Argentina: Lo destacado del día 30/09/2010

BUENOS AIRES: “Malvinas: una Petrolera se Retira del Negocio y otra Demorará la Exploración” / TÉLAM (BUENOS AIRES - ARGENTINA)

La promisoria exploración hidrocarburíferas en Malvinas acaba de sufrir un golpe luego de que uno de los socios que operan en la zona, el gigante minero BHP Billiton, decidiera retirarse del negocio y otra empresa, Falkland Oil and Gas (FOGL), aplazara sus actividades al sur de las islas, al menos por un año. La noticia, difundida el martes, hizo caer rápidamente las acciones de la FOGL. Bajaron un 18% hasta ubicarse en los 127,75 peniques, de acuerdo a la información suministrada por las agencias de noticias Reuters y Mercopress, la que a su vez tildó de "polémico" el programa petrolero de Malvinas y mencionó los problemas que tiene la zona por la disputa de soberanía. Contrariamente, la semana pasada la industria que está explorando en las Malvinas se bañaba de buenas noticias. Por entonces, la Rockhopper Exploration, la empresa británica con mayores logros en la zona, dijo que el pozo donde descubrió crudo en mayo pasado podría producir 4.000 barriles de crudo por día, el doble del máximo que había alcanzado inicialmente de 2.000 barriles diarios. Y la gerencia de la compañía auguró flujos mayores si se mejoraba la tecnología y el diseño de la misma. Según un diario porteño, en ese momento el mercado respondió en alza y la especulación hizo subir las acciones de la Rockhopper hasta casi 12 veces, en un mercado evidentemente de enorme volatilidad. De hecho, no mucho antes de que Rockhopper a anunciara en mayo que había descubierto petróleo "comercialmente viable", la Desire Petroleum dijo lo contrario: que el crudo descubierto en otro pozo no era comercializable. Y ahora, el problema para la Falkland Oil and Gas es que no puede obtener una plataforma petrolera antes de 2011. De ahí que acordara con el gobierno probritánico de las islas extender por un año la licencia que obtuvo, pese al rechazo argentino a toda actividad unilateral en las islas del Atlántico Sur. Hasta ahora, tanto Desire Petroleum como Rockhopper vienen utilizando la plataforma Ocean Guardian, que llegó a las aguas de Malvinas en febrero pasado, lo que desató numerosas protestas oficiales desde Argentina.

BUENOS AIRES: “Petróleo: No Esperan Subas” / ÁMBITO FINANCIERO (BUENOS AIRES - ARGENTINA)

El precio del petróleo podría superar los u$s 80 con una expansión económica global del 3 al 3,5%, pero no se esperan aumentos bruscos este año o en 2011, según pronosticó el economista jefe de la Agencia Internacional de la Energía (AIE). Fatih Birol señaló que de todas formas el hecho de que el petróleo se negocie actualmente entre u$s 70 y u$s 80 aun con una economía global débil y un bajo uso de la capacidad muestra que la era del crudo barato se terminó. El crecimiento económico global se estima entre el 3,3 y el 4,6% pero es insuficiente para llevar al petróleo más allá de los 80 dólares el barril, un escenario que para la AIE impactaría en la demanda y crearía una considerable dificultad para la recuperación económica. Birol sostuvo que los precios podrían descender si la economía mundial sufre una recaída en la recesión. La AIE, que da consejo a los países industrializados sobre políticas de energía, prevé que la demanda global de petróleo promediaría alrededor de los 86,62 millones de barriles por día en 2010, un incremento anual de casi 1,9 millones (sólo el 2,2%). En 2011, se pronostica una subida del consumo hasta 87,89 millones de barriles, un aumento de casi el 1,3 millones (el 1,46%). Ayer, la cotización del petróleo aumentó en Nueva York, debido al continuo debilitamiento del dólar y la reducción de las reservas petroleras en EE.UU. El barril de WTI (West Texas Intermediate) para entrega en noviembre terminó en u$s 77,86, con un alza de u$s 1,68 (ó el 2,2%) en relación con el martes. El debilitamiento de la divisa estadounidense es en general beneficioso para los precios de los activos cotizados en dólares.

BUENOS AIRES: “Petrobras: un Semestre de Porciones Parejas” / ÁMBITO FINANCIERO (BUENOS AIRES - ARGENTINA)

No posee sentido -si se quiere obtener una visión realista, sobre su poder de generar resultados- establecer lo hecho en el semestre, respecto del año anterior. A menos que el cotejo sea desagregado, seccionado hacia lo «operativo» y para evitar las líneas finales. Aquellos que así no lo tomen corren el serio riesgo de llegar a conclusión equivocada. Sencillamente, como tantas otras veces sucede, porque en 2009 hubo un renglón puntual -irrepetible- que distorsionó hacia arriba las cifras finales (al incorporar el producto de una venta del 60% del capital, que Petrobras poseía de otra compañía). Fueron $ 1.583 millones ingresados, origen de un saldo «ordinario» de $ 1.473 millones y final de $ 764 millones. Pero lo de ahora fue muy superior en cuanto a un beneficio «operativo» en $ 912 millones, contra sólo $ 315 millones del previo. Casi tres veces más de utilidad en 2010. Y el «ordinario», antes de impuestos, con $ 501 millones, con final en los $ 383 millones. Sin llegar a lo mejor de estos años, queda claro que ha marcado un buen repunte -a favor de la mejora del rubro donde actúa- y estableciendo hacia aquí un ritmo sumamente parejo. En primer trimestre ya terminó con $ 180 millones, por poco no resulta justo la mitad del semestre. Todo luce como sumamente estable en ella, sus ratios de base en condiciones de plena comodidad. La anterior «PEE» («Energía») es ahora «PBA» (Argentina»): queda bien.

BUENOS AIRES: “Inician Obras de un Gasoducto” / LA NACIÓN (BUENOS AIRES - ARGENTINA)

Con una inversión estimada de 1800 millones de dólares y un tiempo de realización de tres años, se iniciaron las obras de tendido del gasoducto Juana Azurduy (GJA), que transportará gas natural producido en Bolivia y que empalmará con el Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA) para proveer el insumo a varias provincias.

BUENOS AIRES: “Primera Planta de Bioetanol en Jujuy” / LA NACIÓN (BUENOS AIRES - ARGENTINA)

Ayer se realizó el acto inaugural de la primera planta de producción de bioetanol instalada en la provincia de Jujuy por la empresa Río Grande Energía, en la localidad de La Mendieta, en la zona este. La planta, que se inscribe en el marco del Programa de Biocombustibles impulsado por el gobierno nacional, en una primera etapa tiene asignada la producción de 8,2 millones de litros de alcohol anhidro, que equivaldrá al 5% del total nacional previsto para ese tramo, con posibilidades de ampliarla a 12 millones de litros. El gobernador de Jujuy, Walter Barrionuevo, encabezó el acto.

BUENOS AIRES: “YPF Aumenta su Producción de Crudo” / LA NACIÓN (BUENOS AIRES - ARGENTINA)

La producción de crudo de YPF cerrará este año por encima de los números registrados en 2009, lo que permitiría revertir por primera vez en 12 años la tendencia negativa que se dio a partir de 1998. Asmismo, la petrolera se apresta a iniciar en los próximos meses la exploración off shore en la cuenca de Malvinas. "Tenemos estabilizada la producción de petróleo prácticamente desde comienzos de año y éste va a ser el primer año que no habrá una reducción respecto de la del anterior", dijo el vicepresidente de YPF, Sebastián Eskenazi.

BUENOS AIRES: “YPF Ahora Busca Petróleo en Guyana” / CLARÍN (BUENOS AIRES - ARGENTINA)

YPF aceleró sus plantes para reducir su “riesgo argentino”. La principal petrolera del país ahora busca crudo en Guyana, Colombia y Uruguay. Y apunta a conseguir nuevas áreas en América Latina y del Norte. En mayo pasado, Sebastián Eskenazi -CEO y dueño del 15,4% de la empresa junto a su familia- anunció que pretendía que el 50% de los $ 34.320 millones de ingresos de la petrolera fueran en el exterior: hoy los negocios internacionales suman el 30% de ese total. A partir de ese momento salieron “a la búsqueda de oportunidades”, señalan. Y están cerrando los primeros acuerdos. “Empezamos ya a trabajar en un área off shore de Guyana -señalan fuentes de YPF-. Hicimos el análisis teórico y la sísmica, el año que viene empezamos a perforar los primeros pozos”. Allí van asociados a Repsol y la escocesa Tullow. El de Guyana es el proyecto más avanzado, pero no el único. Hace un mes consiguieron la preadjudicación de otra área off shore, en Los Callos, Colombia, asociados con Repsol y la local Ecopetrol. Están en la etapa de los primeros estudios. Y en enero habían firmado la concesión de un área en Uruguay asociados a Petrobras y la portuguesa GALP. Están haciendo la exploración sísmica. “Esos negocios marcan la tendencia de hacia donde vamos; el objetivo de buscar activos en el exterior es ampliar el horizonte de reservas”, señalan en la empresa. Destacan, sin embargo, los planes de exploración local, que firmaron acuerdos para hacerlo con una docena de provincias (los últimos con Tucumán y Misiones). “Las inversiones aprobadas son de US$ 1.500 millones anuales, incluyendo tanto las que son aquí como en el exterior”, agregan. Ayer, el presidente interino de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas señaló: “Tuvimos reuniones con YPF que tiene interés de explorar en Bolivia ”. En la empresa argentina reconocen su interés por buscar crudo en ese país. Y agregan que en el futuro cercano también intentarán obtener concesiones de áreas off y on shore en Brasil, Estados Unidos y Chile.

BUENOS AIRES: “Por Primera Vez en 12 Años, YPF Aumenta su Producción de Crudo” / INFOBAE (BUENOS AIRES - ARGENTINA)

La producción de crudo de YPF cerrará este año por encima de los números registrados en 2009, con lo que logra revertir por primera vez en 12 años la tendencia negativa que se dio a partir de 1998, adelantó el vicepresidente ejecutivo de la petrolera, Sebastián Eskenazi. "Tenemos estabilizada la producción de petróleo, prácticamente desde comienzos de año y este va a ser el primer año que no va haber una reducción respecto de la del anterior ", dijo Eskenazi a este medio durante la celebración de los primeros 50 años de vida del Club del Petróleo. "Estamos en 48.000 mil barriles diarios de petróleo y esto es así porque invertimos, metimos más tecnología, compramos equipos de última generación", detalló el ejecutivo. Esa mayor cantidad de crudo procede de yacimientos ubicados en Santa Cruz, Chubut, Neuquén, Mendoza. En Mendoza, dijo Eskenazi, "abrimos el frente de Giacanello, que es un yacimiento que que estuvo 10 años sin poder ingresar a producción, y este año lo destrábamos y ya produce petróleo pesado". YPF también encarará su nueva etapa de exploración off shore, retomada ya en 2008 con los proyectos Aurora y Helix, en aguas profundas de la Cuenca de Malvinas, a 289 km. de la costa de Tierra del Fuego. Eskenazi confirmó que "antes de fin de año" YPF iniciará esa exploración de frontera que cuenta con una inversión de 150 millones de dólares. La zona es considerada de alto riesgo geológico debido a que se encuentra a profundidad inicial de 500 metros y una proyección de pozo final de 2.000 metros. La operación estará a cargo de YPF, que tiene el 33,5% de un consorcio que integra con Pan American Energy (33,5%)y Petrobras (33%). La empresa, según el ejecutivo, apuesta fuerte a la exploración para la que "triplica su inversión" respecto de la de 2009, y en ese marco suscribió la semana pasada acuerdos con Tucumán y Misiones para iniciar trabajos de exploración en ambas provincias como parte del plan integral para la búsqueda de hidrocarburos en todo el territorio nacional.

BUENOS AIRES: “Naftas: Moreno Permitirá Nuevas Subas en Octubre” / EL CRONISTA (BUENOS AIRES - ARGENTINA)

El secretario de Comercio Interior, Guillermo Moreno, levantará en octubre el congelamiento en el precio de los combustibles que impuso en agosto. Fiel a su estilo, sin papeles ni documentos mediante, se lo confirmó en persona a un grupo de colaboradores y empresarios de buena llegada al kirchnerismo. Así lo confirmaron a este medio fuentes de trato frecuente con el funcionario. A través de la resolución 295 de Comercio Interior, que se escuda en la Ley de Abastecimiento, creada en 1974, Moreno ordenó retrotraer los valores de las naftas, el gasoil y cualquier otro tipo de combustible líquido a los precios del 31 de julio. En la práctica, sólo Shell debió bajar sus valores de venta, pero el resto de las petroleras -la lista de las más grandes se completa con Esso, Petrobras e YPF- quedó sin chances de aplicar ajustes. Moreno congeló los precios como una medida ejemplificadora. Pero su decisión está en contradicción con decisiones de otras carteras de Estado y con una dinámica de mercado con la que parcialmente estaba de acuerdo el Gobierno, dado que las gobernaciones comenzaron a recibir cada vez más regalías con los aumentos. “El congelamiento de precios complica la mayor utilización de biocombustibles, algo que quiere el Gobierno”, reconoció en estricto off the record un alto empresario del sector, y justificó la marcha atrás de Moreno en ese punto. Sucede que el precio del bioetanol y del biodiesel -se mezclan con las naftas y el gasoil- se determinan por una fórmula que maneja la Secretaría de Energía, a cargo de Daniel Cameron, y aumentó en dos ocasiones desde la entrada en vigencia de la resolución de Moreno. De manera que las petroleras debieron seguir comprando ese insumo sin poder traspasar al usuario final los mayores costos. De acuerdo con los valores que publicó Energía para este mes, la tonelada de biodiesel cotiza a $ 3.532,49 y la de bioetanol a $ 2,953 por litro. Se ubican 5,1% y 2,89%, respectivamente, por encima de los precios de julio. Los biocombustibles son una de las grandes apuestas del Ministerio de Planificación, en manos de Julio de Vido, para aumentar la oferta de nafta, atenuar la falta de gasoil y cuidar la salida de dólares en importaciones. Es por eso que llevó la mezcla de combustibles orgánicos con los tradicionales de 5% a 7%, y espera que ese número llegue a 10% el año que viene.

BUENOS AIRES: “YPF Analiza Buscar Petróleo en Bolivia” / EL CRONISTA (BUENOS AIRES - ARGENTINA)

Ejecutivos de la empresa petrolera estatal boliviana Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), mantuvieron en Buenos Aires reuniones con ejecutivos de YPF para estudiar la posibilidad de que ambas empresas exploren en conjunto yacimientos hidrocarburíferos en el país vecino. La intención de las autoridades bolivianas es ceder a empresas privadas 35 áreas, de acuerdo con un informe divulgado ayer por petrolera estatal boliviana. De hecho, Carlos Villegas, titular de esta compañía, se reunió con sus pares de YPF, quienes le expresaron que la compañía argentina “tiene interés de explorar en Bolivia”. Según los cables difundidos ayer, Argentina requiere gas natural de fuentes externas porque no puede abastecer su demanda interna. “Vamos a esperar que el Gobierno Nacional promulgue un decreto supremo. Probablemente en días más el gabinete apruebe 35 nuevas áreas para YPFB”, señala el presidente interino de la petrolera. Por otro lado, ayer YPF informó que su producción de crudo cerrará este año por encima de los números registrados en 2009, con lo que logra revertir por primera vez en 12 años la tendencia negativa que se dio a partir de 1998. Sebastián Eskenazi, vicepresidente ejecutivo de la empresa, sostuvo que “tenemos estabilizada la producción de petróleo, prácticamente desde comienzos de año y este va a ser el primer año que no va haber una reducción respecto de la del anterior. Estamos en 48.000 mil barriles diarios de petróleo y esto es asi porque invertimos, metimos más tecnología, compramos equipos de última generación‘, detalló el ejecutivo durante la celebración de los primeros 50 años de vida del Club del Petróleo.

BUENOS AIRES: “Jujuy se Suma a las Provincias Productoras de Bioetanol” / EL CRONISTA (BUENOS AIRES - ARGENTINA)

Con un inversión de u$s 2 millones se inauguró una planta de producción de bioetanol en la provincia de Jujuy. Operada por la empresa Río Grande Energía, será la primera planta de alcohol deshidratado para el agregado a los combustibles tradicionales, como es el caso de la nafta. El emprendimiento está ubicado en la localidad de La Mendieta y en una primera etapa tendrá asignada la producción de 8.200.000 litros de alcohol anhidro, que equivaldrá a una producción del 5% del total nacional previsto para ese tramo, con posibilidades de ampliarla a 12 millones de litros. Durante el acto de inauguración -del cual estuvieron presentes el gobernador Walter Barrionuevo; los ministros de Producción, Walter Díaz Benetti; de Hacienda, Hugo Tobchi; de Gobierno, Pablo La Villa y de Infraestructura; Fernando Frías. En el acto, el administrador general de la empresa, Ricardo Sánchez Riera, recordó que los ingenios azucareros tienen “experiencia” en la materia, al referirse al desarrollo del plan alcohonafta que surgió en el norte del país hace dos décadas y que se extendió a 12 provincias y tuvo un éxito temporal. “No triunfó porque no tenía el consenso social suficiente”, afirmó el ejecutivo, según un cable de la agencia Telam. “El paradigma de la sociedad se vio modificada, y lo que quizá ayer no tenía ninguna importancia hoy es un hecho fundamental”, señaló. La Argentina planea producir algo más de 100 millones de litros de bioetanol durante 2010, en un mercado en el cual en breve se sumará un nueva empresa a los ingenios actualmente productores. Se trata de Ledesma que a través de su subsidiaria, Bio Ledesma, tendrá una planta deshidratadora de alcohol en Jujuy con una inversión de 28 millones de pesos. La empresa de la familia Blaquier cuenta con un cupo asignado por el Estado de 49.000 metros cúbicos anuales de alcohol deshidratado, más un cupo adicional, sujeto a aceptación por parte de la compañía, de otros 51.000. Otro ejemplo del interés que despierta la producción de biocombustibles en el país es la inversión que anunció el empresario Eduardo Eurnekian. Aseguró que desembolsará a través de la firma Unitec Bio u$s 70 millones para levantar una planta productora. Esto llega en un momento en el cual la Secretaría de Energía aumentó la proporción de etanol y biodiesel que deben contener los combustibles.

Region Andina: Lo destacado del día 30.09.2010

Chile

Minería del cobre aumentará en 48% consumo de energía en 10 años

La directora de Estudios y Políticas Públicas de Cochilco, Ana Isabel Zúñiga, proyectó también una disminución gradual de la demanda de agua a 2020, debido a una decreciente producción de Chuquicamata y Escondida y a la apertura de una planta desalinizadora en esta última.
En el marco del lanzamiento del libro de Recopilación de Estudios 2009 "Desarrollo Minero: Análisis y Desafíos" en la Universidad Católica del Norte en Antofagasta, la directora de Estudios y Políticas Públicas de la Comisión Chilena del Cobre (Cochilco), Ana Isabel Zúñiga, hizo una presentación titulada “Antofagasta: los desafíos que vienen”, donde aseguró que “para el año 2020 la minería del cobre incrementará su consumo eléctrico en un 48%, que equivaldrán a 27,1 TWH (tera watt hora) de consumo (18,1 TWH en 2010)”.
Según la especialista, también se producirá un mayor equilibrio en el aporte energético entre el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y el Sistema Interconectado Central (SIC), ya que mientras en el 2009 el aporte del SING fue de 63,4% y el SIC 37,2%, develando un margen de 26,2%, en 2020 esta cifra se estrechará llegando a una diferencia de 16,8%. Todo esto calculando un crecimiento promedio del país de 3,6% anual.
Respecto al consumo de agua para la minería del cobre en la Región de Antofagasta, Ana Isabel Zúñiga sostuvo que “la Región congrega la mayor producción de concentrados y cátodos en el país. Situación que se mantendría al 2020. Respecto a los concentrados, entre 2010 y 2014, bajará la demanda de agua fresca y se proyecta producción decreciente por parte de Escondida y Chuquicamata.
Asimismo, en la producción de cátodos de cobre (hasta 2015), la demanda de agua se mantendría constante respecto al nivel de demanda actual. El mayor productor en este período sería Codelco Norte Óxidos (Mina Sur de Chuquicamata y RT), seguido por Escondida con operaciones Lixiviación de Sulfuros y Escondida Pilas. En tanto, RT lideraría la demanda en agua para el período, seguido por Escondida Lixiviación de Sulfuros. A partir del 2016 se prevé una disminución en la demanda de agua, esto debido a la menor producción de RT, cierre de algunas faenas (Mina Sur de Chuquicamata y Mantos Blancos Hidro) y apertura de una planta desalinizadora de Escondida a partir del año 2016.

Proyecto hídrico de Endesa enfrenta demanda por derechos de agua

La sociedad Ingeniería y Construcción Madrid busca anular el derecho de agua dado a la eléctrica para la central Neltume.
El segundo mayor proyecto hidroeléctrico de la generadora Endesa enfrenta dos demandas por derechos de agua. Se trata de Neltume, que consiste en una central hídrica de pasada (sin embalse) que tendrá 490 MW de capacidad instalada y que supone una inversión de US$ 732 millones.
La iniciativa -que está en preparación de su estudio ambiental- se localizará en la comuna de Panguipulli, Región de Los Ríos, en la zona comprendida entre los lagos Pirihueico y Neltume, cercana a las localidades de Neltume y Puerto Fuy.
Pero el proyecto enfrenta una oposición en el terreno legal. El 24 y 26 de mayo, la sociedad Ingeniería y Construcción Madrid, ligada al ingeniero civil y empresario Manuel Madrid Aris, presentó en el Décimo Noveno Juzgado Civil de Santiago, dos demandas de nulidad de derecho público contra Endesa y la Dirección General de Aguas (DGA), acciones patrocinadas por el abogado Manuel Bravo.
Las acciones legales buscan dos objetivos: anular el derecho de aprovechamiento de agua otorgado a la eléctrica y dejar sin efecto el traslado del punto de captación -lugar donde se extraen las aguas- autorizado por la DGA, desde el lago Pirihueico al lecho del río Fuy.
La demandante argumenta que el derecho de aprovechamiento de agua otorgado a Endesa en marzo de 2000 es ilegal, porque "se concedieron derechos sobre aguas del lago Pirihueico, considerando que el Código de Aguas dispone que las aguas lacustres o embalsadas no son objeto de derechos eventuales, por cuanto son aguas detenidas". Señala, además, que a Endesa se le concedió un caudal de agua muy superior al volumen solicitado.
También explica que el traslado del punto de captación otorgado a Endesa en noviembre de 2009 amenaza los derechos de agua que tiene Ingeniería y Construcción Madrid en el río Fuy, "los que nunca podríamos ejercer de ninguna forma. (...) Con bastante anterioridad a la petición de traslado de Endesa, Ingeniería y Construcción Madrid solicitó, en abril de 2006, tres derechos de agua en el río Fuy", dice la demanda.
Respecto de los efectos de este litigio en Neltume, fuentes de Endesa explicaron que esta es una disputa judicial entre privados y que han revertido otras oposiciones. Recuerdan que durante cuatro años enfrentaron a 70 empresarios liderados por Víctor Petermann, que se oponían a Neltume. El litigio concluyó a fines de 2009 tras un acuerdo entre las partes.

Gerente general, Pedro Litsek: "Como está hoy, Castilla cumple con todas las normativas"

El ejecutivo negó que estén buscando socios para el proyecto térmico.
El complejo termoeléctrico Castilla, que se planea construir en la Tercera Región y que hoy enfrenta la oposición de las comunidades locales, no tendrá modificaciones tecnológicas. Así lo aseguró Pedro Litsek, gerente general de MPX Chile, la eléctrica que impulsa el proyecto de Eike Batista. La iniciativa -que se planea instalar en el sector costero de Punta Cachos, a 80 kilómetros de Copiapó- tendrá una capacidad de 2.354 MW y una inversión de US$ 4.400 millones.
"Castilla, como está hoy, es un proyecto que cumple con todas las normativas. No hay necesidad de cambio de tecnología para cumplir con la norma", indica el ejecutivo. Agrega que "lo que ocurrió en este proyecto es un error grosero de la Seremi de Salud anterior, que calificó el proyecto como contaminante. Ante este error grosero, hubo un cambio de calificación del seremi de Salud Raúl Martínez (hoy renunciado), que entendió dónde estaba el error y cambió su pronunciamiento", dice.
Pero ese cambio de calificación fue catalogado como ilegal por la Corte de Apelaciones de Copiapó. La empresa recurrió a la Suprema y confía en que les irá bien en esa apelación. "No creo que la Suprema ratifique el fallo, porque si hay un error en un proceso de calificación ambiental debe haber formas de corregir ese error. La forma como se hizo el cambio es adecuada", dice Litsek.
El ejecutivo descartó la incorporación de socios al proyecto. "En este momento no pensamos en tener un socio, dado que no tenemos los permisos. A cualquier socio de un proyecto le gustaría tener los permisos aprobados", dice Litsek. También desecha reubicar el proyecto. "No tiene sentido. Punta Cachos es una localidad ideal para la instalación de una central", dice.

Anuncian recurso de protección contra construcción de Central Laja

Con el fin de paralizar temporalmente las obras, familias de Puente Perales anunciaron la presentación de un recurso de protección con una orden de no innovar contra la central hidroeléctrica Laja, de la VIII Región. La acción judicial será patrocinada por el abogado Raúl Meza.
Las obras de la hidroeléctrica se iniciaron en el segundo semestre de 2009 y, según los vecinos, éstas provocan daños patrimoniales y morales a los propietarios de las viviendas de aquella localidad. Además, alegan que la empresa no ha cumplido con los beneficios que prometió a la comunicad de Puente Perales al momento de iniciar las obras, como la creación de un balneario para las familias, terrenos para sede sociales y construcción de plaza pública.
La obra es ejecutada por la sociedad formada entre empresas Suez Energy y Alberto Matthei e Hijos Ltda., que contempla usar las aguas del río Laja para instalar una planta de 25 megawatts.

Shell califica como inconveniente que Copec mantenga o adquiera activos de Terpel Chile

Como altamente inconveniente calificó la distribuidora de combustibles Shell, la posibilidad que Copec concrete la adquisición y mantención de la propiedad de Terpel Chile, tras tomar el control de la colombiana Organización Terpel.
En el proceso de consulta abierto el pasado 11 de agosto por el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC), en el marco del proceso iniciado por Copec, tras la compra y que tiene como "efecto indeseado" la adquisición de los activos de la distribuidora de combustibles en el país.
Shell es la primera entidad que envía su opinión al TDLC, considerando que el organismo solicitó al Sernac, al Ministerio de Energía y a otras empresas del sector como ENAP, Petrobras y JLC, aportar antecedentes en la causa.
El documento enviado al tribunal por Alan Sherwin, y Juan Eduardo López, gerente comercial y gerente legal de Shell Chile, respectivamente, en su calidad de distribuidora y competidora de Copec, "considera altamente inconveniente la adquisición y mantención por parte de esta última, ya sea en forma directa o indirecta, de la propiedad o de las operaciones de la empresa Terpel en nuestro país, toda vez que ello implica aumentar aún más la actual concentración existente en el mercado de la distribución de combustibles líquidos".
Además, la compañía controlada por la anglo-holandesa Royal Dutch Shell precisa que bajo ninguna circunstancia debe excederse el plazo de dos años propuesto por Copec para la venta de Terpel Chile, considerando que, de acuerdo a la experiencia, "a medida que pasa el tiempo, las medidas para mantener la operación independiente tienden a relajarse". Agrega que la enajenación debe ser total y debe producir la desvinculación absoluta entre ambas empresas.
A lo anterior, se suma el que, a la fecha de la desvinculación, ambas empresas deben operar en forma "absolutamente independiente" en lo comercial y administrativo. "Durante dicho período no debería efectuarse acto o contrato alguno que implique la disminución de participación de mercado de Terpel en Chile a favor de Copec, debiendo Terpel seguir con su política de inversiones, de la misma manera que se desarrollaba antes de la toma de control".
Información comercial
Otra solicitud de la compañía dice relación con que se extremen las medidas para impedir el intercambio de información comercial entre ambas empresas, a contar de emitida la opinión al tribunal y hasta, por lo menos, un año de producida la desvinculación definitiva, la que incluye la determinación de no realizar traspaso tanto de clientes -especialmente industriales- como de estaciones de servicio entre las dos firmas.
Lo mismo se considera para el traspaso de estaciones de servicio que hayan sido parte de la red de la otra empresa o de clientes que hayan sido abastecidos.

Shell acude a la Fiscalía Nacional Económica por venta directa de combustibles por parte de Enap

El gerente general de la estatal, Rodrigo Azócar, se reunió ayer con el fiscal Felipe Irarrázabal, pero descartó relación entre esta cita y la petición de la anglo-holandesa.
La decisión de Enap de vender combustible en forma directa a clientes industriales no dejó indiferente a las distribuidoras, y Shell fue la primera en reaccionar, acudiendo a la Fiscalía Nacional Económica (FNE).
El viernes pasado, el fiscal Felipe Irarrázabal recibió al presidente de la anglo-holandesa en Chile, Rodrigo Infante.
Conocedores de la audiencia dijeron que el ejecutivo consultó al ente antimonopolios por la nueva política de Enap, que a fines de agosto comenzó a venderle diésel a la eléctrica Colbún.
A través de una carta -de carácter reservado- Infante pidió que la FNE determine si la estatal puede intervenir en la distribución a usuarios finales.
Un cercano a la compañía, cuyos activos locales están en venta, precisó que ésta busca tener certeza respecto del alcance de este rol de Enap y así "prepararse ante el nuevo escenario de mercado".
En paralelo, ayer, el gerente general de Enap, Rodrigo Azócar, también se reunió con el fiscal Irarrázabal.
Tras la audiencia, el ejecutivo descartó que ésta se relacione con la solicitud de Infante.
"Queríamos explicarle al fiscal varios temas, porque hay muchas materias que están girando en torno a Enap, como la venta de combustibles en la Región Metropolitana versus regiones y otros en que tenemos argumentos sólidos para mostrar que no hemos discriminado", dijo.
Mercado industrial
El segmento industrial al que ingresó Enap con la venta a Colbún está constituido por mineras, forestales, empresas pesqueras, generadoras eléctricas y otras industrias, y es un negocio relevante para las distribuidoras de combustibles. De hecho, en 2009, de acuerdo con cifras entregadas por Copec al Tribunal de la Libre Competencia, estos volúmenes representaron el 65% de las ventas de combustible del rubro.
De allí que los privados estén expectantes respecto de la participación de Enap, tanto en el segmento industrial como, eventualmente, en el minorista (estaciones).
Hace unos meses, en entrevista con "El Mercurio", Lorenzo Gazmuri, gerente general de Copec Combustibles, señaló, respecto de un eventual ingreso de Enap al negocio de estaciones de servicio: "Cualquier compañía privada siempre prefiere competir con entes privados, porque tenemos las mismas reglas del juego, las mismas espaldas, y si ellos entraran, sería un escenario nuevo".
En agosto, el presidente de Terpel Chile, Carlos Rocca, comentó que estas ventas directas de Enap no le parecen naturales. "Si tienes un único proveedor que tiene una posición especial en el mercado, no parece natural que compita con sus propios clientes", manifestó.

300 empleados saldrían de petrolera estatal en Magallanes

Estas desvinculaciones serían parte del plan de retiro que aplicará Enap.
En la región de Magallanes se concentraría buena parte del plan de retiro que la Empresa Nacional del Petróleo (Enap) aplicará en el marco de un paquete de medidas para superar la compleja situación financiera que enfrenta.
Esto, porque cerca 300 de los más de 500 trabajadores que serán desvinculados por esta vía, corresponderían a esta filial de la petrolera estatal ubicada al sur del país.
Así lo indicó ayer Miodrag Marinovic, diputado independiente por dicha zona, quien añadió que la Comisión de Minería y Energía de la Cámara Baja aprobó citar al gerente general de la petrolera, Rodrigo Azócar, para que explique en detalle la iniciativa, que fue aprobada por el directorio a fines de agosto.
Por su parte, ayer, los trabajadores de Enap en la XII Región, donde se concentran 1.109 de los 3.380 empleados que integran la dotación de la firma, manifestaron su rechazo al plan de egreso y se declararon en alerta, mientras definen las acciones a seguir para contrarrestar esta decisión.
Alejandro Avendaño, presidente del Sindicato Enap Magallanes, dijo que las pretensiones de la administración no se detienen con el plan de despido. "Sabemos que este es el preludio de otras medidas que la administración buscará implementar para desmantelar la empresa", aseguró.
El dirigente agregó que los trabajadores reconocen la realidad crítica que enfrenta Enap, pero que "este plan de despidos disfrazado no soluciona los verdaderos problemas de fondo de la empresa".


Latinoamérica enfrenta necesidad de inversión en energía

La secretaria mexicana de Energía mexicana, Georgina Kessel, dijo ayer que los países latinoamericanos deberán invertir unos US$ 53.000 millones en la próxima década para satisfacer la demanda del sector, que crecerá 1,4% anual.
En el marco de la inauguración del Foro de Eficiencia Energética en la capital mexicana -hecho que consignó agencia EFE-, la funcionaria explicó que entre las opciones está reducir el consumo energético y precisó que una disminución del 10% significaría invertir "tan sólo US$ 16.000 millones".
La ministra indicó que ésta es una diferencia "muy importante", por lo que los países deben "llevar a cabo las acciones en materia de eficiencia energética", agregando que estas medidas también ayudan a reducir los efectos del cambio climático que ya "son una realidad".
Agregó que el ahorro permitiría destinar recursos necesarios para que más personas accedan a la electricidad en la región.

Peru


MEM retrocede y posterga la venta de gasohol en Lima

SERÁ OBLIGATORIA RECIÉN DESDE JUNIO DEL 2011.
Argumenta que no hay suficiente producción de etanol. Minag tiene otra opinión. Mientras que los industriales están mortificados por esta decisión.
El Ministerio de Energía y Minas (MEM) postergó la obligatoriedad del uso del gasohol (gasolina con 7.8% de alcohol carburante o etanol anhidro) hasta el mes de junio del 2011, para los departamentos en donde aún no se ha iniciado su aplicación, como Lima y la Provincia Constitucional del Callao, Ica, Huancavelica, Ayacucho, Apurímac, Cusco, Arequipa, Puno, Moquegua y Tacna.
La obligatoriedad del uso del gasohol estaba prevista para el primero de octubre próximo. Esta es la segunda vez que se posterga la puesta en vigencia de esta norma para Lima. La norma primigenia obligaba el uso de este combustible desde enero del 2010, luego se postergó hasta el primero de octubre del 2010.
¿Por qué se posterga? Según el MEM, de las experiencias recogidas de los departamentos donde la venta ya es obligatoria (Piura, Lambayeque, Tumbes, Cajamarca, La libertad, Áncash, Huánuco, Pasco y Junín), la implementación del gasohol genera dificultades de orden técnico, como es el hecho de la reducida cantidad de empresas que brindan el servicio de mantenimiento y limpieza de tanques de almacenamiento de combustibles líquidos a nivel nacional.
Además, el MEM señala que a la fecha no existe suficiente producción nacional de etanol para abastecer los requerimientos del gasohol en Lima y Callao y los otros departamentos.
El viceministro de Energía, Daniel Cámac, afirmó que se requieren 10,000 metros cúbicos de etanol para abastecer los departamentos que aún no han iniciado su aplicación. "Actualmente la producción nacional de etanol es de 5,500 metros cúbicos", precisó en el programa Pulso Empresarial.
HAY SUFICIENTE ETANOL.
Sin embargo, el Ministerio de Agricultura (Minag) negó que haya escasa producción del referido carburante para abastecer el mercado interno. "Yo creo que tenemos la suficiente capacidad para producirlo", afirmó el titular del sector, Rafael Quevedo.
Otra fuente del Minag afirmó que para producir el volumen de etanol que se requiere para mezclar con la gasolina (7.8% de etanol y 92.2% de gasolina) se necesitan 10,000 hectáreas de caña de azúcar, y Perú ya cuenta con ese nivel de siembra. En ese sentido, indicó que el MEM habría decidido prorrogar la puesta en vigencia de la norma, sin coordinar previamente con el sector Agricultura.
Por su parte, la industria local de etanol está mortificada con esta nueva postergación, más aún cuando faltaban solo tres días para la puesta en vigencia de la norma. Además, una fuente del sector coincidió con el Minag e indicó que es falso que no haya suficiente producción peruana de etanol para abastecer el mercado interno.
PARA RECORDAR.
¿CAMBIO EN LAS REGLAS DE JUEGO?
Agrícola del Chira, empresa del Grupo Romero, encargada del proyecto Caña Brava, se estaba preparando para atender la mayor demanda de etanol que se originaría con el ingreso de Lima como mercado para el gasohol a partir del 1 de octubre próximo (Gestión 20.04.2010). El mes pasado, Juan Llosa, gerente de Caña Brava, anunció a Agraria.pe, que proveerán 6,000 m3 de etanol al mes a las empresas distribuidoras de gasolina, como Petroperú y Repsol.
OPINIONES.
"No estamos postergando el tema (el uso del gasohol), estamos introduciendo el tema… pronto se usará en todo el Perú".
Antonio Brack. Ministro del Ambiente.
"En cada zona tenemos que impulsar el uso del gasohol de acuerdo a las realidades y la existencia de infraestructura".
Jorge Villasante. Ministro de la Producción.

Tres plantas eólicas y tres solares operarán en 2012

DESPLIEGUE. CON UNA CAPACIDAD DE GENERACIÓN DE 200 MEGAVATIOS, INFORMÓ EL MEM.
Este tipo de iniciativas se incrementará en el mediano plazo. El proyecto Huaycoloro usará la basura para generar electricidad.
A partir de 2012 empezarán a operar seis plantas de energía renovable con una capacidad de generación de 200 megavatios (Mw), de las cuales tres serán eólicas y tres solares, sostuvo el director general de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas (MEM), Ismael Aragón.
“Los tres parques eólicos contarán con una capacidad total de 120 Mw y serán distribuidos a lo largo del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), mientras que los tres proyectos solares tendrán 80 Mw”, precisó.
Comentó que las plantas eólicas se ubican en la zona norte del país, en Piura y Talara (Piura), mientras que las de energía solar están en la zona sur, en Ilo (Moquegua), Arequipa y Tacna. “La construcción de una planta eólica de 20 Mw costaría alrededor de 40 millones de dólares, mientras que una planta solar podría costar el doble”, puntualizó.
Sostuvo que este tipo de proyectos se incrementarán en el mediano plazo, impulsados por la Ley de Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad con el Uso de Energías Renovables. “Además, la ley que rige en este momento establece que cada dos años en promedio se puede convocar a subastas, al margen de lo que haga la inversión privada”, manifestó.
Explicó que, a principios de este año, el MEM llevó a cabo una subasta para el suministro de electricidad con energías renovables, sistema que otorga un incentivo económico financiero a las empresas que deseen desarrollar un proyecto de este tipo.
Indicó que el MEM también consiguió el desarrollo del proyecto Huaycoloro (Lima), que es una planta que utilizará basura para generar electricidad, además de varios proyectos hidroeléctricos pequeños.

Colombia

Imparable la Inversión Extranjera; a septiembre llegó a US$6.714 millones

Para el sector de la minería, hidrocarburos y petróleo han ingresado alrededor de US$5.598,7 millones en los nueve primeros meses del año. Paute Fácil›Anuncie Aquí MBA en Desarrollo Local y Municipal Primer MBA Online Español en el Ranking mundial de Financial Times
Aprovechando las gabelas tributarias aprobadas por el Gobierno y con el incentivo de los altos precios internacionales, la inversión extranjera sigue llegando en altos volúmenes especialmente para desarrollar programas mineros, hidrocarburos y petróleos.
Un reciente informe del Banco de la República muestra que con corte a la primera semana de septiembre, al país ha ingresado alrededor de 6.714,2 millones de dólares de Inversión Extranjera Directa (IED). De esta cantidad, al menos 5.598,7 millones de dólares han fortalecido el sector minero, hidrocarburos y petróleo.
Los beneficios tributarios que han permitido la abundante presencia de dineros externos en el sector de la minería y la actividad de petrolera, significan un costo fiscal superior a los 3,8 billones de pesos, por concepto de la deducción por inversión en activos fijos.
El informe del Banco de la República muestra que en todo el año pasado por Inversión Extranjera Directa, el país recibió alrededor de 6.922,4 millones de dólares, cifra que está próxima a ser superada si se mantiene el ritmo de ingresos de dineros externos.
En 2009, el sector de la minería y los hidrocarburos fue fortalecido con 6.818,8 millones de dólares, según precisa el informe del banco central.
Comparando los ingresos externos entre 2009 y 2010 al mes de septiembre, el informe revelado por el Banco de la República muestra que mientras la Inversión Extranjera Directa en los primeros nueve meses del año pasado fue de 5.694,2 millones de dólares; para un año después, en el mismo período había ingresado 6.714,9 millones de dólares.
En los primeros nueve meses de 2009, llegaron para el sector minero, hidrocarburos y petróleo cerca de 4.859,1 millones de dólares, y para similar periodo de 2010, el monto registrado fue de 5.598,7 millones de dólares.
Enfermedad holandesa
El hecho de que esté llegando tanta Inversión Extranjera Directa para el sector minero, olvidando a otros sectores de la economía tiene preocupado a los analistas y algunos miembros del Gobierno, lo mismo que a alguno de los codirectores del Banco de la República.
Analistas consultados por Elespectador.com coinciden en que el primer efecto de la llegada de este alto volumen de recursos es la apreciación del peso y luego la presencia en la economía de la llamada enfermedad holandesa (proceso en el cual una economía percibe una inundación súbita de recursos financieros proveniente de un bien natural).
En lo corrido del año la revaluación del peso se encuentra en un nivel cercano a 11,8%, mientras que en los últimos 12 meses se ubica por el orden del 6,4%.
En cuanto a la presencia de la enfermedad holandesa, el codirector del banco central, Carlos Gustavo Cano admite que en la medida en que las entradas de capital destinadas a la minería predominen sobre el resto de sectores, y, como resultado, en que de la misma forma y proporción evolucionen sus exportaciones, se provocan fuertes presiones sobre la revaluación del peso. Y el consiguiente debilitamiento de la competitividad de los sectores transables como agro e industria.
"Esto es la llamada ‘enfermedad holandesa'", dice con seguridad Carlos Gustavo Cano, apartándose del concepto de la mayoría de miembros del cuerpo colegiado que dirigen la política monetaria desde el banco emisor.
Pero no todo es malo, pues una mayor producción y exportación de minerales tendrá un impacto significativo no sólo sobre las cuentas fiscales, por su mayor contribución en el impuesto a la renta, dividendos de Ecopetrol y regalías, sino también sobre la balanza comercial del país.
Informes indican que por cuenta de los ingresos generados por Ecopetrol, represenados en impuesto de renta y los dividendos que debe pagar la petrolera a la Nación, el Gobierno vería incrementados sus ingresos en cerca de 7,4 billones de pesos para el próximo año.

En regalías, mucha plata y poca obra; petróleo le ha dejado al Meta cerca de $600.393 millones

Esa cifra supera en 23 por ciento lo que recibió en todo el 2009, cuando los ingresos por petróleo sumaron 486.451 millones de pesos.
Los datos se desprenden de un informe de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), que será expuesto mañana en una audiencia de rendición de cuentas de la entidad y en la que se presentan los datos más actualizados sobre el giro de regalías provenientes de la producción de crudo y gas.
En total, la producción de petróleo en Colombia generó en siete meses más de 2,8 billones de pesos en regalías, mientras, entre enero y diciembre del 2009, los recursos sumaron 3,7 billones de pesos.
En el caso del Meta, aunque es el departamento que más petróleo produce y, en consecuencia, el que más plata recibe por ese concepto, hay un sabor agridulce, pues el municipio que más riqueza le genera, Puerto Gaitán, enfrenta a la fecha una suspensión provisional del giro de sus regalías por orden de Planeación Nacional.
El municipio, además de no suministrar la información que establece la Ley para ejercer control y vigilancia sobre el uso de los recursos, tiene un manejo irregular de la cuenta única de regalías, según un reporte de la Interventoría Administrativa y Financiera (IAF), de Planeación Nacional.
Ahora, tanto Meta como Casanare, e incluso Arauca, en donde está la cuenca de los Llanos Orientales, gozan de tener los campos más productores del país. En el primer departamento está el campo Rubiales (próximo a Puerto Gaitán y operado por Pacific Rubiales), cuya producción promedio, a junio, fue de 116.277 barriles por día. La cifra dobla la producción del campo Castilla, también en el mismo departamento y operado por Ecopetrol, que alcanzó una producción promedio de 53.858 barriles por día.
Le siguen, por volumen de producción, el campo de Caño Limón con 42.488 barriles, ubicado en Arauca y operado por Occidental de Colombia; Castilla Norte (también de Ecopetrol y situado en el Meta), con 39.386 barriles y Cupiagua, en Casanare y operado por BP, con 34.599 barriles.
Así se liquidan
Según el director de la ANH, Armando Zamora, la entidad a su cargo es la encargada de recaudar las regalías en especie provenientes de la producción petrolera y gira a los entes territoriales correspondientes, exatamente lo que el Ministerio de Minas y Energía liquida, de acuerdo con un procedimiento establecido en la Ley. "Cuando nos llega la liquidación del Ministerio tenemos 10 días para girar la plata a los entes territoriales", afirmó.
Agregó que si se suspende el giro de regalías por orden de Planeación Nacional no hay lugar a rendimientos financieros para los entes territoriales, un asunto que ha sido objeto de consultas jurídicas, acciones populares y demandas. "La Agencia no puede decidir de manera autónoma a dónde gira los recursos de regalías, tenemos una función muy limitada por el decreto 1770", explicó.
Excedentes están en TES
Los giros suspendidos, así como los excedentes fi- nancieros por regalías, están en TES y al final del año los recursos quedan a disposición del Consejo Superior de Política Fiscal (Confis) para que sea esta instancia la que disponga de los mismos.
"No se les reconocen intereses (a los entes que están suspen- didos), porque no hay ninguna norma que se los conceda", explicó el director de la ANH, Armando Zamora. Hace dos semanas, el senador José David Name se quejó de que la ANH usa los ren- dimientos de regalías congeladas a departamentos y municipios.
El 90% de los giros va para cinco departamentos
Una alta concentración de los recursos por regalías, sin que eso signifique mayores beneficios para la población, es una de las conclusiones del informe sobre Desempeño fiscal de los entes territoriales durante el 2009, presentado por el director de Planeación Nacional, Hernando José Gómez.
Las gobernaciones de Casanare, Arauca, Meta, Guajira y Cesar recibieron el 90 por ciento del total de las regalías que van a los departamentos, según estimó el director de Planeación.
La brecha en la asignación de estos dineros es descomunal, y es precisamente lo que pretende corregir el proyecto de Acto legislativo para reformar las regalías y distribuirlas entre todos, aunque no sean productores de petróleo ni mineros. Según el informe, Magdalena, Guainía, Atlántico, Quindío, Valle, Caldas y Nariño recibieron cero pesos de este rubro durante la vigencia fiscal 2009.
El hecho de no tener estos ingresos no impidió que departamentos como Valle y Atlántico se ubicaran en los primeros lugares del ranking de desempeño fiscal que hizo el DNP y que califica según el manejo que se le haya dado a las finanzas públicas.
De acuerdo con lo expresado por Gómez, en el 2009 se registró una caída en los ingresos por regalías, que pasaron de 4,5 billones en el 2008 a 4,0 billones de pesos en el 2009. "Esto se debió a los efectos de la crisis internacional, lo que coincidió con el bajo precio del petróleo en ese año", indicó.
No obstante, estos recursos siguieron siendo significativos, pues, según el ranking municipal, los ingresos por regalías por habitante en La Jagua de Ibirico (Cesar), representaron la no despreciable cifra de 3,4 millones de pesos por habitante. Le siguieron Castilla la Nueva (Meta), con 3,3 millones por habitante.
Otro de los datos anotados en el informe concluye que no todos los que reciben altas cifras en regalías obtienen bajas calificaciones en el manejo de sus finanzas. El Director de Planeación destacó el caso de Monterrey (Casanare), que está entre los primeros 10 municipios con alto desempeño fiscal (ocupó el puesto número 8). En contraste, está Puerto Gaitán, que recibe regalías por 2,7 millones de pesos por habitante y se ubicó en el puesto 45 del ranking.

Ecopetrol y Anadarko hallaron hidrocarburos en Brasil

Anadarko, una de las mayores petroleras independientes de Estados Unidos, halló hidrocarburos en un bloque mar adentro en Brasil del que es operadora, asociada con Ecopetrol.
Se trata del primer hallazgo en un bloque exploratorio en el exterior para la empresa colombiana, inmersa en un plan de expansión que contempla inversiones por unos 80.000 millones de dólares entre el 2011 y el 2020.
Ecopetrol reveló en un comunicado que Anadarko, como operadora del bloque petrolero BM-C-29 en la cuenca de Campos, "probó la presencia de hidrocarburos en el pozo Itaúna".
Ecopetrol, a través de su filial en Brasil, es socio de Anadarko con una participación del 50 por ciento, precisó la información enviada a la Superintendencia Financiera, el regulador bursátil y financiero del país.
"Hasta la fecha no se dispone de más información", dijo Ecopetrol al advertir que estimaciones y desarrollos futuros estarán sujetos a los datos adicionales que se obtengan en las labores de exploración.
El pasado primero de septiembre, Anadarko anunció que había descubierto indicios de petróleo en un bloque que opera en la cuenca de Campos, en un consorcio con Devon, IBV de Brasil y SK Corporation.

Fitch ratificó calificación “AAA” de Ecopetrol tras plan de expansión

La calificación se refiere a un programa de emisión de bonos ordinarios por un billón de pesos de la petrolera estatal, que forma parte de su plan de expansión de 80.000 millones de dólares para ejecutar entre el 2011 y el 2020.
El plan de Ecopetrol, anunciado en julio pasado, busca llevar la producción de hidrocarburos de la compañía a 1,3 millones de barriles de petróleo equivalente en el 2020, desde los casi 600.000 barriles registrados al primer semestre del 2010.
"Las obligaciones calificadas en esta categoría representan la máxima calificación asignada por Fitch de Colombia, en su escala de calificaciones doméstica", dijo Fitch.
La calificadora afirmó que Ecopetrol mantiene un fuerte perfil crediticio, con un Ebitda consolidado (utilidades antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones) de 8,4 billones de pesos y una deuda total consolidada de 6,5 billones de pesos.
"Ecopetrol mantiene una sólida posición de liquidez, con la que cubre sus obligaciones financieras y las necesidades propias del negocio", puntualizó Fitch.

Ecopetrol debe incorporar 6.000 millones de reservas petroleras para alcanzar meta

El programa de inversiones supera los 80.000 millones de dólares que serán ejecutados desde 2011.
Ecopetrol planea financiar su programa de inversiones mediante la generación interna de recursos, emisión de deuda así como con una posible oferta de acciones, lo que reducirá la participación del Gobierno en la empresa al mínimo del 80% permitido, revela informe.
Dice el informe de la firma calificadora Fitch Ratings que con el fin de cumplir con su estrategia de crecimiento, Ecopetrol tiene un programa de inversiones de capital desde 2011 hasta 2020 por cerca de 80.000 millones de dólares, que arranca desde este año con 6.900 millones de dólares.
Precisa el informe que para que la compañía petrolera colombiana alcance la meta de producción de 1,3 millones de barriles de petróleo por día (boepd), debe incorporar alrededor de 6.000 millones de reservas en los próximos diez años, lo que implica un esfuerzo importante en actividades de exploración y desarrollo de reservas.
La razón de reposición de reservas y descubrimiento de reservas es de gran importancia para que la compañía pueda cumplir con los objetivos trazados y así mismo mantener su perfil crediticio, destaca la calificadora de riesgo Fitch Ratings.
El estudio destaca que Ecopetrol mantiene una sólida posición de liquidez, con la que cubre sus obligaciones financieras y las necesidades propias del negocio.
Recuerda que a junio de 2010, la empresa mantenía 3,4 billones de pesos en efectivo, con los cuales cubría el 100% de sus obligaciones de corto plazo.
Entre las expectativas de la compañía se encuentra un plan de inversiones por medio de la generación interna de caja, emisión de deuda (parte con una emisión local de 1.000.000 millones de pesos) y una oferta pública de acciones, lo que incrementaría el capital flotante de la empresa al 20%, explica Fitch Ratings.
En mayo de 2009 la compañía adquirió un crédito sindicado por dos billones de pesos a siete años en moneda local y emitió bonos por valor de 1.500 millones de dólares en el mercado de capitales internacional, recuerda el informe de la calificadora.
Advierte el estudio que en el futuro, debido a la alta política de dividendos y al importante plan de inversiones, se espera que el flujo de caja libre de la compañía sea negativo al paso que la deuda podría aumentar de manera significativa.
Reservas de la petrolera
La empresa mejoró significativamente la reposición de reservas en 2009, pasando a 359% de un promedio de 68% en los últimos tres años, indica el informe de la calificadora de riesgo.
La vida de las reservas es aproximadamente 9,9 años a diciembre de 2009, precisa el informe que admite que la petrolera colombiana planea aumentar la producción de crudo a un millón de barriles diarios en 2015 y a 1,3 millones de barriles por día para 2020.
En el primer semestre de este año la producción promedio diaria fue de 589.000 barriles. De igual forma, la empresa espera incrementar la capacidad de refinación a 420 mil barriles por día de 335 mil barriles que tienen actualmente.
La firma calificadora considera que estas metas son agresivas y que su logro implica retos para la compañía si pretende mantener sus métricas crediticias objetivo. Estas incluyen apalancamientos por debajo de 2,0 veces EBITDA, la cobertura de intereses por encima de 5,0 veces EBITDA y la razón de Deuda / Reservas Probadas sea aproximadamente de 4,5 dólares por barril.
El informe de la calificadora fue conocido tras la decisión de otorgar la calificación "AAA (col)" a los Bonos Ordinarios Ecopetrol S.A hasta por 1.000.000 millones de pesos, con perspectiva estable.
Ecopetrol descubre petróleo en Brasil
Al caer la tarde de este martes, Ecopetrol informó en un comunicado que en cumplimiento de la normatividad de la Agencia Nacional del Petróleo de Brasil (ANP), entidad reguladora del sector de hidrocarburos de ese país, el operador del bloque BM-C-29, la empresa Anadarko, informó que probó la presencia de hidrocarburos en el pozo Itaúna, en el cual Ecopetrol, a través de su filial en Brasil, es socio con una participación del 50%.
Hasta la fecha no se dispone de más información. Estimaciones y desarrollos futuros estarán sujetos a los datos adicionales que se obtengan durante las labores de exploración que se desarrollarán en el bloque durante los próximos meses

Ecuador

Gaspetsa: la Armada conoció el contrato

Gaspetsa informó mediante un comunicado que la administración naval en Petroecuador conoció de la elaboración y despacho de combustible para pesca artesanal en Esmeraldas, que realizaba la compañía.
En el texto, el gerente de Gaspetsa, Cristóbal Torres, manifestó que en marzo del 2008 el capitán de navío, Fabián Rueda, vicepresidente y representante legal de Petrocomercial de la época, visitó la planta de la empresa en Esmeraldas junto con técnicos y autoridades de la ex filial.
En esa visita se les explicó sobre el proceso de elaboración de la gasolina y se analizó la estructura de costos, señaló Torres.
“Ante la pregunta de cuántos eran socios de la compañía, al capitán Rueda le informé que la integraban cerca de 1300 socios entre trabajadores y ex trabajadores del sistema Petroecuador”.
Tras la visita, Rueda habría nombrado una comisión para analizar la demanda de gasolina de pesca artesanal y los beneficios del contrato para el Estado.
Tras la evaluación, Torres dijo que fue convocado a una reunión en la Vicepresidencia de Petrocomercial donde Rueda preguntó “si podía incrementar la producción, por cuanto veía una buena posibilidad de aumentar las ganancias al Estado ampliando el consumo a otros sectores”.
Este es un argumento de la compañía para sostener que la ex filial de Petroecuador conocía desde hace más de dos años de la existencia de Gaspetsa y del origen de sus accionistas.
El presidente esta empresa, Juan Velasco, sostuvo que de encontrarse una causal para el visto bueno de los empleados de Petroecuador que eran accionistas de Gaspetsa, el trámite debía presentarse en un máximo de 30 días después de la visita a la planta y no transcurridos dos años, cuando la acción estaría prescrita.
Este Diario intentó comunicarse a los celulares del ex presidente de Petroecuador, contralmirante Luis Jaramillo; y del ex vicepresidente de Petrocomercial, Carlos Rivera, pero no tuvo respuesta.
El contrato entre Petroecuador y Gaspetsa sigue vigente aunque la petrolera estatal no ha entregado a la compañía desde hace dos semanas la nafta de bajo octanaje y los lubricantes para la elaboración de combustible.
En las oficinas de Petroecuador y sus ex filiales se realizaron ayer cerca de 50 audiencias de descargo de los empleados que tenían acciones de Gaspetsa.
Carla J. (nombre cambiado) dijo que considera un hecho su salida de Petroecuador pese a las pruebas que presentó.
Advirtió que ante este escenario prepara una contrademanda que presentará en ante un juzgado de Trabajo para impugnar el visto bueno que se vendría y pedir una indemnización por despido intempestivo. El nuevo proceso demoraría de tres a cuatro años.

Petróleo ecuatoriano va hacia nuevos mercados

China es el nuevo destino para el crudo; mientras las ventas a Estados Unidos que representaban el 75%, en enero de 2007, cayeron a un 44% a julio de este año.
Exportación. El crudo nacional que sale desde Balao, tiene otros destinos, pues ya no se concentra en el mercado norteamericano como ocurría hace tres años. El crudo de exportación ecuatoriano está dirigido a nuevos nichos. Hasta enero del año 2007, cuando comenzó la administración del gobierno de Rafael Correa, el 75% del petróleo exportado del país era destinado al mercado de los Estados Unidos.
Solo 12 meses después, en diciembre de ese año, la canasta con “oro negro” que era despachada a Norteamérica cayó a un 61%, aunque en el 2008 hubo un leve repunte, pues la participación por el crudo Oriente y Napo subió en un punto.
Sin embargo, un periodo posterior, los envíos descendieron estrepitosamente al 49%. La tendencia sigue, pues, entre enero y julio de este año, un 44% de las ventas petroleras ecuatorianas fue a Estados Unidos, por lo que ha perdido terreno como el mayor comprador de crudo ecuatoriano.
Según el ministro de Finanzas, Patricio Rivera, el Ecuador tenía una extremada dependencia de sus colocaciones en petróleo con países como Estados Unidos, pues el 75% de las ventas estaban concentradas en ese país. Eso no era beneficioso en términos comerciales. Rivera explicó que, al diversificar los mercados, el país logra negociar mejores precios. Actualmente, el mercado paga un promedio de $ 76 por cada barril vendido.
Los analistas consideran que este fenómeno obedece al cambio de política del régimen, que tiene nuevos aliados. Uno de ellos es China, que actualmente capta un volumen considerable a través de Petrochina, lo cual va en alza, sostiene Alfredo Vargas, catedrático de Minas y Petróleos.
La prueba está en que durante octubre de este año, Petrochina levantará cinco cargamentos de crudo Oriente por un total de 2,1 millones de barriles, que equivalen a 71.000 barriles por día. Se suman cinco cargamentos de crudo Napo, que totalizarán 1,8 millones de barriles, con un promedio de 61.000 diarios.
Todas las exportaciones de crudo Napo se asignaron a Petrochina. Esto significa que en ese mes, 3,9 millones de barriles del producto serán enviados a Petrochina, lo que equivale a unos 132.000 barriles diarios de crudo Oriente y Napo.
El resultado es que el 72% del crudo exportable de las estatales Petroproducción y Petroamazonas van hacia China, considerando que de la extracción total de estas empresas públicas, unos 110.000 barriles se envía a las refinerías del país y un promedio de 182.000 barriles diarios están destinados para la exportación.
“Entregar el petróleo nacional de manera casi monopolista a Petrochina, como antes a los Estados Unidos, tampoco es conveniente para el Ecuador, ya que estas prácticas fueron eliminadas de cualquier negociación, hace décadas”, puntualiza Pablo Freire, técnico del sector petrolero.
Los ingresos varían por la inestabilidad de precios
Los ingresos estatales por las exportaciones petroleras también caen. En el año 2008, el fisco recibió $ 6.721 millones por las ventas petroleras. En el 2009, estos ingresos disminuyeron a $ 2.689 millones debido a la crisis financiera mundial y a la caída de los precios en los mercados internacionales. Pero en el primer semestre de 2010, las ventas petroleras lograron una recuperación hasta llegar a los $ 4.670 millones. El castigo, que se aplica al crudo ecuatoriano, por la mezcla de crudos pesados con livianos para facilitar su transporte, también ha tenido vaivenes. En el 2005, el diferencial por la baja calidad del crudo era del 21%. En el año 2007, con la nueva administración, bajó al 16%. En este mes, el castigo al crudo nacional está situado en el 9,75%.

Bolivia: Lo destacado del día 30.09.2010

YPF revela interés de explorar hidrocarburos en áreas bolivianas

La compañía petrolera argentina YPF expresó su interés de invertir en actividades de exploración de hidrocarburos en cuatro áreas de Bolivia. Así lo indicó el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, poco después de retornar de Buenos Aires, Argentina. “Tuvimos reuniones con YPF que tiene interés de explorar en Bolivia, pero por el momento no hemos hablado específicamente. Vamos a esperar que el Gobierno Nacional promulgue un Decreto Supremo. Probablemente en días más el Gabinete apruebe 35 nuevas áreas para YPFB”, explicó Villegas.

YPFB prepara agresivo plan de exploraciones

La estatal petrolera implementará un agresivo plan de exploración hasta el año 2020, que consistirá en la licitación de áreas libres disponibles para que distintas empresas puedan realizar actividades de exploración en el país. De norte a sur, las zonas de interés hidrocarburífero en Bolivia se reparten entre Madre de Dios, Subandino Norte y Altiplano, desplazadas en territorios de explotación no tradicionales; además de Boomerang y Subandino Sur que son territorios tradicionales de explotación de gas natural y petróleo. “GIJA deberÍa estar listo en mayo del 2011” Consultada la autoridad sobre los avances del Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA), Villegas dijo que YPFB Corporación y Energía Argentina Sociedad Anónima (Enarsa) ratificaron que la conclusión de la construcción y puesta en marcha de esta obra energética no debe superar el mes de mayo de 2011. “Nos reunimos con los representantes y el presidente de Enarsa y ellos me han mostrado la licitación que realizaron para la construcción del GIJA en territorio argentino. De igual manera yo le expliqué el avance que tiene en el lado boliviano y hemos ratificado la inauguración de ese gasoducto en mayo del año 2011 como estaba previsto inicialmente”, indicó.

“Las reservas de gas no pasarán de los 13 TCF”

La consultora estadounidense Ryder Scott, contratada por el Gobierno, debía entregar los informes finales de la reserva en agosto y los preliminares en junio, pero el Ejecutivo decidió darle un mes de plazo.Los datos preliminares probados de reservas de gas natural se encuentran entre 9,7 y 13 trillones de pies cúbicos (TCF) y sobre estos porcentajes se puede realizar contratos de venta de este energético, aseguró a EL DIARIO el especialista en hidrocarburos, Álvaro Ríos.“Vamos a decir con franqueza que las reservas probadas en Bolivia están entre los 9,7 y 12,7 máximo a 13 TCF y sobre eso es que se puede franquear contratos. Si hacemos un balance necesitamos 4 TCF para el contrato al Brasil por los próximos 10 u 11 años, necesitamos otros 4 TCF para el contrato de venta a la Argentina y alrededor de 1 y medio TCF para cumplir con el mercado interno”, explicó Ríos.Según el especialista en hidrocarburos, las reservas de Bolivia se están viendo de manera ajustada, con el mercado interno, el mercado del Brasil y que “cuando se vaya a renovar en un promedio de cinco años los contratos y no se cuente con nuevas reservas de gas, entonces la situación para el país será complicada. “Estamos a tiempo, no tenemos pánico por el momento, pero tenemos que reactivar la exploración en el país”, advirtió.PLAZO DE ENTREGALa consultora estadounidense Ryder Scott contratada por el Gobierno debía entregar los informes finales en agosto y los preliminares en junio, de acuerdo con el pliego de especificaciones de la licitación que ganó esta firma. Sin embargo, el Ejecutivo amplió el plazo para que Ryder Scott presente el informe final, atendiendo la solicitud de la consultora, para ser entregados a finales de septiembre, vale decir hoy.“El grado de complejidad del estudio de reservas, sobre todo en el sector Sur del país, donde se concentran los megacampos” obliga a dar más tiempo a la consultora, aseguró el ministro de Hidrocarburos y Energía, Fernando Vincenti, en los primeros días del mes de agosto y el cual fue publicado por ANF.Ryder Scott certifica las reservas de hidrocarburos del país por primera vez. Se debe recordar que por varios años, realizó este trabajo la firma especializada DeGolyer & MacNaughton.Ríos manifestó que se debe esperar los resultados de la empresa estadounidense donde nos demostrará la cantidad de reservas con la que cuenta el país, para ver cómo se podrá realizar los contratos de exportación y el proceso de industrialización.COMPLEJIDAD Y ESCUSA La “complejidad” se traduciría en la falta de conocimiento y banco de datos sobre el área, señalaron en fuentes técnicas. Estas “complejidades” son particulares de esa zona y “no tienen otras áreas” con recursos hidrocarburíferos, aseguró la autoridad al indicar que esta dificultad fue confirmada con otras compañías, a las que consultó el Gobierno.Acerca de los parámetros de medición, el Ministro de Hidrocarburos informó en esa ocasión que “es un conjunto de factores, donde se tiene que ver el grado de porosidad, el grado de fracturación de la roca, ver si es una roca madre, si es una arenisca secundaria”, es decir que es “un tema bastante, bastante complejo”, agregó.Para Ríos es fundamental conocer con detalle el resultado de las reservas, ya que sólo a partir de ese momento se puede planificar nuevos mercados para el gas boliviano.POZOS DE EXPLORACIÓN Por otro lado, Álvaro Ríos, dijo a EL DIARIO que en el país existe un pozo exploratorio en perforación de gas natural y que en el Perú existen entre cuatro a cinco pozos en las mismas características.Agregó que en el país vecino existen aproximadamente 25 pozos que serán exploratorios buscando gas y en Bolivia sólo hay dos o tres.“Lo que tenemos que hacer con nuestra Ley de Hidrocarburos, con las condiciones geológicas, impuesto y el sistema impositivo para que el país incremente la actividad exploratoria, de manera que no sólo los mercados se puedan reactivar y desarrollar sino también nuestras reservas que sólo se pueden lograr con mucha inversión”, dijo.

Programa de Conversión deGas Natural Vehicular será gratuito

El gerente Nacional de Redes de Gas y Ductos de YPFB Corporación, Óscar López, anunció ayer que se convocará en forma directa a los chóferes del transporte público y libre para que se beneficien con los programas de Conversión a Gas Natural Vehicular (GNV) en forma gratuita. Para el efecto, dijo que su despacho lanzó una convocatoria con la finalidad de que los afiliados del transporte público sindicalizado y de la Asociación del Transporte Libre (ATL), se apersonen directamente a las oficinas regionales de las ciudades de La Paz, Cochabamba, Santa Cruz, Oruro y Sucre y accedan a estos programas.“Estamos convocando a los transportistas de todo el servicio público y libre para hacer la mayor cantidad de conversiones posibles hasta que se instaure la Unidad Ejecutora de las conversiones. Desde el Ministerio de Hidrocarburos y la presidencia de YPFB, se ha instruido que nosotros continuemos con la conversión hasta que salga el decreto de creación de esta unidad”, sostuvo López.El Ministerio de Hidrocarburos y Energía, diseña un proyecto de Decreto Supremo por el cual se formará una unidad ejecutora conjuntamente a los chóferes. “Nosotros solamente vamos a supervisar el proceso y ya no vamos a tomar parte”, complementó.Los beneficiarios de los programas de Conversión a Gas Natural Vehicular gratuitos deberán presentar como requisitos indispensables: fotocopia del certificado RUAT, fotocopia de la Cédula de Identidad del beneficiario y documento original y fotocopia que acredite pertenecer al transporte público sindicalizado o a la Asociación del Transporte Libre.

El 70% de la producción energética es para exportar

Un estudio de Plataforma Energética sostiene que el 70% de la producción de energía primaria de Bolivia está destinada a la exportación, mientras que la productividad energética se ha reducido en 14% en los últimos 30 años, como consecuencia de las políticas aplicadas en el país. La investigación “Estado de la planificación energética en Bolivia”, elaborada por Juan Carlos Guzmán, encuentra que un resultado inevitable de las políticas energéticas preocupadas solamente por incrementar la oferta de energía antes que evaluar el real beneficio que la energía brinda a los usuarios, es la caída de la productividad energética boliviana”, dice el reporte informativo de la Plataforma.Según el estudio, esta pérdida de productividad energética revela que el sistema económico boliviano debe consumir ahora un 14% más de energía para producir la misma riqueza que producía el año 1990.La revisión a la evolución de varios indicadores del sector entre 1996 y 2007, muestra, según la investigación, que las políticas energéticas practicadas en el pasado reciente han determinado que casi el 70% de la producción de energía primaria de Bolivia esté destinada a la exportación, que la matriz de energía primaria del país se concentre en energéticos no renovables (94%) y altamente contaminantes.El estudio, elaborado por encargo de la Plataforma para contribuir al conocimiento y generar debate público sobre los temas fundamentes del sector energético, será presentado en la primera parte del Seminario “Planificación e industrialización del gas”.En este mismo espacio, se presentará la propuesta del especialista de ciencias químicas de la UMSA, Justo Zapata, sobre la explotación estatal del Campo Sararenda, la construcción del gasoducto Camiri – El Alto y la construcción de dos polos petroquímicos e industriales en ambas regiones, con los previsibles impactos en la industrialización y desarrollo de los departamentos de la Paz, Oruro, Potosí y Tarija.Luego de estas disertaciones, un coloquio interinstitucional abordará la temática energética, con la participación de los comités cívicos, organizaciones y entidades empresariales, industriales, académicas, vecinales y laborales.

TextualTuvimos reuniones con YPF que tiene interés de explorar en Bolivia pero por el momento no hemos hablado específicamente. Vamos a esperar que el Gobierno Nacional promulgue un Decreto Supremo. Probablemente en días más el Gabinete apruebe 35 nuevas áreas para YPFB”. Carlos Villegas Presidente de ypfb

Avanzan 12 Procesos de Consulta y Participación

El Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), a través de la Dirección General de Gestión Socio Ambiental (DGGSA), informó que se tiene en marcha doce procesos los cuales cuentan con el apoyo de los pueblos indígenas y campesinos.Omar Quiroga, director de la DGGSA, aseveró que se trabaja desde el MHE para conseguir procesos de Consulta y Participación transparentes, ágiles, respetando las normas y los derechos de los pueblos indígenas a partir de involucrar a las organizaciones sociales en todo el proceso.El proceso de Consulta y Participación se encuentra regulada en la Ley de Hidrocarburos No. 3058 y el Decreto Supremo No. 29033 cuando los proyectos son categorizados con el nivel uno.Sísmica 3D del Bloque HuacayaEl pasado 20 de septiembre, a invitación de la Asamblea del Pueblo Guaraní (APG) nacional y el Consejo de Capitanes de Chuquisaca realizó una asamblea a la que invitaron al Ministerio de Hidrocarburos y Energía para abordar el tema de la TCO Tentayape en el marco del proyecto de Sísmica 3D que se tiene en la categoria de nivel dos. En la asamblea también estuvo presente Repsol, empresa operadora encargada de este proyectoPrevio a la asamblea, el MHE y Repsol acordaron proceder a la recategorización con el nivel uno y en consecuencia proceder con la Consulta y Participación correspondiente.“Con ese acuerdo nosotros llegamos a la reunión y allá ratificamos el mismo, la empresa presentará un nuevo documento para re categorizarlo y realizar el Proceso de Consulta y Participación”, dijo Quiroga.El encuentro se llevó en un ambiente de cordialidad y no ha existido ningún tipo de reprimenda por parte de los pueblos, sino más bien expresaron que estarían vigilantes a que se cumplan sus derechos y el Ministerio manifestó su compromiso y obligación en este sentido, además de hacer respetar también la normativa ambiental.TCO Itika GuasuDe igual modo, existen avances importantes para viabilizar el proceso de Consulta y Participación de cuatro proyectos que se encuentran en la TCO Itika Guasu, ubicado en el municipio de Entre Ríos del departamento de Tarija.“Una vez se logre la firma del convenio entre la empresa y la TCO Itika Guasu vamos a lograr activar esas Consultas y Participación… hemos sugerido a la dirigencia desarrollar ese proceso de forma conjunta o en dos grupos o finalmente que ellos propongan la mejor forma para desarrollar el proceso de consulta”, expresó Quiroga.Otros Procesos“La anterior semana hemos activado dos procesos de Consulta y Participación, primero de la Sísmica 2D del Bloque Iñau de la empresa Petroandina, junto con el Consejo de Capitanes de Chuquisaca y la TCO de Alto Parapetí de Santa Cruz, en la segunda hemos desarrollado las reuniones preliminares con la TCO Takovo Mora y de manera abierta y consensuada nos han pedido acelerar el proceso de Consulta y Participación”, dijo el Director.La próxima semana se iniciará la Consulta y Participación del Gasoducto de Integración Juana Azurduy. De igual modo, se reactivará la Sísmica 3D del Bloque San Antonio, se continuará con el proceso de Consulta y Participación.

Por primera vez en 12 años, YPF aumenta su producción de crudo

"Estamos en 48.000 mil barriles diarios de petróleo y esto es asi porque invertimos, metimos más tecnología", dijo el vicepresidente ejecutivo de la petrolera, Sebastián EskenaziLa producción de crudo de YPF cerrará este año por encima de los números registrados en 2009, con lo que logra revertir por primera vez en 12 años la tendencia negativa que se dio a partir de 1998, adelantó el vicepresidente ejecutivo de la petrolera, Sebastián Eskenazi."Tenemos estabilizada la producción de petróleo, prácticamente desde comienzos de año y este va a ser el primer año que no va haber una reducción respecto de la del anterior", dijo Eskenazi a Télam durante la celebración de los primeros 50 años de vida del Club del Petróleo."Estamos en 48.000 mil barriles diarios de petróleo y esto es asi porque invertimos, metimos más tecnología, compramos equipos de última generación", detalló el ejecutivo. Esa mayor cantidad de crudo procede de yacimientos ubicados en Santa Cruz, Chubut, Neuquén, Mendoza.En Mendoza, dijo Eskenazi, "abrimos el frente de Giacanello, que es un yacimiento que que estuvo 10 años sin poder ingresar a producción, y este año lo destrábamos y ya produce petróleo pesado".YPF también encarará su nueva etapa de exploración off shore, retomada ya en 2008 con los proyectos Aurora y Helix, en aguas profundas de la Cuenca de Malvinas, a 289 km. de la costa de Tierra del Fuego.Eskenazi confirmó que "antes de fin de año" YPF iniciará esa exploración de frontera que cuenta con una inversión de 150 millones de dólares.La zona es considerada de alto riesgo geológico debido a que se encuentra a profundidad inicial de 500 metros y una proyección de pozo final de 2.000 metros. La operación estará a cargo de YPF, que tiene el 33,5% de un consorcio que integra con Pan American Energy (33,5%)y Petrobras (33%).La empresa, según el ejecutivo, apuesta fuerte a la exploración para la que "triplica su inversión" respecto de la de 2009, y en ese marco suscribió la semana pasada acuerdos con Tucumán y Misiones para iniciar trabajos de exploración en ambas provincias como parte del plan integral para la búsqueda de hidrocarburos en todo el territorio nacional.Con estos nuevos acuerdos, Tucumán y Misiones se sumaron a otras diez provincias de la Argentina -Buenos Aires, Entre Ríos, Formosa, Chaco, Santa Cruz, San Juan, Córdoba, Santa Fe, La Rioja y Salta- que ya firmaron con YPF su incorporación a su “Proyecto de Futuro-Programa de Desarrollo Exploratorio 2010/2014”.Eskenazi también confirmó que YPF avanza en el desarrollo de tecnologías para obtener gas por metodos no tradicionales. "Estamos con ´shale gas´, el mes pasado hicimos las primeras fracturas en Neuquén y ya estamos con 2 millones de metros cúbicos diarios de producción", precisó. Con una inversión cercana a los 10 millones de dólares, YPF inició en el Yacimiento Loma La Lata, en la provincia de Neuquén, los trabajos de perforación del primer pozo de `shale Gas` (Gas No Convencional) en la Argentina. Para acceder a potenciales recursos de `shale gas`, y tras la perforación del pozo, se debe fracturar la roca arcillosa por medio de la inyección de agua y arena a altas presiones hacia el interior del pozo.Esta operación genera multitud de microfracturas asociadas que permiten que el gas fluya a la superficie. A fin de 2009 Eskenazi había anunciado un "Proyecto de Futuro-Programa de Desarrollo Exploratorio 2010-2014", que se asienta en diferentes pilares para la búsqueda de hidrocarburos en el país.Uno de ellos apunta a la profundización de los esfuerzos de la compañía en la búsqueda de Gas No Convencional (Shale y Tight gas). Ese primer pozo de `shale gas`,en Neuquén, se suma a las ocho perforaciones de "tight gas" que ya realizó la empresa en la misma provincia sureña.La obtención de ese gas, requiere de una tecnología más cara y un costo más alto. Eskenazi asegura además, que el grupo "no vende nada"."Estamos para comprar: en Colombia negociamos dos bloques de exploración (en la zona de Los Callos, en sociedad con Repsol), y estamos viendo desde Estados Unidos a Bolivia", dijo el ejecutivo.En ese sentido agregó que "en el mercado interno, estamos viendo todas las alternativas", pero declinó precisar cuáles son las que interesan al grupo.

Argentina: Lo destacado del día 29/09/2010

29.09.2010 - BUENOS AIRES: “Petrobras: Dos Tercios de la Oferta Fueron del Estado” / ÁMBITO FINANCIERO / INFOBAE (BUENOS AIRES - ARGENTINA)

El Estado brasileño aumentó su control sobre Petrobras, del 57% al 64%, tras la oferta pública de acciones de la petrolera, según informó la compañía en un comunicado a la comisión de valores estadounidense. El Estado, principal accionista junto con otras empresas públicas, «será propietario de aproximadamente el 64% de las acciones ordinarias y del 48% del capital total después de la oferta», comunicó Petrobras. Hasta ahora, la participación estatal ascendía al 39,8% del capital total de la compañía y al 57,4% del capital con derecho a voto (acciones ordinarias). El Gobierno, con el fondo estatal Bndespar (del banco público de fomento BNDES) y el Fondo Soberano (también público), obtuvieron 1.810 millones de acciones ordinarias, equivalentes al 76% del total ofrecido, y 994 millones de las preferenciales que implican el 66% de lo ofertado en este tipo de papeles. El Estado no pagó efectivo, sino que se produjo un intercambio de participación por reservas estimadas en 5.000 millones de barriles en aguas ultraprofundas debajo de una capa de sal. Según Petrobras, la oferta pública alcanzará u$s 67.000 millones y cerrará hoy, aunque un paquete adicional de 187 millones de acciones puede ser ofertado posteriormente. Por su parte, el ministro de Economía, Guido Mantega, indicó que la capitalización de la firma estatal de capital abierto podría llegar a u$s 70.000 millones. La oferta inicial había sido de 2.293 millones de acciones ordinarias y 1.788 millones de acciones preferenciales. La transacción logró dos objetivos: captar recursos de alrededor de u$s 25.000 millones de inversores privados para explotar los yacimientos descubiertos en el mar, y ampliar la participación estatal como buscaba el Gobierno de Lula da Silva. «El Gobierno consiguió aprobar con total éxito todo lo que se propuso, y la principal consecuencia de esas alteraciones será una mayor intervención del Estado en el sector (petrolero) y en Petrobras», resumió el director del Centro Brasileño de Infraestructura, Adriano Pires. E ironizó: «La capitalización parece más una estatización, ya que dos tercios de la oferta total fue adquirida por el Estado». La capitalización forma parte de los cambios introducidos por la nueva ley petrolera, que otorga exclusividad a Petrobras para la extracción en aguas profundas, instaura el sistema de división de ganancias y crea el Fondo Social del Petróleo, destinado a la educación, ciencia y tecnología y al combate a la pobreza.

29.09.2010 - BUENOS AIRES: “Hallan Más Petróleo” / ÁMBITO FINANCIERO (BUENOS AIRES - ARGENTINA)

La empresa petrolera anglo-holandesa Shell anunció ayer al Gobierno brasileño haber hallado indicios de petróleo y gas en uno de los bloques de los megayacimientos submarinos ubicados en la Cuenca de Santos, frente a las costa del estado de Río de Janeiro. La empresa informó el hallazgo a la Agencia Nacional de Petróleo, dado que explota el bloque BM-S-54, producto del antiguo sistema de licitación de pozos en la Cuenca de Santos, donde se encuentra el mayor hallazgo de crudo submarino de los últimos treinta años en el mundo. Shell tiene el 80% de participación en el bloque y la francesa Total el restante 20%. La perforación se había iniciado en agosto de 2010.

29.09.2010 - BUENOS AIRES: “Central Térmica Güemes SA Anunció Ayer una Reducción de Capital” / ÁMBITO FINANCIERO (BUENOS AIRES - ARGENTINA)

La semana pasada había sido el holding; ahora le tocó el turno a una de sus controladas: Central Térmica Güemes SA, cuyo principal activo es la generadora del mismo nombre ubicada en Salta, anunció ayer una reducción de capital. Hace algunos días había hecho lo propio su controlante, Pampa Energía. La empresa notificó ayer a la Bolsa porteña su decisión de casi dos tercios de su capital, cifra que corresponde al número de acciones que Pampa había rescatado durante los difíciles días de las crisis de 2008/2009, que hizo que los valores de los papeles se desplomaran.

29.09.2010 - BUENOS AIRES: “La Empresa Petrolera Medanito Comenzó a Operar la Central Termoeléctrica Rincón de los Sauces” / LA NACIÓN (BUENOS AIRES - ARGENTINA)

La empresa petrolera Medanito comenzó a operar la central termoeléctrica Rincón de los Sauces, en la provincia de Neuquén, que aportará 25 MW de energía eléctrica que se incorporarán al Sistema Interconectado Nacional. La obra demandó una inversión de US$ 35 millones y fue financiada parcialmente con un crédito del Banco Nación. Medanito es una firma de capitales argentinos, que completó inversiones por US$ 99 millones en los últimos cuatro años.

29.09.2010 - BUENOS AIRES: “Traspié para Dos Petroleras que Buscan Crudo en las islas Malvinas” / CLARÍN (BUENOS AIRES - ARGENTINA)

La promisoria exploración hidrocarburíferas en Malvinas acaba de sufrir un golpe luego de que uno de los socios que operan en la zona, el gigante minero BHP Billiton, decidiera retirarse del negocio y otra empresa, Falkland Oil and Gas, aplazara sus actividades al sur de las islas, al menos por un año. La noticia, difundida ayer hizo caer rápidamente las acciones de la FOGL. Bajaron un 18% hasta ubicarse en los 127,75 peniques, de acuerdo a la información suministrada por las agencias de noticias Reuters y Mercopress , la que a su vez tildó de “polémico” el programa petrolero de Malvinas y mencionó los problemas que tiene la zona por la disputa de soberanía. Contrariamente, la semana pasada la industria que está explorando en las Malvinas se bañaba de buenas noticias. Por entonces, la Rockhopper Exploration, la empresa británica con mayores logros en la zona, dijo que el pozo donde descubrió crudo en mayo pasado podría producir 4.000 barriles de crudo por día, el doble del máximo que había alcanzado inicialmente de 2.000 barriles diarios. Y la gerencia de la compañía auguró flujos mayores si se mejoraba la tecnología y el diseño de la misma. En ese momento el mercado respondió en alza y la especulación hizo subir las acciones de la Rockhopper hasta casi 12 veces, en un mercado evidentemente de enorme volatilidad. De hecho, no mucho antes de que Rockhopper anunciara en mayo que había descubierto petróleo “comercialmente viable”, la Desire Petroleum dijo lo contrario: que el crudo descubierto en otro pozo no era comercializable. Y ahora, el problema para la Falkland Oil and Gas es que no puede obtener una plataforma petrolera antes de 2011. De ahí que acordara con el gobierno probritánico de las islas extender por un año la licencia que obtuvo, pese al rechazo argentino a toda actividad unilateral en las islas del Atlántico Sur. Hasta ahora, tanto Desire Petroleum como Rockhopper vienen utilizando la plataforma Ocean Guardian, que llegó a las aguas de Malvinas en febrero pasado, lo que desató numerosas protestas oficiales desde Argentina.

29.09.2010 - BUENOS AIRES: “Gobierno y Petroleros Cada Vez Más Cerca” / EL CRONISTA (BUENOS AIRES - ARGENTINA)

Por primera vez desde la llegada del kirchnerismo al poder, un funcionario del área energética realizó un discurso en el atrio del Club del Petróleo, una organización tradicional que reúne a empresarios de ese sector. Fue el secretario de Energía, Daniel Cameron, que también habló en nombre del ministro de Planificación, Julio de Vido. Para los petroleros, que celebraron los 50 años del Club, fue un gesto de acercamiento. “Hoy es un día de fiesta. No vamos a hacer críticas al Gobierno”, dijo uno de los organizadores. Asistieron empresarios como Sebastián Eskenazi, de YPF; Alejandro Bulgheroni, de Pan American Energy; Javier Rielo, de Total Austral; Alberto da Costa, de Petrobras; Carlos Ormachea, de Tecpetrol; Daniel Ridelener de TGN y Ricardo Monje, de TGS, entre otros. Oscar Vicente, presidente del Club y hombre fuerte del sector antes de la compra de Pecom Energía por parte de Petrobras, realizó un repaso por el medio siglo de vigencia de la entidad. Cameron, en tanto, fue el encargado de invitar al brindis final. “Vengo a traerles el saludo afectuoso del señor ministro”, les dijo a 400 comensales antes de alzar las copas. Fue la primera vez que los petroleros escucharon esas palabras.

29.09.2010 - BUENOS AIRES: “Financiamiento al BNDES Será sólo para Inversión en Petrobras” / EL CRONISTA (BUENOS AIRES - ARGENTINA)

El ministro de Economía, Guido Mantega, autorizó un préstamo del Tesoro al Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES) por 24.753 millones de reales, para la compra de acciones de la estatal de petróleo Petrobras, en proceso de capitalización. El financiamiento se realizará a través de la emisión de títulos públicos federales pos-fijados (LFT), corregidos por la tasa básica de interés Selic, con vencimiento el 14 de septiembre de 2014. Arno Augustin, secretario del Tesoro Nacional, admitió que esa suma puede ser el límite para el nuevo crédito al BNDES, y señaló que será destinado "exclusivamente para la operación de capitalización de Petrobras". El funcionario explicó que a pesar de que el decreto 505, que dio el aval a la operación, autorizó un financiamiento al banco estatal de hasta R$ 30 mil millones, “(el mismo) es un valor límite, pero no necesariamente el crédito alcanzará ese límite”. Augustin explicó además que el financiamiento no es igual a una capitalización común, como la de los R$ 190 mil millones que el gobierno destinó al BNDES entre 2009 y 2010. “Se trata de recursos que inmediatamente serán invertidos”, precisó. El secretario no confirmó si los R$ 24.753 millones son el valor exacto de la nueva participación del BNDES en Petrobras. Pero prometió brindar detalles el próximo jueves, después del cierre de las operaciones previstas para mañana.

29.09.2010 - BUENOS AIRES: “El etanol Aún No Arranca en el Transporte Brasileño” / EL CRONISTA (BUENOS AIRES - ARGENTINA)

Desde hace tres años, algunos autobuses brasileños utilizan etanol y desde hace dos los camiones. En ambos casos la experiencia fue positiva, aunque difícilmente el etanol atraiga el interés de los transportistas espontáneamente porque estos vehículos son más caros que los que funcionan con gasoil. En Estocolmo, en cambio, el transporte urbano de pasajeros comenzó a usar etanol en 1989 y actualmente son 700 los autobuses que circulan allí con ese combustible, que se importa en su totalidad desde Brasil. Aparentemente sería más natural que Brasil usara más etanol que Suecia porque el país sudamericano produce el biocombustible a gran escala y lo utiliza para abastecer gran parte de la flota de autos de paseo. Pero la cuestión no es tan fácil. Scania fue el único fabricante de camiones y autobuses movidos a etanol, y su casa matriz, con sede en Suecia, produce los colectivos que circulan por Estocolmo. Como el motor fue desarrollado en la fábrica europea, los vehículos a prueba en Brasil usan motores importados. Además, es preciso adquirir en Europa un aditivo usado con el biocombustible, que es del 5%, indispensable para la ignición y quema del combustible. Además, a diferencia de los automóviles, donde es posible mezclarlo con nafta, en los camiones y colectivos no es posible. La necesidad de un etanol “diferente”, con aditivo, limita su uso. A pesar de las dificultades, se avanzó en las pruebas con etanol, en especial con los colectivos urbanos, que se abastecen en los garages de las propias empresas. En el caso de los camiones las pruebas se realizan dentro de las usinas de caña de azúcar. “Debido a la necesidad de agregar el aditivo, tenemos que pensar en un mismo camión usado para asistir distintas actividades, como un frigorífico o la distribución de bebidas y recolección de basura en el área urbana”, explicó Roberto Leoncini, director general de Scania Brasil.

Petrobras muestra una nueva influencia de los países ricos en recursos

Petrobras muestra una nueva influencia de los países ricos en recursos
POR ANGEL GONZÁLEZ.

El crecimiento de Asia, liderado por China, otorga a los países ricos en recursos naturales un nuevo lugar bajo el sol.
Mientras que las naciones desarrolladas se revuelcan en las secuelas de la recesión, el enorme apetito de Asia por energía y recursos naturales proporciona a los países productores de bienes básicos, que solían permanecer al margen de la economía global, un gran impulso financiero y una nueva prominencia geopolítica que promete ser duradera.
Un caso: Brasil, que después de la oferta de acciones por US$67.000 millones de Petróleo Brasileiro SA ahora opera el segundo mayor productor de petróleo que cotiza en bolsa del mundo, después de Exxon Mobil Corp.
El dinero permitirá a Petrobras tomar ventaja de sus propios y abundantes recursos costa afuera y construir un vasto imperio que va desde África occidental hasta el Golfo de México en Estados Unidos. Petrobras es sólo una parte del panorama: Animado por el crecimiento en la demanda de bienes básicos, la nación sudamericana, alguna vez abatida por la deuda, es ahora una acreedora dentro del Fondo Monetario Internacional, y un peso pesado en la Organización Mundial de Comercio.
Nada mal para un país que hace unas décadas no era considerado "serio", según una frase atribuida a Charles de Gaulle. El crecimiento del país, aunque logrado en parte por una administración prudente, también ha ido de la mano de un fortalecimiento de los lazos con China, que el año pasado reemplazó a Estados Unidos como el principal socio comercial de Brasil.
Australia, otra nación del hemisferio sur que disfrutó de prosperidad pero se mantuvo al margen por su escasa población y relativo aislamiento, disfruta ahora de la atención por su bonanza en minerales, tras superar la recesión mejor que ningún otro de los países ricos de la Organización para la Cooperación y Desarrollo Económico.
El gigante minero australiano BHP Billiton Ltd., saltó en un año del lugar 19 al seis entre las mayores compañías del mundo en términos de valor de mercado, según el índice FT Global 500 de 2010. BHP, con un valor de mercado mayor al del gigante minorista estadounidense Wal-Mart Stores Inc, está en medio de uno de los mayores potenciales de negocios del año: la adquisición de la canadiense de fertilizantes Potash Corp. of Saskatchewan. Otros países de gran territorio, como Rusia y Canadá, se han convertido en superpotencias de energía y bienes básicos críticas para el esfuerzo de Asia de sacar a su población de la pobreza, afirma Joseph Stanislaw, asesor independiente de la unidad de energía y prácticas de sostenimiento de Deloitte LLP.
Países ricos en recursos han ascendido antes, y caído. En la década de 1970, miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo disfrutaron brevemente el gusto del potencia mundial al frenar los suministros de petróleo, sólo para ver que su sueño se hizo polvo al provocar una recesión mundial.
Pero esta vez es diferente. A diferencia de la relación hostil entre la OPEP y sus clientes durante el auge precio, las economías abiertas de Brasil, Canadá y Australia tienen una visión de mayor cooperación, lo cual permite la inversión extranjera y el establecimiento de lazos más cercanos.
Además, el crecimiento económico de China, India y otras naciones en rápido desarrollo podría flaquear, pero no por mucho tiempo. Los objetivos de 3.000 millones de personas de alcanzar al mundo desarrollado "no se van a retrasar para siempre", dice Stanislaw y las grandes superpotencias de bienes básicos serán las principales beneficiadas.