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
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
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
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
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.
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".
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
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
“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
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
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.
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?
"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.
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.
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.
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
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
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.
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.
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.
