Bolivia: Noticias destacadas del dia 05.10.2010

Entidades cruceñas fueron destacadas por YPFB Transportes

La estatal YPFB Transportes, con ocasión del Bicentenario de la gesta libertaria de Santa Cruz, destacó a personalidades cruceñas que, a su juicio, han sido las más descollantes en el progreso nacional y departamental.Christian Inchauste, presidente ejecutivo de esta petrolera, sostuvo que los “cruceños con energía” han hecho grande al país, porque aportaron al bien común con una visión nacional, desprendida e integradora. Las personalidades e instituciones reconocidas son el ex presidente Germám Busch; el escritor e historiador Gabriel René Moreno; la artista Gladys Moreno; el naturista y biólogo Noel Kempff Mercado; el guitarrista Piraí Vaca y la academia de fútbol Tahuichi Aguilera.La petrolera YPFB Transportes ha continuado con una política de fomento a los valores nacionales que se destacan en diversos ámbitos del quehacer boliviano, tanto cultural, deportivo, ente otros.

El Gobierno crea fideicomisopara industrializar los hidrocarburos

Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH) cuenta con Bs 34,85 millones, equivalentes a poco más de $us 4,92 millones. Los recursos son financiados por el Tesoro General de la Nación (TGN) y están disponibles en el fideicomiso abierto en el Banco Unión.El jueves el ministro de Hidrocarburos y Energía, Fernando Vincenti, firmó el Contrato de Constitución de Fideicomiso con la entidad bancaria estatal, en el marco del Decreto Supremo 613, del 25 de agosto de 2010. Los recursos están destinados a estudios de ingeniería conceptual, básica, de detalle y de preinversión para proyectos que deberá emprender la estatal EBIH. El plazo del fideicomiso es de "hasta cinco años a partir de la firma del contrato". Respecto a este reembolso, en el proyecto de ley de presupuesto reformulado 2010 se especifica que la "devolución" de estos fondos será con el crédito del BCB y transferidos a EBIH.

Informe de reservas de gas en riesgo por resultado negativo

Según los datos de Gas Energy, la última certificación oficial de reservas de gas realizada el 2005 presentaba 26,7 trillones de pies cúbicos (TCF, sigla en ingles) de reservas probadas.El informe de los datos preliminares de las reservas probadas de gas natural de Bolivia, puede ser cancelado por el Gobierno porque estas habrían bajado considerablemente, frustrando las expectativas gubernamentales, aseguraron a EL DIARIO fuentes muy bien informadas.En este marco, las autoridades del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, habrían decidido postergar la entrega de este informe por los resultados negativos hasta nuevo aviso, pese a que el titular del área, Fernando Vincenti, anunció para esta semana los resultados.“El Gobierno estaría cancelando el informe de certificación de reservas de gas existentes en el país y optarían por figurar datos del informe de 2005, restando lo consumido hasta la fecha actual”, dijeron.La empresa norteamericana Ryder Scott Company Petroleum Consultants fue contratada por el Gobierno para realizar el estudio de certificación de las reservas de gas natural y petróleo, la misma que en tres ocasiones aplazó la entrega de los resultados.CINCO AÑOSSegún las fuentes, las reservas hidrocarburíferas encontradas hace aproximadamente 10 años serán factibles hasta los siguientes cinco años y después de ese tiempo, la situación del país se complicaría, en virtud de la existencia de mercados extranjeros, los cuales se encuentran cerrados y las reservas cayeron drásticamente para el tiempo que se predeterminó.“Sin mercados y la baja de reservas, el sector de hidrocarburos boliviano no sirve más; en virtud de que nuestros vecinos están descubriendo un montón y realizando la instalación de regasificadoras”, manifestó una de las fuentes.Datos oficiales de Gas Energy señalan que la última certificación oficial de reservas de gas realizada el 2005, presentaba 26,7 trillones de pies cúbicos (TCF, sigla en ingles) de reservas probadas. Con los últimos datos preliminares de la certificación de reservas de gas existentes en el país, que estarían entre 9,7 y 13 TCF de probadas y probables, no sería lo que se esperaba.Bolivia necesita 12,7 TCF de reservas probadas para poder cumplir con los contratos de exportación, atender el mercado interno por diez años y poder realizar los proyectos de industrialización que el Gobierno tiene pensado.“Si bien el Gobierno ya tiene el mercado del Brasil que le queda 10 años más y el nuevo mercado que es el de la Argentina, esa determinación gubernamental está muy bien, pero esos contratos se realizaron con el informe de reservas de hace una década atrás y que ya se están agotando, mostrando que ese es el problema principal”, informó esta fuente.Comentó también que “se puede ir a industrializar el gas, pero no tenemos reservas suficientes y si queremos poner una planta de urea, metanol o GTL, se necesita uno o dos TCF y nadie en el mundo pondría financiamiento a una planta que tiene que producir 20 años, cuando las reservas no existen. En el caso de que se tuviera 9,7 TCF, que es lo que todo el mundo dice, para cumplir el contrato al Brasil se necesita cuatro TCF, para la Argentina otros cuatro TCF y para el mercado interno, sin la realización de ninguna petroquímica, necesitamos 1,7 TCF. Estos datos nos llevan a que las reservas están a las justas comprometidas, eso demuestra que no existe gas para industrializar”, dijo.MERCADOEntretanto, el viceministro de Industrialización y Comercialización de Hidrocarburos, José Luis Gutiérrez, manifestó a EL DIARIO que dentro las prioridades gubernamentales está la industrialización y no los nuevos mercados para la exportación de gas. Según la fuente, el Gobierno sabe que no existen las reservas gasíferas suficientes para poder llevar a cabo el proceso de industrialización y lo que hay que trabajar en este momento es en la exploración, cambiar la Ley de Hidrocarburos, dar un ciclo exploratorio para que de aquí a cinco y siete años se extraiga nuevamente gas, porque la exploración tarda bastante.“La situación coyuntural del 2011 hasta el 2013 es espectacular porque se recibirá más gas, pero es el que se descubrió hace 10 años y no existe nuevo gas para renovar el contrato al Brasil, tampoco para industrializar”, explicó una de las fuentes.Comentó que para el caso del Mutún, no existe la cantidad suficiente de gas, es por eso que este proyecto no se puede llevar a cabo entre otras cosas y que al Gobierno no le gustará decir que tuvieron estas fallas en porcentajes y cantidades por desprestigio político, ya que su principal ganancia en urnas fue gracias a los hidrocarburos.“Se quiere proponer al Gobierno que se realice una exploración para que nuevamente se pueda industrializar y renovar el contrato con el Brasil porque son casi siete años que no hay exploraciones” manifestó otra de las fuentes.

Decreto obligará cambiar vehículos de GLP a GNV

Mediante un Decreto Supremo, se obligará a conductores de vehículos de transporte público que funcionaban a base de gas licuado de petróleo (GLP) a transformarlos a gas natural vehicular (GNV), informó ayer el presidente de la Comisión de Reconversión Vehicular del Ministerio de Hidrocarburos, Marcelo Castro. “Se les dará un término para que ellos puedan ingresar a la conversión de sus vehículos de GLP extrayendo este equipo y depositándolo en la unidad o en el Yacimiento donde se realice esta conversión, después se le proveerá el equipo de GNV de manera gratuita”, manifestó Castro.Según esta autoridad se irá de manera paulatina realizando estos operativos y la exigencia de los mismos a los conductores de vehículos públicos y que hasta la fecha solamente se pudo convertir alrededor de 1.500 vehículos, que operaban con garrafas de gas licuado, esto a consecuencia de diferentes tipos de problemas administrativos y técnicos.COMISIÓNCastro también manifestó que se pretende realizar la creación de una comisión encargada en cada departamento para realizar los trabajos de reconversión y que estos mismos dejen de trabajar con garrafas que ponen en peligro a la población y a los mismos choferes.“Se sigue haciendo estos controles, se sigue pasando autorizaciones para estas conversiones y mientras no salga este Decreto no serán obligados”, comentó Castro.El representante de la Comisión de Reconversión, manifestó también que esto favorecerá a todos los conductores de vehículos públicos porque el gasto de este combustible es menor que la gasolina y que el diésel, además de tener menor repercusión medio ambiental.El Comité de Reconversión Vehicular se reunirá el día jueves para analizar el presupuesto, definir detalles pendientes, para traer otros equipos y para poder incluir a otros vehículos automotores que puedan ser parte de este proyecto.

Restringirán uso del GLP en el parque automotor

La Paz - El Gobierno prepara una norma que restringirá el uso de Gas Licuado de Petróleo (GLP) en el transporte público para agilizar el programa de conversión a Gas Natural Vehicular (GNV). Se estima que 15.000 vehículos en todo el país usan este combustible. “Se está eliminando totalmente el Gas Licuado de Petróleo en el parque vehicular por seguridad. Primero se implementará la norma y luego se diseñarán los controles”, aseguró el presidente del Comité de Conversión Vehicular a GNV, Marcelo Castro. La norma pretende darle “más fuerza” al programa de conversión para que siga adelante”, agregó.El Plan Estratégico Institucional 2010-2015 del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE) establece que dentro del plan de conversión a GNV 15.000 vehículos deben ser convertidos este año en todo el país y alrededor de 75.000 motorizados hasta el 2015. Hasta el momento se efectuaron más de 1.500 conversiones, afirmó.

Petróleo maldito

Por Stanislaw Czaplicki

Macondo, el pozo forrado por la British Petroleum (BP) debajo de las aguas del Golfo de México en los Estados Unidos, explotó el 20 de abril de 2010 provocando uno de los desastres naturales más grandes jamás ocurridos. A causa del accidente murieron 11 operarios de BP y se produjo durante cinco meses la fuga de petróleo de una impresionante cantidad de 4,9 millones de barriles (780 millones de litros).La fuga fue contenida a mediados de julio, cuando se instaló una tapa en la salida del pozo. El pozo fue sellado definitivamente en septiembre mediante la inyección de cemento y la perforación de unos pozos auxiliares conectados con el conducto principal. A pesar de su duración, la operación fue una proeza técnica de los ingenieros de BP comandados por un almirante americano contratado para la circunstancia.A consecuencia del derrame, las costas de varios estados norteamericanos fueron contaminadas y sus habitantes perjudicados en cuanto a la pesca, caza y turismo se refiere. La limpieza de las aguas y de las playas y la salvación de los animales, sobre todo de las aves, costó al BP hasta la fecha 8 millones de dólares. La limpieza es una tarea continua, ya que la mancha del petróleo se desplaza con las corrientes marinas volviendo a vomitar nuevas cantidades sobre las playas recién limpiadas.El Gobierno de los Estados Unidos está muy involucrado en ayudar a sus ciudadanos más afectados y exige más colaboración de la BP, que ha creado un fondo especial de 20.000 millones de dólares para indemnizar a las víctimas de la marea negra. En tanto, la administración estadounidense no descarta condenar a BP con una ley que protege la limpieza del agua.El accidente de Macondo es una oportunidad para plantearse múltiples preguntas hacia el futuro en cuanto a sus costos por un lado y fuentes de energía por el otro. Los costos son difíciles de estimar en su integridad. Como los costos de la limpieza y de las compensaciones han subido, hubo rumores de que la BP puede ser forzada a la bancarrota. Los 20.000 millones del fondo de compensaciones es un monto apreciable, aun para una compañía tan grande como BP, pero según expertos, aun si BP tuviera que pagar, el gigante petrolero se escaparía barato. BP produce en varios sitios del planeta 2,5 millones de barriles cada día, lo que significa que con el precio de 75 dólares por barril sus beneficios serian cercanos a los 20.000 millones de dólares anuales.Las otras preguntas se refieren a los daños al medio ambiente –en buena parte irreparables–, su mejor preservación y la oportunidad de conversión paulatina a otras fuentes de energía renovables. La misma BP preconiza la diversidad y buena parte de sus actividades se refieren a las tecnologías alternativas: molinos de viento, paneles solares, biocombustible, hidroelectricidad y otros. Si bien la matriz energética actual debería cambiar siguiendo los efectos del consumo de energía, no es sencillo que los efectos del consumo del petróleo produzcan los cambios estructurales en la economía globalizada como por ejemplo en los sistemas de transporte actual, la producción de autos, calefacción de las viviendas, y otros rubros cuya tecnología ya instalada predetermina sus fuentes de energía. No sólo se trata de los costos tecnológicos del cambio, sino también de los cambios en los sistemas de vida y de trabajo del hombre.Hay muchas más preguntas y todas son válidas en cualquier país que tiene actividad petrolera y donde quizás los grupos de presión a favor del medio ambiente no son tan fuertes como en los países desarrollados y donde los grupos políticos conservadores siguen promoviendo la explotación del petróleo a como dé lugar.El autor es comunicador social

YPFB convoca directamente achoferes para programa de GNV

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) decidió convocar directamente a los choferes del transporte público, y no a través de sus federaciones, para que se inscriban en el programa gratuito de conversión a Gas Natural Vehicular (GNV) ante la poca afluencia, dijo ayer el gerente nacional de Redes de Gas y Ductos de la petrolera estatal, Óscar López.Indicó que los transportistas sólo deben presentar su credencial para ser incluidos en el plan.“Nuestro único interés es agilizar las conversiones vehiculares, porque en almacenes tenemos todo un stock de material hasta que se instaure la Unidad Ejecutora”, señaló el funcionario.La convocatoria es para afiliados del transporte público sindicalizado y de la asociación del transporte libre para que se apersonen directamente a las oficinas regionales de las ciudades de La Paz, Cochabamba, Santa Cruz, Oruro y Sucre y accedan al programa, según un comunicado de YPFB.“En La Paz hemos tenido una respuesta interesante, al igual que en Santa Cruz y las otras ciudades, pero en Cochabamba los organismos que están sindicalizados y federados, seguramente por instrucciones de su dirigencia, no están acudiendo a la convocatoria”, señaló López.Adicionalmente a la convocatoria, el Ministerio de Hidrocarburos y Energía diseña un proyecto de decreto supremo por el cual se formará una unidad ejecutora con los transportistas que se encargará de las conversiones vehiculares a GNV. Los beneficiarios deben presentar como requisitos para acceder al programa: una fotocopia del certificado RUAT, fotocopia de cédula de identidad del beneficiario y documento original y fotocopia que acredite su afiliación al transporte público sindicalizado o a la asociación del transporte libre.

Inician última fase de ejecución de planta de litio en el salar de Uyuni

En los próximos días comenzará la ejecución de la última fase de instalación de la planta piloto de carbonato de litio que el Gobierno construye en el salar de Uyuni con el colocado de geomembranas y geotextiles en las piscinas para su impermeabilización, informaron fuentes gubernamentales.Concluida la instalación comenzará el bombeo de las salmueras, con lo que comenzará el proceso de explotación e industrialización de litio. Actualmente ya se cuenta con la totalidad del material para la instalación en las piscinas.Las tres principales piscinas de evaporación ya están concluidas, pero falta la instalación del material impermeabilizante, indicaron las fuentes.En cada estanque colocarán dos capas de geomembranas y dos de geotextiles, según un informe de la Dirección General de Recursos Evaporíticos.El objetivo del proyecto es comenzar la producción semi industrial de mil toneladas métricas por mes de cloruro de potasio. La cantidad aumentó como resultado de las investigaciones en el laboratorio de la planta piloto del salar de Uyuni.En tanto, la producción programada de carbonato de litio se mantiene en 40 toneladas métricas mensuales.Para la fase de industrialización, el Gobierno aún busca un inversionista extranjero.

Perú compra 300 toneladas de cobre

Este martes, el Estado comenzará la exportación de cobre catódico. La Empresa Minera Corocoro efectuará la venta de 300 toneladas producidas en el yacimiento cuprífero de la provincia Pacajes de La Paz, informaron voceros de la Corporación Minera de Bolivia (Comibol). La firma peruana Cormin S.A., consorcio de Trafigura, se adjudicó, en julio pasado, la compra de las 300,8 toneladas métricas de cobre electrolítico “grado A” con pureza de 99,99 por ciento. La entrega del producto se realizará en el yacimiento de Corocoro. El ingreso por este primer lote será de alrededor de 1,6 millones de dólares, de acuerdo con informes oficiales, según ANF. La adjudicación fue por invitación directa, y a la cual presentaron ofertas las empresas Cormin, Branoe y Petroquim, entre otras. El yacimiento cuprífero está ubicado a 50 kilómetros de La Paz y la Empresa Minera Corocoro explota los desmontes de la mina. El emprendimiento estatal es independiente del proyecto que lleva adelante la coreana Kores, que aún se encuentra en fase de prospección. La operación comercial representa el retorno del Estado a la actividad productiva del cobre, un mineral que es explotado por mineros privados y cooperativistas en la zona occidental. Entre enero y julio de este año, las exportaciones de cobre fueron de 5,08 millones de dólares.

Industrialización dellitio, en fase de preparación

En los próximos días comenzará la última fase de instalación del proyecto con el colocado de geomembranas y geotextiles en las piscinas del Salar de Uyuni para su impermeabilización, informaron en fuentes gubernamentales. Concluida la instalación, se dará inicio al bombeo de salmueras, con lo cual comenzará el proceso de industrialización del litio, potasio y sodio, explicaron a ANF. En la actualidad ya se cuenta con la totalidad del material para su instalación en las piscinas, tanto geomembranas como geotextiles. Las tres principales piscinas de evaporación ya están concluidas, pero falta la instalación del material impermeabilizante. En cada estanque se colocarán dos capas de geomembranas y dos de geotextiles, de acuerdo con la explicación de expertos de la Dirección General de Recursos Evaporíticos. El objetivo del proyecto es comenzar la producción semiindustrial de 1.000 toneladas métricas por mes de cloruro de potasio. La cantidad aumentó como resultado de las investigaciones en el laboratorio de la planta piloto del Salar de Uyuni.

Irak asegura tener las terceras reservas mundiales de petróleo

Irak aseguró este lunes que sus reservas de petróleo probadas aumentaron considerablemente hasta situarlo en el tercer puesto mundial, tras Arabia Saudí y Venezuela, en un anuncio simbólico para un país que apuesta por el crudo para superar décadas de guerras y de sanciones. El ministro de Petróleo iraquí, Husein Shahristani, afirmó que su país disponía de reservas "explotables" de 143.100 millones de barriles, una cifra superior en un 24% a las estimaciones dadas por buenas hasta ahora, según la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP).Para numerosos expertos del sector, las reservas oficiales iraquíes -que antes eran de 115.000 millones de barriles- estuvieron mucho tiempo subestimadas a falta de investigaciones detalladas desde la nacionalización del sector en los años '70 y todavía no se han sondado enormes superficies del territorio iraquí."La OPEP será informada hoy de las nuevas cifras de nuestras reservas", afirmó Shahristani en una rueda de prensa en Bagdad en la que mencionó unas reservas adicionales de 33.400 millones de barriles, pero todavía "no explotables". Especificó que estas cifras no incluyen el crudo de la región autónoma del Kurdistán.Consultada por AFP, la experta Ruba Husari, fundadora del sitio especializado 'iraqoilforum.com', estimó que este anuncio planteará interrogantes en el cártel "sobre la metodología empleada para confirmar las nuevas reservas".Irak cuenta en total con 66 campos petroleros, siete de ellos 'súper gigantes', según Shahristani, quien aclaró que el 71% de las reservas se encontraban en el sur, principalmente en Basora, a 450 kilómetros de Bagdad.El mayor campo petrolero es el de Qurna-Oeste que, con 43.000 millones de barriles, también es el segundo del mundo, dijo."Este anuncio es una sorpresa ya que se llevaron a cabo pocas actividades para justificarlo", afirmó Husari en referencia a los estudios.Arabia Saudí posee las mayores reservas probadas, con 264.500 millones de barriles, por delante de Venezuela (211.100 millones), según el boletín de estadísticas anual 2009 de la OPEP, publicado en julio pasado, que situaba a Irán en tercera posición, con 137.000 millones de barriles.Abrumado por años de sanciones y de deficiente inversión, el sector petrolero iraquí produce actualmente unos 2,4 millones de barriles diarios y las exportaciones de crudo cubren el 95% de los ingresos del Estado.Pero Shahristani afirmó en junio que el objetivo era producir dentro de unos años entre 10 y 12 millones de barriles diario (mbd) para convertirse en el principal productor y exportador de crudo. Bagdad concedió el año pasado diez contratos a compañías extranjeras para la explotación de 10 campos petroleros.La economía iraquí no acaba de levantar cabeza tras más de siete años de violencia y, pese a sus inmensas reservas de hidrocarburos, la población sigue viviendo con sólo unas horas de electricidad al día.

El gas no convencional obliga a que enEE.UU busquen re-exportar el GNL importado

El crecimiento en la producción interna de gas natural en EE.UU y la considerable reducción de los precios ante la mayor oferta debido al auge en la producción del gas de lutitas “shale gas” está obligando a muchas compañías a solicitar la autorización del Departamento de Energía (DOE) de ese país para re-exportar los embarques de gas natural en estado líquido (GNL) contratados con anterioridad al “boom” del gas no convencional.Chevron es la más reciente incorporación a la cada vez más larga lista de compañías que pretenden re-exportar el GNL desde EE.UU a raíz del notable incremento en la producción interna de gas no convencional que ha ocasionado una notable baja en la demanda y en los precios del gas importado en buques metaneros. En ese sentido, Chevron acaba de solicitar la autorización al DOE para re-exportar durante los próximos dos años un poco más de 2.000 millones de metros cúbicos de GNL previamente importados según un despacho de Reuters. La re-exportación de GNL permite a los terminales de importación construidos con anterioridad al auge del “shale gas” almacenar el GNL para posteriormente, dependiendo el caso, acomodarlo a un mejor precio en los mercados de Europa, Asia y Sudamérica evitando así la paralización de sus actividades ya que los precios y la producción de gas en EE.UU no justifican la importación de GNL como en años pasados.

Antonio Brufau, elegido empresario del año en Argentina por su gestión en YPF

La Cámara Española de Comercio de la República Argentina (CECRA) ha otorgado al presidente de Repsol YPF, Antonio Brufau, el premio al Mejor Empresario de 2010 por los “excelentes” resultados que ha conseguido la petrolera hispano-argentina en los últimos años.La compañía está controlada por el grupo Repsol y participada además por el grupo argentino Petersen (15,4%), propiedad de la familia Eskenazi. Fruto de esta unión, YPF es, ha asegurado Brufau, una empresa “mucho mejor, más fuerte y más posicionada para el futuro”.Asimismo, el presidente de Repsol ha resaltado el papel clave que tiene YPF en el porvenir energético argentino, tarea para la cual la compañía está apostando por el liderazgo en investigación y desarrollo (I+D).A la entrega del premio, que será en Buenos Aires, acudirá el embajador de España en Argentina, Rafael Estrella, y el presidente de la Cámara de Comercio, Guillermo Ambrogi.

Repsol YPF logra una prima del 22% en la venta de su filial brasileña

La operación se concretó con la empresa china Sinopec, que adquirio el 40% de la empresa mediante la suscripcion de una ampliación de capital. Repsol YPF vendió a Sinopec el 40% de su filial brasileña, Repsol Brasil, a un precio que conlleva una prima del 22% con respecto al valor asignado de los activos, según cálculos realizados por los analistas de UBS. Para el banco suizo, consignó elEconomista, las empresas chinas ya han mostrado "históricamente" una disposición a "pujar con agresividad por el acceso" a otras sociedades, y en el caso de Repsol Brasil han confirmado esta actitud.Sinopec acordó la semana pasada comprar el 40% de Repsol Brasil mediante la suscripción de una ampliación de capital valorada en u$s7.100 millones, lo que confiere un valor al 100% de la filial de u$s17.750 millones."Consideramos que el nivel de la oferta puede justificarse a partir de una previsión más agresiva en torno al precio del petróleo" y al éxito de las recientes exploraciones realizadas por Repsol en la zona de Campos, indican los analistas de UBS.En este contexto, elevan a 23 euros por acción su valoración del precio de la acción de Repsol, que en la actualidad se cambia en Bolsa por 19,9 euros. El nuevo precio es un 8% superior al anteriormente asignado a la acción de la petrolera española.Además, los analistas de UBS "siguen recomendando a los inversores europeos mantener su exposición a la exploración y producción de hidrocarburos en Brasil".

Petróleo en Pando

En Pando a orillas del Rio Madre de Dios, el pozo exploratorio Pando-X1, descubrió petróleo, rico en contenido de diesel y gasolina (340 API). En prueba de producción dió 100 bls/día, siendo su potencial teórico estimado de 400 bls/día. Para los geólogos, significaba el hallazgo de una nueva cuenca petrolífera, que se extiende hacia el territorio peruano.Entre los varios obstáculos que pudieron influir para que durante 20 años, aun no se haya intentado desarrollar este recurso en esa zona, se podrían aducir los siguientes:• La logística en esa área resulta difícil, tanto para desarrollar como para comercializar. Para el primer pozo Pando-X1, se tuvo que llevar el equipo de perforación por vía aérea.• El precio domestico de 27 $us/bl no es atractivo, comparado con el precio internacional (al presente de cerca de $us 80/bl). • La extensión probada del reservorio aparece limitada y por tanto sus reservas se esperan modestas.• Faltaron más esfuerzos para una mayor promoción del prospecto.Un esbozo tentativo para licitar de nuevo este prospecto ó parte de el, podría contemplar por ejemplo, lo siguiente: • Perforación inicial de unos 3 pozos de desarrollo, hasta unos 1300 mts de profundidad, atravesando el tope estructural de la capa productora. • Pruebas de productividad, estimación de reservas e instalación de facilidades superficiales de producción y de separación.• Construcción de una mini-refinería, a orillas del Rio Madre de Dios, acorde con las productividades y con el cálculo de reservas que resulten.• Transporte de diesel y gasolina por cisternas, incluyendo transporte fluvial por cisternas-lancha.• Medidas regulatorias locales, que permitan precios competitivos, aun con la opcion de incluir la exportación de una pequeña fracción de los carburantes, a una localidad limítrofe del Brasil, hasta recuperar la inversión y así lograr la rentabilidad económica del proyecto, coadyuvando a su vez a evitar el contrabando.Las etapas con mayor dificultad logística y riesgo, podrían eventualmente encargarse a una empresa privada, la cual sería luego asociada a YPFB, para las etapas restantes del proyecto, hasta la comercialización de los carburantes.

Region Andina: Lo destacado del día 01/10/2010

Chile

CDE ratifica decisión de seremi que permitió destrabar trámites para central a carbón

El Consejo de Defensa del Estado (CDE) dice que el ex seremi de Salud actuó conforme al marco jurídico que le es aplicable.
A casi una semana de presentada, se conocieron detalles de la apelación que el Consejo de Defensa del Estado (CDE) presentó ante la Corte Suprema para tratar de revertir el fallo que declaró ilegal la actuación del ex seremi de Salud, Raúl Martínez, relativa a la calificación de la central Castilla, ligada al magnate brasileño Eike Batista.
El organismo, que encabeza Carlos Mackenney, asumió la defensa del renunciado Secretario Regional Ministerial (Seremi) de Salud que, en julio, cambió de "contaminante" a "molesta" la calificación de la unidad proyectada en la Región de Atacama, modificando así el criterio que expresó su antecesora Pilar Merino. Esta modificación permitió destrabar el trámite ambiental de la unidad termoeléctrica a carbón.
Entre los argumentos del CDE figura que tanto el recurso de protección que los detractores del proyecto presentaron ante la Corte de Apelaciones de Copiapó, como el fallo de este tribunal "alteran la institucionalidad ambiental".
"El fallo a pesar de declarar que no entrará en consideraciones técnicas del proyecto, lo califica ambientalmente como contaminante sin que aún la Corema, que es la autoridad competente, emita pronunciamiento alguno", dice la apelación a la que tuvo acceso "El Mercurio".
Junto con indicar que el renunciado seremi de Salud no cometió ilegalidad, pues la modificación figura entre las atribuciones que le son aplicables, el texto -presentado por el procurador fiscal del CDE en Copiapó, Adolfo Rivera- añade que el rótulo de contaminante que recibió Castilla fue producto de la aplicación de un método errado en el cálculo del dióxido de nitrógeno generado por el proyecto Castilla.
El organismo explica también que en lo referido al proceso administrativo tampoco habría habido ilegalidad.

Catorce proyectos energéticos estarían en conflicto con zonas protegidas

La XII Región concentra el mayor número de áreas resguardadas, con un 50,5% de su territorio, pero es lugar apto para la generación de energía. Por ello, se evalúa una redefinición de los límites para no frenar las inversiones.
Para evitar conflictos como el de la termoeléctrica Barrancones, que finalmente, tras solicitud del propio Presidente Sebastián Piñera, se decidió no instalar en las cercanías de la Reserva del Pingüino de Humboldt (IV Región), y entregarle tranquilidad a los inversionistas, el Gobierno pidió acelerar un catastro de las zonas con los puntos protegidos de todo el país, el cual ya venía trabajando el Ministerio de Bienes Nacionales sobre las propiedades fiscales. En respuesta al requerimiento, se estableció el Sistema Nacional de Áreas Silvestres Protegidas del Estado (SNASPE), un mapa que incluye reservas, parques y monumentos, cuya suma llega a 90 puntos. De ese total, 14 proyectos energéticos están en conflicto, por ubicarse en las cercanías de esas zonas.
La superficie total del SNASPE es de 14.364.654 hectáreas, correspondiente al 18,8% del territorio nacional. En tanto, las dos regiones que concentran mayor cantidad de puntos protegidos son la XI y XII, con un 48,6% y 50,5% de su territorio, respectivamente. Situación compleja, puesto que es una zona apta para la generación de energía, afirmó un analista del sector.
Dentro de ese escenario, se evaluaría una redefinición de las zonas protegidas, como adecuar los límites de los parques para que exista compatibilidad entre las áreas resguardadas y el desarrollo de proyectos energéticos.
Potencialidades
Tras un análisis que lleva a cabo esa cartera de Estado, se han establecido las distintas potencialidades existentes en cada una de las zonas del país. Además, puntualizar los espacios del territorio nacional que cuenten con las características geológicas y ambientales necesarias para llevar a cabo inversiones que permitan instalar centrales energéticas o puertos, con el fin de desarrollar las industrias más pesadas y, de esta manera, no afectar la vida de las personas ni los recursos naturales. Junto con ello, proteger las zonas para las futuras generaciones.
Pese a lo anterior, fuentes del gobierno sostienen que Chile ha descuidado la protección de áreas en el centro del país, ya que allí hay pocas, convirtiéndose en una tarea, al igual que las zonas marinas. Por ello, la actual idea de la autoridad es que todos los puntos protegidos estén a disposición pública, para que cuando se creen proyectos, los consideren, y así evitar el freno a las inversiones.


Enap podría aliarse con Petrobras en Argentina, Ecuador y Africa

Según el presidente del Sindicato de Enap Sipetrol, “en el pasado Enap y Petrobras fuimos socios en un proyecto en Colombia, donde ellos operaban (Caguán-Rio ceibas). Por tanto, proyectos de tamaño pequeño como ese podrían darse”.
La empresa Enap Sipetrol, sería la opción de expansión internacional de Enap. El geólogo y presidente del Sindicato de Enap Sipetrol, Alejandro Pérez, indicó que “lo que puede darse es que Petrobras debería focalizarse en desarrollar las ingentes reservas descubiertas en su país y dejar algunos proyectos menores que pueda tener en el mundo”.
Esta situación haría factible el aumento de la participación de Enap, tanto de manera individual como a través de una alianza junto a Petrobras, a países de la costa occidental de Africa (como Nigeria) y aumentar su participación en Argentina y Ecuador.
Según especialistas, los grandes yacimientos encontrados en Brasil harían que estas concesiones dejen de tener gran importancia para Petrobras, dado que son de un tamaño pequeño en relación a los nuevos encontrados, sin embargo, su magnitud es considerable para Enap.
A juicio del dirigente, “en el pasado Enap y Petrobras fuimos socios en un proyecto en Colombia, donde ellos operaban (Caguán-Rio ceibas). Por tanto, proyectos de tamaño pequeño como ese podrían darse”.
Y plantea además que “si Enap decide tener una empresa integrada, que es la forma como se plantean las petroleras exitosas, privadas y estatales, es a través de Enap-Sipetrol, donde esto se puede lograr, en cuanto a crudo se refiere”. Sin embargo, aclara que estas sinergias con el mundo privado no debieran afectar de manera importante a la propiedad de la misma, ya que el país no necesariamente necesita una Enap privada.

Endesa y Colbún han invertido más de US$ 200 millones en estudios de HidroAysén

El alto ejecutivo dijo también que estiman que podrían obtener una calificación ambiental entre marzo y enero de 2011.
El desarrollo del megaproyecto hidroeléctrico HidroAysén ha demandado a sus impulsores, Endesa y Colbún, inversiones por más de US$ 200 millones.
Esta cifra, que fue revelada ayer por el vicepresidente ejecutivo de la sociedad, Daniel Fernández, representa del orden de 7% de la inversión de US$ 3.200 millones, estimada para construir las cinco centrales que contempla el complejo que se ubicaría en la Región de Aysén.
En el marco de una visita a la zona de Cochrane, en cuyos alrededores estará emplazado HidroAysén, el ejecutivo explicó que este monto se destinó a la elaboración del estudio de Impacto Ambiental que está siendo evaluado por las autoridades y también a mediciones que se han desarrollado para responder las observaciones y preguntas efectuadas por los organismos que participan en la evaluación.
En esta inversión, que contrasta, por ejemplo, con los US$ 15 millones que GDF Suez destinó en el cancelado proyecto termoeléctrico Barrancones, Fernández incluyó los cerca de nueve mil metros de sondajes, tendientes a determinar la calidad de la roca que está en los sectores donde se ubicarán las centrales. El costo de estas perforaciones ronda las 30 UF a 40 UF por metro, explicaron ejecutivos de la firma.
Entrega de Adenda
Daniel Fernández ratificó que el próximo 29 de octubre HidroAysén entregará las respuestas (Adenda) al segundo grupo de observaciones que recibieron de parte de las autoridades que intervienen en la calificación de esta iniciativa.
Sin embargo, precisó que existe la posibilidad de que algunas de las 1.114 preguntas que recibieron en enero de este año pudieran quedar pendientes.
El ex presidente ejecutivo de TVN, que en mayo asumió el mando de esta iniciativa, agregó que de acuerdo con los procesos de evaluación y respuestas que podrían restar en la evaluación del proceso, la estimación del equipo de HidroAysén es que la calificación ambiental se concrete entre los meses de enero y marzo de 2011.
En el marco de una visita a la zona donde se proyecta emplazar el complejo, cuya capacidad instalada alcanza los 2.750 megawatts (MW), Daniel Fernández explicó que este aporte de generación elevaría el peso de la hidroelectricidad en la matriz de generación del Sistema Interconectado Central (SIC) desde el 37,1% actual a 52% en 2030.

Mapa de zonas incluirá áreas para desarrollo de energía nuclear

No sólo áreas donde no se podrán instalar centrales eléctricas incluirá el mapa de zonas protegidas que prepara el gobierno, sino que también contemplará, a solicitud del presidente Sebastián Piñera, los terrenos donde, eventualmente, se podría instalar una central nuclear.
De acuerdo a fuentes del gobierno, la instrucción de hacer un mapa fue dada días antes que se desencadenara la polémica por la central Barrancones de Suez Energy -la cual estaría ubicada en las inmediaciones de la Reserva Nacional Pingüino de Humboldt-, pero tomó más fuerza tras dicha situación.
El Ministerio de Bienes Nacionales recibió la indicación de realizar la zonificación para determinar qué potencialidades tiene cada zona del país y se incluyó delimitar las "zonas que podrían utilizarse para el desarrollo de energía nuclear y analizar sus características", indicó una fuente.
El análisis incluirá las zonas de reservas, parques, monumentos y bienes nacionales protegidos, además de los lugares propicios para la instalación de puertos, centrales energéticas, desarrollo turístico, entre otras opciones.
Listo en marzo
Actualmente, Bienes Nacionales trabaja en la realización de un estudio comparado de ordenamiento territorial.
En noviembre se iniciará el trabajo con las intendencias regionales, a fin de incluir a las autoridades locales en la elaboración.
Se espera que durante marzo esté terminado el mapa y que su elaboración no sea limitante para el desarrollo industrial. Ocurrido esto, el Ejecutivo decidirá si es envía el proyecto al Congreso.
La ministra de Bienes Nacionales, Catalina Parot, iniciará el 12 de octubre una gira por Canadá donde se reunirá con autoridades para analizar, entre otros temas, el sistema de zonificación con que cuenta ese país.

Cambios en el mercado podrían afectar venta de activos de Shell

La distribuidora de combustibles Shell, junto con enviar su opinión al Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) sobre la mantención o adquisición por parte de Copec de los activos de Terpel Chile, acudió a la Fiscalía Nacional Económica (FNE) para que se analice la venta directa de combustibles realizada por ENAP a Copec.
Ambas acciones de la compañía anglo-holandesa tendrían relación con el proceso de valorización y venta de sus activos, el que se podría ver afectado de forma indirecta.
La abogada experta en Libre Competencia de la U. Andrés Bello, Carmen García, sostiene que la política de venta directa a las industrias por parte de la petrolera estatal, "cambia radicalmente la estructura de este mercado, y como consecuencia, eventualmente puede incidir en el valor de los activos de los demás competidores".
Por su parte el director ejecutivo de la Asociación de Distribuidores de Combustibles de Chile (Adico), Sydney Houston, plantea que el "que Shell esté a la venta va a ser una muy buena competencia para la venta de los activos de Terpel. Copec no tiene ninguna intención de ser monopolio".
García agrega que el actuar de Shell en relación a los cambios que se están gestando en el mercado chileno de los combustibles líquidos en el país, "puede ser calificado como una legítima reacción de un competidor involucrado frente a una posible concentración y abuso de posición dominante".

Rodrigo Azócar, gerente general de Enap: "Es insólito que Shell recurra a la FNE porque vendemos combustibles a industriales”

"Enap abastece de combustibles a clientes industriales desde la década del 90, entre ellos a Codelco, SQM, CMPC y Lan".
Bastante sorprendido quedó el gerente general de la Enap, Rodrigo Azócar, por las consultas que realizó el principal ejecutivo de Shell Chile, Rodrigo Infante, ante la Fiscalía Nacional Económica (FNE), respecto de que si la petrolera puede vender a clientes industriales. Azócar afirma que Infante conoce el negocio y sabe que desde la década del 90, Enap realiza ventas directas a empresas. Como ejemplo menciona que desde 1998 y hasta abril pasado tenía un contrato en conjunto con Shell para abastecer de combustibles a Codelco.
¿Qué opina de la consulta de Shell a la FNE?
Yo hablé hoy (ayer) con Rodrigo Infante, el country manager de Shell. Me dice que hicieron esta consulta, que a mi juicio es como una denuncia ante la FNE, lo que es absolutamente insólito, porque se trata del ejecutivo número uno de uno de mis principales clientes, que conoce la política comercial de Enap. En la aplicación de esta política, Enap vende diésel termoeléctrico a Colbún, porque esa empresa nos solicita el combustible y porque además el país lo necesita. Nosotros le vendemos a un precio spot, que es más alto y que es consistente con la política comercial de Enap.
¿En qué consiste esa política?
Cuando los clientes programan con anticipación los volúmenes anuales comprometidos, Enap no usa ningún factor de costo interno, sino de paridad de importación. Les hacemos un descuento, porque traspasamos la mayor eficiencia por el uso de la logística y de la programación. Eso lo hacemos con todos los clientes que cumplen con esta programación. Si aparece Colbún y nos solicita combustible y cumple las condiciones, no veo ningún motivo para no aplicar la misma política, pero en vez de cobrarle un precio con descuento, le cobró el spot, que es más alto, porque no me avisa con 45 días de anticipación. Me dice: mañana necesito en Nehuenco tal volumen de diésel. Por eso, puedo demostrar que no estoy discriminando. Es el mismo valor al que le vendo a un cliente cualquiera que tiene la misma condición y que me pide volúmenes para mañana. Quiero aclarar que Enap no discrimina, trata a todos sus clientes con la misma política, con la misma vara.
Entonces, ¿no están vendiendo a los industriales a un precio más bajo?
No es que estemos vendiendo a los industriales a un valor más bajo de lo que le vendemos a Copec. Eso lo aseguro fehacientemente.
¿Enap se puede negar a vender combustible a industriales?
No me puedo negar a venderle a un cliente, porque me puede acusar de discriminación. Con esto, Enap ha contribuido a crear un mercado más competitivo. El mercado de los grandes clientes industriales es el 75% del consumo de combustible del país y frente a un requerimiento, estamos respondiendo con una oferta acorde con la política comercial. Siempre lo hemos hecho.
¿No es que estén ingresando hoy al negocio industrial?
Enap abastece directamente de combustible a clientes industriales desde la década del 90, entre ellos, a SQM, Codelco, CPMC y Lan. Es más, en conjunto con la misma Shell Chile, teníamos un contrato desde 1998 para abastecer a Codelco, que estuvo vigente hasta abril de 2010. Shell no puede hacer como que no lo conoce. Claramente, Infante perdió la brújula. Esto ha sido parte de la estrategia comercial de Enap y tiene que ver con darle mayor rentabilidad a la empresa y más competitividad al mercado.
¿A qué responde esta acción de los distribuidores?
La verdad no puedo entender la acción de Shell y su lógica, qué está haciendo el señor Rodrigo Infante y me gustaría saber qué opinan en Londres de lo que él hace en Chile.
¿Les genera algún perjuicio?
Esto genera ruido en el mercado y ahora estoy tratando de explicar algo que es bastante obvio, que Enap hace negocios. Si no hacemos esto, le causamos un perjuicio patrimonial a la Enap.
Legalmente, Enap está absolutamente capacitada para hacer esto. Si no tuviera las competencias legales, el directorio le tendría que pedir la renuncia al gerente general. Con esto estamos contribuyendo a crear un mercado más competitivo.
De repente al resto de las distribuidoras no le gusta competir en el mercado. Esto es bien simple, los clientes industriales buscan más alternativas para abastecerse y escogen a quién les ofrece el mejor servicio. Tiene que ver con la estrategia de diversificación de los industriales, de no dependencia. El producto es el mismo, pero la diferencia está en quién presta el mejor servicio.

Peru

En riesgo US$ 1,000 millones por postergación de uso del gasohol

Indicaron que la decisión del MEM fue tomada de manera inconsulta y que ahora se niega a reunirse con ellos. Incertidumbre en el sector industrial. Y es que después de la sorpresiva decisión del Ministerio de Energía y Minas (MEM) de postergar el uso de gasohol (gasolina con 7.8% de alcohol carburante) hasta junio del 2011, el sector industrial quedó desconcertado y con la preocupación de que gran parte de los US$ 1,000 millones en inversiones en plantas de etanol se vean afectados.
“Las marchas y contramarchas del gobierno respecto a este tema genera una situación difícil tanto para el productor como para los inversionistas que están trabajando algunos proyectos que ya están avanzados con inversiones realizadas y otros que recién están empezando y se podrían paralizar”, dijo a EXPRESO el presidente del Comité Especial de Biocombustibles de la Sociedad Nacional de Industrias (SNI), Ari Loebl, quien exigió al gobierno aclarar cuál será la política en biocombustible. Como se sabe, el miércoles último el MEM publicó el Decreto Supremo No. 061-2010 postergando la obligatoriedad del uso de gasohol que debería iniciarse mañana 1 de octubre hasta junio del próximo año, en los departamentos en los que aún no se ha iniciado su aplicación. Una de las justificaciones es que los grifos aún no realizan la tarea de limpieza y mantenimiento de los tanques de combustibles líquidos, a la que se comprometieron desde el año 2007, cuando se emitió el Reglamento de Biocombustibles.
“Cómo se explica entonces que las 964 estaciones de servicios del norte del Perú ya lo hicieron y comercializan el gasohol sin ningún problema”, señaló Ari Loebl al precisar que la industria tiene asegurado el abastecimiento de toda la demanda requerida para estas zonas. El decreto también menciona que la producción de etanol no permitirá cubrir los requerimientos del centro y sur del Perú, a lo que los industriales explicaron que a partir del fuerte incremento en el consumo nacional de gasolinas, se ha generado una demanda adicional de etanol a la prevista inicialmente, la que sí sería perfectamente atendida mediante importaciones temporales.
“Se han efectuado alrededor de US$ 450 millones de inversión, hay otros proyectos en ejecución que suman unos US$ 200 millones más, y otros que están en pleno desarrollo o planificación que representan US$ 300 millones adicionales”, afirmó. Existen proyectos importantes para el desarrollo de los biocombustibles que se ejecutarán en los próximos 24 o 36 meses superando los US$ 1,000 millones de inversión en este sector. Entre las inversiones, destacan las de Caña Brava, Maple Etanol, Consorcio Miraflores (Comisa), y Grupo Gloria, además de proyectos de biocombustibles no líquidos como Agroindustrial Paramonga y aquellas que se están efectuando en las plantas de procesamiento y distribuidoras a lo largo de toda la costa de Perú, por ejemplo, la empresa Graña & Montero tiene una serie de inversiones para almacenar y mezclar biocombustibles.
Más inversiones La empresa agroindustrial Laredo, ingenio azucarero del grupo Manuelita de Colombia, prepara inversiones por US$ 20 millones para modernizar su planta en La Libertad, incursionando en la producción de etanol, y en la cogeneración de energía por turbinas tanto a vapor como eólica, informó su jefe de Destilación del Alcohol, Alejandro Sánchez.

En el 2012 funcionarán dos plantas eólicas en la región Piura

En el 2012 funcionarán en Piura dos plantas de energía eólica, así lo dio a conocer el el director general de Electricidad del ministerio de Energía y Minas, ingeniero Ismael Aragón, al resaltar la importancia que el MEM brinda a las energías renovables en la conferencia de prensa que se convocó para anunciar la realización del IV Congreso de Energías Renovables y Biocombustibles (COBER IV) de cuya Comisión Organizadora forma parte junto a los ministerios de Agricultura, del Ambiente y de la Producción.
Aragón dijo que, como resultado de la subasta que se realizó a principios de año en términos de venta de energía, las plantas se instalarán las zonas de Talara-Guadalupe.
A parte de las plantas eolóicas piuranas, el representante del MEM indicó que para ese mismo año también funcionará una tercera en Marcona, esperando producir en conjunto 140 megavatios.
Asimismo, señaló que también para el mismo año operarán cuatro plantas de energía solar en la zona sur del país (Ilo, Arequipa y Tacna) las que producirán más o menos 80 megavatios.
Agregó que el sistema eléctrico comprará la energía producida por esas plantas pagando un precio mayor al de la energía producida con gas (en promedio del orden de 85 dólares por megavatio hora), con la finalidad de incentivar el desarrollo de estas energías, cuyo costo de instalación es actualmente mayor al de las energías convencionales por la tecnología utilizada.
"No obstante, si se compara el precio de la energía renovable con la obtenida mediante el petróleo, resulta ser más barata la primera", añadió Aragón al estimar que a medida que ellas se difundan, aumentará el mercado para los fabricantes y bajarán los costos de las instalaciones.
Aragón precisó que las siete plantas de energía renovable fueron licitadas através de un proceso de subasta que estuvo a cargo del Organismo Supervisor de Inversión en Energía y Minería (Osinergmin).
El director general de Electricidad precisó que la ley de energías renovables establece que cada dos años se puede convocar a una subasta de este tipo, al margen de que el sector privado puede tomar la iniciativa de instalar estas plantas en cualquier momento.
En ese sentido, reiteró que estas subastas tienen como efecto garantizar un precio un poco mayor para incentivar el desarrollo de estas energías limpias.
"Estos proyectos grandes no se hacen de manera rápida porque requieren de mucha investigación y trabajo de campo. Esa parte técnica la van a terminar en octubre, pero todavía tienen que recorrer todo un camino que es la aprobación de los estudios de impacto ambiental. Previamente, tienen que realizar talleres y audiencias públicas en que la empresa expone los resultados de su estudio, su propuesta de mitigación ambiental o de reducción de impactos ambientales, lo que toma su tiempo, acotó.
El Dato
Las 7 plantas de energía renovable producirán una cantidad de energía equivalente a lo que produce una central hidroeléctrica como la de Huinco en Santa Eulalia.
En el mercado sudamericano Brasil, México, Perú y Chile son los países que vienen impulsando la generación de energías renovables.
Existe un proyecto para instalar en la zona de Huaycoloro una planta que utilizará la basura para generar electricidad.

Edegel colocó bonos por US$ 10 millones

La subasta de los papeles registró una demanda de 21.5 millones de dólares.
La eléctrica peruana Edelgel colocó bonos por 10 millones de dólares en medio de una fuerte demanda, informó la correduría que encabezó la operación.
Edelnor, una de las mayores generadoras de electricidad del país sudamericano, colocó los bonos a una tasa del 5.78125% y a un plazo de 10 años, informó la correduría de Scotiabank.
Los fondos obtenidos en la operación serán destinados al financiamiento de inversiones y mejorar el perfil de deuda de la empresa.
En la operación, que registró una robusta demanda de 21.5 millones de dólares, las compañías de seguros se adjudicaron un 63% de los papeles y las administradoras de pensiones un 37%.

Gobierno es irresponsable al hablar de gas

El líder nacionalista Ollanta Humala reiteró en Quillabamba (Cusco) que el gobierno es irresponsable al decir que el gas de los Lotes 56 y 88 son para el consumo nacional, cuando el Consorcio Camisea indica que lo tiene comprometido para sus exportaciones,
Ollanta, vestido a la usanza de la etnia Matsiguenga, comunidad nativa afectada por la explotación del gas de Camisea, dijo que el gobierno debe ser claro sobre el gas y no lo es porque actúa contra los intereses nacionales.
Al respaldar la candidatura de Jorge Acurio a la presidencia regional del Cusco, Ollanta ratificó la importancia de defender el gas de los Lotes 88 y 56 para el consumo nacional y dijo que es una gran irresponsabilidad que el gobierno asegure que uno de estos lotes (56) permanecerá en el país, cuando el recurso no le pertenece y el consorcio, que tiene la propiedad, ya ha comprometido esas reservas.
Ollanta dijo que el gas es un recurso estratégico y que debe aprovecharse dentro de un Plan Energético Nacional, que permita concentrar proyectos dirigidos a conseguir combustible más barato, servicio eléctrico accesible para todos los rincones del país y la creación y fomento de industria.
“Nosotros (los nacionalistas) consideramos que existen actividades estratégicas que no pueden ser entregadas libremente a capitales que no tienen un compromiso de inversión a largo plazo en el país”, indicó.
Ollanta sostuvo asimismo que para reducir el precio del gas de consumo doméstico debe tenerse en cuenta el precio del recurso en la boca de pozo y no el precio del gas en Lima. “El Ejecutivo señala que falta infraestructura y que los precios se justifican porque deben ser llevados a Lima y luego retornados al Cusco, pero por eso justamente es que debemos impulsar la construcción de ductos que permitan que el costo del gas se reduzca ostensiblemente, especialmente en el Cusco y que esa sea la referencia para el precio en las demás regiones del país”, refirió.

Colombia

El Gobierno y Ecopetrol están influyendo en la revaluación

Así lo manifestó el codirector del Banco de la República, Juan José Echavarría, tras advertir que se equivocan quienes creen que el Emisor tiene la fórmula mágica para atajar la caída del dólar.
"El Gobierno está monetizando, Ecopetrol está monetizando. Hay inversión extranjera cuyo último dato es el más alto mensual de la historia reciente", aseguró Echavarría quien dijo que "está entrando mucho dinero a Colombia, no necesariamente de portafolio. Las entradas de portafolio de los últimos meses son muy bajas frente a la inversión extranjera".
Aseguró que el Emisor a veces logra estabilizar la tasa de cambio y "a veces no tanto". Agregó que el Banco es sólo un actor pequeño en el mercado cambiario que equivale sólo al dos por ciento de este.
Adicionalmente, agregó que "la revaluación está afectando al sector productivo colombiano, pero no existen fórmulas mágicas y menos de los bancos centrales para cambiar esa tendencia".
El codirector del Emisor recalcó que "las entradas de Ecopetrol están disparadas; las entradas del Gobierno están disparadas y hay unos flujos pequeños de portafolio que están entrando" y agregó que el Gobierno tiene siempre la solución para frenar la revaluación.
Siglo minero-energético: ¿fuente de optimismo o preocupación?

Pocas personas conocen que mi participación en el sector público y, específicamente, en el sector de minas y energía tuvo en el ex ministro Carlos Caballero Argáez un protagonista fundamental; fue él quien me llevó a este como su viceministro y me dio la extraordinaria oportunidad de participar en este complejo, pero apasionante mundo.
Le guardo enorme aprecio y respeto, como seguramente ocurre con la gran mayoría de las personas que disfrutan de sus opiniones, tanto en la academia, como en los círculos económicos, y quienes leen sus artículos de prensa.
El pasado sábado 25 de septiembre del 2010, en su artículo 'Del siglo del café al del petróleo y la minería', el ex ministro hace un análisis de la evolución de la economía colombiana en el siglo XX y en lo que va corrido del actual siglo, aludiendo al cambio de una economía agrícola hacia una economía petrolera y minera.
Llama a su vez la atención acerca de la necesidad urgente de tomar medidas para profundizar en una diversificación de la economía y procurar las herramientas macroeconómicas necesarias para evitar que el fortalecimiento de la economía del sector extractivo afecte la competitividad de otros sectores, con la consecuencia dramática de la pérdida de empleos en los mismos, producto, entre otras cosas, del fortalecimiento del peso por efecto, en teoría, de la profundización en las inversiones minero- energéticas, indicando a su vez que el sector no es un gran generador de empleo, y que no es exactamente un encadenador económico.
No obstante mi cercanía, y, como lo manifesté, respeto y aprecio, quisiera disentir sobre la caracterización que el ex ministro hace del ramo y, por ende, la dificultad que se podría generar de no observar las especiales circunstancias que revisten a estas actividades:
En primer lugar, todo el sector minero-energético (minas, petróleo, gas natural, energía eléctrica) pesa un poco menos del 7 por ciento del PIB, luego pensar que esta es una economía que está pasando velozmente a ser minera todavía es, por lo menos, contraevidente. Continuamos siendo un país con petróleo, pero no petrolero, nunca hemos sido un país minero y todavía no lo somos.
En segundo lugar, desearía llamar la atención sobre la injusta apreciación, según la cual, el sector extractivo es absolutamente excluyente de los demás ramos; en el mismo sentido, es incorrecto afirmar, en pleno siglo XXI, que dicho sector es perfectamente incompatible con la sanidad macroeconómica y -peor aún- calificarlo de enemigo del desarrollo sostenible.
El sector extractivo, ciertamente incide en el mayor ingreso de divisas, por efecto de sus requerimientos de inversión y por las ventas externas de las materias primas, pero convertirlo en victimario por ese hecho, sin mencionar las múltiples causas reales de la revaluación -algunas de las cuales son de carácter exógeno-, podría dejar a una de las locomotoras del programa económico del actual Gobierno sin combustible antes de partir.
Si se identificasen 'todas' las fuentes macroeconómicas responsables de la revaluación, seguramente seríamos más certeros en los medicamentos; el ahorro obligado de parte de la bonanza, el inaplazable deber de sanear las finanzas públicas buscando rápidamente un escenario de superávit primario, la necesidad de incorporar o promover inversión en sectores que agreguen valor a nuestros recursos naturales no renovables, la intervención más agresiva, y por supuesto, 'no avisada' en el mercado cambiario, la destinación de recursos a la tecnología y la innovación, y la correcta y eficiente utilización de los recursos generados por el sector extractivo, podrían ser mucho más eficientes en resolver el problema, que responsabilizar, de manera general, al sector minero-energético como el gran causante del desastre.
En tercer lugar, contrario a lo que muchos han indicado, este sí genera un número muy importante de puestos de trabajo, además calificados y no calificados: en sólo cuatro operaciones de minería de gran escala se crean directamente cerca de 35.000 empleos, y por cada uno de ellos, se generan 4 indirectos; dichas operaciones son responsables de la mayor proporción de generación de riqueza en los departamentos del Cesar, La Guajira y Córdoba.
Por demás, las inversiones en este sector no son coyunturales, sino de larguísimo plazo; durante su ejecución se construye infraestructura que es destinada, en efecto, a sus operaciones, pero que además, se constituye en infraestructura para la prestación de servicios públicos necesarios: carreteras, puertos, aeropuertos, infraestructura de alimentación, seguridad, capacitación, comunicaciones, distribución de energía, son posibles en lugares muy apartados de nuestro país solamente por la presencia de estas inversiones.
En cuarto lugar, tampoco es afortunado estigmatizar al sector como un 'depredador' del medio ambiente. El hecho de que existan algunos actores cuyas prácticas no sean correctas, no debería ser patente para calificar a la totalidad de los mismos; las mejores prácticas mineras son posibles, la explotación de recursos naturales no renovables en las que se cuenta con la capacidad técnica y financiera, y los mejores comportamientos corporativos permiten tener una operación minera perfectamente sostenible, además no tenemos que ir muy lejos para verificarlo, El Cerrejón ha recuperado cerca de 3.000 hectáreas (de un total de 10.000 intervenidas) a su estado inicial, con resultados excepcionales, y es, además, ejemplo de comportamiento y compromiso con las comunidades, tal como lo son otras empresas mineras, petroleras, gaseras y de energía eléctrica que operan con estándares semejantes.
No busquemos el ahogado río arriba, busquemos la solución estructural a los problemas macroeconómicos bajo el concepto de la total compatibilidad de todas las industrias pero, además, no nos inventemos la rueda: Noruega, Chile, Brasil, Perú, Australia y otros países, en donde el sector extractivo y energético pesa más del 40 por ciento del PIB, y lo han logrado sin convertirlo en el causante de todos los males.
Recapitulando un poco entonces, tenemos que -aunque con grandes expectativas- Colombia no es aún un país ni minero ni petrolero; que un acertado manejo macroeconómico por parte de nuestras autoridades públicas, permitirá canalizar positivamente las mayores divisas que entrarán a al país gracias a un mayor crecimiento del sector minero-energético; que dicho ramo deberá continuar esforzándose por ser garantía de empleo, de desarrollo sostenible y de bienestar de sus comunidades; y que si -como lo predice el ex ministro Caballero Argáez-, estamos entrando en el 'siglo minero-energético', tengamos la absoluta certeza de que será en beneficio de nuestra economía, de nuestra sociedad y de nuestra nación entera.
No le pidamos a un país, en pleno desarrollo, que renuncie a lo que pareciera perfilarse como una de sus más importantes posibilidades de crecimiento.
Exijamos, por supuesto, el cumplimiento de los mejores estándares de sostenibilidad ambiental, comportamiento corporativo e interrelación con las comunidades, pero hagámoslo de manera coordinada y, sobretodo, trabajando en las causas de la enfermedad y no en los síntomas.
Invito para que este 'siglo minero-energético', en el que dicen que nos adentramos sea fuente de optimismo y no de preocupación.

Hubo cambios en la agenda de Porce III, el proyecto entra a operar en diciembre

En los planes del Gobierno, estaba previsto que el proyecto hidroeléctrico ubicado en Antioquia, entrara en una de sus últimas fases y en periodo de verificación de transmisión de energía eléctrica.
Sin embargo, Empresas Públicas de Medellín (EPM) responsable de la infraestructura, pidió un plazo adicional, aunque anunció que a finales de diciembre toda la infraestructura deberá estar operando.
Se trata de la mayor central del sistema de generación de energía eléctrica de EPM y tendrá una capacidad instalada de 660 megavatios, para una generación en firme de 3.106 gigavatios hora/año.
Ayer, el director de la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme), Ricardo Rodríguez, explicó que en el caso de Porce III se presentaron dificultades con la licencia ambiental de la línea de transmisión y ya se había dado una prórroga a EPM para que se pusiera al día con los planes. "Este es un proyecto que debió entrar hace tres meses. Este jueves se cumple el plazo dado", afirmó Rodríguez en el marco de un foro del sector eléctrico organizado por la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen), en Bogotá.
Porce III está ubicado en jurisdicción de los municipios de Amafli, Anorí, Guadalupe y Gómez Plata, a 147 kilómetros al nororiente de Medellín. El jefe de la Upme, una entidad estatal, sostuvo que a la fecha, la presa presenta un avance del 91 por ciento, mientras en el vertedero, las excavaciones alcanzan el 99 por ciento del volumen total. En resumen, el porcentaje de avance del proyecto es de un 94 por ciento. "Es un embalse que va a entregar una potencia importante y que va a generar todas las condiciones de regulación energética de la zona", agregó.
En las cuentas del Gobierno, a finales de este año entrará al sistema de interconexión eléctrica la primera unidad de generación de Porce III, con 165 megavatios, de un total de cuatro que son las que darán los 660 megavatios.
La puesta en operación fue corroborada por Carlos Mejía, de la subgerencia de desarrollo de proyectos de expansión de EPM. "El 22 de septiembre, en un memorando oficial, le dijimos a la Upme que teníamos que variar la fecha que la habíamos dado para la infraestructura de transmisión", afirmó. También manifestó que las actividades de transmisión, así como la generación se harán casi de manera paralela.
Tres proyectos clave en Antioquia
Antioquia y Chocó es una de las cinco zonas en las que se divide el sistema de transmisión de energía eléctrica en Colombia y, además de Porce III, en el área hay dos proyectos más de expansión que están en marcha. Uno es Porce IV, que tendrá una capacidad 400 megas y cuya primera unidad deberá estar operando en enero del 2015. El otro es Ituango, que será la mayor central de energía eléctrica del país, con una capacidad de 1.200 megas.

ISA le apostará a construir una línea energética en Perú

La Junta Directiva autorizó a la firma para presentar oferta en el proceso que realiza la Agencia de Promoción de la Inversión Privada, la cual otorgará en concesión el proyecto energético "Línea de Transmisión Machupicchu-Abancay-Cotaruse a 220 kV".
Proinversión Perú, explicó que entregar en concesión la línea de transmisión al sector privado busca que se acondicione el sistema eléctrico en el sureste de Perú.
El proyecto tiene por objeto la distribución de energía proveniente de centros de generación energética hidroeléctrica como Machupicchu y Santa Teresa.
"Esta línea contribuirá en parte a resolver los problemas de sobrecarga, inestabilidad y congestión que se presenta en la transmisión eléctrica en el sur del Perú", explicó la Agencia de Promoción de Inversión Privada de Perú.
De acuerdo con las condiciones del proceso establecidos por Proinversión, la firma que sea la adjudicataria del proyecto de la línea de transmisión, tendrá que construirlo, operarlo, financiarlo, diseñarlo y mantenerlo.
La concesión será a 30 años, sin contar que quien desarrolle el proyecto tendrá dos años para construirlo desde la fecha de cierre.
Al finalizar dicho tiempo, la línea Machupicchu - Abancay - Cotaruse será transferida al Estado peruano.
La línea completa contemplada en el proyecto se compone de cuatro secciones: Machupicchu II - Suriray (con una extensión de 6 kilómetros); Suriray - Abancay Nueva (84 kilómetros); Abancay Nueva - Cotaruse (114 kilómetros) y Suriray - Cotaruse (198 kilómetros).
ISA incursionó en Perú en 2001 con la subsidiaria ISA Perú, con el propósito de transmitir energía eléctrica y operar y mantener redes de transmisión energética. La compañía tiene en América Latina una red de transmisión de alta tensión de 38.551 kilómetros de circuito. En 2009, ISA alcanzó su mayor crecimiento en Perú al ganar dos licitaciones públicas internacionales abiertas para construir dos grandes obras a cargo de su filial TransMantaro.

Expectativa por regalías se incrementó a $8 billones

El ministro de Hacienda y Crédito Público, Juan Carlos Echeverry, aseguró que el país podría estar recibiendo al finalizar 2010 ocho billones de pesos por concepto de regalías y no seis billones de pesos como se había estimado inicialmente.
Al respecto, el titular de la cartera de Hacienda explicó que "en efecto, la producción de petróleo está creciendo en el segundo semestre de 2010. Los precios han estado altos, están bien".
Echeverry agregó, que para este año el Gobierno proyecta la continuidad en la producción de elementos minero energéticos.
Por otra parte, para el segundo debate del Acto Legislativo de Regalías se incluirán dos moficicaciones donde se establece que el Gobierno tendrá tres meses para presentar el proyecto luego de que se apruebe el Acto. A su vez, el Congreso de la República contará con seis meses para la aprobación del proyecto.
Adicionalmente, el Ministro de Hacienda aseguró que espera el apoyo de las bancadas del Partido Liberal y de Cambio Radical al proyecto de regalías.
Con relación al planteamiento para la distribución de regalías, Echeverry dijo que "si en un año hubiera 10 billones de pesos para distribuir, un 10 por ciento iría para ciencia y tecnología y un 10 por ciento para el Fonpet".
Explicó que de los ocho billones de pesos restantes, se podrían destinar hasta 2,4 billones de pesos para el Fondo de Ahorro y Estabilización. En consecuencia, quedarían 5,6 billones de pesos para distribuir entre receptores de regalías, puertos y Cormagdalena.
"El resto iría para el anillo menos favorecido del país que son las zonas costeras y fronterizas", dijo el Ministro, quien añadió que el dinero restante de regalías sería distribuido con base en criterios de población, pobreza, equilibrio fiscal y eficiencia administrativa de los entes territoriales.
"Entre el Fonpet y Fondo de Ahorro y Estabilización se gastarían 3,4 billones de pesos. En diferentes modalidades, se gastarían los otros 6,6 billones de pesos", aclaró el Ministro de Hacienda.
El Ministerio de Hacienda proyecta que entre 2012 y 2020 el país recibirá 94,8 billones de pesos por concepto de regalías.
Eliminación de los tres ceros Ante la propuesta de quitar tres ceros a la denominación de la moneda nacional realizada por el congresista Antonio Guerra de la Espriella, el Ministro de Hacienda aseguró que "lo discutimos con el Banco de la República y creo que si lo hacemos con cuidado y distribuimos los costos en un plazo amplio, creo que es razonable".
"Estamos en la evaluación y el Gobierno lo ve con buenos ojos", aseguró el Ministro de Hacienda quien agregó que el Banco de la República realizó un cálculo inicial para este propósito de 200.000 millones de pesos. El funcionario puntualizó que el Emisor tiene por objeto utilizar aleaciones menos costosas por moneda producida para mejorar la eficiencia de producción de estas.
Tendencias del auge minero energético El Ministro de Hacienda aseguró que en el país durante los próximos diez años se espera un posible aumento en los resultados del sector minero energético. En el caso del petróleo, el Gobierno proyectó que a 2020 el país esté produciendo 1,45 millones de barriles de crudo al día. En gas, a la misma fecha se proyectan 250.000 barriles equivalentes diarios. En carbón, se espera producir a 2020, 160 millones de toneladas anuales y en oro, 93 toneladas.

Ecopetrol firma gigantesco contrato

Ecopetrol firma acuerdo multimillonario con Mincom para optimizar desempeño de gestión de activos y la fuerza de trabajo
Una de las 40 petroleras más importantes del mundo amplía la implementación de su Sistema de Gestión de Activos -EAM Mincom- â€�con plena integración al ERP de SAP en toda la empresaâ€� para obtener mejoras extras en la eficiencia y productividad de sus operaciones.
Santiago, 28 de septiembre de 2010 — Para mejorar aún más el desempeño de sus operaciones petroleras regionales, Ecopetrol -una de las 40 petroleras más importantes del mundo y una de las cuatro principales de América Latina- amplió considerablemente su relación con Mincom, proveedor mundial líder de software y servicios para industrias intensivas en el uso de sus activos.
Sobre la base de una exitosa relación de más de 15 años con Mincom, Ecopetrol está actualizándose a la versión más reciente de Mincom Ellipse, la solución emblemática de Mincom para Gestión de Activos Empresariales (EAM, por sus siglas en inglés), y adoptará Mincom Enterprise Reporting & Analytics para lograr visibilidad corporativa y Mincom Ellipse Work Management para habilitar el mantenimiento de activos en tiempo real.
En otro hecho importante, Ecopetrol aprovechará la integración estándar de Mincom con las principales aplicaciones de Planeación de Recursos Empresariales (ERP, por sus siglas en inglés) para integrar transparentemente las mejores funcionalidades de la solución EAM de Mincom con las aplicaciones de Recursos Humanos y Finanzas de ERP de SAP en Ecopetrol.
“Valoramos enormemente nuestra alianza con Ecopetrol y consideramos que representa un enfoque de mejores prácticas entre las empresas de recursos naturales de todo el mundo, que buscan constantemente mejorar sus operaciones optimizando el desempeño de sus activos y de su fuerza laboral”, afirmó Gary Poole, presidente de Mincom América Latina.
“Ecopetrol es además el mejor ejemplo de cómo una empresa puede implementar Mincom Ellipse, integrada con su actual inversión en sistemas ERP, lo que potencia efectivamente las mejores funcionalidades de EAM de Mincom con las aplicaciones ERP provistas por SAP y Oracle”.
Ecopetrol y Mincom iniciaron su alianza en 1994, cuando la petrolera implementó las soluciones de EAM de Mincom en su Refinería de Cartagena. La empresa luego amplió su implementación de soluciones Mincom a 32 instalaciones operacionales en Colombia.
La gestión de materiales y mantenimiento de Ecopetrol â€�que cuenta con más de 6.000 empleados, 32 distritos, más de 8.500 kilómetros de ductos, 320.000 activos, 125 bodegas, 16.000 órdenes mensuales de mantenimiento y 290.000 ítem catalogados en su inventarioâ€� está centralizada y optimizada con Mincom Ellipse. Gracias a esta solución, Ecopetrol ha logrado racionalizar con éxito su inventario, aumentar la disponibilidad de sus equipos y reducir sus costos operacionales, lo que le ha permitido obtener el retorno de su inversión en cinco años y generar ahorros por millones de dólares en su primer proyecto de implementación.
Ecopetrol es una de las 40 petroleras más importantes del mundo y una de las cuatro principales de América Latina. Además de Colombia -país en que es responsable del 60 por ciento de la producción petrolera- lleva a cabo actividades de exploración y producción en Brasil, Perú y Estados Unidos (Golfo de México).

Ecuador

GASPETSA: solicitud de visto bueno a trabajadores está prescrita

El Gerente General de GASPETSA, Ing. Cristobal Torres Cazco, afirmó que todo este operativo de visto bueno contra los trabajadores de EP-PETROECUADOR, no tiene ninguna lógica ya que conforme consta en el Oficio No.017-GASPETSA de 2 de octubre de 2000, recibido el 3 de octubre del mismo año, dirigido al PRESIDENTE Y MIEMBROS DEL DIRECTORIO DE PETROCOMERCIAL, se informó lo siguiente: “ Me permito llevar a su conocimiento que el 5 de octubre de 1999, con la aportación de 1200 funcionarios, empleados y trabajadores del sistema Petroecuador, se constituyó la compañía Gasolinas y Petróleos Sociedad Anónima-GASPETSA, cuyo capital autorizado es de US$ 160.000.”
La misma comunicación en su párrafo final expresa: “Tomamos sus palabras, señor Presidente, de apoyar toda iniciativa que tienda a posibilitar la cobertura de los servicios que PETROCOMERCIAL está obligada por Ley, a brindar a los sectores deprimidos de la sociedad, sin que exista inversión estatal, por lo que, solicitamos se digna autorizar a GASPETSA, para que brinde el servicio de preparación del combustible para la pesca artesanal en los términos y condiciones que oportunamente sean negociados.”
Si PETROCOMERCIAL conoció hace diez años que los trabajadores del Sistema Petroecuador eran accionistas de GASPETSA , la solicitud de visto bueno presentada en contra de ellos está prescrita, y si la nueva Ley de Empresas Públicas, ahora lo prohíbe, no tiene efecto retroactivo, afirmó el Presidente de la Compañía, Dr. Juan Velasco.

Depositados $ 800 millones de segundo préstamo chino

Los primeros $ 800 millones del préstamo del Banco de Desarrollo de China ayer fueron depositados en las cuentas del Estado, confirmaron fuentes del Ministerio de Finanzas.
Restan por entregar $ 200 millones, pues el crédito total asciende a $ 1.000 millones. El crédito –que estaría atado a la venta de petróleo de Petroecuador a Petrochina– deberá pagarse en cuatro años a una tasa del 6%, ha informado el Gobierno.
De acuerdo con las cláusulas del contrato, $ 800 millones serán de libre disponibilidad y $ 200 millones servirán para proyectos hidroeléctricos y petroleros, que serían contratados con empresas chinas.
Aunque el Gobierno ha insistido en que el crédito chino no implica un canje por petróleo, a inicios de este mes se conoció que Petroecuador ya empezó a enviar embarques de petróleo para cumplir con su parte del convenio del nuevo préstamo.
Este último acuerdo financiero con China ha estado envuelto en la polémica, luego de que el ministro de Finanzas, Patricio Rivera, negara información al asambleísta Enrique Herrería (Madera de Guerrero) sobre los detalles de dicha negociación.
Rivera contestó que no se puede atender el requerimiento debido a que se trata de una operación en curso, por lo tanto, es información reservada. Y por ello, Herrería ha pedido a la Comisión de Participación Ciudadana de la Asamblea que convoque al ministro para que explique la negativa.
El año pasado, Ecuador acordó una preventa de petróleo por otros $ 1.000 millones con China.

Bolivia: Lo destacado del día 01/10/2010

Anuncian perforación de pozo Timboy X2

A inicios del próximo año, YPFB Corporación y YPFB Petroandina SAM, tienen programado arrancar con la perforación del primer pozo exploratorio Timboy-X2 (TBY-X2) que está ubicado en el Área Aguaragüe Sur “A” en la zona del chaco tarijeño.YPFB Petroandina SAM ha iniciado la construcción del camino hasta la locación donde se construirá la planchada para la perforación del pozo, lugar donde se alzará la torre de perforación para este pozo, que tiene como objetivo explorar nuevas reservas de gas natural y líquidos en la formación Huamampampa, considerado uno de los reservorios productores de hidrocarburos más importantes encontrados en el área tradicional.Los procesos de contratación aseguraron el trabajo de las compañías encargadas de la construcción del camino y planchada y la adquisición de los materiales para dar inicio a la perforación del nuevo pozo.“El proyecto de perforación del Pozo TBY-X2 cuenta con la respectiva Licencia Ambiental desde el 30 de abril de 2010, sin embargo las obras han sufrido alguna demora debido a reclamos de la Asamblea del Pueblo Guaraní (APG)”, señala el informe YPFB Petroandina SAM.“Se ha verificado que salieron licitaciones en medios impresos para la contratación de cañerías, compra de trépanos, servicios de cementación. Por otra parte tenemos conocimiento que brigadas de topografía están adquiriendo información de campo para el diseño y construcción del camino y planchada, por tanto la iniciación del pozo sería los primeros meses del año 2011”, indicó por su parte el Gerente Nacional de Exploración y Explotación de YPFB Corporación, Ing. Rubén Sandi Bernal.OTRAS ÁREAS EN EL SUBANDINO SURLos proyectos exploratorios a cargo de YPFB Petroandina SAM también contempla otras áreas como Iñau e Iñiguazu en el Subandino Sur, donde se espera encontrar reservorios de gas y condensando en la formación Huamampampa. Su avance está programado de acuerdo al plan general de exploración para estos bloques, dichos proyectos cuentan con importantes recursos económicos de inversión en exploración, que actualmente están pendientes de la obtención de sus licencias ambientales respectivas en cumplimientos de las normativas ambientales vigentes. En los bloques mencionados se realizará la Adquisición Sísmica 2D, método exploratorio que comprende tres etapas, la primera consistente en la adquisición de los datos sismográficos, continuando con el procesamiento sísmico y la etapa final de la interpretación de los mismos, para culminar con la elaboración de un prospecto de perforación exploratoria y poder determinar los recursos hidrocarburíferos de los bloques.La sociedad YPFB Petroandina SAM, conformada por la estatal YPFB poseedora del 60% de las acciones y la empresa venezolana PDVSA con el 40%, es actualmente una de las empresas con mayor inversión en el desarrollo proyectos de exploración y el descubrimiento de nuevos campos hidrocaburíferos en Bolivia.

Industrialización del gas es un tema inviable

La industrialización del gas no podría ser viable en el mediano plazo porque el Gobierno no está tomando las acciones y los planes correspondientes para este proceso, manifestó el analista del Centro de Estudios para el Desarrollo Laboral y Agrario (Cedla), Carlos Arce.“Lo primero que se debe discutir es que si los proyectos que se están planteando son efectivamente de industrialización. La mayor parte de los proyectos que realizará el Gobierno corresponden a la generación de energía eléctrica, petrocasas que no van a tener materia prima nacional, sino más bien venezolana”, manifestó Arce.Además, dijo que todas las empresas que importan plásticos y plastoformos son importadores de esta materia prima y es lo mismo que hará el Gobierno, resaltando que esto no es industrializar y menos la industrialización del gas, porque se comprará de otro productor y se revenderá.“El problema general consiste en saber qué quieren producir (Gobierno), generar electricidad o producir diésel para el mercado interno. El Gobierno está prioriozando proyectos que van a favorecer a otras industrias”, manifestó.Para Arce, esta industrialización no se podría lograr por la falta de capacidad financiera y técnica, pero además porque se prioriza los intereses de las empresas transnacionales y los intereses del Gobierno con las mismas.SEMINARIOAyer, la Plataforma Energética realizó el seminario – coloquio “Planificación e industrialización del gas: energía para Bolivia”.Una de las conclusiones del evento señala que Bolivia debe trabajar muy duro en la planificación energética y en la industrialización del gas, si pretende salir del atraso y la pobreza.El informe, “Estado de la planificación energética en Bolivia”, elaborado por Juan Carlos Guzmán, expresa que durante más de 30 años el Estado boliviano desarrolló una política energética virtualmente a ciegas, sin instrumentos básicos para la planificación, lo que ocasionó millonarios e irreparables daños al sector energético y a la economía y finanzas públicas.“Bolivia contó con el balance energético recién a partir del 2008”, por lo que todas las reformas y políticas, como la intención de convertir al país en el centro energético de la región e incluso de la “nacionalización”, se desarrollaron sin contar con esta herramienta fundamental para la planificación energética, sostiene el informe.

Bolivia dejaría de ser el segundo país poseedor de reservas de gas

Datos extraoficiales del informe de las reservas gasíferas del país muestran que esta se encuentra entre los 9,7 hasta un máximo de 13 trillones de pies cúbicos (TCF), cifras que reflejan el fracaso de la política petrolera aplicada por el Gobierno, aseguró a EL DIARIO el analista de la Fundación Milenio, Napoleón Pacheco.Según Pacheco, los crecientes volúmenes y valores de importación de gasolina, GLP y diésel demuestran el fracaso de la política petrolera del Gobierno. “Hemos perdido la autosuficiencia en estos productos energéticos y estos aspectos tienen consecuencia porque con un nivel de reserva que demuestra este informe preliminar, Bolivia indudablemente deja de ser el segundo país poseedor de reservas importantes de gas natural, por lo menos en el cono Sur y queda en duda su capacidad para poder satisfacer una demanda de gas por parte de la Argentina”, manifestó el analista.Si las reservas cayeron después de tener un aproximado a 20 TCF, es porque la inversión se ha deprimido fuertemente y ésto ocurrió por el deterioro del clima de inversión en el país y particularmente para el sector petrolero, dijo Pacheco.“Mientras en Brasil se descubría y se invertía en yacimientos de gas y de petróleo, en Bolivia no se invirtió y esos son los resultados: Aunque no tenga los datos exactos, es seguro que perdimos el lugar en el que nos encontrábamos”, manifestó Pacheco.RESERVAS“Este es un nivel de reservas que va a permitir cumplir con el compromiso de exportación al Brasil hasta el año 2019, pero indudablemente queda en duda la posibilidad de cumplir con el compromiso de exportación a la Argentina que son 7 millones de metros cúbicos por día mediante un contrato de por lo menos de 20 años”, añadió.El crecimiento del consumo interno no puede poner en riesgo el promedio de las reservas que parecen existir en el país, el mismo que no pasa de 1 TCF. “Si es que no se realiza inversiones y las mismas no se traducen en nuevas exploraciones y descubrimientos en el mediano plazo, podríamos experimentar problemas, como es el caso de las fábricas cementeras, que para aumentar la oferta de cemento se debe incrementar la provisión de gas, pero ésto no se puede realizar a causa de la restricción de provisión de gas natural que está permitida para el mercado interno”, explicó Pacheco.ACCIONES“Las acciones que debería tomar el Gobierno es rectificar la política petrolera que existe en el país y eso significa en términos concretos, una revisión de los acuerdos con las empresas que incluyan cronogramas de inversión, que fue lo que se borró en los nuevos contratos”, manifestó Napoleón Pacheco.Según el analista de Milenio, se debería mejorar el clima de inversión como uno de los primeros pasos para restablecer las condiciones que permitan esperar el aumento de la inversión petrolera, que en un plazo de tres a cuatro años empiece a dar resultados.FRANQUEZA“Vamos a decir con franqueza que las reservas probadas en Bolivia están entre los 9,7 y 12,7 máximo a 13 TCF y sobre eso es que se puede franquear contratos. Si hacemos un balance, necesitamos 4 TCF para el contrato con Brasil por los próximos 10 u 11 años, necesitamos otros 4 TCF para el contrato de venta a la Argentina y alrededor 1 y medio TCF para cumplir con el mercado interno”, mencionó el especialista en temas de hidrocarburos, Álvaro Ríos.Según Ríos, las reservas de Bolivia se están viendo de manera ajustada, con el mercado interno, el mercado del Brasil y que “cuando se vaya a renovar en un promedio de cinco años los contratos y no se cuente con nuevas reservas de gas, entonces la situación para el país será complicada. “Estamos a tiempo, no tenemos pánico por el momento, pero tenemos que reactivar la exploración en el país”, advirtió.El ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Vincetti hace un mes y medio aproximadamente manifestó que las reservas gasíferas que se encontraban en el país estaban en el rango de 19 TCF, pero con el nuevo descubrimiento del campo Río Grande llegarían a 20 TCF de gas natural.La empresa encargada de realizar el estudio de las reservas de gas en el país, Rider Scott, debería presentar su informe a finales de septiembre, pero no se cumplió con esta fecha. prevista.k

YPFB invertirá $us 115 millones para llevar GNL a poblaciones

Un total de 147.097 viviendas de 25 poblaciones intermedias del país se beneficiarán con la implementación del Sistema Virtual de Distribución de Gas Natural Licuado (GNL), informó el gerente Nacional de Redes y Ductos de YPFB, Óscar López. De acuerdo al informe oficial, el estudio de ingeniería conceptual del proyecto, que demandará una inversión de 115 millones de dólares, fue aprobado por el comité de proyectos de la estatal petrolera.“Hemos aprobado el proyecto GNL (Gas Natural Licuado) para poblaciones donde los gasoductos no son imposibles, pero sí demasiado costosos, tenemos la ingeniería conceptual aprobada, la preinversión está garantizada”, afirmó López.El objetivo de este proyecto es el cambio de la matriz energética del gas natural a nivel nacional, para fomentar la expansión de redes de distribución y promover el uso masivo del gas natural como sustituto de otras fuentes energéticas en el mercado interno; en este caso a través de la implementación de la tecnología de Gas Natural Licuado.Según López, el transporte de GNL a bordo de cisternas especialmente diseñadas para su carga, se hará desde una planta de licuefacción de GNL de 200 TNM/día de Gas Natural Licuado, hasta localidades que dispondrán de depósitos de almacenaje y regasificación para posteriormente distribuirlo a través de redes. “Paralelamente a la ejecución de este proyecto, se instalarán redes de gas domiciliario en estos sitios”, agregó López.En programa beneficiará a poblaciones como Desaguadero, Copacabana, Achacachi, Coroico, Guanay y Caranavi (La Paz); Llallagua, Uyuni, Tupiza y Villazón en Potosí, Huanuni y Challapata en Oruro; San Ignacio de Velasco, Ascensión de Guarayos, San Julián, San José de Chiquitos y Roboré en Santa Cruz; Trinidad, San Ignacio de Moxos, San Borja, Rurrenabaque, Guayaramerín, Santa Ana de Yacuma y Riberalta en Beni y Cobija en Pando.

Construcción del GIJA comenzó en Argentina

La construcción del Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA), de 47 kilómetros de extensión y que transportará gas natural de Bolivia a la Argentina, comenzó esta semana en el tramo salteño, en la frontera de ambos países, informaron ayer fuentes del Ministerio de Planificación.Según la publicación de la prensa argentina, el gasoducto tendrá 32 kilómetros de extensión del lado argentino y otros 15 en territorio boliviano, a través del cual se abastecerá a la región noreste de Argentina.La cabecera del Gasoducto Juana Azurduy (tramo argentino) se construye en inmediaciones de la frontera de ambos países, en Salta, y finaliza en la Planta Compresora Campo Durán, en la misma provincia.Allí se emplazará la planta de separación y medición del gas importado de Bolivia que posteriormente se comprimirá en esas instalaciones y se inyectará al Gasoducto del nordeste (GNEA).ENLACEEl GIJA contendrá instalaciones de lanzamiento y recepción de elementos de limpieza e inspección (trampas scrapper), tanto en tramo boliviano como en el argentino. La vinculación entre ambos tramos del Gasoducto Juana Azurduy se realizará a través de un `by pass` que vinculará la trampa receptora boliviana con la trampa de lanzamiento argentina.Se incluye dentro del diseño del gasoducto en el tramo argentino una derivación para futuras ampliaciones del sistema de transporte de gas hacia las zonas del noroeste, con el fin de incorporar al servicio de gas por redes a las provincias de Formosa, Chaco, Misiones y Corrientes.Los volúmenes que se espera transportar por el GIJA, en los primeros años de operación, son: 7,7 millones de metros cúbicos de gas por día (MMmcd) en el invierno de 2011; 11,6 MMmcd, en 2012; y 13,5 MMmcd en el 2013.Este gasoducto verterá su gas en el Gasoducto del nordeste Argentino (GNEA), cuya puesta en operación permitirá ampliar el actual sistema de transporte de gas natural, en esta zona.

Deuda pública por energía alcanza los Bs 97,1 MM

A junio de este año, la deuda acumulada en los fondos de estabilización de tarifas eléctricas alcanzó los Bs 97,1 millones, informó la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE).El Fondo de Estabilización de Distribución (FED), vigente desde diciembre del 2003, absorbe los costos de cualquier incremento sustancial en el servicio de electricidad para que los consumidores finales puedan tener tarifas fijas.“A junio del 2010, el saldo en los fondos de estabilización llega a Bs 97,1 millones, deuda que tienen los consumidores y necesita ser pagada”, señala la separata de la AE Energía Solar. La revisión extraordinaria de tarifas permite una reducción de las mismas que tampoco llega al consumidor, sino que es destinada al FED para que éste absorba los incrementos estacionales en las tarifas eléctricas. Saldar la cuenta permitirá que el FED tenga sostenibilidad en el tiempo, pero fundamentalmente le permitirá estabilizar las tarifas y limitar la variación en los precios de distribución de las empresa (máximo 3%).El FED funciona con aportes de las empresas de generación y de distribución de electricidad que operan en el Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Bolivia carece de planificación energética

El Estado carece de planificación energética, los documentos elaborados son tan sólo "planes", pues se limitan a prever demanda sin medir impactos económicos, sociales, tecnológicos y ambientales, asegura Andrés Trepp, de la Academia de Ciencias de Bolivia.En tanto, Gerardo Velasco, de la Cámara Nacional de Industria, señala que el problema de suministro de gas natural a la industria paceña es por falta de planificación.La demanda del energético "está peligrosamente empatada" con la oferta, lo que perjudica el desarrollo industrial de La Paz e impide la ejecución de nuevos emprendimientos. "Bolivia debe trabajar muy duro en la planificación energética y en la industrialización del gas si pretende salir del atraso y la pobreza, advierten dos estudios que la Plataforma Energética presentó este jueves", indica el informe de la entidad.En "Estado de la planificación energética en Bolivia", Juan Carlos Guzmán señala que por más de 30 años el país emprendió "una política energética virtualmente a ciegas, sin instrumentos básicos para la planificación, lo que ocasionó millonarios e irreparables daños al sector energético, a la economía y a las finanzas públicas"."Bolivia contó con el balance energético recién a partir de 2008", por lo que todas las reformas y políticas, como la intención de convertir al país en el centro energético de la región e incluso la de la "nacionalización", se desarrollaron sin contar con esta herramienta para la planificación energética, señala el estudio.

YPFB espera asignación de áreas de exploración

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) espera la aprobación de un decreto supremo que le asigne nuevas áreas de explotación de hidrocarburos que podrán ser licitadas para que empresas privadas puedan hacerse cargo, informó el presidente de la petrolera estatal, Carlos Villegas.Indicó que una de las compañías interesadas es la petrolera argentina YPF, la que expresó su interés de invertir en actividades de exploración en cuatro áreas en Bolivia.“Tuvimos reuniones con YPF, que tiene interés de explorar en Bolivia, pero por el momento no hemos hablado específicamente. Vamos a esperar a que el Gobierno Nacional promulgue un decreto supremo. Probablemente en días más, el Gabinete apruebe 35 nuevas áreas para YPFB”, explicó Villegas tras retornar de Buenos Aires, Argentina, según un comunicado de la estatal.YPFB prevé implementar un Plan de Exploración hasta 2020 que consiste en la licitación de áreas libres disponibles.De norte a sur del país, las zonas de interés hidrocarburífero se reparten entre Madre de Dios, Subandino Norte y Altiplano, desplazadas en territorios de explotación no tradicionales.