Destilación primaria o topping y destilación secundaria o cracking

Destilación primaria o topping y destilación secundaria o cracking

Comodoro Rivadavia - Chubut Argentina "Capital del Viento" Economía

Petróleo, orígen y extracción Indice

I)Petróleo.

VII) Destilación simple.

II)Composición química y propiedades.

VIII) Destilación primaria (Topping).

a) Petróleos asfálticos b) Petróleos parafínicos c) Petróleos mixtos

IX) Destilación secundaria (Cracking).

III) Orígen geológico del petróleo.

X) Naftas. a) Antidetonancia.

IV) Localización de cuencas petrolíferas.

XI) Otros subproductos del Petróleo.

V) Extracción de petróleo.

XII) Naftas sintéticas y Carburantes.

VI) Tratamiento y Transporte del petróleo crudo.

XIII) Glosario de Gas y Petróleo.

a) Separación de gases. b) Deshidratación. c) Transporte.

I) Petróleo: Las investigaciones históricas han comprobado que el Petróleo, o aceite mineral (petra = piedra y oleum = aceite, en latín) fue conocido desde la remota antigüedad. Con Betún -asfalto derivado del petróleo- se asentaron los ladrillos de la torre de Babel y se calafateó el Arca de Noé. Los egipcios lo utilizaron en embalsamamientos por lo menos desde 7.000 A. C. . En el siglo III los chinos excavaron pozos y lo aprovecharon como iluminante.

Sin embargo, la primera explotación moderna se concreta en 1854 cuando Drake, auxiliado por un herrero, perfora un pozo de 21 metros de profundidad en Titusville (Pennsylvania, E.E.U.U.) (Volver)

II) Composición química y propiedades del petróleo.: El análisis químico revela que el petróleo está casi exclusivamente constituido por Hidrocarburos, compuestos formados por dos elementos: Carbono e Hidrógeno. Esta simplicidad es aparente porque, como el petróleo es una mezcla -y no una sustancia pura- el número de Hidrocarburos presentes y sus respectivas proporciones varían dentro de límites muy amplios. Es químicamente incorrecto referirse al "petróleo", en singular; existen muchos "petróleos", cada uno con su composición química y sus propiedades características. En efecto: 1) Son líquidos insolubles en agua y de menor densidad que ella. Dicha densidad está comprendida entre 0,75 y 0,95 g/ml. 2) Sus colores varían del amarillo pardusco hasta el negro. 3) Algunas variedades son extremadamente viscosas mientras que otras son bastantes fluídas. Es habitual clasificar a los petróleos dentro de tres grandes tipos considerando sus atributos específicos y los subproductos que suministran: a) Petróleos asfálticos: Negros, viscosos y de elevada densidad: 0,95 g/ml. En la destilación primaria producen poca nafta y abundante fuel-oil, quedando asfalto como residuo. Petróleos asfálticos se extraen del flanco sur del Golfo San Jorge (Chubut y Santa Cruz). b) Petróleos parafínicos: De color claro, fluidos y de baja densidad: 0,75-0,85 g/ml. Rinden mas nafta que los asfálticos. Cuando se refina sus aceites lubricantes se separa parafina. Mendoza y Salta poseen yacimientos de petróleos parafínicos. c) Petróleos mixtos: Tienen características y rendimientos comprendidos entre las otras dos variedades principales. Aunque sin ser iguales entre sí, petróleos de Comodoro Rivadavia (Chubut) y Plaza Huincul (Neuquén) son de base mixta. Como en otros combustibles los compuestos de azufre comunican mal olor al petróleo y sus derivados. Como generan dióxido de azufre: SO2, en la combustión, contribuyen a la contaminación del ambiente. Los petróleos argentinos, por fortuna, contienen menos del 0,5% de S.

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III) Orígen geológico del petróleo.: Durante la Era Terciaria en el fondo de los mares se acumularon resto de peces, invertebrados y, probablemente, algas, quedando sepultados por la arena y las arcillas sedimentadas. Las descomposiciones provocadas por los microorganismos, acentuadas por altas presiones y elevadas temperaturas posteriores, dieron orígen a Hidrocarburos. Al comenzar la Era Cuaternaria los movimientos orogénicos convulsionaron la corteza terrestre y configuraron nuevas montañas, la Cordillera de los Andes entre ellas. Los estratos sedimentarios se plegaron y el petróleo migró a través de las rocas porosas, como las areniscas, hasta ser detenidas por anticlinales - pliegues en forma de A mayúscula- y por fallas que interrumpieron la continuidad de los estratos. El yacimiento no debe imaginarse como un gran "lago" subterráneo. El petróleo ocupa los intersticios de rocas sedimentarias muy porosas, acompañado habitualmente de gas natural y de agua salada. (Volver)

IV) Localización de cuencas petrolíferas.: El hallazgo de yacimientos de petróleo no es obra librada al azar y obedece a una tarea científica organizada, que se planifica con mucha antelación. Instrumental de alta precisión y técnicos especializados deben ser trasladados a regiones a menudo deshabitadas, en el desierto o en la selva, obligando a construir caminos y sistemas de comunicación, disponer de helicópteros, instalar campamentos y laboratorios, etc. Los estudios realizados se desarrollan según el siguiente ordenamiento: a) Relevamiento geográfico, que incluye la aerofotografía. b) Relevamiento geológico para identificar terrenos sedimentarios con posibilidad de contener petróleo. c) Aplicación de métodos geofísicos: 1) Con gravitómetros se mide la aceleración de la gravedad terrestre, que disminuye ligeramente donde hay petróleo de menor densidad que las rocas que lo rodean. 2) Con magnetrómetros se aprecian variaciones del campo magnético. 3) También hay determinaciones de conductividad eléctrica del terreno.

4) Con sismógrafos se detectan las ondas sísmicas provocadas por la detonación de cargas explosivas. Todos estos procedimientos son concurrentes y permiten determinar la dirección, extensión e inclinación de los estratos presuntivamente petrolíferos. d) Perforación de prueba: Las muestras de rocas tomadas a distintas profundidades son analizadas química y geológicamente. En promedio se demora diez años y se invierte ingente capital antes de decidir si la explotación puede ser afrontada con relativo éxito. (Volver)

V) Extracción de petróleo.: Ubicado un yacimiento, se perfora el terreno hasta llegar al mismo. Se monta una torre metálica de 40-50 metros de altura que sostendrá los equipos, y el subsuelo se taladra con un trépano que cumple una doble función: avance y rotación. Tanto el trépano como la barra que lo acciona tienen conductos internos para que circule una suspención acuosa de Bentonita -arcilla amarillenta de adhesividad apropiada-. Esa suspención enfría el trépano y arrastra el material desmenuzado hacia la superficie. En su boca los pozos tienen 50 cm. de diámetro pero éste es de menor a mayor profundidad. Antes se perforaba verticalmente pero ahora se trabaja en cualquier dirección usando barras articuladas. Estos dispositivos permiten "dirigir" al trépano, sorteando obstáculos. En Mendoza hay pozos de 1.500 a 1.800 metros de profundidad, pero en Salta se ha necesitado perforar a 4.000 metros. A medida que progresa la perforación se insertan caños de acero, adosados al terreno con cemento, para impedir desmoronamientos e infiltraciones de agua. En la proximidad del yacimiento escapan gases. Entonces se extreman las precauciones. En algunas oportunidades la gran presión de dichos gases origina la surgencia natural, espontánea y descontrolada, con riesgos de inflamación. Después el petróleo fluye lentamente siendo conducido a depósitos. Cuando la presión natural disminuye el petróleo se bombea mecánicamente. El rendimiento promedio de los pozos argentinos no es alto, está comprendido entre 10 y 20 m3/día. En casos excepcionales se registran hasta 500 m3/día. Los países anglosajones valúan el volúmen extraído en una unidad convencional: "El Barril". Un barril equivale a 36 galones, cada uno de ellos de 4 1/2 litros o sea que un barril son 162 litros. (Volver)

VI) Tratamiento y Transporte del petróleo crudo.: El petróleo extraído del pozo se denomina crudo. Como no se lo consume directamente, ya en el propio yacimiento sufre algunos tratamientos: a) Separación de gases: Cuatro gases que se encuentran disueltos a presión en el crudo, se separan con facilidad. 1) El Metano (CH4) y el Etano (C2H6), componen el gas seco, así llamado porque no se licua por compresión. El gas seco se utiliza como combustible en el yacimiento o se inyecta en los gasoductos, mezclándolo con el gas natural. 2) El Propano (C3H8) y el Butano (C4H10), constituyen el gas húmedo que se licua por compresión. El gas líquido se envasa en cilindros de acero de 42-45 Kg.. La apertura de la válvula, que los recoloca a presión atmosférica, lo reconvierte en gas. b) Deshidratación: Decantado en grandes depósitos, el crudo elimina el agua emulsionada. c) Transporte: El crudo se envía de los yacimientos a las destilerías que, en nuestro país, están en los centros de consumo y no en la región productora. Se recurre a varios medios: 1) Por vía terrestre: vagones-tanques del ferrocarril o camiones acoplados. 2) Por vía marítima: buques petroleros, también llamados barcos cisternas o buques tanque, con bodegas de gran capacidad. Japón a botado petroleros gigantescos, "supertanques" de 400 metros de eslora, que acarrean hasta 500.000 m3. 3) Mecánicamente el crudo se transporta por oleoductos de 30-60 cm de diámetro con estaciones en el trayecto para bombearlo, calentándolo para disminuir su viscosidad. Los poliductos se destinan al transporte alternativo de los diferentes subproductos. (Volver)

VII) Destilación simple.: Destilar significa calentar un líquido hasta convertirlo en sus vapores que, cuando son enfriados, retornan al estado inicial. Un aparato de destilación simple consta de: a) Un balón de destilación, con tubo lateral para la salida de vapores. b) La temperatura se mide con un termómetro cuyo bulbo enfrenta al tubo de desprendimiento.

c) Un refrigerante condensa a los vapores. El tubo por el cual se desprenden está dentro de otro, mas grueso, con circulación de agua fría a contracorriente con dichos vapores. La destilación simple se efectúa al separar un líquido -agua- de una solución que contiene un sólido no volátil. Como el sólido disuelto no da vapores, queda retenido en la solución residual. El agua obtenida es pura: "agua destilada". Sometida a destilación simple una solución de dos líquidos -por ejemplo alcohol y agua- no se consigue separarlos. Ambos suministran vapores: el alcohol hierve a 78°C y el agua, a 100°C, y, consecuentemente, están presentes en el vapor desprendido. Con todo, las primeras fracciones destiladas contienen mas alcohol que agua, pero a medida que la temperatura aumenta, también aumenta el porcentaje de agua en el líquido recogido. Si cada fracción se destila varias veces sucesivas, se mejora sensiblemente la separación de los componentes. Para solucionar el caso mencionado: separación de dos líquidos disueltos entre si, se recurre a la destilación fraccionada. Entre el balón de destilación y el refrigerente se intercala una columna de fraccionamiento, que puede ser otro refrigerante, vertical y de bolas. Los vapores calientes que ascienden por dentro del mismo encuentran al líquido condensado que cae. En su contacto íntimo ocurren intercambios de calor, cuyo resultado es semejante al de muchísimas destilaciones simples sucesivas. En definitiva, el líquido recogido es casi puro. (Volver)

VIII) Destilación primaria del petróleo crudo. (Topping): En las destilerías se destila fraccionadamente el petróleo. Como está compuesto por mas de 1.000 hidrocarburos, no se intenta la separación individual de cada uno de ellos. Es suficiente obtener fracciones, de composición y propiedades aproximadamente constantes, destilando entre dos temperaturas prefijadas. La operación requiere varias etapas; la primera de ellas es la Destilación Primaria o Topping. El crudo se calienta a 350°C y se envía a una torre de fraccionamiento, metálica y de 50 metros de altura, en cuyo interior hay numerosos "platos de burbujeo".

Un "plato de burbujeo" es una chapa perforada, montada horizontalmente, habiendo en cada orificio un pequeño tubo con capuchón. De tal modo, los gases calientes que ascienden por dentro de la torre atraviesan el líquido mas frío retenido por los platos. Tan pronto dicho líquido desborda un plato cae al inmediato inferior. La temperatura dentro de la torre de fraccionamiento queda progresivamente graduada desde 350°C en su base, hasta menos de 100°C en su cabeza. Como funciona continuamente, se prosigue la entrada de crudo caliente mientras que de platos ubicados a convenientes alturas se extraen diversas fracciones. Estas fracciones reciben nombres genéricos y responden a características bien definidas, pero su proporción relativa depende de la calidad del crudo destilado, de las dimensiones de la torre de fraccionamiento y de otros detalles técnicos. De la cabeza de las torres emergen gases. Este "gas de destilería" recibe el mismo tratamiento que el de yacimiento y el gas seco se une al gas natural mientras que el licuado se expende como "Supergas" o en garrafas. Las tres fracciones líquidas mas importantes son, de arriba hacia abajo, -es decir, de menor a mayor temperatura de destilación-: 1) Naftas: Estas fracciones son muy livianas (densidad= 0,75 g/ml) y de baja temperatura de destilación: menor de 175°C. Están compuestas por hidrocarburos de 5 a 12 átomos de carbono.

2) kerosenes: Los kerosenes destilan entre 175°C y 275°C, siendo de densidad mediana (densidad= 0,8 g/ml). Sus componentes son hidrocarburos de 12 a 18 átomos de carbono. 3) Gas oil: El gas oil es un líquido denso (0,9 g/ml) y aceitoso, que destila entre 275°C y 325°C. Sus hidrocarburos poseen mas de 18 átomos de carbono. Queda un residuo que no destila: el Fuel oil, que se extrae de la base de la torre. Es un líquido negro y viscoso de excelente poder calórico: 10.000 cal/g. Una alternativa es utilizarlo como combustible en usinastermoeléctricas, barcos, fábricas de cemento y vidrio. La otra es someterlo a una segunda destilación fraccionada: "La destilación conservativa", o destilación al vacío, que se practica a presión muy reducida, del orden de pocos milímetros de mercurio. Con torres de fraccionamiento similares a las descriptas se separan nuevas fracciones que, en este caso, resultan ser "aceites lubricantes".

Estos son livianos, medios o pesados según su densidad y temperaturas de destilación. El residuo final es el asfalto, imposible de fraccionar. Este se lo utiliza para pavimentación e impermeabilización de techos y cañerías. (Volver)

IX) Destilación secundaria. (Cracking): Los petróleos argentinos, en general, producen poca cantidad de naftas. El porcentaje promedio respecto del crudo destilado es del 10%. Para aumentarlo se emplea un tercer procedimiento: "La destilación secundaria, destilación destructiva o cracking". Las fracciones pesadas como el gas oil y el fuel oil se calientan a 500°C, a presiones del orden de 500 atm, en presencia de sustancias auxiliares: catalizadores, que coadyudan en el proceso. De allí que se mencione el "cracking catalítico". En esas condiciones la molécula de los hidrocarburos con muchos átomos de carbono se rompe formando hidrocarburos mas livianos, esto es, de menor número de átomos de carbono en su molécula. La siguiente ecuación ilustra el hecho acaecido: C18H38 = C8H16 + C8H18 + CH4 + C La ruptura de la molécula de 18 átomos de carbono origina nuevos hidrocarburos, dos de ellos de 8 átomos de carbono cada uno, iguales a los que componen las naftas. Otro hidrocarburo formado es el Metano: CH4. Quedando un residuo carbonoso: el Coque de Petróleo. Las fracciones obtenidas mediante el Cracking se envían a torres de fraccionamiento para separar: 1) gases. 2) Naftas y eventualmente kerosene. 3) Y residuos incorporables a nuevas porciones de gas oil y de fuel oil. Gracias al Cracking se eleva el rendimiento en naftas hasta el 40-50 %. (Volver)

X) Naftas.:

Las fracciones obtenidas en las destilaciones son refinadas sufriendo tratamientos físicos y químicos que ajustan su composición, eliminan componentes perjudiciales y mejoran las características técnicas de cada subproducto. Así, por ejemplo, la refinación de naftas consiste en: 1) Redestilaciones para separar variedades de distinta densidad y temperatura de destilación, relacionada con la volatilidad. 2) Tratamiento con ácido sulfúrico y subsiguiente neutralización con soluciones alcalinas. 3) Filtración a través de arcillas absorbentes. Uno de los objetivos de la refinación es liberar a la nafta de compuestos de azufre, que comunican mal olor y producen gases corrosivos. Otro es evitar que se depositen "gomas" semisólidas originadas por la acción del aire y la luz sobre algunos hidrocarburos, que obturan filtros y carburadores. a) Antidetonancia: Entre la nafta común y la especial, la diferencia reside en la antidetonancia, propiedad vinculada con el funcionamiento de los motores de explosión. Estos motores cumplen un ciclo de cuatro etapas sucesivas: 1) Admisión: El carburador suministra una mezcla de vapores de nafta y de aire con las proporciones exactas para su combustión total. Esta mezcla penetra en los cilindros del motor. 2) Compresión: El pistón comprime la mezcla combustible. 3) Explosión: En el momento de la máxima compresión la bujía, conectada a un sistema eléctrico sincronizado, hace estallar una chispa que inicia la combustión. 4) Expulsión: Los gases de combustión provocan el retroceso del pistón y salen por el escape. El cilindro queda en condiciones para reiniciar el ciclo. Una nafta "detona" cuando su combustión es prematura y comienza durante el período de compresión, antes que el pistón complete su recorrido. El conductor del vehículo percibe un golpeteo porque, frenado el movimiento del pistón, el motor vibra innecesariamente. Este defecto se agudiza en motores de alta compresión alimentados con nafta común: se rebaja su potencia y su velocidad.

La detonación por sola compresión se vincula con la estructura molecular de los hidrocarburos presentes en las naftas. Dos de ellos interesan particularmente: a) El Heptano: C7H16 El Heptano tiene 7 átomos de carbono alineados, uno a continuación del otro. Es muy detonante y explota fácilmente por compresión. b) El Isooctano: C8H18 Los 8 átomos de carbono del Isooctano forman una cadena corta, con ramificaciones laterales. No explota por compresión y, por consiguiente, es antidetonante. Se mide la antidetonancia con una escala convencional: "Los grados octano". Al Heptano puro se le asigna antidetonancia nula: 0 grados octano. El mayor valor de la escala: 100 grados octano, corresponde al Isooctano, buen antidetonante. El porcentaje de isooctano en una mezcla de ambos hidrocarburos expresa los grados octano de la misma. Ejemplo: Una mezcla con 75% de isooctano y 25% de heptano tiene 75 grados octano. La antidetonancia de una nafta se determina con un motor de prueba. Se lo hace funcionar con la nafta estudiada y después se ensayan mezclas patrones, con distintos porcentajes de isooctanos y heptano. Algunas de ellas se comportará como la nafta investigada. Su porcentaje de isooctano equivale a los grados octano de dicha nafta. En otras palabras, una nafta de 80 grados octano tiene la misma antidetonancia que una mezcla de 80% de isooctano y 20% de heptano. 1) Las naftas comunes tienen 80-82 grados octano. 2) Las naftas especiales elevan su antidetonancia a 90-92 grados octano. 3) Las aeronaftas, de composición química ligeramente distinta de las comunes, alcanzan los 120-130 grados octano. El octanaje se mejora sensiblemente con el agregado de plomo-tetra-etilo. Una ínfima cantidad de este aditivo: 0,03%, transforma una nafta común en una especial. Ofrece, sin embargo, un inconveniente: se deposita plomo metálico en el cilindro. Para obviar este problema, se incorpora un segundo aditivo: dibromo-etileno, encargado de convertir el plomo en bromuro de plomo, sustancia volátil que sale del cilindro disuelta en los gases de combustión. Los automotores contribuyen notablemente a la contaminación ambiental: a) Evaporan naftas de los depósitos y de los derrames, durante la cargas y descargas. b) Los gases expulsados, cuando la combustión es incompleta, contienen monóxido de carbono, gas tóxico.

c) Y también es tóxico el bromuro de plomo volátil. Eter de petróleo, solvente nafta y bencina son variedades de naftas consumidas en la industria y en tintorerías, por su poder disolvente. En particular, disuelven bien aceites y grasas, tanto comestibles como lubricantes, y caucho. Nunca se manipularán naftas u otros líquidos inflamables en las cercanías de una llama o de un aparato productor de chispas eléctricas. Concretado un accidente, NUNCA se arrojará agua sobre la nafta inflamada. El líquido, insoluble en agua y de menor densidad que ella, flota y se deparrama sin apagar. Se debe procurar impedir el contacto del aire con el combustible, cubriendo con un recipiente, una manta o a falta de otromaterial, con tierra. (Volver)

XI) Otros subproductos del Petróleo.: Con la refinación de Kerosenes se logra que quemen sin humo y sin olor, siendo aptos para cocinas, estufas y faroles. Se reduce convenientemente su volatilidad para que inflamen después de ser calentados. La temperatura de inflamación ha sido reglamentada y siempre será mayor de 40°C. Algunas variedades son consumidas por aviones de reacción y tractores agrícolas. El Gas oil es utilizado en los motores Diesel, o de combustión interna. El Fuel oil, por su parte, es el combustible "pesado" de la industria: usinas, termoeléctricas y fábricas. Su poder calórico es muy alto: 10.000-11.000 cal/g. Los aceites lubricantes interponen una delgadísima capa líquida entre dos superficies metálicas en movimiento atenuando el desgaste por frotamiento. Su refinación es complicada debido a la diversidad de calidades preparadas que se identifican mediante el número SAE (sigla tomada de Society of Automotive Engineers). Eeste número, que varía de 10 en 10, desde 10 a 250, se establece según la densidad, la viscosidad, las temperaturas de inflamación y congelación y otras propiedades físicas y químicas. El motor de automovil requiere aceite de 40 SAE. Para engranajes de maquinarias ae usará de 80 SAE, mas denso y mas viscoso. Las grasas lubricantes son semisólidas. Se preparan empastando aceites lubricantes con jabones, resina, glicerina, grafito, etc.

Todos los aceites lubricantes son desparafinados durante su refinación. Para ello se enfrían a -30°C, filtrando después. Se separa la parafina, semisólida y de bajo punto de fusión. Es empleada en fósforos, velas, cartón impermeabilizado, aislante eléctrico y otros usos menores. La vaselina es semejante pero blanda y untuosa al tacto. (Volver)

XII) Naftas sintéticas y Carburantes.: Resolver la escasez de combustibles líquidos no es novedad. Desde la década del ´30 se estudio la posibilidad de fabricar naftas "artificialmente" por medio de la síntesis, combinando carbono e hidrógeno. Se perfeccionaron métodos que parten de carbono y lignito dispersados en alquitranes de hulla. Bajo el efecto de altas temperaturas, grandes presiones y en presencia de catalizadores, se obtienen productos que, destilados fraccionadamente, dan naftas, gas oil y aceites lubricantes. Alemania aplicó masivamente estos procedimientos durante la Segunda Gguerra Mundial, siendo después abandonados por razones económicas: el costo de la nafta sintética es varias veces mayor que el de la nafta natural. Otra experiencia, ya ensayada anteriormente, es la de aumentar el volúmen de nafta a través de la adición de hasta un 10% de alcohol absoluto, libre de agua. El contenido de alcohol y el grado de humedad son esenciales en estas "mezclas carburantes" pues, sobrepasado cierto límite, el combustible líquido se segrega en dos capas distintas. Desde luego, para que este carburante sea económicamente rentable debe producirse alcohol abundante y barato, gracias a la fermentación de melazas azucareras.

Revista académica de economía con el Número Internacional Normalizado de Publicaciones Seriadas ISSN 1696-8352

Economía de Argentina

Argentina, Petróleo y Energía Consideraciones sobre una crisis que viene Alfredo Félix Blanco (CV) Universidad Nacional de Córdoba [email protected]

El Fondo Monetario Internacional, durante el pasado mes de Abril, al presentar sus “Perspectivas de la economía mundial” señaló que el crecimiento económico del mundo en el año 2004 fue del 5,1% (uno de los porcentajes más elevados de las últimas décadas) y que para el 2005 las proyecciones arrojan un crecimiento estimado del 4.3% que resulta también significativo. Sin embargo, en el informe igualmente se advierte que la desaceleración podría ser mayor a consecuencia de algunos factores entre los que se destacan “los precios altos y volátiles del petróleo”. Se afirma que “la persistente vitalidad de la demanda mundial, los problemas de la oferta y la limitada capacidad excedentaria probablemente mantendrán elevados y volátiles los precios del petróleo” y que ello afectará negativamente la posibilidad de sostener una tasa de crecimiento como la de 2005. En la publicación World Energy Outlook 2004, que publica la International Energy Agency (IEA), se plantea un escenario muy desalentador sobre la probable evolución del sistema energético mundial en los próximos 30 años. Si se mantienen las tendencias observadas hasta el presente, las necesidades energéticas aumentarán casi un 60% para 2030. Paul Krugman, en el New York Times, ha sostenido que el petróleo aumenta de precio no sólo por la guerra de Irak sino también por la limitada oferta mundial. El conocido economista afirma que el aumento de demanda de países como China se enfrenta a una oferta que no crece al mismo ritmo y que ello es parte de la explicación de los aumentos; pero ademas afirma que desde 1976 no se descubren nuevos campos petrolíferos importantes y que los expertos sospechan que “no hay mucho más por descubrir”. Consecuentemente con estas observaciones, puede afirmarse entonces que la economía mundial seguirá siendo fuertemente dependiente de lo que ocurra con el mercado del petróleo, y que asistiremos a una creciente exacerbación de los conflictos por controlar el recurso. Ello ocurrirá precisamente porque el petróleo es la fuente de energía primaria más importante al representar casi el 35 % de la producción energética mundial. Si se le agrega el gas natural, cuya producción está íntimamente ligada al petróleo, se llega a porcentajes superiores al 55%. El gráfico A muestra la participación de cada combustible en la generación mundial de energía y esa situación no parece que vaya a modificarse en el futuro. Las posibilidades de sustitución por fuentes de energía basadas en recursos renovables y ambientalmente mas adecuadas chocan, no sólo contra las limitaciones tecnológicas y económicas que finalmente serán superables, sino también contra los intereses económicos que se verían afectados por una sustitución importante. Gráfico A Producción Mundial de Energía según Combustible

Fuente: International Energy Agency

Esta importancia estratégica del petróleo ha significado que la magnitud de los intereses en juego se expresen bajo todas las formas, desde la diplomacia hasta la guerra. ¿Quién puede negar que la falsa acusación de Bush y de Blair sobre la existencia de armas de destrucción masiva de Irak no tenía olor a petróleo? ¿O que el Gobierno de los Estados Unidos no tendría la preocupación que tiene por Chávez, si Venezuela no tuviera los inmensos recursos petroleros que posee? Que la inestabilidad de Medio Oriente tiene que ver con los recursos de hidrocarburos es también una cuestión indiscutible y una mirada a la distribución mundial de reservas de petróleo que se presenta en el Gráfico B es muy ilustrativa al respecto. Más allá de las cuestiones religiosas, raciales, políticas o de cualquier otra índole, lo que se dibuja detrás del desolador escenario de conflictos, guerras y muerte es una lucha cruel y despiadada por el control del recurso petrolero. Gráfico B Distribución Mundial de Reservas de Petróleo

Fuente: International Energy Agency

Por consiguiente es casi una obviedad decir que la preocupación por disponer de recursos energéticos forma parte de la agenda indispensable de cualquier gobierno medianamente racional.

En particular desde la crisis del petróleo de los años setenta del siglo pasado, quedó claro que no se puede pensar siquiera en el crecimiento económico sostenido de ningún país, si no se tiene una clara estrategia en materia de recursos energéticos. ARGENTINA, PETROLEO, GAS Y CRISIS ENERGÉTICA Argentina se ha caracterizado, en su historia reciente, porque la desidia, la irresponsabilidad y las conductas condenables han incidido crucialmente en el diseño de sus políticas públicas. Este rasgo se profundiza aún más cuando se observa el área referida a hidrocarburos y energía. Durante muchos años la fuerte presencia estatal en materia de hidrocarburos y de energía fue el rasgo distintivo de la política, Decisiones equivocadas, y a veces deliberadamente equivocadas, mostraban una creciente incapacidad de potenciar y hacer eficiente al sector. Esa realidad de empresas públicas sobredimensionadas en personal, con bajo nivel de inversiones e incorrecta asignación de sus recursos y la crisis de las finanzas del Estado y de la economía en general, sumadas a un marco ideológico alentado internacionalmente (el denominado Consenso de Washington) crearon el ambiente propicio para la experiencia de privatizaciones y desregulaciones de la década del noventa. Con el visto bueno (y la presión) de organismos internacionales y con el apoyo de la mayoría de la sociedad argentina que en materia de empresas públicas no hacía diferencias cuando demandaba “que las regalen para que no sigamos perdiendo”, Argentina otorgó a empresas privadas la "concesión temporal de explotación" por 25 años de los yacimientos de hidrocarburos con todas las reservas comprobadas. En ese periodo también privatizó y desreguló fuertemente todo el sector de energía eléctrica. En un mundo en que las disputas por las fuentes de energía explican muchos de los conflictos bélicos, donde los países consideran a la energía un factor esencial que hace a su desarrollo, el error principal del Argentina no fue sólo privatizar de una forma escandalosa donde las sospechas de ilícitos son la nota destacada, sino que lo hizo apartando al Estado de sus responsabilidades más elementales. El Estado de los noventa abandonó sus obligaciones inexcusables de control al sector privado, desmanteló las estructuras jurídicas y de recursos humanos para el ejercicio de sus facultades y se negó a asumir el rol de planificador de una política energética. La situación actual es claramente preocupante tanto en materia de petróleo como de gas. En el primer caso, existe un marcado deterioro de todas las variables; a pesar de la rentabilidad de las empresas, la producción de crudo del año pasado fue la más baja desde 1995. En el caso del gas natural los aumentos de producción se han hecho sobre la base de afectar el balance de reservas, es decir la producción crece a costa de una caída de las reservas cuyo horizonte temporal se ha reducido a aproximadamente quince años. La actitud ausente del Estado en el diseño de una política en materia de hidrocarburos se mantiene aún y ha llevado a un vacío en materia de planificación energética que coloca a la Argentina en una situación sumamente delicada a la hora de pensar en la posibilidad de sostener los niveles de crecimiento de los dos últimos años. Esto es así porque en nuestro país más del 83% de la energía primaria depende del petróleo y del gas. El 16 de Febrero de 1999 cuando un “black-out” dejó sin energía inicialmente a mas de doscientos mil servicios (casi ochocientos mil personas) y colapsó el sistema eléctrico de Buenos Aires, se tomó conciencia que la restricción energética era una realidad y que las estrategias de los noventa de privatizar todo sin control parecían no garantizar los resultados de eficiencia prometidos. En otros países del mundo también hubo apagones que llamaron la atención de sus gobiernos. Entre esos incidentes, la crisis eléctrica de California (Estados Unidos) en el 2000/2001 generó

muchas dudas sobre las supuestas ventajas del proceso que se había llevado a cabo para desregular el mercado eléctrico. Del análisis de estos inconvenientes surgieron lecciones sobre la necesidad de formular planes para esas contingencias y de planificar más adecuadamente el futuro energético. Pero en Argentina ya han pasado seis años desde aquella advertencia que oscureció la Capital Federal y es poco lo que se ha hecho. La falta de nuevos yacimientos y de infraestructura de transporte (gasoductos) para el gas natural, unida a la ausencia de inversiones en proyectos de generación eléctrica, han determinado una crisis cuya magnitud fue inicialmente ignorada (¡y despues increíblemente ocultada!) por el actual gobierno. No es con discursos que se pueden diseñar las soluciones. Los incumplimientos de contratos de exportación de gas a Chile (un verdadero “default de gas”), las restricciones al consumo de las industrias, los sistemas de “castigos y…castigos” para el consumo de energía, las centrales termoeléctricas que utilizaron combustibles líquidos por falta de gas, etc., son algunos matices de la total ausencia de una política integral en materia de energía. Comprender los errores de los noventa, o entender los efectos negativos de la traumática salida de la convertibilidad pueden ayudar a pensar en el problema, pero no son su solución. No puede razonar el Presidente como si el proceso de privatización y desregulación no hubiera existido. El síndrome de negación no ayuda. Mientras el Gobierno sostiene que el sector privado es el culpable de la crisis, las empresas por lo bajo alegan que el congelamiento de tarifas hace inviable su negocio. El Presidente sigue adhiriendo a la tesis auto-tranquilizadora de la falta de inversión de las empresas, mientras el Ministro De Vido con una dosis de irresponsabilidad probablemente sólo explicable por la ignorancia minimiza la magnitud del problema. Ninguna de esas actitudes aumenta la oferta de energía. Es imprescindible que se diseñe una estrategia integral de hidrocarburos y energía que no podrá excluir, en el corto plazo y formando parte de un plan de emergencia, un rápido y transparente proceso de renegociación de los contratos de concesión de los servicios públicos. Tampoco puede demorarse la sanción de una ley nacional de hidrocarburos que establezca con precisión los derechos y obligaciones de las empresas que participan del negocio petrolero y que recupere el rol del Estado en la regulación y control del mismo. La creación de una empresa estatal nacional (ENARSA), con funciones no muy claramente definidas, y los acuerdos con otros países latinoamericanos son solamente impulsos con réditos mediáticos de corto plazo, pero no hace falta ser muy perspicaz para advertir que Argentina se enfrentará en un futuro muy próximo a fuertes limitaciones en la disponibilidad energética con las inevitables consecuencias sobre el conjunto de la economía y la sociedad. El Gobierno ya debería estar pensando en qué medidas deben adoptarse antes de que concluyan las concesiones de los yacimientos (se decida concesionar nuevamente o no), para evitar probables procesos de des-inversión típicos de la finalización de contratos. Pero eso ocurrirá por allá por el año 2017 y el horizonte temporal de las preocupaciones oficiales parece estar mucho más cercano. Son las elecciones de Octubre del 2005… ¡y recién después pensará cómo prender la luz en el año 2006!

Nota publicada en: - SUPLEMENTO DEBATES. LA MAÑANA DE CÓRDOBA. (15/05/05) - SUPLEMENTO DIARIO DE RIO NEGRO. (15/05/05)

Para citar este artículo recomendamos utilizar este formato: Alfredo Félix Blanco: "Argentina, Petróleo y Energía - Consideraciones sobre una crisis que viene" en Observatorio de la Economía Latinoamericana Nº 43, mayo 2005. Texto completo en http://www.eumed.net/cursecon/ecolat/ar/

Producción Petrolera en Argentina, Breve Recorrido Histórico Para la Argentina, el hallazgo de petróleo en Comodoro Rivadavia en 1907 da inicio a un ciclo de fructífero desarrollo de su industria, aunque ésta iría sufriendo los avatares de los cambios de rumbo asociado al ciclo político1. En esa época la Argentina formaba parte de un selecto grupo de países con un gran poderío económico y una clase dirigente comprometida con el desarrollo económico e institucional de la Nación. Si bien la legislación consideraba que el recurso debía ser explotado por el sector privado, el peso político y estratégico de mantener la producción petrolera bajo la órbita del Estado condicionó fuertemente la organización de la industria en esos primeros años de vida. La consecuencia posterior de esa decisión fue la creación de “Yacimientos Petrolíferos Fiscales” (Y.P.F.). (1) El hecho de haberse producido en tierras fiscales costeras, más allá de haber sido o no fortuito, permitió crear una reserva estatal de fácil movilidad, que de alguna manera condicionó la fuerte presencia del Estado desde los inicios de la explotación petrolera argentina. Si bien la expectativa inicial era muy grande, los sistemas petroleros de las cuencas no responderían a tamaña proyección y la Argentina, desde los comienzos de esta nueva era, no sería considerada un país petrolero sino sólo un país con petróleo. Esta característica y su lógica económica asociada limitarían en todo momento la posibilidad de disociar los precios domésticos de los valores de importación. Asimismo, el mejor desempeño de la empresa tendría lugar en los períodos de mayor independencia de las metas del negocio petrolero respecto de los objetivos políticos; es decir, toda vez que estuviera presente la

meta de maximizar la renta petrolera derivada de una gestión eficiente de los recursos. En particular esto tuvo lugar en los inicios de la actividad de Y.P.F. bajo la conducción del Ingeniero Mosconi entre 1922 y 1932, y posteriormente en los dos períodos históricos que hemos caracterizado como los grandes booms de la actividad petrolera argentina: 1958-62 y 1990-1999. Según la Organización Internacional del Trabajo, OIT (2002), la extensión de la explotación de YPF en Salta, Neuquén, Mendoza, Chubut y Santa Cruz desde la década de 1920, implicó una movilización de recursos y trabajo en la construcción de la infraestructura. Además de abrir nuevos polos de producción, se construyeron barrios para los obreros, se abrieron caminos, se mejoró la comunicación y se instalaron escuelas para las poblaciones que se creaban alrededor de la explotación del petróleo. YPF no sólo implicó un salto en la instalación de infraestructura sino que también marcó un cambio en la vinculación de la empresa con otro tipo de actividades: promovió el desarrollo del turismo y las carreras automovilísticas en ruta. Esta empresa petrolera fue pionera en un tipo de concepción del trabajo que involucraba, junto con el empleo, la preocupación por la satisfacción de la vivienda, la educación y el tiempo libre de los trabajadores. Por orden de incorporación, la cuenca del Golfo San Jorge representa la más antigua, no obstante ello actualmente se ha vuelto el área más productiva junto a la cuenca Neuquina. Sus principales descubrimientos tuvieron lugar entre los años 1930’ y 1950’ y en su mayoría tuvieron como protagonista a la empresa petrolera del Estado. Entre los mayores hallazgo: Diadema, El Tordillo, Cerro Dragón, El Huemul, se destacan los campos de Cañadón Seco y Cañadón León, cuyo descubrimiento vino a desafiar los modelos tradicionales de perforación para su época (Turic y Ferrari, 2000). En el caso de la cuenca Neuquina, los mayores logros se dieron a partir de mediados de los años 1970’ en Loma La Lata y posteriormente, en los años 1980’ en Chihuido de la Sierra Negra, aunque es de destacar los hallazgos vinculados a la gestión privada en Puesto Hernández (YPF en asociación con Perez Companc) y El Trapial (Petrolera San Jorge). En el caso de la cuenca Cuyana los más importantes descubrimientos corresponden al primero de los dos destacados períodos en términos de gestión de la producción. Entre fines de los años 50’ y comienzos de los 60’ se incorporan los yacimientos de Vacas Muertas y Vizcacheras, en este último hubo una importante participación de la firma Astra. Mientras tanto, la cuenca Noroeste encuentra su mayor reservorio a partir de la firma de contratos de riesgo a fines de los años 70’. El yacimiento de Ramos contó con la activa participación de la firma Pluspetrol. Por último, en la más recientemente incorporada cuenca Austral, la empresa Total Austral junto con YPF inició el desarrollo de los reservorios gasíferos de gran envergadura de Ara y Cañadón Alfa, y el más promisorio de Carina en la plataforma continental La experiencia histórica, a su vez, se encargaría de mostrar la existencia de una relación positiva entre el alineamiento de precios domésticos con los internacionales por un lado, y el aumento en la capacidad productiva y la productividad por el otro. Esta relación generalmente se dio en forma conjunta con la apertura de la industria hacia el capital privado de origen nacional o extranjero. Gráfico 1

Fuente: Boletines de YPF, S.E. Los grandes saltos productivos se dieron en el marco de procesos de desregulación y de incentivo a la mayor participación del sector privado en el negocio (1930-1937, 1958-1962, 1966-1972, 1992-1998). Téngase en cuenta que las políticas de esas épocas incluyeron la vigencia de los precios internacionales como señales a las empresas del sector. El sector productor de hidrocarburos depende de grandes inversiones que maduran en el largo plazo. Esto implica que la calidad institucional de un país, condiciona fuertemente los niveles de inversión, especialmente los realizados en exploración. No es de extrañar que un país de débil seguridad jurídica y con reglas de juego históricamente inestables como la Argentina haya tenido dificultades para desarrollar este sector. Tampoco el hecho que los capitales que se dirigen a la producción de hidrocarburos se asignen en mayor medida en la extracción; ya que es un negocio de menor plazo y, por ende, menor riesgo que el de exploración.  La exploración hidrocarburífera en la Argentina  El primer boom de inversiones  Las Reformas de Menem

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