLLAANNTTA DA DE BE BIIOODDIIEESSEELL

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YACIMIENTO DE GAS

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Reserva in situ MMm3 52,090Reserva a presión de abandono Mm3 15,342Presión de abandono Kg/cm2 71Cantidad de pozos (perforados, incluye estériles) 49Potencia total de compresión en yacimiento año "18" HP 7,885Producción máxima MMm3/d 5.18

Consumo máximo termoeléctrica MMm3/d 1.20Consumo máximo distro MMm3/d 1.69Consumo máximo industria MMm3/d 2.50Consumo máximo total MMm3/d 5.18

Capacidad de procesamiento MMm3/d (a 9095 Kcal/m3) 5.30Propano + butano ton/año (promedio) 69,621Gasolina m3/año (promedio) 18,888Condensado m3/año (promedio) 36,748

Gto p/ Generación eléctrica pulg 10Capacidad máxima de transporte MMm3/d (a 9300 Kcal/m3) 1.50Potencia instalada Hp -Gto p/ Gto troncal pulg 24Capacidad máxima de transporte Mm3/d 6.00Potencia instalada Hp -

Inversión campo (yacimiento) Musd 100.5Inversión planta/s acondicionamiento Musd 57.7Inversión Gasoductos Musd 88.1Inversión otros Musd 21.1Inversión total Musd 267.3PRECIOS 1er AÑOCentral eléctrica (usd/MMBtu) 1.50Distribuidores (usd/MMBtu) 0.50Usuarios Industriales (usd/MMBtu) 1.70PRECIOS AÑO "n"Central eléctrica (usd/MMBtu) 3.61Distribuidores (usd/MMBtu) 3.61Usuarios Industriales (usd/MMBtu) 4.33

GLP exportación usd/tn (promedio) -GLP Local usd/tn (promedio nominal en 20 años) 817.3Gasolina Local usd/m3 506.3Gasolina Exportación usd/m3 -

VAN Musd 692.2Tasa (WACC) % 13.6%TIR % 52.6%Repago Años (sin descontar) 3.3Máxima exposición Musd 161.4

INVERSIONES

PRECIOS LIQUIDOS

RESULTADOS

TRANSPORTE

Cuadro de Resultados GeneralesDESARROLLO Y PRODUCCIÓN

DEMANDA

PROCESAMIENTO

Yacimiento de Gas 1: Flujo de Fondos

Tasa de descuento (WACC) 13.60%

FFCC en millones de U$S

Ingresos: 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 TotalCobranzas - 118.36 153.70 189.97 203.86 215.15 227.25 240.21 254.11 269.50 285.58 303.51 318.90 333.32 349.23 343.61 359.87 352.89 369.61 332.52 348.43 5,569.58

Egresos:Inversiones 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 Gastos operativos (sin amortizacion ni abandono) - 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 Gastos de abandono 9.68 9.68 Government take 57.40 61.93 78.56 83.83 89.65 97.70 100.62 105.35 117.59 118.53 130.41 136.49 139.52 143.90 147.28 151.16 144.66 156.99 136.65 143.11 2,341.33

- -

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 2,744.10

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 15.29 692.20

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

Flujo de Caja en millones de U$S

VAN 13.60% 692.20$

TIR 52.61%

Repago 3.3

Repago Descontado 3.6

Máxima exposición -161.41$

140

Yacimiento de Gas 2: EERR

Tipo de cambio 3.1 $/USDTasa IIGG 35%Tasa IIBB 2% (Dto.2656/1994)

Imp a los debitos y creditos 0.50% Alícuota efectiva. Se deduce el 34% que se puede deducir de IG solo para los creditosRegalías explotación 12%

Tasa sellos 1.4% (se abonan al inicio de cada contrato)Costo abandono por pozo USD 60,000

Resolucion 188/93 - Sec Energia:Gastos por compresión. art.3 inc. a) 30% 15% 0%

Gasto Internos. art.3 inc b) 3%Transporte. art.3 inc c) USD 0.012 / 1000m3 / Km

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 TotalVentas:

Generación 24.23 32.31 40.38 41.27 42.17 43.09 44.04 45.00 45.98 46.99 48.02 49.07 50.14 51.24 52.36 53.50 54.67 55.87 57.09 58.34 935.76Distribuidoras 9.42 15.93 22.61 29.48 32.87 36.65 40.85 45.53 51.06 56.88 63.35 67.06 69.36 72.16 59.77 61.97 48.29 49.82 17.13 17.99 868.18M. Local 43.48 61.05 79.15 81.71 84.76 87.91 91.15 94.50 97.94 101.50 105.63 109.42 113.31 117.33 121.99 126.27 131.21 135.76 141.01 145.85 2,070.93GLP 26.34 28.49 30.81 33.24 35.94 38.86 42.01 45.40 49.17 53.13 57.53 62.32 67.36 72.99 73.93 80.07 80.77 87.51 80.38 86.83 1,133.08Gasolina 14.89 15.92 17.02 18.16 19.41 20.74 22.16 23.68 25.35 27.08 28.98 31.03 33.15 35.51 35.56 38.06 37.95 40.65 36.91 39.42 561.63

Total 118.36 153.70 189.97 203.86 215.15 227.25 240.21 254.11 269.50 285.58 303.51 318.90 333.32 349.23 343.61 359.87 352.89 369.61 332.52 348.43 5,569.58

Costos operativos:Gastos de operación totales - 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

Government takeRegalías 13.78 17.89 22.11 23.73 25.04 26.45 27.96 29.58 31.37 33.24 34.55 37.05 38.73 40.58 39.09 41.77 40.08 42.85 38.52 40.37 644.74IIBB 2.37 3.07 3.8 4.08 4.3 4.55 4.8 5.08 5.39 5.71 6.07 6.38 6.67 6.98 6.87 7.2 7.06 7.39 6.65 6.97 111.39Débitos y créditos en cta. cte. 1.18 1.54 1.9 2.04 2.15 2.27 2.4 2.54 2.7 2.86 3.04 3.19 3.33 3.49 3.44 3.6 3.53 3.7 3.33 3.48 55.71Sellos Generación 0.34 0.45 0.57 0.58 0.59 0.6 0.62 0.63 0.64 0.66 0.67 0.69 0.7 0.72 0.73 0.75 0.77 0.78 0.8 0.82 13.11Sellos Distribuidoras 0.13 0.22 0.32 0.41 0.46 0.51 0.57 0.64 0.71 0.8 0.89 0.94 0.97 1.01 0.84 0.87 0.68 0.7 0.24 0.25 12.16Sellos M. Local 0.61 0.85 1.11 1.14 1.19 1.23 1.28 1.32 1.37 1.42 1.48 1.53 1.59 1.64 1.71 1.77 1.84 1.9 1.97 2.04 28.99Sellos Líquidos 0.58 0.62 0.67 0.72 0.77 0.83 0.9 0.97 1.04 1.12 1.21 1.31 1.41 1.52 1.53 1.65 1.66 1.79 1.64 1.77 23.71

Total costos - 42.81 48.96 51.68 53.94 56.49 59.22 62.16 65.77 69.59 74.38 79.46 83.6 88.29 88.4 94.11 93.03 97.19 86.76 89.79 1,422.40

Resultado antes de IG 0.00 110.89 141.01 152.18 161.21 170.76 180.99 191.95 203.73 215.99 229.13 239.44 249.72 260.94 255.21 265.76 259.86 272.42 245.76 258.64 4,147.18Impuesto a las ganancias 0 38.81 49.35 53.26 56.42 59.77 63.35 67.18 71.31 75.6 80.2 83.8 87.4 91.33 89.32 93.02 90.95 95.35 86.02 90.52 1,451.52Resultado 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 0.00 0.62 1.40 0.72 1.74 4.66 2.11 0.97 6.82 1.12 6.55 6.07 3.39 1.52 8.56 5.57 3.04 7.70 2.13 1.77 77.97Generación 5.68 3.51 3.92 13.11Distribuidoras 0.35 0.73 0.97 1.21 1.51 1.83 1.98 1.71 1.38 0.49 12.16M. Local 4.90 3.83 4.27 4.76 5.32 5.91 28.99Líquidos 0.58 0.62 0.67 0.72 0.77 0.83 0.90 0.97 1.04 1.12 1.21 1.31 1.41 1.52 1.53 1.65 1.66 1.79 1.64 1.77 23.71

Regalias:

Gastos por compresión 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6.51 0.53 0.54 0.55 7.51 1 8.26 1.46 1.49 1.53 29.38Gasto Internos. 0 4.61 5.7 6.12 6.45 6.82 7.21 7.62 8.09 8.57 9.11 9.57 10 10.48 10.31 10.8 10.59 11.09 9.98 10.45 167.12Transporte. 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.20

0.00Gastos 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 11.99 196.70

EERR en millones de U$S

141

Yacimiento de Gas 3: Demanda

Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 TOTALCENTRAL ELECTRICA (Mm3) 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 1.50 30.00DISTRIBUIDORES (Mm3) 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.00 2.00 1.50 1.50 0.50 0.50 43.00ML GRANDES INDUSTRIAS (Mm3) 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 40.00GLP Local (Toneladas)Gasolina Local (barriles)

Crecimiento vegetativo demografico 1.46%CENTRAL ELECTRICA (Mm3) 1.20 1.20 1.20 1.20 1.20 1.20 1.20 1.20 1.20 1.20 1.20 1.20 1.20 1.20 1.20 1.20 1.20 1.20 1.20 1.20 24.00DISTRIBUIDORES (Mm3) 1.40 1.42 1.44 1.46 1.48 1.5 1.52 1.54 1.57 1.59 1.61 1.64 1.66 1.69 1.37 1.39 1.06 1.07 0.36 0.37 27.14ML GRANDES INDUSTRIAS (Mm3) 1.90 1.93 1.96 1.98 2.01 2.04 2.07 2.1 2.13 2.16 2.2 2.23 2.26 2.29 2.33 2.36 2.4 2.43 2.47 2.5 43.75Subtotal Gas Seco Real a 9300 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 94.89

Demanda AnualCENTRAL ELECTRICA (Mm3) 438.00 438.00 438.00 438.00 438.00 438.00 438.00 438.00 438.00 438.00 438.00 438.00 438.00 438.00 438.00 438.00 438.00 438.00 438.00 438.00 8,760.00DISTRIBUIDORES (Mm3) 511.00 518.30 525.60 532.90 540.20 547.50 554.80 562.10 573.05 580.35 587.65 598.60 605.90 616.85 500.05 507.35 386.90 390.55 131.40 135.05 9,906.10ML GRANDES INDUSTRIAS (Mm3) 693.50 704.45 715.40 722.70 733.65 744.60 755.55 766.50 777.45 788.40 803.00 813.95 824.90 835.85 850.45 861.40 876.00 886.95 901.55 912.50 15,968.75GLP Local (Miles de Toneladas) 65.85 66.58 67.31 67.9 68.63 69.36 70.09 70.82 71.7 72.43 73.31 74.24 75.02 75.99 71.96 72.85 68.7 69.58 59.75 60.34 1,392.41Gasolina Local (Miles de Barriles) 330.98 334.65 338.33 341.28 344.96 348.63 352.31 355.99 360.40 364.08 368.49 373.15 377.07 381.96 361.72 366.17 345.30 349.75 300.34 303.30 6,998.86

Caudal de diseño de gasoductosDISTRIBUIDORES (Mm3) 2.51 2.54 2.58 2.62 2.65 2.69 2.72 2.76 2.81 2.85 2.88 2.94 2.97 3.03 2.45 2.49 1.90 1.92 0.64 0.66ML GRANDES INDUSTRIAS (Mm3) 2.00 2.03 2.06 2.08 2.12 2.15 2.18 2.21 2.24 2.27 2.32 2.35 2.38 2.41 2.45 2.48 2.53 2.56 2.60 2.63TOTAL para Neuba II 4.51 4.57 4.64 4.70 4.77 4.84 4.90 4.97 5.05 5.12 5.20 5.29 5.35 5.44 4.90 4.97 4.43 4.48 3.24 3.29

CENTRAL ELECTRICA (Mm3) 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 1.50

Proyeccion de Demanda en MMm3

Factores de carga CENTRAL DISTRIB GU y P3 CENTRAL DISTRIB GU y P3Enero 80% 30% 95% 1.50 2.50 2.00Febrero 80% 30% 95%Marzo 80% 30% 95% 1.50 Gasoducto 80KmAbril 80% 45% 95%Mayo 80% 65% 95%Junio 80% 100% 95%Julio 80% 100% 95%Agosto 80% 100% 95%Septiembre 80% 65% 95%Octubre 80% 30% 95%Noviembre 80% 45% 95%Diciembre 80% 30% 95%Promedio 80% 55.83% 95%

Volumenes diarios maximos (Mm3)

6.00

142

Aug-06 USD 1.50 /MMBTUAug-08 USD 2.50 /MMBTU

2.19% PPI (Valor del índice “Producers Price Index -Industrial commodities - unadjusted index).


10.00% Anual, hasta alcanzar el precio de Generación Eléctrica


2.19% PPI (Valor del índice “Producers Price Index -Industrial commodities - unadjusted index).

USD 45.00 /bbl5.74% Evolucion de WTI

USD 400.00 /ton6.97% Evolucion de LPG

Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20CENTRAL ELECTRICA (U$S/MM BTU ) 1.50 2.00 2.50 2.55 2.61 2.67 2.73 2.79 2.85 2.91 2.97 3.04 3.10 3.17 3.24 3.31 3.38 3.46 3.53 3.61DISTRIBUIDORES (u$s/M BTU) 0.50 0.83 1.17 1.50 1.65 1.82 2.00 2.20 2.42 2.66 2.92 3.04 3.10 3.17 3.24 3.31 3.38 3.46 3.53 3.61ML GRANDES INDUSTRIAS (u$s/M BTU) 1.70 2.35 3.00 3.07 3.13 3.20 3.27 3.34 3.42 3.49 3.57 3.64 3.72 3.81 3.89 3.97 4.06 4.15 4.24 4.33GLP Local (u$s/ton) 400.00 427.88 457.71 489.61 523.74 560.25 599.30 641.08 685.76 733.56 784.70 839.39 897.90 960.49 1027.45 1099.06 1175.67 1257.62 1345.29 1439.06Gasolina Local (u$s/bbl) 45.00 47.58 50.31 53.20 56.26 59.49 62.90 66.51 70.33 74.37 78.64 83.15 87.92 92.97 98.31 103.95 109.92 116.23 122.90 129.96

Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20CENTRAL ELECTRICA (u$s/M m3) 55.32 73.76 92.20 94.22 96.28 98.39 100.54 102.74 104.98 107.28 109.63 112.03 114.47 116.98 119.54 122.15 124.82 127.55 130.34 133.19DISTRIBUIDORES (u$s/M m3) 18.44 30.73 43.03 55.32 60.85 66.94 73.63 81.00 89.10 98.00 107.81 112.03 114.47 116.98 119.54 122.15 124.82 127.55 130.34 133.19ML GRANDES INDUSTRIAS (u$s/M m3) 62.70 86.67 110.64 113.06 115.54 118.06 120.64 123.28 125.98 128.74 131.55 134.43 137.37 140.37 143.44 146.58 149.79 153.06 156.41 159.83GLP Local (u$s/ton) 400.00 427.88 457.71 489.61 523.74 560.25 599.30 641.08 685.76 733.56 784.70 839.39 897.90 960.49 1027.45 1099.06 1175.67 1257.62 1345.29 1439.06Gasolina Local (u$s/bbl) 45.00 47.58 50.31 53.20 56.26 59.49 62.90 66.51 70.33 74.37 78.64 83.15 87.92 92.97 98.31 103.95 109.92 116.23 122.90 129.96

(incluye Condensado)

GLP mercado local

Precios de venta:

Para la Generación Eléctrica el precio será de

Para el Mercado Local Distribuidoras (R + P1 + P2)

Para el Mercado Local, Usuarios Industriales

Gasolina natural mercado local

143

Yacimiento de Gas 4: Precios de Venta

Yacimiento de Gas 5: Cálculo de la WACC

WACC:1) D: 1) S: 2) rf: 3) km: 4) kd: 5) T: 6) ß:

1) D / (D + S) y S / (D + S)

Fuente: www.cnv.gov.ar

Petrobras Energia S.A. YPF S.A. Total

20,489 35,394 55,883 12,653 11,049 23,702 7,836 24,345 32,181

20,489 35,394 55,883 62% 31% 42% => D/(D+S) = 40%38% 69% 58% => S/(D+S) = 60%

2) rf (rendimiento de un activo libre de riesgo)

US Treausuries Notes/Bonds Fuente: http://www.bloomberg.com/markets/rates/index.html

Coupon Maturity date2-Year 4.750 28/02/20093-Year 4.750 15/02/20105-Year 4.625 29/02/201210-Year 4.625 15/02/201730-Year 4.750 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 f : tasa libre de riesgo Ej. Letras de la tesoreria de US = rfa) k c : tasa de riesgo país Promedio anual del riesgo paisb) 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

Fecha Valor07-Mar 33706-Mar 33605-Mar 33002-Mar 31401-Mar 305

Promedio 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)

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 SectorData used: Value Line database of 7091 US companies .As of January 2005The table shows industry average betas, levered and unlevered for US COMPANIES.

Petroleum (Integrated) 34 0.85 14,01% 0,77Petroleum (Producing) 145 0.62 19,38% 0,54

0.735

CALCULO

Costo del endeudamiento Costo del capital propio

6.20%

7.40%

13.60%WACC

Promedio

Costo del endeudamiento =

Costo del capital propio =

promedio ponderado de los rendimientos de mercado de valorestasa marginal de endeudamiento de la empresatasa de impuesto a las gananciasbeta, mide la relación entre el riesgo sistemático del activo financiero a valuar y km

costo promedio ponderado de capitaldeudacapitalrendimiento de un activo libre de riesgo

Unlevered Industry Name

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.

Estados contables anuales al 31/12/06

Number of Firms Average Beta Market D/E Ratio

ActivoPasivo (D)

Pat. Neto (S)Pasivo + PND / (D + S)S / (D + S)

))(()1( fmfd rkrSD

STkSD

DWACC −++

+−+

= β

rmcfd kkkk ++=

rmcfd kkkk ++=

))(()1( fmfd rkrSD

STkSD

DWACC −++

+−+

= β

144

Yacimiento de Gas 6: Composición

Componentes Factor de Recuperación

Gas a tratar % Molar

GasResidual + extracciones %

molar

Gas Residual Neto % Molar

PCS del Gas Residual

Composicion recuperación

(1) (2) (3) (4) (5)N2 0% 1.77% 1.77% 1.81% - CO2 0% 0.54% 0.54% 0.55% - C1 91.38% 91.38% 93.51% 8,424 C2 5% 4.22% 4.01% 4.10% 648 9.27%C3 98% 1.23% 0.02% 0.03% 6 52.95%iC4 100% 0.34% 0.00% 0.00% - 14.94%nC4 100% 0.31% 0.00% 0.00% - 13.62%iC5 100% 0.08% 0.00% 0.00% - 3.51%nC5 100% 0.09% 0.00% 0.00% - 3.95%C6 100% 0.04% 0.00% 0.00% - 1.76%C7+ 100% 0.00% 0.00% 0.00% - 0.00%Subtotal 100% 97.72% 9,095 100%Extracciones 2.28%Total Subtotal 100%

0.9980

Yacimiento de Gas 7: Condensables

Extracciones % del Total del gas Volumen Diario de GAS (M3)

Volumen Diario Liq (M3) Densidad [Kg/m3] Peso [Kg]

Gasolina 0.21% 10,947 54.4 634.73 34,522 Etano 0.21% 10,999 39.1 357.76 13,987 Propano 1.21% 62,834 231.0 507.30 117,185 Butano 0.65% 33,883 145.3 573.03 83,290 Total 2.28% 118,662 469.8 248,985

Yacimiento de Gas 8: Total Gas

Resultados A

Volumen equivalente a 9300 Kcal/m3

Factores

Gas a tratar (M3/día) 5,212,698 5,304,390 Gas Residual (M3/día] 5,094,037 4,981,930 1.042414877 (incluye el etano)Etano [m3/dia] 10,999 18,669 Propano (M.ton.) 117.2 151,640 3.8459E-05 (incluye butano)Butano (M.Ton) 83.3 105,835 Gasolina (Bbl) 342.1 43,550 6.56275E-05

Yacimiento de Gas 9: Gas / Líquido

RELACION DENSIDAD Poder calorificoGAS/LIQ. LIQUIDO superior(m3G/m3L) (kg/m3) (kcal/m3)

C2 281.32 357.76 15785.40 ---> EtanoC3 272.01 507.30 22444.20 ---> PropanoiC4 229.02 562.98 29004.90 ---> ButanonC4 237.60 584.06 29098.10 ---> ButanoiC5 204.61 624.35 35685.10 ---> CondensadonC5 206.79 631.00 35756.80 ---> CondensadoC6 182.15 663.89 42420.30 ---> CondensadoC7+ 162.30 687.84 49079.00 ---> Condensado

Propiedades de componentes

145

Yacimiento de Gas 10: Composición

Composición Etano Propano Butano CondensadoC2 100%C3 100%iC4 52%nC4 48%iC5 38%nC5 43%C6 19%C7+ 0%Total 100% 100% 100% 100%

(m3G/m3L) 281.32 272.01 233.11 201.27(kg/m3) 357.76 507.30 573.03 634.73

Pcs [Kcal/m3] 15785.40 22444.20 29049.35 36998.72

Yacimiento de Gas 11: Planta de Tratamiento de Líquidos

Recuperación Pta P. Rocio Rec. LPG Rec. LPG Rec. LPGC2 0% 25% 70% 85%C3 0% 55% 90% 98%iC4 0% 85% 98% 100%nC4 0% 85% 98% 100%iC5 25% 98% 100% 100%nC5 30% 98% 100% 100%C6

50% 98% 100% 100%C7+ 90% 98% 100% 100%Z 0.9976 0.9978 0.9980 0.9980

Refrigeración Expansion TurboexpanderSimple Joule-Thompsona -25 °C a -85 °C a -90 °C

Alternativas de planta de tratamiento de líquidos

146

147

Yacimiento de Gas 12: Demanda

Retenido InverisionesDemanda de Gas Produccion Producción en yacimiento Planta(a 9300 Kcal/m3) bruta* Gas Residual (a 9300 Kcal/m3) Condensado Turboexpander

[MMm3/d] [MMm3/d] [MMm3/d] [MMm3/d] [bbl/a] MM$0 a 9095 [Kcal/m3] (LPG+Gasolina) 42.31 4.50 4.76 4.59 65848 112365 0.271 218615 5.33$ 2 4.55 4.81 4.65 66580 113614 0.274 221044 5.50$ 3 4.60 4.87 4.70 67312 114862 0.277 223473 5.69$ 4 4.64 4.91 4.74 67897 115861 0.279 225416 5.86$ 5 4.69 4.96 4.79 68628 117110 0.282 227845 6.05$ 6 4.74 5.02 4.84 69360 118358 0.285 230274 6.25$ 7 4.79 5.07 4.89 70092 119607 0.288 232703 6.46$ 8 4.84 5.12 4.94 70823 120855 0.291 235132 6.67$ 9 4.90 5.18 5.00 71701 122353 0.295 238047 6.90$

10 4.95 5.24 5.05 72433 123602 0.298 240476 7.12$ 11 5.01 5.30 5.11 73311 125100 0.302 243391 7.36$ 12 5.07 5.37 5.18 74240 126685 0.305 246474 7.62$ 13 5.12 5.42 5.23 75018 128013 0.309 249059 7.87$ 14 5.18 5.49 5.30 75990 129672 0.313 252286 8.15$ 15 4.90 5.20 5.02 71963 122799 0.296 238915 7.88$ 16 4.95 5.27 5.08 72849 124312 0.300 241858 8.15$ 17 4.66 4.97 4.79 68697 117226 0.283 228072 7.86$ 18 4.70 5.03 4.85 69582 118737 0.286 231012 8.13$ 19 4.03 4.32 4.17 59752 101963 0.246 198376 7.14$ 20 4.07 4.36 4.21 60340 102965 0.248 200327 7.36$

Total 1,392,417 2,376,059 4,622,796 42.33$ 139.36$

3.0 $/Mm3Produccion bruta incluye gas para gastos operativos

Costo de Tratamiento de Gas crudo

Tasa actualización costo2.19%

Año

Costos operativos Acondicionamient

o

Gasolina [bbl/a]

LPG [ton/a]

Yacimiento de Gas 13: Planta Líquidos

Capacidad [MMm3/d] Costo [MUSD]2 22 6 [MMm

íquidos

Planta necesari3/d]

3 294 35

Cálculo de la planta de procesamiento de l

a

Costo de plantas de tratamiento de líquidos

y = 18.657Ln(x) + 8.9022R2 = 0.9971

0

5

10

15

20

25

30

35

40

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5

Costo [MUSD] Logarítmica (Costo [MUSD])

148

Caudal crudo Inversion Costo operativoAño Pozos producido Pozos acum Separador Perforacion Cañerias Separador Planta Workover Captacion Acond. CO2 Total por año Total por año TOTAL

Perforados [MMm3/d] productivos (cantidad) endulzamiento 10 7 10 10.5$ 0.9$ 2.50$ 0.8$ 15.3$ 30.06$ -$ 30.06$ 1 1 4.76 7 0 1.5$ 0.1$ -$ 0.03$ 0.01$ 2.74$ 1.67$ 2.78$ 4.45$ 2 1 4.81 8 0 1.6$ 0.1$ -$ 0.03$ 0.01$ 2.74$ 1.71$ 2.78$ 4.49$ 3 0 4.87 9 0 -$ -$ -$ 0.04$ 0.01$ 2.74$ -$ 2.79$ 2.79$ 4 2 4.91 9 0 3.3$ 0.3$ -$ 0.04$ 0.01$ 2.74$ 3.56$ 2.79$ 6.35$ 5 1 4.96 10 1 1.7$ 0.1$ 0.28$ 0.04$ 0.01$ 2.74$ 2.10$ 2.80$ 4.89$ 6 2 5.02 11 0 3.4$ 0.3$ -$ 0.05$ 0.01$ 2.74$ 3.72$ 2.80$ 6.52$ 7 2 5.07 13 0 3.5$ 0.3$ -$ 0.06$ 0.01$ 2.74$ 3.80$ 2.81$ 6.61$ 8 2 5.12 15 0 3.6$ 0.3$ -$ 0.07$ 0.01$ 2.74$ 3.88$ 2.82$ 6.71$ 9 4 5.18 17 0 7.3$ 0.6$ -$ 0.08$ 0.01$ 2.74$ 7.94$ 2.83$ 10.77$

10 4 5.24 20 0 7.4$ 0.7$ -$ 0.10$ 0.02$ 2.74$ 8.11$ 2.85$ 10.96$ 11 4 5.30 24 0 7.6$ 0.7$ -$ 0.12$ 0.02$ 2.74$ 8.29$ 2.88$ 11.16$ 12 5 5.37 27 0 9.7$ 0.9$ -$ 0.14$ 0.02$ 2.74$ 10.59$ 2.89$ 13.48$ 13 4 5.42 32 0 7.9$ 0.7$ -$ 0.17$ 0.02$ 2.74$ 8.66$ 2.92$ 11.58$ 14 4 5.49 36 0 8.1$ 0.7$ -$ 0.19$ 0.02$ 2.74$ 8.85$ 2.95$ 11.80$ 15 3 5.20 39 0 6.2$ 0.6$ -$ 0.22$ 0.02$ 2.74$ 6.78$ 2.97$ 9.75$ 16 3 5.27 42 0 6.4$ 0.6$ -$ 0.24$ 0.02$ 2.74$ 6.93$ 2.99$ 9.92$ 17 0 4.97 45 0 -$ -$ -$ 0.26$ 0.02$ 2.74$ -$ 3.01$ 3.01$ 18 0 5.03 45 0 -$ -$ -$ 0.27$ 0.02$ 2.74$ -$ 3.02$ 3.02$ 19 0 4.32 45 0 -$ -$ -$ 0.27$ 0.02$ 2.74$ -$ 3.02$ 3.02$ 20 0 4.36 45 0 -$ -$ -$ 0.28$ 0.02$ 2.74$ -$ 3.03$ 3.03$

Total 49 11 89.7$ 8.0$ 2.78$ 0.8$ 15.3$ 2.70$ 0.30$ 54.75$ 116.64$ 57.75$ 174.39$

Medición y reg

Inversiones Operativos

Yacimiento de Gas 14: Inversiones y Costos Operativos Pozos

149

Yacimiento de Gas 15: Cálculo de Reservas:

Variable Unidad< 2140 MMm3Φ 18% [%]Sw 32% [%]Tr 370 [K]Pr 246 [Kg/cm2]Ta 288 [K]Pa 1.033 [Kg/cm2]Bg 0.005028

G 52090 MMm3 Gas "in situ" , a P y T de superficie

Temperatura ambientePresión atmosféricaFactor volumétrico del gas

Porosidad (efectiva ?)Saturación de agua irreductibleTemperatura de reservorioPresión del reservorio

Cálculo de Reservas Volumétricas

Datos del yacimientoDescripción

Volumen de roca

P Z P/Z Bg G Gp[Kg/Cm2] [Kg/Cm2] [MMMm3] [MMMm3] [MMMm3]

246 0.9321 263.9 0.005028483 52.090 0.000225 0.9215 244.2 0.005435286 48.192 3.899180 0.9092 198.0 0.006703421 39.075 13.015120 0.9145 131.2 0.010113746 25.899 26.191

85.8 0.015460925 16.942 35.14952.5 0.02527629 10.363 41.728

1 0.0 52.090

Análisis PVT de los fluidos del reservorio

80 0.932050 0.95230

Concepto Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 TOTALINVERSIONES [MUSD}Pozos Perforacion 10.50 1.53 1.57 - 3.27 1.67 3.42 3.49 3.57 7.29 7.45 7.61 9.72 7.95 8.12 6.23 6.36 - - - - 89.75 Facilities Cañerias 0.93 0.14 0.14 - 0.29 0.15 0.30 0.31 0.32 0.65 0.66 0.68 0.87 0.71 0.72 0.55 0.57 - - - - 7.98

Separador 2.50 - - - - 0.28 - - - - - - - - - - - - - - - 2.78 Medicion y Reg. 0.80 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 0.80 Compresion - - - - - - - - - - - 5.99 - - - 6.54 - 6.83 - - - 19.36 Endulzamiento 15.33 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 15.33

Procesamiento Turboexpander 42.33 42.33

Gasoducto C.Termoelectrica 13.42 13.42 Neuba II 74.65 74.65

Estacion de med. C.Termoelectrica 0.40 0.40 Neuba II 0.55 0.55

Compresion Planta Comp. - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - Compresores - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TOTAL INVERSIONES [MUSD} 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

GASTOS OPERATIVOS [MUSD}Facilities Workover - 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

Captacion - 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 Compresion - - - - - - - - - - - 0.51 0.53 0.54 0.55 0.97 1.00 1.43 1.46 1.49 1.53 Endulzamiento - 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

Procesamiento Operativos 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

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 30.99 484.15

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

Valor Residual - Inversiones 161.4 163.08 157.08 149.19 144.78 138.64 133.90 128.90 123.63 122.01 119.77 122.84 120.59 115.01 108.29 104.44 92.73 79.17 58.12 36.80 18.49 Producción Anual (MMm3) 1,737.85 1,757.16 1,776.47 1,791.92 1,811.22 1,830.53 1,849.84 1,869.15 1,892.32 1,911.63 1,934.81 1,959.32 1,979.86 2,005.51 1,899.22 1,922.62 1,813.03 1,836.40 1,576.96 1,592.47 36,748.29 Reservas (MMm3) 36,748.29 35,010.44 33,253.28 31,476.81 29,684.89 27,873.67 26,043.14 24,193.30 22,324.15 20,431.83 18,520.20 16,585.39 14,626.07 12,646.21 10,640.70 8,741.48 6,818.86 5,005.83 3,169.43 1,592.47 -0.00 % Curva de amortizaciones 4.73% 5.02% 5.34% 5.69% 6.10% 6.57% 7.10% 7.73% 8.48% 9.36% 10.45% 11.81% 13.54% 15.86% 17.85% 21.99% 26.59% 36.69% 49.76% 100.00%Cargo anual por amortizacion - 7.71 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 Amortizaciones Acumuladas - 7.71 15.60 23.57 31.81 40.27 49.07 58.22 67.78 78.13 89.34 102.18 116.42 131.99 149.16 167.80 188.19 209.24 230.56 248.87 267.36

Yacimiento de Gas 16: Resumen Técnico 1° Parte

150

151

Cargo anual por taponamiento - 0.02 0.02 0.03 0.03 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.09 0.12 0.15 0.19 0.23 0.26 0.30 0.33 0.34 0.29 0.29 2.94 Cargo anual por abandono de instalaciones - 0.32 0.32 0.33 0.33 0.33 0.34 0.34 0.34 0.35 0.35 0.35 0.36 0.36 0.37 0.35 0.35 0.33 0.34 0.29 0.29 6.73 Gastos de 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 9.68 Pozos perforados 7 1 1 - 2 1 2 2 2 4 4 4 5 4 4 3 3 - - - - 49 Taponamiento USD 0.060 0.42 0.06 0.06 0.00 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 0.00 0.00 0.00 0.00 2.94

0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.42 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.06

0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.06 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -

0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.12 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.06

0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.12 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.12

0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.12 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.24

0.03 0.03 0.03 0.03 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.24 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 0.02 0.02 0.24

0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.03 0.03 0.30 0.04 0.04 0.04 0.03 0.03 0.03 0.03 0.24

0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.24 0.04 0.04 0.04 0.03 0.03 0.18

0.05 0.05 0.04 0.04 0.18 0.00 0.00 0.00 -

0.00 0.00 - 0.00 -

Inversiones en instalaciones de superficie actualizado 61.9 0.1 0.1 0.0 0.2 0.2 0.1 0.1 0.1 0.2 0.2 1.6 0.2 0.1 0.1 1.0 0.1 0.8 0.0 0.0 0.0Abandono de instalaciones USD 6.73 0.00 0.32 0.32 0.33 0.33 0.33 0.34 0.34 0.34 0.35 0.35 0.35 0.36 0.36 0.37 0.35 0.35 0.33 0.34 0.29 0.29 6.73

Total compresion (para Regalias) 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

Concepto Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 TOTAL

Yacimiento de Gas 17: Resumen Técnico 2° Parte

Yacimiento de Gas 18: Escenarios

Resumen de escenariosValores actuales: Optimista Pesimista

Celdas cambiantes:Delta_Precios 0% 15% -15%Delta_Tax 0% -5% 5%

Celdas de resultado:VAN 692.2 1861.3 376.4TIR 53% 61% 45%Repago 3.3 3.2 3.4Repago_Desc 3.6 3.5 3.7

Notas: La columna de valores actuales representa los valores de las celdas cambiantesen el momento en que se creó el Informe resumen de escenario. Las celdas cambiantes decada escenario se muestran en gris.

Yacimiento de Gas 19: Análisis de Sensibilidad

Var VAN Var VAN Var VAN25% 724.$ 20% 720.$ 15% 716.$ 10% 711.$ 5% 704.$ 0% 692.$

-5% 663.$ -10% 636.$ -15% 617.$ -20% 604.$ -25% 594.$

100%

Variación precios Distribuidor

25% 1,494.51$ 25% 2,562.65$ 1120% 1,160.14$ 20% 1,764.07$ 1315% 955.95$ 15% 1,280.10$ 2910% 830.70$ 10% 985.64$ 245% 753.01$ 5% 804.90$ 530% 692.20$ 0% 692.20$ 20

-5% 635.90$ -5% 620.34$ 23-10% 594.66$ -10% 573.21$ 13-15% 565.09$ -15% 541.21$ 61-20% 543.80$ -20% 518.68$ 53-25% 527.38$ -25% 502.25$ 95

100% 100%

Sensibilidad de precios del gas natural

aVariación precios Grandes UsuariosVariación precios Central Termica

152

Yacimiento de Gas 10: Diseño Gasoductos

Producción Inversion Costo Inversion Costo Demanda de Gas Demanda de GasPresión a la Producción Requiero Rc Krc Potencia necesaria Potencia a in Costo Costo Presión a la Gasoducto Operativo Gasoducto Operativo G. Electrica Neuba II Requiero Combustible

Año en boca de pozo cruda de gas Compresión ? [HP] Potencia Operativo entrada del G. Electrica Neuba II Gas real Gas real Compresión ? Total[MMm3/d] Turboexpander 7885 0 [M$] Gasoducto Material y Montaje Material y Montaje [MMm3/d] [MMm3/d] G. Electrica Neuba II [MMm3]

0 0 13.4$ 74.7$ 1 87 4.76 NO 0 0 -$ -$ 85 1.2$ 3.1$ 1.23 3.37 NO NO 0.002 95 4.81 NO 0 0 -$ -$ 93 1.3$ 3.1$ 1.23 3.43 NO NO 0.003 97 4.87 NO 0 0 -$ -$ 95 1.3$ 3.2$ 1.23 3.48 NO NO 0.004 83 4.91 NO 0 0 -$ -$ 81 1.3$ 3.3$ 1.23 3.52 NO NO 0.005 83 4.96 NO 0 0 -$ -$ 81 1.3$ 3.3$ 1.23 3.57 NO NO 0.006 81 5.02 NO 0 0 -$ -$ 79 1.4$ 3.4$ 1.23 3.62 NO NO 0.007 86 5.07 NO 0 0 -$ -$ 84 1.4$ 3.5$ 1.23 3.67 NO NO 0.008 86 5.12 NO 0 0 -$ -$ 84 1.4$ 3.6$ 1.23 3.72 NO NO 0.009 83 5.18 NO 0 0 -$ -$ 81 1.5$ 3.6$ 1.23 3.78 NO NO 0.00

10 82 5.24 NO 0 0 -$ -$ 80 1.5$ 3.7$ 1.23 3.83 NO NO 0.0011 80 5.30 NO 0 1 6.0$ 0.51$ 78 1.5$ 3.8$ 1.23 3.90 NO NO 0.0012 75 5.37 SI 1.0 92 495 0 -$ 0.53$ 76 1.6$ 3.9$ 1.23 3.96 NO NO 0.0013 71 5.42 SI 1.1 176 953 0 -$ 0.54$ 76 1.6$ 4.0$ 1.23 4.01 NO NO 0.0114 64 5.49 SI 1.2 340 1870 0 -$ 0.55$ 76 1.6$ 4.1$ 1.23 4.07 NO NO 0.0115 59 5.20 SI 1.3 490 2552 1 6.5$ 0.97$ 76 1.7$ 4.2$ 1.23 3.78 NO NO 0.0216 50 5.27 SI 1.5 771 4062 0 -$ 1.00$ 76 1.7$ 4.2$ 1.23 3.83 NO NO 0.0317 45 4.97 SI 1.7 997 4953 1 6.8$ 1.43$ 76 1.7$ 4.3$ 1.23 3.54 NO NO 0.0318 33 5.03 SI 2.4 1567 7885 0 -$ 1.46$ 76 1.8$ 4.4$ 1.23 3.58 NO NO 0.0619 29 4.32 SI 2.7 1765 7628 0 -$ 1.49$ 76 1.8$ 4.5$ 1.23 2.89 NO NO 0.0520 17 4.36 SI 4.6 1754 7651 1.53$ 76 1.8$ 4.6$ 1.23 2.93 NO NO 0.05

Total 19.4$ 10.0$ 13.4$ 30.4$ 74.7$ 75.9$

6.00 MMm3/d6.14 MMm3/d 270081 Kg/cm2 370 Kg/cm2 8100

150.524

0.343 "101 Kg/cm2200 Km

155.687 lb/ft

129.47 tn/km

Diseño del Gasoducto Neuba I

HP por etapaEtapas de inversiónTotal potencia disp [HP]

I

Gas a 9300--> Max Caudal 1.50 MMm3/dMax Caudal 1.53 MMm3/d

P1 76 Kg/cm2P2 45 Kg/cm2

Kp req 25.0Diametro 10espesor 0.252 "

PMAO 179 Kg/cm2Distancia 80 Km

Kp dispongo 26.0Peso gasoducto 42.1 lb/ft

62.65 tn/km

Diseño del Gasoducto Central Electrica

- 154 -

78 Mínima presión a la entrada del turboexpander = 75 Kg/cm276 Presión a la salida de la planta de tratamiento

Turbo expander:

X70 70000tension 4923 Kg/cm2T 1E 1F 0.72Peso especific 42.1

Material 1400 $/tnMontaje 8 $/".mMantenimient 15 M$/km.añoTasa actualización costo 2.19%Pérdida de carga en captacion 10 Kg/cm2Pérdida de carga en tratamiento 2 Kg/cm2Costo de potencia instalda 1750 $/hp

Calidad del acero

Costos

60 $ / HP.año0.000007 MMm3/HP requerido

1 Planta compresora

Costo de planta compresora (turbocompresores)

Rc Krc1.2 3141.3 4561.4 5891.5 7151.6 8351.7 9491.8 10581.9 11632.0 1263

Diámetro nom 36 30 24 22 20 18 16 12 10 8Espesor [cm] 1.27 1.031 0.87 0.82 0.78 0.78 0.64 0.64 0.64 0.64Espesor ["] 0.500 0.406 0.343 0.323 0.307 0.307 0.252 0.252 0.252 0.252Presion max 103.9 101.2 106.8 109.8 114.9 127.7 117.8 157.1 188.5 235.7Diametro inte 88.9 74.1 59.2 54.2 49.2 44.2 39.4 29.2 24.1 19lb/ft 128.4 87 79.6 65.7 59 42.1 42.1Longitud [Km]Kp*(10^3)

20 1,358.8 863.0 492.1 395.1 310.2 236.3 177.2 84.0 52.1 28.840 960.8 610.2 348.0 279.4 219.4 167.1 125.3 59.4 36.8 20.450 859.4 545.8 311.2 249.9 196.2 149.4 112.1 53.1 33.0 18.260 784.5 498.2 284.1 228.1 179.1 136.4 102.3 48.5 30.1 16.780 679.4 431.5 246.1 197.5 155.1 118.2 88.6 42 26 14.4

100 607.7 385.9 220.1 176.7 138.7 105.7 79.3 37.6 23.3 12.9150 496.2 315.1 179.7 144.3 113.3 86.3 64.7 30.7 19 10.5200 429.7 272.9 155.6 124.9 98.1 74.7 56 26.6 16.5 9.1250 384.3 244.1 139.2 111.7 87.7 66.8 50.1 23.8 14.7 8.2300 350.8 222.8 127.1 102 80.1 61 45.8 21.7 13.5 7.4400 303.8 193 110 88.3 69.4 52.8 39.6 18.8 11.6 6.4

Tabla de medidas de tubos

PLANTA DE BIODIESEL

Biodiesel 1: Flujo de Fondos

Flujo de Fondos Ene-07 Jun-07 Dic-07 Jun-08 Dic-08 Dic-09 Dic-10 Dic-11 Dic-12 Dic-13 Dic-14 Dic-15 Dic-16 Dic-17 Dic-18 Dic-19 TOTALPRODUCTION (TN) - - - 72.000 84.000 219.000 219.000 219.000 219.000 219.000 219.000 219.000 219.000 219.000 219.000 2.346.000 TONS A VENDER 64.800 75.600 197.100 201.480 201.480 201.480 201.480 201.480 201.480 201.480 201.480 201.480 2.150.820

Total Facturación 35.802.000 41.769.000 111.801.132 114.285.601 116.511.955 118.782.836 121.099.135 123.461.760 125.871.637 128.329.711 130.836.948 133.394.329 1.301.946.043Facturación Biodiesel 35.802.000 41.769.000 108.897.750 111.317.700 113.544.054 115.814.935 118.131.234 120.493.858 122.903.736 125.361.810 127.869.047 130.426.427 1.272.331.551 Facturación Subproducto - - 2.903.382 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 29.614.492

Total Costos - - 148.223 30.650.654 35.740.467 93.767.035 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 1.074.968.962Costos Operativos - 30.502.431 35.586.169 93.179.852 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 1.068.203.288 Salarios 18.223 18.223 24.298 327.182 327.182 333.726 340.401 347.209 354.153 361.236 368.461 375.830 383.346 3.579.470 Comercial 60.000 60.000 60.000 120.000 120.000 122.400 124.848 127.345 129.892 132.490 135.139 137.842 140.599 1.470.555 Seguros y Gtos Adm 70.000 70.000 70.000 140.000 140.000 142.800 145.656 148.569 151.541 154.571 157.663 160.816 164.032 167.313 1.882.961

Inversiones 9.738.750 12.153.750 13.020.000 2.625.000 2.625.000 40.162.500

Costo Financiero (Inv) - - 850.000 - 807.500 680.000 595.000 510.000 425.000 340.000 255.000 170.000 85.000 - - 4.717.500

Amortizacion prestamo 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 10.000.000

Impuesto a las Ganancias 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

Cash Flow Neto -9.738.750 -12.153.750 -14.018.223 2.526.346 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

Tasa de Interes TNA 8,50%

Tasa de descuento 11,78%

VAN 36.938.890 TIR 27,80%

Máxima Exposición -35.910.723 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Cash Flow acumulado -35.910.723 -31.788.345 -17.309.515 -3.054.195 10.737.824 24.820.272 39.197.853 53.875.363 68.857.698 84.149.847 99.756.903 116.599.059 108.363.103Pay Out Años 4,28

Biodiesel 2: Budget

Variacion del precio

Ene-07 Jun-07 Dic-07 Total 2007 Jun-08 Dic-08 Total 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019PRODUCTION (TN) - - - - 72.000 84.000 84.000 219.000 219.000 219.000 219.000 219.000 219.000 219.000 219.000 219.000 219.000TONS A VENDER - 64800 75600 140400 197.100 201.480 201.480 201.480 201.480 201.480 201.480 201.480 201.480 201.480

Total Facturación - 35.802.000 41.769.000 77.571.000 111.801.132 114.285.601 116.511.955 118.782.836 121.099.135 123.461.760 125.871.637 128.329.711 130.836.948 133.394.329Facturación Biodiesel - 35.802.000 41.769.000 77.571.000 108.897.750 111.317.700 113.544.054 115.814.935 118.131.234 120.493.858 122.903.736 125.361.810 127.869.047 130.426.427Facturación Subproducto - - - 0 2.903.382 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

Total Costos - - 148.223 148.223 30.650.654 35.740.467 66.391.121 93.767.035 93.767.035 95.642.375 97.555.223 99.506.327 101.496.454 103.526.383 105.596.911 107.708.849 109.863.026Costos Operativos - 30.502.431 35.586.169 66.088.600 93.179.852 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 Salarios 18.223 18.223 18.223 24.298 42.521 327.182 327.182 333.726 340.401 347.209 354.153 361.236 368.461 375.830 383.346 Comercial 60.000 60.000 60.000 60.000 120.000 120.000 120.000 122.400 124.848 127.345 129.892 132.490 135.139 137.842 140.599 Seguros y Gtos Adm 70.000 70.000 70.000 70.000 140.000 140.000 140.000 142.800 145.656 148.569 151.541 154.571 157.663 160.816 164.032 167.313

Inversiones 9.738.750 12.153.750 13.020.000 34.912.500 2.625.000 2.625.000 5.250.000 - -

Costo Financiero (Inv) 425.000 425.000 850.000 425.000 382.500 807.500 680.000 595.000 510.000 425.000 340.000 255.000 170.000 85.000 -

Amortizacion prestamo 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

Amortizaciones Bs Uso - 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

Resultado antes de IIGG - -425.000 -573.223 -998.223 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

Impuesto a las Ganancias 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

Resultado final - -425.000 -573.223 -998.223 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

Tasa de Interes TNA 8,50%

Prestamo financiero 10.000.000

Biodiesel USD Budget 2008Budget 2007

- 157 -

Biodiesel 3: EERR

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 TotalVentas 0 77.571.000 111.801.132 114.285.601 116.511.955 118.782.836 121.099.135 123.461.760 125.871.637 128.329.711 130.836.948 133.394.329 0 1.301.946.043Costos de Operación 18.223 66.131.121 93.507.035 93.507.035 95.377.175 97.284.719 99.230.413 101.215.022 103.239.322 105.304.108 107.410.191 109.558.394 0 1.071.782.758

Amortizaciones 0 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 0 0 40.162.500Utilidad operativa -18.223 7.423.629 14.277.847 16.762.316 17.118.530 17.481.867 17.852.472 18.230.488 18.616.065 19.009.353 19.410.507 23.835.934 0 190.000.785Gastos de Comercializacion 60.000 120.000 120.000 120.000 122.400 124.848 127.345 129.892 132.490 135.139 137.842 140.599 0 1.470.555Gastos de Administracion 70.000 140.000 140.000 140.000 142.800 145.656 148.569 151.541 154.571 157.663 160.816 164.032 167.313 1.882.961Gastos financieros 850.000 807.500 680.000 595.000 510.000 425.000 340.000 255.000 170.000 85.000 0 0 0 4.717.500Utilidad antes IIGG -998.223 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 -167.313 181.929.769Imp Ganancias 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 0 63.733.979Utilidad Neta -998.223 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 -167.313 118.195.790

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 Cantidad Monto Sep-08 Oct-08 Nov-08 Dic-08 Ene-09 Feb-09 Mar-09 Abr-09 May-09 Jun-09 Jul-09 Ago-09 Sep-09 Oct-09 Nov-09 Dic-09 Total 2009Total USD 6.074 6.074 6.074 6.074 25.572 25.572 25.572 25.572 25.572 25.572 35.733 25.572 25.572 25.572 25.572 35.733 327.182

Detalle Und $ 18.831 18.831 18.831 18.831 79.272 79.272 79.272 79.272 79.272 79.272 110.772 79.272 79.272 79.272 79.272 110.772 1.014.266 Jefe de Planta 1 15.000 15.000 15.000 15.000 15.000 15.000 15.000 15.000 15.000 15.000 15.000 15.000 15.000 15.000 15.000 15.000 15.000 240.000 Operarios 12 4.000 - - - - 48.000 48.000 48.000 48.000 48.000 48.000 48.000 48.000 48.000 48.000 48.000 48.000 576.000 Aguinaldo 31.500 31.500 63.000

- Seguridad Social 17% 2.550 2.550 2.550 2.550 10.710 10.710 10.710 10.710 10.710 10.710 10.710 10.710 10.710 10.710 10.710 10.710 128.520 Obra Social 6% 900 900 900 900 3.780 3.780 3.780 3.780 3.780 3.780 3.780 3.780 3.780 3.780 3.780 3.780 45.360 ART Fijo 20,78 21 21 21 21 270 270 270 270 270 270 270 270 270 270 270 270 3.242 ART Var 2,4% 360 360 360 360 1.512 1.512 1.512 1.512 1.512 1.512 1.512 1.512 1.512 1.512 1.512 1.512 18.144

- 158 -

Biodiesel 5: Inversiones

Inversiones Ene-07 Jun-07 Dic-07 Total 2007 Jun-08 Dic-08 Total 2008Total Inversión USD 9,738,750USD 12,153,750USD 13,020,000USD 34,912,500USD 2,625,000USD 2,625,000USD 5,250,000USD 40,162,500USD

Equipos 3,900,000 2,925,000 2,925,000 9,750,000 - - - Planta de Biodiesel 2,840,000 2,130,000 2,130,000 7,100,000 Planta de pre tratamiento 1,060,000 795,000 795,000 2,650,000 Desodorizacion -

-

Planta Glicerina Farmacopea Unidad 16 - 2,500,000 2,500,000 5,000,000

Complementos y servicios 5,375,000 8,650,000 9,475,000 23,500,000 - - - Servicios generales 4,000,000 4,000,000 8,000,000 Depositos 1,720,000 1,290,000 1,290,000 4,300,000 Montaje 910,000 1,365,000 2,275,000 4,550,000 Obras civil 2,160,000 1,080,000 360,000 3,600,000 Ingeneria 420,000 420,000 560,000 1,400,000 Varios 165,000 495,000 990,000 1,650,000

Imprevistos 463,750 578,750 620,000 1,662,500 125,000 125,000 250,000

Dólar 3.1Euro 4.2

Dólar / Euro 1.35

- 159 -

Biodiesel 6: Ventas 1° Parte

Biodiesel 0,65USD Acidos Grasos 0,16USD Tonelada (Kg) Litros m3Glicerina 90% 0,45USD 1000 850

2009 2010Ratio vtas/prod 90% 92%

Ventas Biodiesel Jun-08 Dic-08 Total 2008 Ene-09 Feb-09 Mar-09 Abr-09 May-09 Jun-09 Jul-09 Ago-09 Sep-09 Oct-09 Nov-09Producción Ton Bio 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

Venta de Tons Bio - 64.800 75.600 140.400 16.425 16.425 16.425 16.425 16.425 16.425 16.425 16.425 16.425 16.425 16.425 Venta de Acidos Grasos * - - 624 624 624 624 624 624 624 624 624 624 624 Venta de Glicerina ** - - 411 411 411 411 411 411 411 411 411 411 411

Venta Ton Bio USD 0 35.802.000 41.769.000 77.571.000 9.074.813 9.074.813 9.074.813 9.074.813 9.074.813 9.074.813 9.074.813 9.074.813 9.074.813 9.074.813 9.074.813Venta Ton Subprod USD - - - - 241.948 241.948 241.948 241.948 241.948 241.948 241.948 241.948 241.948 241.948 241.948

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

Equivalencia

- 160 -

Biodiesel 7: Ventas 2° Parte

Dic-09 Total 2009 Ene-10 Feb-10 Mar-10 Abr-10 May-10 Jun-10 Jul-10 Ago-10 Sep-10 Oct-10 Nov-10 Dic-10 Total 201018,250 219,000 18,250 18,250 18,250 18,250 18,250 18,250 18,250 18,250 18,250 18,250 18,250 18,250 219,000

16,425 197,100 16,790 16,790 16,790 16,790 16,790 16,790 16,790 16,790 16,790 16,790 16,790 16,790 201,480 624 7,490 638 638 638 638 638 638 638 638 638 638 638 638 7,656 411 4,928 420 420 420 420 420 420 420 420 420 420 420 420 5,037

9,074,813 108,897,750 9,276,475 9,276,475 9,276,475 9,276,475 9,276,475 9,276,475 9,276,475 9,276,475 9,276,475 9,276,475 9,276,475 9,276,475 111,317,700241,948 2,903,382 247,325 247,325 247,325 247,325 247,325 247,325 247,325 247,325 247,325 247,325 247,325 247,325 2,967,901

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

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

Total Ventas Tons USD

Cobranzas

Venta de Acidos Grasos *Venta de Glicerina **

Venta Ton Bio USDVenta Ton Subprod USD

Ventas BiodieselProducción Ton Bio

Venta de Tons Bio

- 161 -

Biodiesel 8: Costos Operativos 1° Parte

Jun-08 Dic-08 Total 2008 Ene-09 Feb-09 Mar-09 Abr-09 May-09 Jun-09 Jul-09 Ago-09 Sep-09 Oct-09 Nov-09 Dic-09

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

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 35.502.169 65.932.600 7.713.269 7.713.269 7.713.269 7.713.269 7.713.269 7.713.269 7.713.269 7.713.269 7.713.269 7.713.269 7.713.269 7.713.269 Aceite Vegetal 1,02 27.124.479 31.645.225 58.769.704 6.875.302 6.875.302 6.875.302 6.875.302 6.875.302 6.875.302 6.875.302 6.875.302 6.875.302 6.875.302 6.875.302 6.875.302 Metanol Kg 0,12 2.980.800 3.477.600 6.458.400 755.550 755.550 755.550 755.550 755.550 755.550 755.550 755.550 755.550 755.550 755.550 755.550 Catalizador (Soda Caustica) 0,008 303.552 354.144 657.696 76.942 76.942 76.942 76.942 76.942 76.942 76.942 76.942 76.942 76.942 76.942 76.942 Acido Sulfurico 0,002 21.600 25.200 46.800 5.475 5.475 5.475 5.475 5.475 5.475 5.475 5.475 5.475 5.475 5.475 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 Agua Enfriamiento m3 20 - Vapor de Agua (a 4 bar) m3 350 - Enegía Eléctrica Kw 50 - Nitrógeno Nm3 3,2 - Aire instrumento Nm3 4,8 -

Respuestos Planta 1% - - - - - - - - - - - - - - -

Px de los Insumo por Tns 2008 2009 2010Aceite Vegetal * 417,22 417,22 417,22 Metanol Kg 345,00 345,00 345,00 Catalizador (Soda Caustica) 527,00 527,00 527,00 Acido Sulfurico 150,00 150,00 150,00

517USD Precio FOB19,3% Retenciones al total del precio

15USD USD por tonelada transportada

Crédito Fiscal 6.405.510 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 1.623.619

Iva Crédito Fiscal 21%

Costo Operativo

Total Costos Operativos USD

Total Producción

* Al precio FOB del crudo se le deduce lo siguiente:

Materias Primas por 1 Tons

Carga Fabril por 1 Tons

- 162 -

- 163 -

Biodiesel 9: Costos Operativos 2° Parte

Total 2009 Ene-10 Feb-10 Mar-10 Abr-10 May-10 Jun-10 Jul-10 Ago-10 Sep-10 Oct-10 Nov-10 Dic-10 Total 2010219,000 18,250 18,250 18,250 18,250 18,250 18,250 18,250 18,250 18,250 18,250 18,250 18,250 219,000

93,179,852USD 7,731,519USD 7,731,519USD 7,731,519USD 7,731,519USD 7,731,519USD 7,731,519USD 7,731,519USD 7,731,519USD 7,731,519USD 7,731,519USD 7,731,519USD 7,731,519USD 93,179,852USD

92,559,227 7,713,269 7,713,269 7,713,269 7,713,269 7,713,269 7,713,269 7,713,269 7,713,269 7,713,269 7,713,269 7,713,269 7,713,269 92,559,227 Aceite Vegetal 1.02 82,503,623 6,875,302 6,875,302 6,875,302 6,875,302 6,875,302 6,875,302 6,875,302 6,875,302 6,875,302 6,875,302 6,875,302 6,875,302 82,503,623 Metanol Kg 0.12 9,066,600 755,550 755,550 755,550 755,550 755,550 755,550 755,550 755,550 755,550 755,550 755,550 755,550 9,066,600 Catalizador (Soda Caustica) 0.008 923,304 76,942 76,942 76,942 76,942 76,942 76,942 76,942 76,942 76,942 76,942 76,942 76,942 923,304 Acido Sulfurico 0.002 65,700 5,475 5,475 5,475 5,475 5,475 5,475 5,475 5,475 5,475 5,475 5,475 5,475 65,700

219,000 18,250 18,250 18,250 18,250 18,250 18,250 18,250 18,250 18,250 18,250 18,250 18,250 219,000 Agua Enfriamiento m3 20 - - Vapor de Agua (a 4 bar) m3 350 - - Enegía Eléctrica Kw 50 - - Nitrógeno Nm3 3.2 - - Aire instrumento Nm3 4.8 - -

Respuestos Planta 1% 401,625 - - - - - - - - - - - - 401,625

Crédito Fiscal 19,567,769 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 19,567,769

Iva Crédito Fiscal 21%

Carga Fabril por 1 Tons

Costo OperativoTotal Producción

Total Costos Operativos

Materias Primas por 1 Tons

Biodiesel 10: Cálculo de la WACC

WACC:1) D: 1) S: 2) rf: 3) km: 4) kd: 5) T: 6) ß:

1) D / (D + S) y S / (D + S)

Fuente: www.cnv.gov.ar

Petrobras Energia S.A. YPF S.A. Total

Activo 15.215 34.030 49.245 Pasivo (D) 7.315 10.846 18.161 Pat. Neto (S) 7.900 23.184 31.084 Pasivo + PN 15.215 34.030 49.245 D / (D + S) 48% 32% 37% => D/(D+S) = 37%S / (D + S) 52% 68% 63% => S/(D+S) = 64%

2) rf (rendimiento de un activo libre de riesgo)

Fuente: http://www.bloomberg.com/markets/rates/index.html

Coupon Maturity date2-Year 4,875 30/06/20093-Year 4,500 15/05/20105-Year 4,875 30/06/201210-Year 4,500 15/05/201730-Year 4,750 15/02/2037 Plazo similar al del proyecto

4,75% = rf = kf

3) km (promedio ponderado de los rendimientos de mercado de valores = premio por riesgo del mercado)

k f : tasa libre de riesgo Ej. Letras de la tesoreria de US = rfa) k c : tasa de riesgo país Promedio anual del riesgo paisb) k rm : premio por riesgo de mercado. Por diferencia con una tasa de endeudamiento de una empresa del sector

Fuente: http://cei.mrecic.gov.ar/estadisticas/internac/cuadro30.xls

Año Mes Argentina

7 Enero 203,4

0 Febrero 205,9

0 Marzo 219,5

2 Abril 232,2Fuente: 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%

US Treausuries Notes/Bonds

Índice de Riesgo Pais EMBI Paises Emergentes

costo promedio ponderado de capitaldeudacapitalrendimiento de un activo libre de riesgopromedio ponderado de los rendimientos de mercado de valorestasa marginal de endeudamiento de la empresatasa de impuesto a las gananciasbeta, mide la relación entre el riesgo sistemático del activo financiero a valuar y km

Estados contables trimestrales Individuales al 31/03/07 (millones de pesos)

))(()1( fmfd rkrSD

STkSD

DWACC −++

+−+

= β

rmcfd kkkk ++=

164

4) kd (tasa marginal de endeudamiento de la empresa)

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 SectorData used: Value Line database of 7091 US companies .As of January 2005The table shows industry average betas, levered and unlevered for US COMPANIES.

Petroleum (Integrated) 34 0,85 14,01% 0,77Petroleum (Producing) 145 0,62 19,38% 0,54Promedio 0,735

CALCULO

Costo del endeudamiento Costo del capital propio

5,07%

6,71%

11,78%

Unlevered BetaIndustry Name Number of Firms Average Beta Market D/E Ratio

Costo del endeudamiento =

Costo del capital propio =

WACC

rmcfd kkkk ++=

))(()1( fmfd rkrSD

STkSD

DWACC −++

+−+

= β

165

166

Biodiesel 11: Resumen de Resultados

Estado de resultados acumulado Flujo de Fondos AcumuladoPRODUCTION (TN) 2.364.000 PRODUCTION (TN) 2.364.000 TONS A VENDER 2.174.880 TONS A VENDER 2.174.880Ventas 1.301.946.043 Total Facturación 1.301.946.043

Facturación Biodiesel 1.272.331.551 Costos de Operación 1.071.782.758 Facturación Subproducto 29.614.492 Amortizaciones 40.162.500 Total Costos 1.074.968.962Utilidad operativa 190.000.785 Costos Operativos 1.068.203.288 Gastos de Comercializacion 1.470.555 Salarios 3.579.470 Gastos de Administracion 1.882.961 Comercial 1.470.555 Gastos financieros 4.717.500 Seguros y Gtos Adm 1.882.961 Utilidad antes IIGG 181.929.769 Inversiones 40.162.500 Imp Ganancias 63.733.979 Costo Financiero (Inv) 4.717.500 Utilidad Neta 118.195.790 Amortizacion prestamo 10.000.000

Impuesto a las Ganancias 63.733.979 EBITDA 226.809.769 Cash Flow Neto 108.363.103

VAN al 11,78% 36.938.890TIR 27,80%Máxima Exposición -35.910.723 Pay Out (Años) 4,3 EBITDA / Ventas 17,42%Government take 63.733.979

Indicadores Económico financieros:

Inversion en el sector energetico 2008

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