Chile
Minería del cobre aumentará en 48% consumo de energía en 10 años
La directora de Estudios y Políticas Públicas de Cochilco, Ana Isabel Zúñiga, proyectó también una disminución gradual de la demanda de agua a 2020, debido a una decreciente producción de Chuquicamata y Escondida y a la apertura de una planta desalinizadora en esta última.
En el marco del lanzamiento del libro de Recopilación de Estudios 2009 "Desarrollo Minero: Análisis y Desafíos" en la Universidad Católica del Norte en Antofagasta, la directora de Estudios y Políticas Públicas de la Comisión Chilena del Cobre (Cochilco), Ana Isabel Zúñiga, hizo una presentación titulada “Antofagasta: los desafíos que vienen”, donde aseguró que “para el año 2020 la minería del cobre incrementará su consumo eléctrico en un 48%, que equivaldrán a 27,1 TWH (tera watt hora) de consumo (18,1 TWH en 2010)”.
Según la especialista, también se producirá un mayor equilibrio en el aporte energético entre el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y el Sistema Interconectado Central (SIC), ya que mientras en el 2009 el aporte del SING fue de 63,4% y el SIC 37,2%, develando un margen de 26,2%, en 2020 esta cifra se estrechará llegando a una diferencia de 16,8%. Todo esto calculando un crecimiento promedio del país de 3,6% anual.
Respecto al consumo de agua para la minería del cobre en la Región de Antofagasta, Ana Isabel Zúñiga sostuvo que “la Región congrega la mayor producción de concentrados y cátodos en el país. Situación que se mantendría al 2020. Respecto a los concentrados, entre 2010 y 2014, bajará la demanda de agua fresca y se proyecta producción decreciente por parte de Escondida y Chuquicamata.
Asimismo, en la producción de cátodos de cobre (hasta 2015), la demanda de agua se mantendría constante respecto al nivel de demanda actual. El mayor productor en este período sería Codelco Norte Óxidos (Mina Sur de Chuquicamata y RT), seguido por Escondida con operaciones Lixiviación de Sulfuros y Escondida Pilas. En tanto, RT lideraría la demanda en agua para el período, seguido por Escondida Lixiviación de Sulfuros. A partir del 2016 se prevé una disminución en la demanda de agua, esto debido a la menor producción de RT, cierre de algunas faenas (Mina Sur de Chuquicamata y Mantos Blancos Hidro) y apertura de una planta desalinizadora de Escondida a partir del año 2016.
En el marco del lanzamiento del libro de Recopilación de Estudios 2009 "Desarrollo Minero: Análisis y Desafíos" en la Universidad Católica del Norte en Antofagasta, la directora de Estudios y Políticas Públicas de la Comisión Chilena del Cobre (Cochilco), Ana Isabel Zúñiga, hizo una presentación titulada “Antofagasta: los desafíos que vienen”, donde aseguró que “para el año 2020 la minería del cobre incrementará su consumo eléctrico en un 48%, que equivaldrán a 27,1 TWH (tera watt hora) de consumo (18,1 TWH en 2010)”.
Según la especialista, también se producirá un mayor equilibrio en el aporte energético entre el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y el Sistema Interconectado Central (SIC), ya que mientras en el 2009 el aporte del SING fue de 63,4% y el SIC 37,2%, develando un margen de 26,2%, en 2020 esta cifra se estrechará llegando a una diferencia de 16,8%. Todo esto calculando un crecimiento promedio del país de 3,6% anual.
Respecto al consumo de agua para la minería del cobre en la Región de Antofagasta, Ana Isabel Zúñiga sostuvo que “la Región congrega la mayor producción de concentrados y cátodos en el país. Situación que se mantendría al 2020. Respecto a los concentrados, entre 2010 y 2014, bajará la demanda de agua fresca y se proyecta producción decreciente por parte de Escondida y Chuquicamata.
Asimismo, en la producción de cátodos de cobre (hasta 2015), la demanda de agua se mantendría constante respecto al nivel de demanda actual. El mayor productor en este período sería Codelco Norte Óxidos (Mina Sur de Chuquicamata y RT), seguido por Escondida con operaciones Lixiviación de Sulfuros y Escondida Pilas. En tanto, RT lideraría la demanda en agua para el período, seguido por Escondida Lixiviación de Sulfuros. A partir del 2016 se prevé una disminución en la demanda de agua, esto debido a la menor producción de RT, cierre de algunas faenas (Mina Sur de Chuquicamata y Mantos Blancos Hidro) y apertura de una planta desalinizadora de Escondida a partir del año 2016.
Proyecto hídrico de Endesa enfrenta demanda por derechos de agua
La sociedad Ingeniería y Construcción Madrid busca anular el derecho de agua dado a la eléctrica para la central Neltume.
El segundo mayor proyecto hidroeléctrico de la generadora Endesa enfrenta dos demandas por derechos de agua. Se trata de Neltume, que consiste en una central hídrica de pasada (sin embalse) que tendrá 490 MW de capacidad instalada y que supone una inversión de US$ 732 millones.
La iniciativa -que está en preparación de su estudio ambiental- se localizará en la comuna de Panguipulli, Región de Los Ríos, en la zona comprendida entre los lagos Pirihueico y Neltume, cercana a las localidades de Neltume y Puerto Fuy.
Pero el proyecto enfrenta una oposición en el terreno legal. El 24 y 26 de mayo, la sociedad Ingeniería y Construcción Madrid, ligada al ingeniero civil y empresario Manuel Madrid Aris, presentó en el Décimo Noveno Juzgado Civil de Santiago, dos demandas de nulidad de derecho público contra Endesa y la Dirección General de Aguas (DGA), acciones patrocinadas por el abogado Manuel Bravo.
Las acciones legales buscan dos objetivos: anular el derecho de aprovechamiento de agua otorgado a la eléctrica y dejar sin efecto el traslado del punto de captación -lugar donde se extraen las aguas- autorizado por la DGA, desde el lago Pirihueico al lecho del río Fuy.
La demandante argumenta que el derecho de aprovechamiento de agua otorgado a Endesa en marzo de 2000 es ilegal, porque "se concedieron derechos sobre aguas del lago Pirihueico, considerando que el Código de Aguas dispone que las aguas lacustres o embalsadas no son objeto de derechos eventuales, por cuanto son aguas detenidas". Señala, además, que a Endesa se le concedió un caudal de agua muy superior al volumen solicitado.
También explica que el traslado del punto de captación otorgado a Endesa en noviembre de 2009 amenaza los derechos de agua que tiene Ingeniería y Construcción Madrid en el río Fuy, "los que nunca podríamos ejercer de ninguna forma. (...) Con bastante anterioridad a la petición de traslado de Endesa, Ingeniería y Construcción Madrid solicitó, en abril de 2006, tres derechos de agua en el río Fuy", dice la demanda.
Respecto de los efectos de este litigio en Neltume, fuentes de Endesa explicaron que esta es una disputa judicial entre privados y que han revertido otras oposiciones. Recuerdan que durante cuatro años enfrentaron a 70 empresarios liderados por Víctor Petermann, que se oponían a Neltume. El litigio concluyó a fines de 2009 tras un acuerdo entre las partes.
Gerente general, Pedro Litsek: "Como está hoy, Castilla cumple con todas las normativas"
El segundo mayor proyecto hidroeléctrico de la generadora Endesa enfrenta dos demandas por derechos de agua. Se trata de Neltume, que consiste en una central hídrica de pasada (sin embalse) que tendrá 490 MW de capacidad instalada y que supone una inversión de US$ 732 millones.
La iniciativa -que está en preparación de su estudio ambiental- se localizará en la comuna de Panguipulli, Región de Los Ríos, en la zona comprendida entre los lagos Pirihueico y Neltume, cercana a las localidades de Neltume y Puerto Fuy.
Pero el proyecto enfrenta una oposición en el terreno legal. El 24 y 26 de mayo, la sociedad Ingeniería y Construcción Madrid, ligada al ingeniero civil y empresario Manuel Madrid Aris, presentó en el Décimo Noveno Juzgado Civil de Santiago, dos demandas de nulidad de derecho público contra Endesa y la Dirección General de Aguas (DGA), acciones patrocinadas por el abogado Manuel Bravo.
Las acciones legales buscan dos objetivos: anular el derecho de aprovechamiento de agua otorgado a la eléctrica y dejar sin efecto el traslado del punto de captación -lugar donde se extraen las aguas- autorizado por la DGA, desde el lago Pirihueico al lecho del río Fuy.
La demandante argumenta que el derecho de aprovechamiento de agua otorgado a Endesa en marzo de 2000 es ilegal, porque "se concedieron derechos sobre aguas del lago Pirihueico, considerando que el Código de Aguas dispone que las aguas lacustres o embalsadas no son objeto de derechos eventuales, por cuanto son aguas detenidas". Señala, además, que a Endesa se le concedió un caudal de agua muy superior al volumen solicitado.
También explica que el traslado del punto de captación otorgado a Endesa en noviembre de 2009 amenaza los derechos de agua que tiene Ingeniería y Construcción Madrid en el río Fuy, "los que nunca podríamos ejercer de ninguna forma. (...) Con bastante anterioridad a la petición de traslado de Endesa, Ingeniería y Construcción Madrid solicitó, en abril de 2006, tres derechos de agua en el río Fuy", dice la demanda.
Respecto de los efectos de este litigio en Neltume, fuentes de Endesa explicaron que esta es una disputa judicial entre privados y que han revertido otras oposiciones. Recuerdan que durante cuatro años enfrentaron a 70 empresarios liderados por Víctor Petermann, que se oponían a Neltume. El litigio concluyó a fines de 2009 tras un acuerdo entre las partes.
Gerente general, Pedro Litsek: "Como está hoy, Castilla cumple con todas las normativas"
El ejecutivo negó que estén buscando socios para el proyecto térmico.
El complejo termoeléctrico Castilla, que se planea construir en la Tercera Región y que hoy enfrenta la oposición de las comunidades locales, no tendrá modificaciones tecnológicas. Así lo aseguró Pedro Litsek, gerente general de MPX Chile, la eléctrica que impulsa el proyecto de Eike Batista. La iniciativa -que se planea instalar en el sector costero de Punta Cachos, a 80 kilómetros de Copiapó- tendrá una capacidad de 2.354 MW y una inversión de US$ 4.400 millones.
"Castilla, como está hoy, es un proyecto que cumple con todas las normativas. No hay necesidad de cambio de tecnología para cumplir con la norma", indica el ejecutivo. Agrega que "lo que ocurrió en este proyecto es un error grosero de la Seremi de Salud anterior, que calificó el proyecto como contaminante. Ante este error grosero, hubo un cambio de calificación del seremi de Salud Raúl Martínez (hoy renunciado), que entendió dónde estaba el error y cambió su pronunciamiento", dice.
Pero ese cambio de calificación fue catalogado como ilegal por la Corte de Apelaciones de Copiapó. La empresa recurrió a la Suprema y confía en que les irá bien en esa apelación. "No creo que la Suprema ratifique el fallo, porque si hay un error en un proceso de calificación ambiental debe haber formas de corregir ese error. La forma como se hizo el cambio es adecuada", dice Litsek.
El ejecutivo descartó la incorporación de socios al proyecto. "En este momento no pensamos en tener un socio, dado que no tenemos los permisos. A cualquier socio de un proyecto le gustaría tener los permisos aprobados", dice Litsek. También desecha reubicar el proyecto. "No tiene sentido. Punta Cachos es una localidad ideal para la instalación de una central", dice.
Anuncian recurso de protección contra construcción de Central Laja
Con el fin de paralizar temporalmente las obras, familias de Puente Perales anunciaron la presentación de un recurso de protección con una orden de no innovar contra la central hidroeléctrica Laja, de la VIII Región. La acción judicial será patrocinada por el abogado Raúl Meza.
Las obras de la hidroeléctrica se iniciaron en el segundo semestre de 2009 y, según los vecinos, éstas provocan daños patrimoniales y morales a los propietarios de las viviendas de aquella localidad. Además, alegan que la empresa no ha cumplido con los beneficios que prometió a la comunicad de Puente Perales al momento de iniciar las obras, como la creación de un balneario para las familias, terrenos para sede sociales y construcción de plaza pública.
La obra es ejecutada por la sociedad formada entre empresas Suez Energy y Alberto Matthei e Hijos Ltda., que contempla usar las aguas del río Laja para instalar una planta de 25 megawatts.
Shell califica como inconveniente que Copec mantenga o adquiera activos de Terpel Chile
Como altamente inconveniente calificó la distribuidora de combustibles Shell, la posibilidad que Copec concrete la adquisición y mantención de la propiedad de Terpel Chile, tras tomar el control de la colombiana Organización Terpel.
En el proceso de consulta abierto el pasado 11 de agosto por el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC), en el marco del proceso iniciado por Copec, tras la compra y que tiene como "efecto indeseado" la adquisición de los activos de la distribuidora de combustibles en el país.
Shell es la primera entidad que envía su opinión al TDLC, considerando que el organismo solicitó al Sernac, al Ministerio de Energía y a otras empresas del sector como ENAP, Petrobras y JLC, aportar antecedentes en la causa.
El documento enviado al tribunal por Alan Sherwin, y Juan Eduardo López, gerente comercial y gerente legal de Shell Chile, respectivamente, en su calidad de distribuidora y competidora de Copec, "considera altamente inconveniente la adquisición y mantención por parte de esta última, ya sea en forma directa o indirecta, de la propiedad o de las operaciones de la empresa Terpel en nuestro país, toda vez que ello implica aumentar aún más la actual concentración existente en el mercado de la distribución de combustibles líquidos".
Además, la compañía controlada por la anglo-holandesa Royal Dutch Shell precisa que bajo ninguna circunstancia debe excederse el plazo de dos años propuesto por Copec para la venta de Terpel Chile, considerando que, de acuerdo a la experiencia, "a medida que pasa el tiempo, las medidas para mantener la operación independiente tienden a relajarse". Agrega que la enajenación debe ser total y debe producir la desvinculación absoluta entre ambas empresas.
A lo anterior, se suma el que, a la fecha de la desvinculación, ambas empresas deben operar en forma "absolutamente independiente" en lo comercial y administrativo. "Durante dicho período no debería efectuarse acto o contrato alguno que implique la disminución de participación de mercado de Terpel en Chile a favor de Copec, debiendo Terpel seguir con su política de inversiones, de la misma manera que se desarrollaba antes de la toma de control".
Información comercial
Otra solicitud de la compañía dice relación con que se extremen las medidas para impedir el intercambio de información comercial entre ambas empresas, a contar de emitida la opinión al tribunal y hasta, por lo menos, un año de producida la desvinculación definitiva, la que incluye la determinación de no realizar traspaso tanto de clientes -especialmente industriales- como de estaciones de servicio entre las dos firmas.
Lo mismo se considera para el traspaso de estaciones de servicio que hayan sido parte de la red de la otra empresa o de clientes que hayan sido abastecidos.
Shell acude a la Fiscalía Nacional Económica por venta directa de combustibles por parte de Enap
El gerente general de la estatal, Rodrigo Azócar, se reunió ayer con el fiscal Felipe Irarrázabal, pero descartó relación entre esta cita y la petición de la anglo-holandesa.
La decisión de Enap de vender combustible en forma directa a clientes industriales no dejó indiferente a las distribuidoras, y Shell fue la primera en reaccionar, acudiendo a la Fiscalía Nacional Económica (FNE).
El viernes pasado, el fiscal Felipe Irarrázabal recibió al presidente de la anglo-holandesa en Chile, Rodrigo Infante.
Conocedores de la audiencia dijeron que el ejecutivo consultó al ente antimonopolios por la nueva política de Enap, que a fines de agosto comenzó a venderle diésel a la eléctrica Colbún.
A través de una carta -de carácter reservado- Infante pidió que la FNE determine si la estatal puede intervenir en la distribución a usuarios finales.
Un cercano a la compañía, cuyos activos locales están en venta, precisó que ésta busca tener certeza respecto del alcance de este rol de Enap y así "prepararse ante el nuevo escenario de mercado".
En paralelo, ayer, el gerente general de Enap, Rodrigo Azócar, también se reunió con el fiscal Irarrázabal.
Tras la audiencia, el ejecutivo descartó que ésta se relacione con la solicitud de Infante.
"Queríamos explicarle al fiscal varios temas, porque hay muchas materias que están girando en torno a Enap, como la venta de combustibles en la Región Metropolitana versus regiones y otros en que tenemos argumentos sólidos para mostrar que no hemos discriminado", dijo.
Mercado industrial
El segmento industrial al que ingresó Enap con la venta a Colbún está constituido por mineras, forestales, empresas pesqueras, generadoras eléctricas y otras industrias, y es un negocio relevante para las distribuidoras de combustibles. De hecho, en 2009, de acuerdo con cifras entregadas por Copec al Tribunal de la Libre Competencia, estos volúmenes representaron el 65% de las ventas de combustible del rubro.
De allí que los privados estén expectantes respecto de la participación de Enap, tanto en el segmento industrial como, eventualmente, en el minorista (estaciones).
Hace unos meses, en entrevista con "El Mercurio", Lorenzo Gazmuri, gerente general de Copec Combustibles, señaló, respecto de un eventual ingreso de Enap al negocio de estaciones de servicio: "Cualquier compañía privada siempre prefiere competir con entes privados, porque tenemos las mismas reglas del juego, las mismas espaldas, y si ellos entraran, sería un escenario nuevo".
En agosto, el presidente de Terpel Chile, Carlos Rocca, comentó que estas ventas directas de Enap no le parecen naturales. "Si tienes un único proveedor que tiene una posición especial en el mercado, no parece natural que compita con sus propios clientes", manifestó.
300 empleados saldrían de petrolera estatal en Magallanes
La decisión de Enap de vender combustible en forma directa a clientes industriales no dejó indiferente a las distribuidoras, y Shell fue la primera en reaccionar, acudiendo a la Fiscalía Nacional Económica (FNE).
El viernes pasado, el fiscal Felipe Irarrázabal recibió al presidente de la anglo-holandesa en Chile, Rodrigo Infante.
Conocedores de la audiencia dijeron que el ejecutivo consultó al ente antimonopolios por la nueva política de Enap, que a fines de agosto comenzó a venderle diésel a la eléctrica Colbún.
A través de una carta -de carácter reservado- Infante pidió que la FNE determine si la estatal puede intervenir en la distribución a usuarios finales.
Un cercano a la compañía, cuyos activos locales están en venta, precisó que ésta busca tener certeza respecto del alcance de este rol de Enap y así "prepararse ante el nuevo escenario de mercado".
En paralelo, ayer, el gerente general de Enap, Rodrigo Azócar, también se reunió con el fiscal Irarrázabal.
Tras la audiencia, el ejecutivo descartó que ésta se relacione con la solicitud de Infante.
"Queríamos explicarle al fiscal varios temas, porque hay muchas materias que están girando en torno a Enap, como la venta de combustibles en la Región Metropolitana versus regiones y otros en que tenemos argumentos sólidos para mostrar que no hemos discriminado", dijo.
Mercado industrial
El segmento industrial al que ingresó Enap con la venta a Colbún está constituido por mineras, forestales, empresas pesqueras, generadoras eléctricas y otras industrias, y es un negocio relevante para las distribuidoras de combustibles. De hecho, en 2009, de acuerdo con cifras entregadas por Copec al Tribunal de la Libre Competencia, estos volúmenes representaron el 65% de las ventas de combustible del rubro.
De allí que los privados estén expectantes respecto de la participación de Enap, tanto en el segmento industrial como, eventualmente, en el minorista (estaciones).
Hace unos meses, en entrevista con "El Mercurio", Lorenzo Gazmuri, gerente general de Copec Combustibles, señaló, respecto de un eventual ingreso de Enap al negocio de estaciones de servicio: "Cualquier compañía privada siempre prefiere competir con entes privados, porque tenemos las mismas reglas del juego, las mismas espaldas, y si ellos entraran, sería un escenario nuevo".
En agosto, el presidente de Terpel Chile, Carlos Rocca, comentó que estas ventas directas de Enap no le parecen naturales. "Si tienes un único proveedor que tiene una posición especial en el mercado, no parece natural que compita con sus propios clientes", manifestó.
300 empleados saldrían de petrolera estatal en Magallanes
Estas desvinculaciones serían parte del plan de retiro que aplicará Enap.
En la región de Magallanes se concentraría buena parte del plan de retiro que la Empresa Nacional del Petróleo (Enap) aplicará en el marco de un paquete de medidas para superar la compleja situación financiera que enfrenta.
Esto, porque cerca 300 de los más de 500 trabajadores que serán desvinculados por esta vía, corresponderían a esta filial de la petrolera estatal ubicada al sur del país.
Así lo indicó ayer Miodrag Marinovic, diputado independiente por dicha zona, quien añadió que la Comisión de Minería y Energía de la Cámara Baja aprobó citar al gerente general de la petrolera, Rodrigo Azócar, para que explique en detalle la iniciativa, que fue aprobada por el directorio a fines de agosto.
Por su parte, ayer, los trabajadores de Enap en la XII Región, donde se concentran 1.109 de los 3.380 empleados que integran la dotación de la firma, manifestaron su rechazo al plan de egreso y se declararon en alerta, mientras definen las acciones a seguir para contrarrestar esta decisión.
Alejandro Avendaño, presidente del Sindicato Enap Magallanes, dijo que las pretensiones de la administración no se detienen con el plan de despido. "Sabemos que este es el preludio de otras medidas que la administración buscará implementar para desmantelar la empresa", aseguró.
El dirigente agregó que los trabajadores reconocen la realidad crítica que enfrenta Enap, pero que "este plan de despidos disfrazado no soluciona los verdaderos problemas de fondo de la empresa".
Latinoamérica enfrenta necesidad de inversión en energía
En la región de Magallanes se concentraría buena parte del plan de retiro que la Empresa Nacional del Petróleo (Enap) aplicará en el marco de un paquete de medidas para superar la compleja situación financiera que enfrenta.
Esto, porque cerca 300 de los más de 500 trabajadores que serán desvinculados por esta vía, corresponderían a esta filial de la petrolera estatal ubicada al sur del país.
Así lo indicó ayer Miodrag Marinovic, diputado independiente por dicha zona, quien añadió que la Comisión de Minería y Energía de la Cámara Baja aprobó citar al gerente general de la petrolera, Rodrigo Azócar, para que explique en detalle la iniciativa, que fue aprobada por el directorio a fines de agosto.
Por su parte, ayer, los trabajadores de Enap en la XII Región, donde se concentran 1.109 de los 3.380 empleados que integran la dotación de la firma, manifestaron su rechazo al plan de egreso y se declararon en alerta, mientras definen las acciones a seguir para contrarrestar esta decisión.
Alejandro Avendaño, presidente del Sindicato Enap Magallanes, dijo que las pretensiones de la administración no se detienen con el plan de despido. "Sabemos que este es el preludio de otras medidas que la administración buscará implementar para desmantelar la empresa", aseguró.
El dirigente agregó que los trabajadores reconocen la realidad crítica que enfrenta Enap, pero que "este plan de despidos disfrazado no soluciona los verdaderos problemas de fondo de la empresa".
Latinoamérica enfrenta necesidad de inversión en energía
La secretaria mexicana de Energía mexicana, Georgina Kessel, dijo ayer que los países latinoamericanos deberán invertir unos US$ 53.000 millones en la próxima década para satisfacer la demanda del sector, que crecerá 1,4% anual.
En el marco de la inauguración del Foro de Eficiencia Energética en la capital mexicana -hecho que consignó agencia EFE-, la funcionaria explicó que entre las opciones está reducir el consumo energético y precisó que una disminución del 10% significaría invertir "tan sólo US$ 16.000 millones".
La ministra indicó que ésta es una diferencia "muy importante", por lo que los países deben "llevar a cabo las acciones en materia de eficiencia energética", agregando que estas medidas también ayudan a reducir los efectos del cambio climático que ya "son una realidad".
Agregó que el ahorro permitiría destinar recursos necesarios para que más personas accedan a la electricidad en la región.
SERÁ OBLIGATORIA RECIÉN DESDE JUNIO DEL 2011.
Argumenta que no hay suficiente producción de etanol. Minag tiene otra opinión. Mientras que los industriales están mortificados por esta decisión.
El Ministerio de Energía y Minas (MEM) postergó la obligatoriedad del uso del gasohol (gasolina con 7.8% de alcohol carburante o etanol anhidro) hasta el mes de junio del 2011, para los departamentos en donde aún no se ha iniciado su aplicación, como Lima y la Provincia Constitucional del Callao, Ica, Huancavelica, Ayacucho, Apurímac, Cusco, Arequipa, Puno, Moquegua y Tacna.
La obligatoriedad del uso del gasohol estaba prevista para el primero de octubre próximo. Esta es la segunda vez que se posterga la puesta en vigencia de esta norma para Lima. La norma primigenia obligaba el uso de este combustible desde enero del 2010, luego se postergó hasta el primero de octubre del 2010.
¿Por qué se posterga? Según el MEM, de las experiencias recogidas de los departamentos donde la venta ya es obligatoria (Piura, Lambayeque, Tumbes, Cajamarca, La libertad, Áncash, Huánuco, Pasco y Junín), la implementación del gasohol genera dificultades de orden técnico, como es el hecho de la reducida cantidad de empresas que brindan el servicio de mantenimiento y limpieza de tanques de almacenamiento de combustibles líquidos a nivel nacional.
Además, el MEM señala que a la fecha no existe suficiente producción nacional de etanol para abastecer los requerimientos del gasohol en Lima y Callao y los otros departamentos.
El viceministro de Energía, Daniel Cámac, afirmó que se requieren 10,000 metros cúbicos de etanol para abastecer los departamentos que aún no han iniciado su aplicación. "Actualmente la producción nacional de etanol es de 5,500 metros cúbicos", precisó en el programa Pulso Empresarial.
HAY SUFICIENTE ETANOL.
Sin embargo, el Ministerio de Agricultura (Minag) negó que haya escasa producción del referido carburante para abastecer el mercado interno. "Yo creo que tenemos la suficiente capacidad para producirlo", afirmó el titular del sector, Rafael Quevedo.
Otra fuente del Minag afirmó que para producir el volumen de etanol que se requiere para mezclar con la gasolina (7.8% de etanol y 92.2% de gasolina) se necesitan 10,000 hectáreas de caña de azúcar, y Perú ya cuenta con ese nivel de siembra. En ese sentido, indicó que el MEM habría decidido prorrogar la puesta en vigencia de la norma, sin coordinar previamente con el sector Agricultura.
Por su parte, la industria local de etanol está mortificada con esta nueva postergación, más aún cuando faltaban solo tres días para la puesta en vigencia de la norma. Además, una fuente del sector coincidió con el Minag e indicó que es falso que no haya suficiente producción peruana de etanol para abastecer el mercado interno.
PARA RECORDAR.
¿CAMBIO EN LAS REGLAS DE JUEGO?
Agrícola del Chira, empresa del Grupo Romero, encargada del proyecto Caña Brava, se estaba preparando para atender la mayor demanda de etanol que se originaría con el ingreso de Lima como mercado para el gasohol a partir del 1 de octubre próximo (Gestión 20.04.2010). El mes pasado, Juan Llosa, gerente de Caña Brava, anunció a Agraria.pe, que proveerán 6,000 m3 de etanol al mes a las empresas distribuidoras de gasolina, como Petroperú y Repsol.
OPINIONES.
"No estamos postergando el tema (el uso del gasohol), estamos introduciendo el tema… pronto se usará en todo el Perú".
Antonio Brack. Ministro del Ambiente.
"En cada zona tenemos que impulsar el uso del gasohol de acuerdo a las realidades y la existencia de infraestructura".
Jorge Villasante. Ministro de la Producción.
Tres plantas eólicas y tres solares operarán en 2012
DESPLIEGUE. CON UNA CAPACIDAD DE GENERACIÓN DE 200 MEGAVATIOS, INFORMÓ EL MEM.
Este tipo de iniciativas se incrementará en el mediano plazo. El proyecto Huaycoloro usará la basura para generar electricidad.
A partir de 2012 empezarán a operar seis plantas de energía renovable con una capacidad de generación de 200 megavatios (Mw), de las cuales tres serán eólicas y tres solares, sostuvo el director general de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas (MEM), Ismael Aragón.
“Los tres parques eólicos contarán con una capacidad total de 120 Mw y serán distribuidos a lo largo del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), mientras que los tres proyectos solares tendrán 80 Mw”, precisó.
Comentó que las plantas eólicas se ubican en la zona norte del país, en Piura y Talara (Piura), mientras que las de energía solar están en la zona sur, en Ilo (Moquegua), Arequipa y Tacna. “La construcción de una planta eólica de 20 Mw costaría alrededor de 40 millones de dólares, mientras que una planta solar podría costar el doble”, puntualizó.
Sostuvo que este tipo de proyectos se incrementarán en el mediano plazo, impulsados por la Ley de Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad con el Uso de Energías Renovables. “Además, la ley que rige en este momento establece que cada dos años en promedio se puede convocar a subastas, al margen de lo que haga la inversión privada”, manifestó.
Explicó que, a principios de este año, el MEM llevó a cabo una subasta para el suministro de electricidad con energías renovables, sistema que otorga un incentivo económico financiero a las empresas que deseen desarrollar un proyecto de este tipo.
Indicó que el MEM también consiguió el desarrollo del proyecto Huaycoloro (Lima), que es una planta que utilizará basura para generar electricidad, además de varios proyectos hidroeléctricos pequeños.
Colombia
Imparable la Inversión Extranjera; a septiembre llegó a US$6.714 millones
Para el sector de la minería, hidrocarburos y petróleo han ingresado alrededor de US$5.598,7 millones en los nueve primeros meses del año. Paute Fácil›Anuncie Aquí MBA en Desarrollo Local y Municipal Primer MBA Online Español en el Ranking mundial de Financial Times
Aprovechando las gabelas tributarias aprobadas por el Gobierno y con el incentivo de los altos precios internacionales, la inversión extranjera sigue llegando en altos volúmenes especialmente para desarrollar programas mineros, hidrocarburos y petróleos.
Un reciente informe del Banco de la República muestra que con corte a la primera semana de septiembre, al país ha ingresado alrededor de 6.714,2 millones de dólares de Inversión Extranjera Directa (IED). De esta cantidad, al menos 5.598,7 millones de dólares han fortalecido el sector minero, hidrocarburos y petróleo.
Los beneficios tributarios que han permitido la abundante presencia de dineros externos en el sector de la minería y la actividad de petrolera, significan un costo fiscal superior a los 3,8 billones de pesos, por concepto de la deducción por inversión en activos fijos.
El informe del Banco de la República muestra que en todo el año pasado por Inversión Extranjera Directa, el país recibió alrededor de 6.922,4 millones de dólares, cifra que está próxima a ser superada si se mantiene el ritmo de ingresos de dineros externos.
En 2009, el sector de la minería y los hidrocarburos fue fortalecido con 6.818,8 millones de dólares, según precisa el informe del banco central.
Comparando los ingresos externos entre 2009 y 2010 al mes de septiembre, el informe revelado por el Banco de la República muestra que mientras la Inversión Extranjera Directa en los primeros nueve meses del año pasado fue de 5.694,2 millones de dólares; para un año después, en el mismo período había ingresado 6.714,9 millones de dólares.
En los primeros nueve meses de 2009, llegaron para el sector minero, hidrocarburos y petróleo cerca de 4.859,1 millones de dólares, y para similar periodo de 2010, el monto registrado fue de 5.598,7 millones de dólares.
Enfermedad holandesa
El hecho de que esté llegando tanta Inversión Extranjera Directa para el sector minero, olvidando a otros sectores de la economía tiene preocupado a los analistas y algunos miembros del Gobierno, lo mismo que a alguno de los codirectores del Banco de la República.
Analistas consultados por Elespectador.com coinciden en que el primer efecto de la llegada de este alto volumen de recursos es la apreciación del peso y luego la presencia en la economía de la llamada enfermedad holandesa (proceso en el cual una economía percibe una inundación súbita de recursos financieros proveniente de un bien natural).
En lo corrido del año la revaluación del peso se encuentra en un nivel cercano a 11,8%, mientras que en los últimos 12 meses se ubica por el orden del 6,4%.
En cuanto a la presencia de la enfermedad holandesa, el codirector del banco central, Carlos Gustavo Cano admite que en la medida en que las entradas de capital destinadas a la minería predominen sobre el resto de sectores, y, como resultado, en que de la misma forma y proporción evolucionen sus exportaciones, se provocan fuertes presiones sobre la revaluación del peso. Y el consiguiente debilitamiento de la competitividad de los sectores transables como agro e industria.
"Esto es la llamada ‘enfermedad holandesa'", dice con seguridad Carlos Gustavo Cano, apartándose del concepto de la mayoría de miembros del cuerpo colegiado que dirigen la política monetaria desde el banco emisor.
Pero no todo es malo, pues una mayor producción y exportación de minerales tendrá un impacto significativo no sólo sobre las cuentas fiscales, por su mayor contribución en el impuesto a la renta, dividendos de Ecopetrol y regalías, sino también sobre la balanza comercial del país.
Informes indican que por cuenta de los ingresos generados por Ecopetrol, represenados en impuesto de renta y los dividendos que debe pagar la petrolera a la Nación, el Gobierno vería incrementados sus ingresos en cerca de 7,4 billones de pesos para el próximo año.
En regalías, mucha plata y poca obra; petróleo le ha dejado al Meta cerca de $600.393 millones
Esa cifra supera en 23 por ciento lo que recibió en todo el 2009, cuando los ingresos por petróleo sumaron 486.451 millones de pesos.
Los datos se desprenden de un informe de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), que será expuesto mañana en una audiencia de rendición de cuentas de la entidad y en la que se presentan los datos más actualizados sobre el giro de regalías provenientes de la producción de crudo y gas.
En total, la producción de petróleo en Colombia generó en siete meses más de 2,8 billones de pesos en regalías, mientras, entre enero y diciembre del 2009, los recursos sumaron 3,7 billones de pesos.
En el caso del Meta, aunque es el departamento que más petróleo produce y, en consecuencia, el que más plata recibe por ese concepto, hay un sabor agridulce, pues el municipio que más riqueza le genera, Puerto Gaitán, enfrenta a la fecha una suspensión provisional del giro de sus regalías por orden de Planeación Nacional.
El municipio, además de no suministrar la información que establece la Ley para ejercer control y vigilancia sobre el uso de los recursos, tiene un manejo irregular de la cuenta única de regalías, según un reporte de la Interventoría Administrativa y Financiera (IAF), de Planeación Nacional.
Ahora, tanto Meta como Casanare, e incluso Arauca, en donde está la cuenca de los Llanos Orientales, gozan de tener los campos más productores del país. En el primer departamento está el campo Rubiales (próximo a Puerto Gaitán y operado por Pacific Rubiales), cuya producción promedio, a junio, fue de 116.277 barriles por día. La cifra dobla la producción del campo Castilla, también en el mismo departamento y operado por Ecopetrol, que alcanzó una producción promedio de 53.858 barriles por día.
Le siguen, por volumen de producción, el campo de Caño Limón con 42.488 barriles, ubicado en Arauca y operado por Occidental de Colombia; Castilla Norte (también de Ecopetrol y situado en el Meta), con 39.386 barriles y Cupiagua, en Casanare y operado por BP, con 34.599 barriles.
Así se liquidan
Según el director de la ANH, Armando Zamora, la entidad a su cargo es la encargada de recaudar las regalías en especie provenientes de la producción petrolera y gira a los entes territoriales correspondientes, exatamente lo que el Ministerio de Minas y Energía liquida, de acuerdo con un procedimiento establecido en la Ley. "Cuando nos llega la liquidación del Ministerio tenemos 10 días para girar la plata a los entes territoriales", afirmó.
Agregó que si se suspende el giro de regalías por orden de Planeación Nacional no hay lugar a rendimientos financieros para los entes territoriales, un asunto que ha sido objeto de consultas jurídicas, acciones populares y demandas. "La Agencia no puede decidir de manera autónoma a dónde gira los recursos de regalías, tenemos una función muy limitada por el decreto 1770", explicó.
Excedentes están en TES
Los giros suspendidos, así como los excedentes fi- nancieros por regalías, están en TES y al final del año los recursos quedan a disposición del Consejo Superior de Política Fiscal (Confis) para que sea esta instancia la que disponga de los mismos.
"No se les reconocen intereses (a los entes que están suspen- didos), porque no hay ninguna norma que se los conceda", explicó el director de la ANH, Armando Zamora. Hace dos semanas, el senador José David Name se quejó de que la ANH usa los ren- dimientos de regalías congeladas a departamentos y municipios.
El 90% de los giros va para cinco departamentos
Una alta concentración de los recursos por regalías, sin que eso signifique mayores beneficios para la población, es una de las conclusiones del informe sobre Desempeño fiscal de los entes territoriales durante el 2009, presentado por el director de Planeación Nacional, Hernando José Gómez.
Las gobernaciones de Casanare, Arauca, Meta, Guajira y Cesar recibieron el 90 por ciento del total de las regalías que van a los departamentos, según estimó el director de Planeación.
La brecha en la asignación de estos dineros es descomunal, y es precisamente lo que pretende corregir el proyecto de Acto legislativo para reformar las regalías y distribuirlas entre todos, aunque no sean productores de petróleo ni mineros. Según el informe, Magdalena, Guainía, Atlántico, Quindío, Valle, Caldas y Nariño recibieron cero pesos de este rubro durante la vigencia fiscal 2009.
El hecho de no tener estos ingresos no impidió que departamentos como Valle y Atlántico se ubicaran en los primeros lugares del ranking de desempeño fiscal que hizo el DNP y que califica según el manejo que se le haya dado a las finanzas públicas.
De acuerdo con lo expresado por Gómez, en el 2009 se registró una caída en los ingresos por regalías, que pasaron de 4,5 billones en el 2008 a 4,0 billones de pesos en el 2009. "Esto se debió a los efectos de la crisis internacional, lo que coincidió con el bajo precio del petróleo en ese año", indicó.
No obstante, estos recursos siguieron siendo significativos, pues, según el ranking municipal, los ingresos por regalías por habitante en La Jagua de Ibirico (Cesar), representaron la no despreciable cifra de 3,4 millones de pesos por habitante. Le siguieron Castilla la Nueva (Meta), con 3,3 millones por habitante.
Otro de los datos anotados en el informe concluye que no todos los que reciben altas cifras en regalías obtienen bajas calificaciones en el manejo de sus finanzas. El Director de Planeación destacó el caso de Monterrey (Casanare), que está entre los primeros 10 municipios con alto desempeño fiscal (ocupó el puesto número 8). En contraste, está Puerto Gaitán, que recibe regalías por 2,7 millones de pesos por habitante y se ubicó en el puesto 45 del ranking.
Los datos se desprenden de un informe de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), que será expuesto mañana en una audiencia de rendición de cuentas de la entidad y en la que se presentan los datos más actualizados sobre el giro de regalías provenientes de la producción de crudo y gas.
En total, la producción de petróleo en Colombia generó en siete meses más de 2,8 billones de pesos en regalías, mientras, entre enero y diciembre del 2009, los recursos sumaron 3,7 billones de pesos.
En el caso del Meta, aunque es el departamento que más petróleo produce y, en consecuencia, el que más plata recibe por ese concepto, hay un sabor agridulce, pues el municipio que más riqueza le genera, Puerto Gaitán, enfrenta a la fecha una suspensión provisional del giro de sus regalías por orden de Planeación Nacional.
El municipio, además de no suministrar la información que establece la Ley para ejercer control y vigilancia sobre el uso de los recursos, tiene un manejo irregular de la cuenta única de regalías, según un reporte de la Interventoría Administrativa y Financiera (IAF), de Planeación Nacional.
Ahora, tanto Meta como Casanare, e incluso Arauca, en donde está la cuenca de los Llanos Orientales, gozan de tener los campos más productores del país. En el primer departamento está el campo Rubiales (próximo a Puerto Gaitán y operado por Pacific Rubiales), cuya producción promedio, a junio, fue de 116.277 barriles por día. La cifra dobla la producción del campo Castilla, también en el mismo departamento y operado por Ecopetrol, que alcanzó una producción promedio de 53.858 barriles por día.
Le siguen, por volumen de producción, el campo de Caño Limón con 42.488 barriles, ubicado en Arauca y operado por Occidental de Colombia; Castilla Norte (también de Ecopetrol y situado en el Meta), con 39.386 barriles y Cupiagua, en Casanare y operado por BP, con 34.599 barriles.
Así se liquidan
Según el director de la ANH, Armando Zamora, la entidad a su cargo es la encargada de recaudar las regalías en especie provenientes de la producción petrolera y gira a los entes territoriales correspondientes, exatamente lo que el Ministerio de Minas y Energía liquida, de acuerdo con un procedimiento establecido en la Ley. "Cuando nos llega la liquidación del Ministerio tenemos 10 días para girar la plata a los entes territoriales", afirmó.
Agregó que si se suspende el giro de regalías por orden de Planeación Nacional no hay lugar a rendimientos financieros para los entes territoriales, un asunto que ha sido objeto de consultas jurídicas, acciones populares y demandas. "La Agencia no puede decidir de manera autónoma a dónde gira los recursos de regalías, tenemos una función muy limitada por el decreto 1770", explicó.
Excedentes están en TES
Los giros suspendidos, así como los excedentes fi- nancieros por regalías, están en TES y al final del año los recursos quedan a disposición del Consejo Superior de Política Fiscal (Confis) para que sea esta instancia la que disponga de los mismos.
"No se les reconocen intereses (a los entes que están suspen- didos), porque no hay ninguna norma que se los conceda", explicó el director de la ANH, Armando Zamora. Hace dos semanas, el senador José David Name se quejó de que la ANH usa los ren- dimientos de regalías congeladas a departamentos y municipios.
El 90% de los giros va para cinco departamentos
Una alta concentración de los recursos por regalías, sin que eso signifique mayores beneficios para la población, es una de las conclusiones del informe sobre Desempeño fiscal de los entes territoriales durante el 2009, presentado por el director de Planeación Nacional, Hernando José Gómez.
Las gobernaciones de Casanare, Arauca, Meta, Guajira y Cesar recibieron el 90 por ciento del total de las regalías que van a los departamentos, según estimó el director de Planeación.
La brecha en la asignación de estos dineros es descomunal, y es precisamente lo que pretende corregir el proyecto de Acto legislativo para reformar las regalías y distribuirlas entre todos, aunque no sean productores de petróleo ni mineros. Según el informe, Magdalena, Guainía, Atlántico, Quindío, Valle, Caldas y Nariño recibieron cero pesos de este rubro durante la vigencia fiscal 2009.
El hecho de no tener estos ingresos no impidió que departamentos como Valle y Atlántico se ubicaran en los primeros lugares del ranking de desempeño fiscal que hizo el DNP y que califica según el manejo que se le haya dado a las finanzas públicas.
De acuerdo con lo expresado por Gómez, en el 2009 se registró una caída en los ingresos por regalías, que pasaron de 4,5 billones en el 2008 a 4,0 billones de pesos en el 2009. "Esto se debió a los efectos de la crisis internacional, lo que coincidió con el bajo precio del petróleo en ese año", indicó.
No obstante, estos recursos siguieron siendo significativos, pues, según el ranking municipal, los ingresos por regalías por habitante en La Jagua de Ibirico (Cesar), representaron la no despreciable cifra de 3,4 millones de pesos por habitante. Le siguieron Castilla la Nueva (Meta), con 3,3 millones por habitante.
Otro de los datos anotados en el informe concluye que no todos los que reciben altas cifras en regalías obtienen bajas calificaciones en el manejo de sus finanzas. El Director de Planeación destacó el caso de Monterrey (Casanare), que está entre los primeros 10 municipios con alto desempeño fiscal (ocupó el puesto número 8). En contraste, está Puerto Gaitán, que recibe regalías por 2,7 millones de pesos por habitante y se ubicó en el puesto 45 del ranking.
Ecopetrol y Anadarko hallaron hidrocarburos en Brasil
Anadarko, una de las mayores petroleras independientes de Estados Unidos, halló hidrocarburos en un bloque mar adentro en Brasil del que es operadora, asociada con Ecopetrol.
Se trata del primer hallazgo en un bloque exploratorio en el exterior para la empresa colombiana, inmersa en un plan de expansión que contempla inversiones por unos 80.000 millones de dólares entre el 2011 y el 2020.
Ecopetrol reveló en un comunicado que Anadarko, como operadora del bloque petrolero BM-C-29 en la cuenca de Campos, "probó la presencia de hidrocarburos en el pozo Itaúna".
Ecopetrol, a través de su filial en Brasil, es socio de Anadarko con una participación del 50 por ciento, precisó la información enviada a la Superintendencia Financiera, el regulador bursátil y financiero del país.
"Hasta la fecha no se dispone de más información", dijo Ecopetrol al advertir que estimaciones y desarrollos futuros estarán sujetos a los datos adicionales que se obtengan en las labores de exploración.
El pasado primero de septiembre, Anadarko anunció que había descubierto indicios de petróleo en un bloque que opera en la cuenca de Campos, en un consorcio con Devon, IBV de Brasil y SK Corporation.
Fitch ratificó calificación “AAA” de Ecopetrol tras plan de expansión
La calificación se refiere a un programa de emisión de bonos ordinarios por un billón de pesos de la petrolera estatal, que forma parte de su plan de expansión de 80.000 millones de dólares para ejecutar entre el 2011 y el 2020.
El plan de Ecopetrol, anunciado en julio pasado, busca llevar la producción de hidrocarburos de la compañía a 1,3 millones de barriles de petróleo equivalente en el 2020, desde los casi 600.000 barriles registrados al primer semestre del 2010.
"Las obligaciones calificadas en esta categoría representan la máxima calificación asignada por Fitch de Colombia, en su escala de calificaciones doméstica", dijo Fitch.
La calificadora afirmó que Ecopetrol mantiene un fuerte perfil crediticio, con un Ebitda consolidado (utilidades antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones) de 8,4 billones de pesos y una deuda total consolidada de 6,5 billones de pesos.
"Ecopetrol mantiene una sólida posición de liquidez, con la que cubre sus obligaciones financieras y las necesidades propias del negocio", puntualizó Fitch.
Ecopetrol debe incorporar 6.000 millones de reservas petroleras para alcanzar meta
El programa de inversiones supera los 80.000 millones de dólares que serán ejecutados desde 2011.
Ecopetrol planea financiar su programa de inversiones mediante la generación interna de recursos, emisión de deuda así como con una posible oferta de acciones, lo que reducirá la participación del Gobierno en la empresa al mínimo del 80% permitido, revela informe.
Dice el informe de la firma calificadora Fitch Ratings que con el fin de cumplir con su estrategia de crecimiento, Ecopetrol tiene un programa de inversiones de capital desde 2011 hasta 2020 por cerca de 80.000 millones de dólares, que arranca desde este año con 6.900 millones de dólares.
Precisa el informe que para que la compañía petrolera colombiana alcance la meta de producción de 1,3 millones de barriles de petróleo por día (boepd), debe incorporar alrededor de 6.000 millones de reservas en los próximos diez años, lo que implica un esfuerzo importante en actividades de exploración y desarrollo de reservas.
La razón de reposición de reservas y descubrimiento de reservas es de gran importancia para que la compañía pueda cumplir con los objetivos trazados y así mismo mantener su perfil crediticio, destaca la calificadora de riesgo Fitch Ratings.
El estudio destaca que Ecopetrol mantiene una sólida posición de liquidez, con la que cubre sus obligaciones financieras y las necesidades propias del negocio.
Recuerda que a junio de 2010, la empresa mantenía 3,4 billones de pesos en efectivo, con los cuales cubría el 100% de sus obligaciones de corto plazo.
Entre las expectativas de la compañía se encuentra un plan de inversiones por medio de la generación interna de caja, emisión de deuda (parte con una emisión local de 1.000.000 millones de pesos) y una oferta pública de acciones, lo que incrementaría el capital flotante de la empresa al 20%, explica Fitch Ratings.
En mayo de 2009 la compañía adquirió un crédito sindicado por dos billones de pesos a siete años en moneda local y emitió bonos por valor de 1.500 millones de dólares en el mercado de capitales internacional, recuerda el informe de la calificadora.
Advierte el estudio que en el futuro, debido a la alta política de dividendos y al importante plan de inversiones, se espera que el flujo de caja libre de la compañía sea negativo al paso que la deuda podría aumentar de manera significativa.
Reservas de la petrolera
La empresa mejoró significativamente la reposición de reservas en 2009, pasando a 359% de un promedio de 68% en los últimos tres años, indica el informe de la calificadora de riesgo.
La vida de las reservas es aproximadamente 9,9 años a diciembre de 2009, precisa el informe que admite que la petrolera colombiana planea aumentar la producción de crudo a un millón de barriles diarios en 2015 y a 1,3 millones de barriles por día para 2020.
En el primer semestre de este año la producción promedio diaria fue de 589.000 barriles. De igual forma, la empresa espera incrementar la capacidad de refinación a 420 mil barriles por día de 335 mil barriles que tienen actualmente.
La firma calificadora considera que estas metas son agresivas y que su logro implica retos para la compañía si pretende mantener sus métricas crediticias objetivo. Estas incluyen apalancamientos por debajo de 2,0 veces EBITDA, la cobertura de intereses por encima de 5,0 veces EBITDA y la razón de Deuda / Reservas Probadas sea aproximadamente de 4,5 dólares por barril.
El informe de la calificadora fue conocido tras la decisión de otorgar la calificación "AAA (col)" a los Bonos Ordinarios Ecopetrol S.A hasta por 1.000.000 millones de pesos, con perspectiva estable.
Ecopetrol descubre petróleo en Brasil
Al caer la tarde de este martes, Ecopetrol informó en un comunicado que en cumplimiento de la normatividad de la Agencia Nacional del Petróleo de Brasil (ANP), entidad reguladora del sector de hidrocarburos de ese país, el operador del bloque BM-C-29, la empresa Anadarko, informó que probó la presencia de hidrocarburos en el pozo Itaúna, en el cual Ecopetrol, a través de su filial en Brasil, es socio con una participación del 50%.
Hasta la fecha no se dispone de más información. Estimaciones y desarrollos futuros estarán sujetos a los datos adicionales que se obtengan durante las labores de exploración que se desarrollarán en el bloque durante los próximos meses
Ecuador
Gaspetsa: la Armada conoció el contrato
Gaspetsa informó mediante un comunicado que la administración naval en Petroecuador conoció de la elaboración y despacho de combustible para pesca artesanal en Esmeraldas, que realizaba la compañía.
En el texto, el gerente de Gaspetsa, Cristóbal Torres, manifestó que en marzo del 2008 el capitán de navío, Fabián Rueda, vicepresidente y representante legal de Petrocomercial de la época, visitó la planta de la empresa en Esmeraldas junto con técnicos y autoridades de la ex filial.
En esa visita se les explicó sobre el proceso de elaboración de la gasolina y se analizó la estructura de costos, señaló Torres.
“Ante la pregunta de cuántos eran socios de la compañía, al capitán Rueda le informé que la integraban cerca de 1300 socios entre trabajadores y ex trabajadores del sistema Petroecuador”.
Tras la visita, Rueda habría nombrado una comisión para analizar la demanda de gasolina de pesca artesanal y los beneficios del contrato para el Estado.
Tras la evaluación, Torres dijo que fue convocado a una reunión en la Vicepresidencia de Petrocomercial donde Rueda preguntó “si podía incrementar la producción, por cuanto veía una buena posibilidad de aumentar las ganancias al Estado ampliando el consumo a otros sectores”.
Este es un argumento de la compañía para sostener que la ex filial de Petroecuador conocía desde hace más de dos años de la existencia de Gaspetsa y del origen de sus accionistas.
El presidente esta empresa, Juan Velasco, sostuvo que de encontrarse una causal para el visto bueno de los empleados de Petroecuador que eran accionistas de Gaspetsa, el trámite debía presentarse en un máximo de 30 días después de la visita a la planta y no transcurridos dos años, cuando la acción estaría prescrita.
Este Diario intentó comunicarse a los celulares del ex presidente de Petroecuador, contralmirante Luis Jaramillo; y del ex vicepresidente de Petrocomercial, Carlos Rivera, pero no tuvo respuesta.
El contrato entre Petroecuador y Gaspetsa sigue vigente aunque la petrolera estatal no ha entregado a la compañía desde hace dos semanas la nafta de bajo octanaje y los lubricantes para la elaboración de combustible.
En las oficinas de Petroecuador y sus ex filiales se realizaron ayer cerca de 50 audiencias de descargo de los empleados que tenían acciones de Gaspetsa.
Carla J. (nombre cambiado) dijo que considera un hecho su salida de Petroecuador pese a las pruebas que presentó.
Advirtió que ante este escenario prepara una contrademanda que presentará en ante un juzgado de Trabajo para impugnar el visto bueno que se vendría y pedir una indemnización por despido intempestivo. El nuevo proceso demoraría de tres a cuatro años.
Petróleo ecuatoriano va hacia nuevos mercados
China es el nuevo destino para el crudo; mientras las ventas a Estados Unidos que representaban el 75%, en enero de 2007, cayeron a un 44% a julio de este año.
Exportación. El crudo nacional que sale desde Balao, tiene otros destinos, pues ya no se concentra en el mercado norteamericano como ocurría hace tres años. El crudo de exportación ecuatoriano está dirigido a nuevos nichos. Hasta enero del año 2007, cuando comenzó la administración del gobierno de Rafael Correa, el 75% del petróleo exportado del país era destinado al mercado de los Estados Unidos.
Solo 12 meses después, en diciembre de ese año, la canasta con “oro negro” que era despachada a Norteamérica cayó a un 61%, aunque en el 2008 hubo un leve repunte, pues la participación por el crudo Oriente y Napo subió en un punto.
Sin embargo, un periodo posterior, los envíos descendieron estrepitosamente al 49%. La tendencia sigue, pues, entre enero y julio de este año, un 44% de las ventas petroleras ecuatorianas fue a Estados Unidos, por lo que ha perdido terreno como el mayor comprador de crudo ecuatoriano.
Según el ministro de Finanzas, Patricio Rivera, el Ecuador tenía una extremada dependencia de sus colocaciones en petróleo con países como Estados Unidos, pues el 75% de las ventas estaban concentradas en ese país. Eso no era beneficioso en términos comerciales. Rivera explicó que, al diversificar los mercados, el país logra negociar mejores precios. Actualmente, el mercado paga un promedio de $ 76 por cada barril vendido.
Los analistas consideran que este fenómeno obedece al cambio de política del régimen, que tiene nuevos aliados. Uno de ellos es China, que actualmente capta un volumen considerable a través de Petrochina, lo cual va en alza, sostiene Alfredo Vargas, catedrático de Minas y Petróleos.
La prueba está en que durante octubre de este año, Petrochina levantará cinco cargamentos de crudo Oriente por un total de 2,1 millones de barriles, que equivalen a 71.000 barriles por día. Se suman cinco cargamentos de crudo Napo, que totalizarán 1,8 millones de barriles, con un promedio de 61.000 diarios.
Todas las exportaciones de crudo Napo se asignaron a Petrochina. Esto significa que en ese mes, 3,9 millones de barriles del producto serán enviados a Petrochina, lo que equivale a unos 132.000 barriles diarios de crudo Oriente y Napo.
El resultado es que el 72% del crudo exportable de las estatales Petroproducción y Petroamazonas van hacia China, considerando que de la extracción total de estas empresas públicas, unos 110.000 barriles se envía a las refinerías del país y un promedio de 182.000 barriles diarios están destinados para la exportación.
“Entregar el petróleo nacional de manera casi monopolista a Petrochina, como antes a los Estados Unidos, tampoco es conveniente para el Ecuador, ya que estas prácticas fueron eliminadas de cualquier negociación, hace décadas”, puntualiza Pablo Freire, técnico del sector petrolero.
Los ingresos varían por la inestabilidad de precios
Los ingresos estatales por las exportaciones petroleras también caen. En el año 2008, el fisco recibió $ 6.721 millones por las ventas petroleras. En el 2009, estos ingresos disminuyeron a $ 2.689 millones debido a la crisis financiera mundial y a la caída de los precios en los mercados internacionales. Pero en el primer semestre de 2010, las ventas petroleras lograron una recuperación hasta llegar a los $ 4.670 millones. El castigo, que se aplica al crudo ecuatoriano, por la mezcla de crudos pesados con livianos para facilitar su transporte, también ha tenido vaivenes. En el 2005, el diferencial por la baja calidad del crudo era del 21%. En el año 2007, con la nueva administración, bajó al 16%. En este mes, el castigo al crudo nacional está situado en el 9,75%.
Exportación. El crudo nacional que sale desde Balao, tiene otros destinos, pues ya no se concentra en el mercado norteamericano como ocurría hace tres años. El crudo de exportación ecuatoriano está dirigido a nuevos nichos. Hasta enero del año 2007, cuando comenzó la administración del gobierno de Rafael Correa, el 75% del petróleo exportado del país era destinado al mercado de los Estados Unidos.
Solo 12 meses después, en diciembre de ese año, la canasta con “oro negro” que era despachada a Norteamérica cayó a un 61%, aunque en el 2008 hubo un leve repunte, pues la participación por el crudo Oriente y Napo subió en un punto.
Sin embargo, un periodo posterior, los envíos descendieron estrepitosamente al 49%. La tendencia sigue, pues, entre enero y julio de este año, un 44% de las ventas petroleras ecuatorianas fue a Estados Unidos, por lo que ha perdido terreno como el mayor comprador de crudo ecuatoriano.
Según el ministro de Finanzas, Patricio Rivera, el Ecuador tenía una extremada dependencia de sus colocaciones en petróleo con países como Estados Unidos, pues el 75% de las ventas estaban concentradas en ese país. Eso no era beneficioso en términos comerciales. Rivera explicó que, al diversificar los mercados, el país logra negociar mejores precios. Actualmente, el mercado paga un promedio de $ 76 por cada barril vendido.
Los analistas consideran que este fenómeno obedece al cambio de política del régimen, que tiene nuevos aliados. Uno de ellos es China, que actualmente capta un volumen considerable a través de Petrochina, lo cual va en alza, sostiene Alfredo Vargas, catedrático de Minas y Petróleos.
La prueba está en que durante octubre de este año, Petrochina levantará cinco cargamentos de crudo Oriente por un total de 2,1 millones de barriles, que equivalen a 71.000 barriles por día. Se suman cinco cargamentos de crudo Napo, que totalizarán 1,8 millones de barriles, con un promedio de 61.000 diarios.
Todas las exportaciones de crudo Napo se asignaron a Petrochina. Esto significa que en ese mes, 3,9 millones de barriles del producto serán enviados a Petrochina, lo que equivale a unos 132.000 barriles diarios de crudo Oriente y Napo.
El resultado es que el 72% del crudo exportable de las estatales Petroproducción y Petroamazonas van hacia China, considerando que de la extracción total de estas empresas públicas, unos 110.000 barriles se envía a las refinerías del país y un promedio de 182.000 barriles diarios están destinados para la exportación.
“Entregar el petróleo nacional de manera casi monopolista a Petrochina, como antes a los Estados Unidos, tampoco es conveniente para el Ecuador, ya que estas prácticas fueron eliminadas de cualquier negociación, hace décadas”, puntualiza Pablo Freire, técnico del sector petrolero.
Los ingresos varían por la inestabilidad de precios
Los ingresos estatales por las exportaciones petroleras también caen. En el año 2008, el fisco recibió $ 6.721 millones por las ventas petroleras. En el 2009, estos ingresos disminuyeron a $ 2.689 millones debido a la crisis financiera mundial y a la caída de los precios en los mercados internacionales. Pero en el primer semestre de 2010, las ventas petroleras lograron una recuperación hasta llegar a los $ 4.670 millones. El castigo, que se aplica al crudo ecuatoriano, por la mezcla de crudos pesados con livianos para facilitar su transporte, también ha tenido vaivenes. En el 2005, el diferencial por la baja calidad del crudo era del 21%. En el año 2007, con la nueva administración, bajó al 16%. En este mes, el castigo al crudo nacional está situado en el 9,75%.
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