El nuevo polo energético para America Latina pasa por Panamá
Reporte Energía
20/05/2009
El consorcio conformado por empresas de España, Venezuela, Estados Unidos y Singapur en los próximos veinte años va a invertir cuarenta mil millones de dólares para construir el CELA (Centro Energético de las Américas), la infraestructura mas grande de la industria petrolera de América Latina.El área elegida para empezar los trabajos de construcción es la ciudadela de María Chiquita, en la provincia Colon, a unos 70 Km. al nor este de la capital.
Al lado del mas famoso canal marítimo del mundo, se construirán un oleoducto y un gasoducto con el objetivo de conectar el Océano Atlántico con el Pacífico y a los países productores de América Latina con Estados Unidos y algunos países de Asia.
En la primera fase de construcción el CELA tiene como objetivo primario el poder optimizar los esfuerzos de los países que invierten y participan en este consorcio, como también las empresas que van a operar en el ámbito de este polo energético.
Desde hace varios años en la isla de Jurong (Singapur) funciona de forma permanente un sistema parecido a éste, el cual gracias a la implementación de nuevas tecnologías- permite ahorrar alrededor del 20% de los costos de gestión.El parque industrial que se está construyendo en las costas del Atlántico tendrá la función de almacenar y distribuir petróleo y varios productos de refinación procedentes de los países productores de America Latina y del Medio Oriente.
Con una inversión inicial de 1100 millones de dólares, de forma gradual, Panamá se convirtirá en uno de los polos mas importantes para los EE.UU., Centro America y definitivamente el más importante nivel de Latinoamérica.
Durante la presentación de este ambicioso proyecto al presidente de Panamá Martín Torrijos, el director general de CELA Josè Barderas, afirmó que por más de dos años un grupo de consultores internacionales ha trabajado en la parte técnica y financiera.“Panamá será un país estratégico para el desarrollo de las actividades petroleras en los próximos años y este tipo de infraestructura contribuirá a aumentar el flujo de hidrocarburos en las Américas y el comercio mundial del sector de los hidrocarburos”, afirmó el empresario español durante una conferencia de prensa.
En la primera fase de construcción, que se desarrollará sobre un área de 850 hectáreas surgirá el terminal marítimo del Atlántico, necesario para recibir las materías primas y la instalación de los tanques para almacenar 26 millones de barriles de petróleo.
Una vez terminado el CELA Panamá contará también con varias refinerías, con una capacidad total de dos millones de bbl (MMbpd), una serie de plantas petroquímicas con una capacidad productiva de 3 MTPA, un complejo de tanques de 1000 MMSCFD de gas natural licuado (LNG) y muelles marítimos para recibir embarcaciones-tanque de gran tonelaje y calado.
Después de una postergación de los trabajos de construcción debido al retraso en la otorgación de los permisos de edificabilidad de parte de las autoridades gubernamentales, según el vice director de CELA Henry Jiménez, entre abril y mayo del presente año van a empezar los trabajos del movimiento de tierra en la costa Atlántica y de manera simultánea también aquellos en la costa del Pacifico.
Esto significa que en un lapso de 24 meses en ambos lados del país las obras construídas para el CELA. estarán en operación.
Al final de 2011 los terminales marítimos entrarán en plena actividad, mientras que a mediados de 2009 empezará la construcción de la primera planta de refinación, con una capacidad de 200 mil barriles por día, y según el cronograma establecido estará en condiciones de operar al final de 2012.
Desde el comienzo de la elaboración de este proyecto los EE.UU. han mostrado un fuerte interés en la construcción del CELA, considerando que en los últimos años las estrictas normas para la protección del Medio Ambiente, frenaron de una forma bastante drástica la construcción de nuevas refinerías en su propio territorio, no obstante la demanda de los hidrocarburos se encuentra en constante aumento.
Sin embargo el factor que en este momento brinda una mayor importancia al CELA se debe a la disponibilidad -oficialmente comprobada- del gobierno de China a contribuir al financiamiento y fortalecimiento de este complejo industrial con la ventaja de apoyar además la construcción de refinerías para enfrentar el constante incremento de la demanda de hidrocarburos en su propio país.
El restablecimiento de las relaciones diplomáticas entre Panamá y China, las cuales hasta el día de hoy eran casi inexistentes a causa del reconocimiento oficial de Taiwán, le dan un nuevo giro al proyecto.Otro de los inconvenientes presentados en el proyecto fue el impacto ambiental a la isla de Taboga.De hecho en la primera versión del proyecto aprobado en 2007, la población expresó su profundo disenso en la construcción de dicha planta industrial donde estaba prevista la instalación de los tanques de almacenaje de petróleo, afectando también algunas áreas urbanas cercanas.El equipo técnico de la empresa Energías S.A., resolvió los inconvenientes y el proyecto se trasladó, con las debidas modificaciones técnicas, a ex base militar de Howard en un municipio dónde su instalación no implica daños ambientales.
El consorcio
Las Empresas Técnicas Reunidas de España, Jurong Consultans Pte. Ltd de Singapur, Cryogas y CBI Lummus de Estados Unidos, ICA Fluor un consorcio mexicano-estadounidense y CSA Group de Panamá, han realizado toda la parte del estudio técnico y financiero del CELA, mientras la empresa Energías S.A. administra la infraestructura industrial a cargo de Jesús Barderas y Abraham Hazoury.
La infraestructura
El terminal ubicado en la costa atlántica se extenderá en una superficie de 1500 hectáreas y el GNL será transportado mediante el gasoducto de 20 pulgadas de diámetro, para ser utilizado como materia prima para generar energía eléctrica destinada al mercado interno, mientras el agua del mar será utilizada para el sistema de enfriamiento del proceso petroquímico de la planta.Los muelles para el amarre en la costa del Pacifico y la estación de bombeo a mar abierto serán construidos a 1,5 Km. de la isla de Taboguilla, una infraestructura indispensable para la importación de la materia prima y productos refinados.Todos los elementos que conforman el nuevo parque industrial, cuya función es la refinación de petróleo y de productos petroquímicos, han sido implementados con un moderno sistema de manejo integrado.Otro aspecto importante del CELA es la construcción de una red de corredores comunes para facilitar instalaciones de empalmes al ducto principal, indispensables para permitir el transporte de la materia prima desde el puerto hacia las instalaciones.
Principalmente el complejo industrial tiene los siguientes elementos:Refinerías con una capacidad de hasta dos millones de barriles por díaProducción petroquímica de etileno y propileno con una capacidad de hasta tres millones de toneladas por añoPlanta para la producción de etanolPlanta de GLP con dos tanques con una capacidad de 320.000 metros cúbicosPlanta de regasificación con una capacidad de extracción de un millón de metros cúbicos por díaDos terminales marítimos para el amarre de los barcos-tanqueTanques con capacidad de 60 MMbblsAdicionalmente, se construirán una serie de instalaciones que servirán de soporte a las operaciones, tales como:• Edificio Administrativo/Cafetería• Sala de Control/Laboratorio• Sala de Observación/Muelle• Taller de Mantenimiento• Estación de Bomberos/Servicios Médicos• Sistema Contra Incendio, que incluye dos grupos de bombas (uno eléctrico y uno con motor de combustión interna) y un conjunto de bombas de presurización (eléctricas).
El oleoducto
El trazado del oleoducto que conectará los dos océanos ha sido elegido de forma muy cuidadosa, a fin de disminuir al máximo el impacto ambiental y el respeto de las normas vigentes.El ducto de titanio de 36 pulgadas será enterrado a una profundidad de dos metros en todos los 96,5 Km. de largo del ducto.El tramo de 80,5 Km. une el parque industrial del Atlántico con la zona a sur este de la ex base militar Howard para luego seguir otros 15 Km. hasta alcanzar el patio de tanques en el mar ubicado al este de la isla del Pacífico de Taboguilla.En el cruce con el canal de Panamá se ejecutará una perforación direccional a una profundidad de varios metros, para garantizar el nivel más alto de seguridad sin perjudicar la estabilidad del terreno que sostiene la arquitectura del canal y permitir al mismo tiempo las futuras extensiones y ramales del ducto principal hacia las poblaciones cercanas.
Refinerías
El sistema de refinación está constituido por la instalación de seis plantas con una capacidad de 100, 150 y 250 Mbpd, los seis lotes de terreno reservados para estos equipos son respectivamente de 32, 46 y 80 hectáreas.El estudio de simulación elaborado por la empresa Cryogas prevé la producción de los siguientes productos, además del asfalto y el pet-coke: GLP, gasolina, jet fuel, diesel oil, y nafta en cantidades definidas en la tabla djunta.El Centro Energético de las Américas, es uno de los proyectos energéticos más ambiciosos de los últimos años y coloca a Panamá en una posición privilegiada, porque una vez más, se consdiera al país como una zona ideal de paso entre el Atlántico y el Pacífico.
viernes, 29 de mayo de 2009
América Latina
Las tendencias del mercado mundial y el desafío de Chile
Reporte Energía
20/05/2009
El estudio sobre el mercado energético de América Latina realizado por AGN Chile afirma que el GNL es el recurso mas adecuado para responder al continuo crecimiento de la demanda de América Latina y mundial, sin embargo es importante considerar que el consumo mundial crecerá en más de 50% en menos de tres décadas.
La demanda mundial de energía primaria en 2004 fue de 11.200 Mtoe/Año y están subdivididas en la siguiente manera:Petróleo 35%, gas natural 21%, carbón 25%, biomasa y residuo 10%, nuclear 6%, hidráulica 2%.La misma demanda para el 2030 será de 17.100 Mtoe/Año, lo que significa un incremento de más de 50% en tan solo dos décadas: Petróleo 32%, gas natural 23%, carbón 26%, biomasa y residuo 10%, nuclear 5%, hidráulica 2%.Si bien la tendencia muestra que disminuye la demanda del petróleo al contrario del gas natural que se incrementa, mientras que las otras fuentes están invariables.
Las proyección de consumo por sector evidencia que la generación de electricidad absorberá la mayoría de la demanda, pasando de 1000 bcm (miles de millones de metros cúbicos) de 2004, a 2000 bcm a final de 2030 mientras que el uso doméstico se mantendrá estable, lo que al final arroja un crecimiento del 67%.Los países que están invirtiendo más recursos financieros para aumentar la capacidad de GNL son los de Oriente Medio, donde de las 20 millones de toneladas de 2003 pasarán a 220 millones para el 2030.
Hoy en día los w son Japón con el 42%, Turquía 24%, Corea 16%, EE.UU. 6%, Taiwán 5%, India 3%, República Dominicana y Puerto Rico 1%, de un total de 290 MMm3 de LNG.
Sin embargo en América Latina el país que se destaca en cuanto a inversiones en la construcción de infraestructura de GNL es Chile.La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Santiago, pudo constatar en un análisis que el consumo de energía primaria de 1994 a 2006 se ha duplicado, pasando de 166,5 a 295,6 mil teracalorías.
Aunque el petróleo, carbón, centrales hidroeléctricas y leña se han mantenido a un nivel constante, el consumo de gas natural ha registrado un incremento del 11%.
La previsión para el decenio 2006-2015 estimada por los mismos expertos de la CNE, fijan que esta tendencia logrará superar las 435 mil teracalorias al final del último año del periodo señalado.
Sin embargo al contrario de Argentina, Chile tiene una infraestructura muy eficiente, considerando que en los últimos 35 años se invirtieron importantes capitales para construir la red de gasoductos y oleoductos a nivel nacional.
La capacidad actual de almacenamiento de hidrocarburos es del 35% (petróleo), combustibles líquidos (58%) y GNL (7%) por un total de 3,3 millones de metros cúbicos.
Desde 1961 hasta hoy el ENAP ha construido más de 1.400 Km. de gasoductos que abastecen a todo el país, de norte a sur.
Después de la crisis energética a final de los años ’90 el gobierno de Michelle Bachelet decidió llevar adelante una política encaminada a diversificar su matriz energética con el plan cuatrienal 2008 – 2012 con una inversión de 27 mil millones de dólares en este sector, incluidos los biocombustibles de tercera generación.
Con la construcción de las centrales de regasificación de GNL instaladas en los puertos marítimos de Quintero y Mejillones se cumplió el primer paso hacia una mayor autonomía energética, sobre todo cuando se genera una inestabilidad internacional en los precios de gas y petróleo.
La incorporación de esta nueva estructura garantizará la oferta de energía del tejido industrial, que absorbe la industria en la parte central y norte del país, la zona consdierada el ¨pulmón de la economía nacional¨.
QUINTERO CASI A PUNTO
Puerto Quintero según el plan aprobado por el gobierno chileno empezará las actividades durante la segunda mitad de 2009 y las empresas que controlan este complejo industrial son British Gas, ENAP, Endesa y Metrogas
El terminal marítimo de regasificación Quintero tendrá una capacidad de 2,5 millones de toneladas anuales de gas natural.
En tierra firme se construirán tres mega tanques de almacenamiento con una altura de sesenta metros, dos de los cuales con una capacidad de 160 mil metros cúbicos y uno de 14 mil M3 de capacidad.
Puerto Mejillones, ubicado en la región norte del país, comenzará las actividades de regasificación durante la segunda mitad de 2010.Con una inversión de 500 millones de dólares por parte de la empresa estatal Codelco junto a Suez Energy International y UNACO-participación de ENAP, dispondrán de un barco tanque con una capacidad de 160 mil de metros cúbicos de GNL.El gasoducto construido para alimentar esta planta es de 8,3 Km. para conectar el del NorAndino con la región de Atacama.
En la misma zona se encuentra también la central termoeléctrica de Mejillones operada por Edelnor S.A. y la termoeléctrica de Tocopilla operada por Electroandina.
Reporte Energía
20/05/2009
El estudio sobre el mercado energético de América Latina realizado por AGN Chile afirma que el GNL es el recurso mas adecuado para responder al continuo crecimiento de la demanda de América Latina y mundial, sin embargo es importante considerar que el consumo mundial crecerá en más de 50% en menos de tres décadas.
La demanda mundial de energía primaria en 2004 fue de 11.200 Mtoe/Año y están subdivididas en la siguiente manera:Petróleo 35%, gas natural 21%, carbón 25%, biomasa y residuo 10%, nuclear 6%, hidráulica 2%.La misma demanda para el 2030 será de 17.100 Mtoe/Año, lo que significa un incremento de más de 50% en tan solo dos décadas: Petróleo 32%, gas natural 23%, carbón 26%, biomasa y residuo 10%, nuclear 5%, hidráulica 2%.Si bien la tendencia muestra que disminuye la demanda del petróleo al contrario del gas natural que se incrementa, mientras que las otras fuentes están invariables.
Las proyección de consumo por sector evidencia que la generación de electricidad absorberá la mayoría de la demanda, pasando de 1000 bcm (miles de millones de metros cúbicos) de 2004, a 2000 bcm a final de 2030 mientras que el uso doméstico se mantendrá estable, lo que al final arroja un crecimiento del 67%.Los países que están invirtiendo más recursos financieros para aumentar la capacidad de GNL son los de Oriente Medio, donde de las 20 millones de toneladas de 2003 pasarán a 220 millones para el 2030.
Hoy en día los w son Japón con el 42%, Turquía 24%, Corea 16%, EE.UU. 6%, Taiwán 5%, India 3%, República Dominicana y Puerto Rico 1%, de un total de 290 MMm3 de LNG.
Sin embargo en América Latina el país que se destaca en cuanto a inversiones en la construcción de infraestructura de GNL es Chile.La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Santiago, pudo constatar en un análisis que el consumo de energía primaria de 1994 a 2006 se ha duplicado, pasando de 166,5 a 295,6 mil teracalorías.
Aunque el petróleo, carbón, centrales hidroeléctricas y leña se han mantenido a un nivel constante, el consumo de gas natural ha registrado un incremento del 11%.
La previsión para el decenio 2006-2015 estimada por los mismos expertos de la CNE, fijan que esta tendencia logrará superar las 435 mil teracalorias al final del último año del periodo señalado.
Sin embargo al contrario de Argentina, Chile tiene una infraestructura muy eficiente, considerando que en los últimos 35 años se invirtieron importantes capitales para construir la red de gasoductos y oleoductos a nivel nacional.
La capacidad actual de almacenamiento de hidrocarburos es del 35% (petróleo), combustibles líquidos (58%) y GNL (7%) por un total de 3,3 millones de metros cúbicos.
Desde 1961 hasta hoy el ENAP ha construido más de 1.400 Km. de gasoductos que abastecen a todo el país, de norte a sur.
Después de la crisis energética a final de los años ’90 el gobierno de Michelle Bachelet decidió llevar adelante una política encaminada a diversificar su matriz energética con el plan cuatrienal 2008 – 2012 con una inversión de 27 mil millones de dólares en este sector, incluidos los biocombustibles de tercera generación.
Con la construcción de las centrales de regasificación de GNL instaladas en los puertos marítimos de Quintero y Mejillones se cumplió el primer paso hacia una mayor autonomía energética, sobre todo cuando se genera una inestabilidad internacional en los precios de gas y petróleo.
La incorporación de esta nueva estructura garantizará la oferta de energía del tejido industrial, que absorbe la industria en la parte central y norte del país, la zona consdierada el ¨pulmón de la economía nacional¨.
QUINTERO CASI A PUNTO
Puerto Quintero según el plan aprobado por el gobierno chileno empezará las actividades durante la segunda mitad de 2009 y las empresas que controlan este complejo industrial son British Gas, ENAP, Endesa y Metrogas
El terminal marítimo de regasificación Quintero tendrá una capacidad de 2,5 millones de toneladas anuales de gas natural.
En tierra firme se construirán tres mega tanques de almacenamiento con una altura de sesenta metros, dos de los cuales con una capacidad de 160 mil metros cúbicos y uno de 14 mil M3 de capacidad.
Puerto Mejillones, ubicado en la región norte del país, comenzará las actividades de regasificación durante la segunda mitad de 2010.Con una inversión de 500 millones de dólares por parte de la empresa estatal Codelco junto a Suez Energy International y UNACO-participación de ENAP, dispondrán de un barco tanque con una capacidad de 160 mil de metros cúbicos de GNL.El gasoducto construido para alimentar esta planta es de 8,3 Km. para conectar el del NorAndino con la región de Atacama.
En la misma zona se encuentra también la central termoeléctrica de Mejillones operada por Edelnor S.A. y la termoeléctrica de Tocopilla operada por Electroandina.
América Latina
Argentina: los desafíos para la energia en el futuro
Reporte Energía
20/05/2009
Los mercados energéticos regionales crecen a ritmos acelerados por el incremento del PIB y los proyectos de expansión de la cobertura energética a sectores antes deprimidos y de baja demanda. El gas es el principal protagonista como fuente primaria de energía para generación eléctrica y, como muestra el especial que el Centro de Investigación y Documentación Energética (CIDE) de Reporte Energía ha elaborado, Argentina, Chile y Centroamérica buscan salidas.
La producción de petróleo en Argentina empezó a disminuir ya desde 1998 según las previsiones del presidente del Instituto Argentino para la energía
G.Mosconi Jorge Lapeña.
Las reservas disminuyeron tanto en petróleo como en gas natural y no se descubrieron nuevos yacimientos en los últimos 15 años, ante esta realidad, es muy probable que el Ministerio de Energía de Argentina se verá obligado a importar, además de gas, también petróleo desde los países vecinos. a demasiada dependencia de gas y petróleo en los últimos 35 años fue un factor que sin duda influyó de forma negativa en el desarrollo de la matriz energética primaria del país.En general el sistema de abastecimiento de gas natural argentino presenta dos problemas estructurales:1) La insuficiente capacidad de producción local para responder a la demanda del mercado Interno.2) La red de transporte de gas natural es inadecuada Las consecuencias generadas son la restricción al consumo que está afectando asímismo el consumo del sector industrial y la generación de electricidad.
El proveedor más cercano es Bolivia, por lo que resulta estratégico acceder a esos recursos de una forma sustentable en el largo plazo con el proyecto del GNEA.Para comprender la situación actual de Argentina es necesario analizar el pasado.En los años ’70 el consumo de petróleo se aproximaba al 72% mientras que el del gas al 18%; en el transcurso de veinte años dichos porcentajes se nivelaron al 39% con el gas natural y 49% por el petróleo, y en el 2000 por primera vez el consumo de gas natural superó levemente el del petróleo.
El cuadro estadístico trazado por la Secretaria de Energía de la Nación Argentina en 2005 es claro respecto a la matriz energética del país:Hidroeléctrica (4%), carbón mineral (0%), leña (1%), nuclear (3%) y el bagazo (1%), todas fuentes alternativas que en tres décadas lograron contribuir apenas con el 10% en el ámbito de las fuentes primarias de energía.En America Latina la dependencia de los hidrocarburos fósiles también no ha variado mucho desde los años ’70 hasta hoy, si se considera que del 80,1% de 1971 se ha pasado a 79,2% el 2000, según fuentes de la EIA. Ha sido poco significativo también el incremento de las centrales hidroeléctricas y nucleares que de 1,8% de 1971 subió a 8,4% en el 2000.
Sin embargo lo que se puede constatar sobre las cifras mencionadas es que la tendencia, si bien con una cierta variación, refleja aquella observada en Europa y la crisis sufrida en el invierno 2008 cuando su gran proveedor Gazprom mantuvo cerradas las válvulas por algunos días, dejando a los consumidores de varias países en una gran incógnita respecto a su proveedor.
Si Argentina quiere mantener la misma tasa de crecimiento de la demanda de hidrocarburos de un 5,5 – 6% de los últimos años, es indispensable diseñar una nueva matriz energética en el futuro y como primera medida será necesaria la construcción de plantas de regasificación de Gas Natural Licuado (GNL) en los próximos años, siguiendo el ejemplo de la política que ya ha sido ampliamente desarrollada en Chile con las millonarias inversiones en el puerto Quintero y Mejillones.
Al mismo tiempo Argentina no debe descuidar el desarrollo tecnológico para el fortalecimiento de una política de ahorro energético en todos los niveles del consumo, domestico, industrial y de transporte tanto público como privado, dicen los analistas.
BIOCOMBUSTIBLES
El ministro de planificación Julio de Vido puso en marcha un plan que se basa en la Ley 26.093 del Régimen de Regulación y Promoción para la Producción y Uso Sustentable de Biocombustibles, una medida necesaria e indispensable para cambiar de manera paulatina la matriz energética, en base a la cual a partir de 2010 será obligatorio introducir el 5% de biodiesel en el gas-oil o diesel oil del país, mientras que todo combustible líquido caracterizado como nafta comercializado en el país deberá ser mezclado con “bioetanol”, tal como lo hace actualmente Brasil.
Este criterio de sustentabilidad directamente controlado por el Ministerio de la Agricultura, está dirigido a las plantaciones de caña de azúcar que serán cultivadas en las provincias del norte como Tucumán, Jujuy y Salta.
El total de la inversión estatal calculada será de 500 millones de dólares creando así alrededor de cuatro mil empleos, además de la aplicación de una serie de medidas de disminución de presión fiscal para todas aquellas empresas pequeñas y medianas que participaran en este programa.
La demanda inicial de bioetanol será de 300 millones de dólares al año para una producción superior a los 600 millones de metros cúbicos anuales.La Asociación Argentina de Biocombustibles (AABH) que desde hace tiempo estuvo observando la situación energética nacional, en 2008 anunció el haber producido 1,2 millones de toneladas de biodiesel, un resultado altamente positivo si se piensa que el año anterior llegó solamente a menos de un tercio (319 mil toneladas).
El estudio realizado por el SEGE de la Universidad de Wisconsin sobre 266 países, confirmó que las potencialidades de Argentina en el ámbito de los biocombustibles es muy alto hasta el punto que podría ser una nueva potencia a nivel mundial después de Brasil.
Otros dos proyectos que el gobierno argentino quiere financiar para solucionar la creciente demanda de hidrocarburos son los siguientes:1) El proyecto Aurora, donde la empresa petrolera hispano-argentina Repsol después de treinta años va a empezar las actividades exploratorias offshore de gas y petróleo en en Golfo de San Jorge.2) El 12 de noviembre de 2008 la Presidenta Cristina Fernández de Kirschner presentó públicamente un plan para incentivar la producción de hidrocarburos y al mismo tiempo alimentar las escasas reservas del país.Con los programas Petróleo Plus y Refinación Plus en la provincia patagónica de Neuquén, empezarán una serie de proyectos para la exploración de nuevos yacimientos de hidrocarburos además de la construcción de nuevas refinerías y la ampliación de las ya existentes.
El objetivo es incentivar la producción de crudo y las reservas del país, mediante la inversión directa de 8570 millones de dólares, los cuales provendrán principalmente de la otorgación de incentivos fiscales a las empresas que van a operar en estos campos petroleros. “Esto será posible a través de certificados de crédito fiscal para las empresas, que podrán ser utilizados para la cancelación de los derechos de exportación de los hidrocarburos, además de la amortización del IVA y un régimen especial para pequeños refinadores que presenten proyectos de ampliación de sus plantas” explicó el Ministro De Vido en una conferencia de prensa de noviembre de 2008.
Según el periódico argentino Crónica, de las petroleras grandes, la más favorecida por el nuevo esquema sería Pan American Energy (PAE), porque exporta dos de cada tres metros cúbicos que salen del país.
Ex Secretarios de Energía proponen nueva política energética
El 11 de marzo de 2009 ocho ex funcionarios de la Secretaria de Energía de Argentina (SEA) presentaron un documento bajo el titulo “Propuesta de una política de Estado para el sector energético Argentino” en el cual además de mencionar la critica situación energética se mencionan cuales podrían ser los instrumentos para poder proceder a su mejoramiento.
El fortalecimiento de la misma SEA con la introducción de nuevas leyes y la renovación de las instituciones correspondientes, es el primer paso a cumplir y es la clave para empezar el largo camino propuesto por los ex funcionarios.
Esta medida sin embargo coincide con una planificación a largo plazo lanzada por el gobierno de Cristina Fernández, que ha encarado la diversificación de la matriz energética impulsando la energía nuclear, que ya se está desarrollando con la nueva planta de Atucha II, proyectos hidroeléctrica y hasta eólicos. Con este escenario, el punto de convergencia se aleja cuando el informe sugiere la disminución de la dependencia del gas natural, lo que no toma en cuenta la firma del memorándum de entendimiento para el abastecimiento de gas natural entre YPFB y ENARSA para incrementar los volúmenes de gas naturales provenientes de Bolivia, así como la construcción del nuevo Gasoducto del Norte Argentino (GNEA) con una inversión aproximada de 1.500 millones de dólares.
El punto “C” del documento plantea la reanudación de un proceso de entendimiento de las dos partes, aunque es preciso encarar una agresiva campaña exploratoria petrolera coordinada con las provincias.
En cocnlusión, los ex funcionarios plantean la refundación de la Secretaría de Energía, el fortalecimiento de los entes reguladores, mayor transparencia, aplicación de tarifas energéticas y subsidios e impulsar la construcción de centrales hidroeléctricas nacionales y binacionales.
Reporte Energía
20/05/2009
Los mercados energéticos regionales crecen a ritmos acelerados por el incremento del PIB y los proyectos de expansión de la cobertura energética a sectores antes deprimidos y de baja demanda. El gas es el principal protagonista como fuente primaria de energía para generación eléctrica y, como muestra el especial que el Centro de Investigación y Documentación Energética (CIDE) de Reporte Energía ha elaborado, Argentina, Chile y Centroamérica buscan salidas.
La producción de petróleo en Argentina empezó a disminuir ya desde 1998 según las previsiones del presidente del Instituto Argentino para la energía
G.Mosconi Jorge Lapeña.
Las reservas disminuyeron tanto en petróleo como en gas natural y no se descubrieron nuevos yacimientos en los últimos 15 años, ante esta realidad, es muy probable que el Ministerio de Energía de Argentina se verá obligado a importar, además de gas, también petróleo desde los países vecinos. a demasiada dependencia de gas y petróleo en los últimos 35 años fue un factor que sin duda influyó de forma negativa en el desarrollo de la matriz energética primaria del país.En general el sistema de abastecimiento de gas natural argentino presenta dos problemas estructurales:1) La insuficiente capacidad de producción local para responder a la demanda del mercado Interno.2) La red de transporte de gas natural es inadecuada Las consecuencias generadas son la restricción al consumo que está afectando asímismo el consumo del sector industrial y la generación de electricidad.
El proveedor más cercano es Bolivia, por lo que resulta estratégico acceder a esos recursos de una forma sustentable en el largo plazo con el proyecto del GNEA.Para comprender la situación actual de Argentina es necesario analizar el pasado.En los años ’70 el consumo de petróleo se aproximaba al 72% mientras que el del gas al 18%; en el transcurso de veinte años dichos porcentajes se nivelaron al 39% con el gas natural y 49% por el petróleo, y en el 2000 por primera vez el consumo de gas natural superó levemente el del petróleo.
El cuadro estadístico trazado por la Secretaria de Energía de la Nación Argentina en 2005 es claro respecto a la matriz energética del país:Hidroeléctrica (4%), carbón mineral (0%), leña (1%), nuclear (3%) y el bagazo (1%), todas fuentes alternativas que en tres décadas lograron contribuir apenas con el 10% en el ámbito de las fuentes primarias de energía.En America Latina la dependencia de los hidrocarburos fósiles también no ha variado mucho desde los años ’70 hasta hoy, si se considera que del 80,1% de 1971 se ha pasado a 79,2% el 2000, según fuentes de la EIA. Ha sido poco significativo también el incremento de las centrales hidroeléctricas y nucleares que de 1,8% de 1971 subió a 8,4% en el 2000.
Sin embargo lo que se puede constatar sobre las cifras mencionadas es que la tendencia, si bien con una cierta variación, refleja aquella observada en Europa y la crisis sufrida en el invierno 2008 cuando su gran proveedor Gazprom mantuvo cerradas las válvulas por algunos días, dejando a los consumidores de varias países en una gran incógnita respecto a su proveedor.
Si Argentina quiere mantener la misma tasa de crecimiento de la demanda de hidrocarburos de un 5,5 – 6% de los últimos años, es indispensable diseñar una nueva matriz energética en el futuro y como primera medida será necesaria la construcción de plantas de regasificación de Gas Natural Licuado (GNL) en los próximos años, siguiendo el ejemplo de la política que ya ha sido ampliamente desarrollada en Chile con las millonarias inversiones en el puerto Quintero y Mejillones.
Al mismo tiempo Argentina no debe descuidar el desarrollo tecnológico para el fortalecimiento de una política de ahorro energético en todos los niveles del consumo, domestico, industrial y de transporte tanto público como privado, dicen los analistas.
BIOCOMBUSTIBLES
El ministro de planificación Julio de Vido puso en marcha un plan que se basa en la Ley 26.093 del Régimen de Regulación y Promoción para la Producción y Uso Sustentable de Biocombustibles, una medida necesaria e indispensable para cambiar de manera paulatina la matriz energética, en base a la cual a partir de 2010 será obligatorio introducir el 5% de biodiesel en el gas-oil o diesel oil del país, mientras que todo combustible líquido caracterizado como nafta comercializado en el país deberá ser mezclado con “bioetanol”, tal como lo hace actualmente Brasil.
Este criterio de sustentabilidad directamente controlado por el Ministerio de la Agricultura, está dirigido a las plantaciones de caña de azúcar que serán cultivadas en las provincias del norte como Tucumán, Jujuy y Salta.
El total de la inversión estatal calculada será de 500 millones de dólares creando así alrededor de cuatro mil empleos, además de la aplicación de una serie de medidas de disminución de presión fiscal para todas aquellas empresas pequeñas y medianas que participaran en este programa.
La demanda inicial de bioetanol será de 300 millones de dólares al año para una producción superior a los 600 millones de metros cúbicos anuales.La Asociación Argentina de Biocombustibles (AABH) que desde hace tiempo estuvo observando la situación energética nacional, en 2008 anunció el haber producido 1,2 millones de toneladas de biodiesel, un resultado altamente positivo si se piensa que el año anterior llegó solamente a menos de un tercio (319 mil toneladas).
El estudio realizado por el SEGE de la Universidad de Wisconsin sobre 266 países, confirmó que las potencialidades de Argentina en el ámbito de los biocombustibles es muy alto hasta el punto que podría ser una nueva potencia a nivel mundial después de Brasil.
Otros dos proyectos que el gobierno argentino quiere financiar para solucionar la creciente demanda de hidrocarburos son los siguientes:1) El proyecto Aurora, donde la empresa petrolera hispano-argentina Repsol después de treinta años va a empezar las actividades exploratorias offshore de gas y petróleo en en Golfo de San Jorge.2) El 12 de noviembre de 2008 la Presidenta Cristina Fernández de Kirschner presentó públicamente un plan para incentivar la producción de hidrocarburos y al mismo tiempo alimentar las escasas reservas del país.Con los programas Petróleo Plus y Refinación Plus en la provincia patagónica de Neuquén, empezarán una serie de proyectos para la exploración de nuevos yacimientos de hidrocarburos además de la construcción de nuevas refinerías y la ampliación de las ya existentes.
El objetivo es incentivar la producción de crudo y las reservas del país, mediante la inversión directa de 8570 millones de dólares, los cuales provendrán principalmente de la otorgación de incentivos fiscales a las empresas que van a operar en estos campos petroleros. “Esto será posible a través de certificados de crédito fiscal para las empresas, que podrán ser utilizados para la cancelación de los derechos de exportación de los hidrocarburos, además de la amortización del IVA y un régimen especial para pequeños refinadores que presenten proyectos de ampliación de sus plantas” explicó el Ministro De Vido en una conferencia de prensa de noviembre de 2008.
Según el periódico argentino Crónica, de las petroleras grandes, la más favorecida por el nuevo esquema sería Pan American Energy (PAE), porque exporta dos de cada tres metros cúbicos que salen del país.
Ex Secretarios de Energía proponen nueva política energética
El 11 de marzo de 2009 ocho ex funcionarios de la Secretaria de Energía de Argentina (SEA) presentaron un documento bajo el titulo “Propuesta de una política de Estado para el sector energético Argentino” en el cual además de mencionar la critica situación energética se mencionan cuales podrían ser los instrumentos para poder proceder a su mejoramiento.
El fortalecimiento de la misma SEA con la introducción de nuevas leyes y la renovación de las instituciones correspondientes, es el primer paso a cumplir y es la clave para empezar el largo camino propuesto por los ex funcionarios.
Esta medida sin embargo coincide con una planificación a largo plazo lanzada por el gobierno de Cristina Fernández, que ha encarado la diversificación de la matriz energética impulsando la energía nuclear, que ya se está desarrollando con la nueva planta de Atucha II, proyectos hidroeléctrica y hasta eólicos. Con este escenario, el punto de convergencia se aleja cuando el informe sugiere la disminución de la dependencia del gas natural, lo que no toma en cuenta la firma del memorándum de entendimiento para el abastecimiento de gas natural entre YPFB y ENARSA para incrementar los volúmenes de gas naturales provenientes de Bolivia, así como la construcción del nuevo Gasoducto del Norte Argentino (GNEA) con una inversión aproximada de 1.500 millones de dólares.
El punto “C” del documento plantea la reanudación de un proceso de entendimiento de las dos partes, aunque es preciso encarar una agresiva campaña exploratoria petrolera coordinada con las provincias.
En cocnlusión, los ex funcionarios plantean la refundación de la Secretaría de Energía, el fortalecimiento de los entes reguladores, mayor transparencia, aplicación de tarifas energéticas y subsidios e impulsar la construcción de centrales hidroeléctricas nacionales y binacionales.
Análisis
Para remontar la crisis energética
Reporte Energía
20/05/2009
Daniel Montamat
Ex Secretario de Energía Argentina
Cuando la economía despegue, las restricciones energéticas serán un serio obstáculo. El Estado y el mercado deben trabajar de manera consensuada, garantizando competencia, regulando las fallas y planificando estratégicamente el futuro.
Hoy las luces están encendidas porque la economía está apagada. Tan pronto la economía despegue, las restricciones energéticas volverán a ser un serio obstáculo. No hay salida mientras sigamos entrampados en el corto plazo.
La recesión económica se instaló entre los argentinos, y las moléculas y los electrones son testigos insobornables del bajón productivo. La electricidad consumida en los primeros 4 meses del año es inferior a la consumida en igual período del año anterior (-1.1%). El consumo de derivados petroleros y gas natural también cayó (gasoil -9% en el bimestre). La caída de la demanda energética disimula el atraso del cronograma de obras de infraestructura energética que depende, en su mayor parte, del presupuesto público.
No aprovechamos los años de vacas gordas y petróleo caro para hacer las inversiones de alto riesgo exploratorio (Brasil lo hizo), y hoy la actividad petrolera aguas arriba se limita a explotar lo que está en producción, con productividad y producción declinante. También perdimos una oportunidad dorada para alentar proyectos de energía renovable y diversificar las fuentes de energía primaria, muy concentradas en gas natural y petróleo (90%). Hemos estado consumiendo las reservas energéticas, alentando usos no racionales y desalentando las inversiones de largo plazo que el sector requiere. El espejismo de los precios congelados y las tarifas que no recuperan costos tuvo como contracara un festival de subsidios que benefició más a los ricos que a los pobres, y la necesidad del Estado de encarar obras de ampliación e infraestructura que deberían haber hecho los operadores del sistema.Volvimos a importar volúmenes crecientes de gas natural, gasoil y electricidad a precios de referencia internacional. También importamos fuel oil vía Venezuela, cuando nos sobra la producción local que exportamos. Empezamos los ajustes de las tarifas de gas y electricidad justo en vacas flacas, porque las arcas públicas ya no resisten el peso de los subsidios.
Pero las distorsiones acumuladas de precios de la canasta energética, aun aliviadas por la baja del petróleo, son todavía importantes y preanuncian nuevos reajustes. Reajustes que van a aguardar el turno electoral.
Dinamitamos el mercado regional de energía cuando rompimos los acuerdos de exportación a Chile, y bebimos de nuestra propia cicuta cuando terminamos rehenes del gas de Bolivia. El epicentro de nuestra escasez energética está en el gas natural (50% de la energía primaria), pero no pudimos contar con el gas de la región. El nuevo gasoducto de Bolivia (que habría de inaugurarse en el 2006) todavía está en los papeles, y nunca más se habló del gran ducto que vendría de Venezuela. Mientras tanto, la urgencia nos obliga a importar gas por barco a precios exorbitantes comparados con los de la producción local.
Hemos sumado mucho corto plazo en un sector capital intensivo, donde el interregno entre las decisiones de inversión y los resultados atraviesa más de una administración de gobierno. No se puede salir de este atolladero con políticas coyunturales.
La política de Estado propuesta por 8 ex- Secretarios de Energía establece denominadores comunes en tres temas: la necesidad de una estrategia de largo plazo para el sector; la necesidad de reglas e instituciones que ofrezcan certidumbre, transparencia y previsibilidad; y la necesidad de precios que recuperen costos económicos con una tarifa social que atienda a los sectores más necesitados.La disyuntiva no es Estado o mercado. Deben funcionar los mercados de la energía y debe estar presente el Estado, garantizando competencia, regulando las fallas y planificando estratégicamente el futuro. Si los consensos básicos se aceptan y respetan como referencia de una política de Estado, las políticas energéticas de las administraciones de turno, en la alternancia democrática, podrán evitar los “barquinazos” que nos privan de continuidad y de futuro previsible. La energía entonces será clave para apuntalar el proyecto de desarrollo económico y social que nos debemos.
Reporte Energía
20/05/2009
Daniel Montamat
Ex Secretario de Energía Argentina
Cuando la economía despegue, las restricciones energéticas serán un serio obstáculo. El Estado y el mercado deben trabajar de manera consensuada, garantizando competencia, regulando las fallas y planificando estratégicamente el futuro.
Hoy las luces están encendidas porque la economía está apagada. Tan pronto la economía despegue, las restricciones energéticas volverán a ser un serio obstáculo. No hay salida mientras sigamos entrampados en el corto plazo.
La recesión económica se instaló entre los argentinos, y las moléculas y los electrones son testigos insobornables del bajón productivo. La electricidad consumida en los primeros 4 meses del año es inferior a la consumida en igual período del año anterior (-1.1%). El consumo de derivados petroleros y gas natural también cayó (gasoil -9% en el bimestre). La caída de la demanda energética disimula el atraso del cronograma de obras de infraestructura energética que depende, en su mayor parte, del presupuesto público.
No aprovechamos los años de vacas gordas y petróleo caro para hacer las inversiones de alto riesgo exploratorio (Brasil lo hizo), y hoy la actividad petrolera aguas arriba se limita a explotar lo que está en producción, con productividad y producción declinante. También perdimos una oportunidad dorada para alentar proyectos de energía renovable y diversificar las fuentes de energía primaria, muy concentradas en gas natural y petróleo (90%). Hemos estado consumiendo las reservas energéticas, alentando usos no racionales y desalentando las inversiones de largo plazo que el sector requiere. El espejismo de los precios congelados y las tarifas que no recuperan costos tuvo como contracara un festival de subsidios que benefició más a los ricos que a los pobres, y la necesidad del Estado de encarar obras de ampliación e infraestructura que deberían haber hecho los operadores del sistema.Volvimos a importar volúmenes crecientes de gas natural, gasoil y electricidad a precios de referencia internacional. También importamos fuel oil vía Venezuela, cuando nos sobra la producción local que exportamos. Empezamos los ajustes de las tarifas de gas y electricidad justo en vacas flacas, porque las arcas públicas ya no resisten el peso de los subsidios.
Pero las distorsiones acumuladas de precios de la canasta energética, aun aliviadas por la baja del petróleo, son todavía importantes y preanuncian nuevos reajustes. Reajustes que van a aguardar el turno electoral.
Dinamitamos el mercado regional de energía cuando rompimos los acuerdos de exportación a Chile, y bebimos de nuestra propia cicuta cuando terminamos rehenes del gas de Bolivia. El epicentro de nuestra escasez energética está en el gas natural (50% de la energía primaria), pero no pudimos contar con el gas de la región. El nuevo gasoducto de Bolivia (que habría de inaugurarse en el 2006) todavía está en los papeles, y nunca más se habló del gran ducto que vendría de Venezuela. Mientras tanto, la urgencia nos obliga a importar gas por barco a precios exorbitantes comparados con los de la producción local.
Hemos sumado mucho corto plazo en un sector capital intensivo, donde el interregno entre las decisiones de inversión y los resultados atraviesa más de una administración de gobierno. No se puede salir de este atolladero con políticas coyunturales.
La política de Estado propuesta por 8 ex- Secretarios de Energía establece denominadores comunes en tres temas: la necesidad de una estrategia de largo plazo para el sector; la necesidad de reglas e instituciones que ofrezcan certidumbre, transparencia y previsibilidad; y la necesidad de precios que recuperen costos económicos con una tarifa social que atienda a los sectores más necesitados.La disyuntiva no es Estado o mercado. Deben funcionar los mercados de la energía y debe estar presente el Estado, garantizando competencia, regulando las fallas y planificando estratégicamente el futuro. Si los consensos básicos se aceptan y respetan como referencia de una política de Estado, las políticas energéticas de las administraciones de turno, en la alternancia democrática, podrán evitar los “barquinazos” que nos privan de continuidad y de futuro previsible. La energía entonces será clave para apuntalar el proyecto de desarrollo económico y social que nos debemos.
Bolivia
Bolivia abre su sector de gas
UPI /Carmen Gentile
May 18, 2009
La empresa estatal de gas boliviana y 13 empresas extranjeras han decidido incrementar las exportaciones de gas natural, un acuerdo que calma los miedos de sus vecinos Latinoamericanos Brasil y Argentina de no tener suficiente gas durante el invierno, que se aproxima en el hemisferio sur. El acuerdo incrementará la producción de 41 millones de metros cúbicos por día a casi 45 millones de metros cúbicos por día. Entre los beneficiados se encuentran la empresa estatal brasilera Petrobras, la española Repsol y la francesa Total.
El Nuevo acuerdo fue “preparado con la intención de garantizar un aumento en producción para poder continuar lo que venimos hacienda en el Mercado interno y para la exportación” comentó Carlos Villegas, presidente de la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos.
El acuerdo hecho entre las empresas extranjeras y Bolivia fue una grata sorpresa para los que criticaban al Presidente Evo Morales por su manejo del principal producto de exportación del país. Bolivia tiene las segundas reservas más grande del continente, detrás de Venezuela, y es el mayor exportador de gas de Sud América.
Para Morales, la decisión esta semana de incrementar las exportaciones es un cambio de su política izquierdista de nacionalizar el sector petrolero en 2006 e incrementar los impuestos a las empresas extranjeras. Esta decisión causo a Petrobras a bajar su producción de 30 millones de pies cúbicos por día a menos de 20 millones. Ahora, Brasil anticipa un retorno a los niveles de producción anteriores a la nacionalización en los próximos meses, comentó un ejecutivo de Petrobras al escuchar la noticia del acuerdo de las empresas extranjeras con el gobierno de Morales.
El nuevo acuerdo fue bien recibido por Brasil y Argentina, que son los mayores importadores de gas boliviano y en los últimos años han sufrido escases de gas durante los meses de invierno debido a las bajas de producción implementadas por Morales.
El incremento, de acuerdo a expertos, demuestra un entendimiento por el gobierno de extrema izquierda de Morales, de la necesidad de aprovechar al máximo el potencial del gas boliviano para generar ingresos para su agenda social.
Morales ha sido fuertemente criticado en Washington por su manejo de la industria del gas natural y por sus vínculos al Presidente Hugo Chávez de Venezuela. “El trato indica un nuevo nivel de pragmatismo de parte de la administración del Presidente Evo Morales y un intento de reducir los riesgos de futuras expropiaciones en el sector,” dice Erasto Almeida, un analista latinoamericano para el grupo consultor Eurasia. “A pesar de sus opiniones radicales de izquierda, Morales ha sido forzado a ser moderado con el sector.”
La industria boliviana del gas ha sido un tema crítico para los gobernantes del país. Opositores de Morales del oriente, donde están las reservas del país, acusan al presidente de utilizar su riqueza natural para pagar programas para los pobres, que en su gran mayoría son indígenas. Morales es el primer presidente indígena del país y promueve temas indígenas como la producción de coca, la planta de donde se produce la cocaína.
Los tres departamentos orientales del país, donde están los principales depósitos de gas, votaron el año pasado por autonomía del gobierno central, quejándose que sus riquezas estaban siendo utilizadas para pagar programas sociales para que benefician principalmente a la población indígena del occidente del país. Morales denuncio estas elecciones y las llamo ilegales, prometiendo que no serán reconocidas por su gobierno. También llamó a los lideras de los departamentos orientales a asistir a una reunión para discutir el tema de autonomía.
Pasados presidentes han caído a razón del tema del gas. En 2003, el Presidente Gonzalo Sánchez de Lozada fue derrocado por violente protestas que resultaron en muertes, cuando sugirió vender gas al vecino país de Chile, con quien tienen una disputa por su pérdida de la salida al mar durante una guerra en el siglo XIX.
El tema del gas también trajo abajo el gobierno del Presidente Carlos Mesa en junio 2005, causando violente protestas sobre el tema de cómo se gastaban las regalías del gas. Mesa eventualmente renunció cediendo paso a Morales y su decisión de nacionalizar el gas.
UPI /Carmen Gentile
May 18, 2009
La empresa estatal de gas boliviana y 13 empresas extranjeras han decidido incrementar las exportaciones de gas natural, un acuerdo que calma los miedos de sus vecinos Latinoamericanos Brasil y Argentina de no tener suficiente gas durante el invierno, que se aproxima en el hemisferio sur. El acuerdo incrementará la producción de 41 millones de metros cúbicos por día a casi 45 millones de metros cúbicos por día. Entre los beneficiados se encuentran la empresa estatal brasilera Petrobras, la española Repsol y la francesa Total.
El Nuevo acuerdo fue “preparado con la intención de garantizar un aumento en producción para poder continuar lo que venimos hacienda en el Mercado interno y para la exportación” comentó Carlos Villegas, presidente de la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos.
El acuerdo hecho entre las empresas extranjeras y Bolivia fue una grata sorpresa para los que criticaban al Presidente Evo Morales por su manejo del principal producto de exportación del país. Bolivia tiene las segundas reservas más grande del continente, detrás de Venezuela, y es el mayor exportador de gas de Sud América.
Para Morales, la decisión esta semana de incrementar las exportaciones es un cambio de su política izquierdista de nacionalizar el sector petrolero en 2006 e incrementar los impuestos a las empresas extranjeras. Esta decisión causo a Petrobras a bajar su producción de 30 millones de pies cúbicos por día a menos de 20 millones. Ahora, Brasil anticipa un retorno a los niveles de producción anteriores a la nacionalización en los próximos meses, comentó un ejecutivo de Petrobras al escuchar la noticia del acuerdo de las empresas extranjeras con el gobierno de Morales.
El nuevo acuerdo fue bien recibido por Brasil y Argentina, que son los mayores importadores de gas boliviano y en los últimos años han sufrido escases de gas durante los meses de invierno debido a las bajas de producción implementadas por Morales.
El incremento, de acuerdo a expertos, demuestra un entendimiento por el gobierno de extrema izquierda de Morales, de la necesidad de aprovechar al máximo el potencial del gas boliviano para generar ingresos para su agenda social.
Morales ha sido fuertemente criticado en Washington por su manejo de la industria del gas natural y por sus vínculos al Presidente Hugo Chávez de Venezuela. “El trato indica un nuevo nivel de pragmatismo de parte de la administración del Presidente Evo Morales y un intento de reducir los riesgos de futuras expropiaciones en el sector,” dice Erasto Almeida, un analista latinoamericano para el grupo consultor Eurasia. “A pesar de sus opiniones radicales de izquierda, Morales ha sido forzado a ser moderado con el sector.”
La industria boliviana del gas ha sido un tema crítico para los gobernantes del país. Opositores de Morales del oriente, donde están las reservas del país, acusan al presidente de utilizar su riqueza natural para pagar programas para los pobres, que en su gran mayoría son indígenas. Morales es el primer presidente indígena del país y promueve temas indígenas como la producción de coca, la planta de donde se produce la cocaína.
Los tres departamentos orientales del país, donde están los principales depósitos de gas, votaron el año pasado por autonomía del gobierno central, quejándose que sus riquezas estaban siendo utilizadas para pagar programas sociales para que benefician principalmente a la población indígena del occidente del país. Morales denuncio estas elecciones y las llamo ilegales, prometiendo que no serán reconocidas por su gobierno. También llamó a los lideras de los departamentos orientales a asistir a una reunión para discutir el tema de autonomía.
Pasados presidentes han caído a razón del tema del gas. En 2003, el Presidente Gonzalo Sánchez de Lozada fue derrocado por violente protestas que resultaron en muertes, cuando sugirió vender gas al vecino país de Chile, con quien tienen una disputa por su pérdida de la salida al mar durante una guerra en el siglo XIX.
El tema del gas también trajo abajo el gobierno del Presidente Carlos Mesa en junio 2005, causando violente protestas sobre el tema de cómo se gastaban las regalías del gas. Mesa eventualmente renunció cediendo paso a Morales y su decisión de nacionalizar el gas.
Colombia
La colombiana Ecopetrol adquiere activos por 1.291 millones de dólares
Terra Noticias
28/05/2009
La estatal Empresa Colombiana de Petróleos (Ecopetrol) cerró hoy varias compras de activos de la suiza Glencore y la francesa Maurel & Prom por un total 1.291 millones de dólares, con las que busca consolidar su plan de expansión programado para los próximos cinco años.
Ecopetrol precisó a través de un comunicado que había cerrado 'con Maurel & Prom la adquisición de Hocol, empresa dedicada a la exploración y producción de hidrocarburos', mientras que a Glencore le compró una refinería en la ciudad colombiana de Cartagena.
La transacción por Hocol fue por un valor de '580 millones (de dólares) más 162 millones (de dólares) de capital de trabajo' y que 'se realizó una vez cumplidos los trámites legales ante la Superintendencia de Industria y Comercio', explicó la empresa.
La compra incluye todos los activos en producción y desarrollo en Colombia, con los que se prevé sumar una producción cercana a 22.000 barriles por día en 2009, así como 'algunos bloques exploratorios'.
'Esta operación contribuye a aumentar la base de reservas y producción de hidrocarburos de Ecopetrol con miras a cumplir la meta del millón de barriles diarios de producción establecida en su estrategia corporativa al 2015', indicó el documento.
Con esta operación, Hocol se convierte en 'una filial del Grupo Empresarial Ecopetrol, con autonomía operativa, administrativa y financiera, cuyo control se ejercerá a través de los mecanismos establecidos en su propia junta directiva', añadió.
En cuanto al negocio con Glencore, Ecopetrol compró la totalidad de las acciones que tenía la suiza en la Refinería de Cartagena, Reficar S.A., por un valor de 549 millones de dólares.
La petrolera estatal colombiana reiteró su 'disposición para continuar desarrollando el proyecto de ampliación y modernización de la refinería de Cartagena (Colombia), para lo cual actualmente se trabaja en la integración de sinergias con la Refinería de Barrancabermeja, propiedad 100% de Ecopetrol, con la intención de maximizar los beneficios para la empresa'.
La empresa recordó que tiene diseñado un plan de inversión que arrancó en 2008 y finalizará en 2015 por 60.000 millones de dólares.
Terra Noticias
28/05/2009
La estatal Empresa Colombiana de Petróleos (Ecopetrol) cerró hoy varias compras de activos de la suiza Glencore y la francesa Maurel & Prom por un total 1.291 millones de dólares, con las que busca consolidar su plan de expansión programado para los próximos cinco años.
Ecopetrol precisó a través de un comunicado que había cerrado 'con Maurel & Prom la adquisición de Hocol, empresa dedicada a la exploración y producción de hidrocarburos', mientras que a Glencore le compró una refinería en la ciudad colombiana de Cartagena.
La transacción por Hocol fue por un valor de '580 millones (de dólares) más 162 millones (de dólares) de capital de trabajo' y que 'se realizó una vez cumplidos los trámites legales ante la Superintendencia de Industria y Comercio', explicó la empresa.
La compra incluye todos los activos en producción y desarrollo en Colombia, con los que se prevé sumar una producción cercana a 22.000 barriles por día en 2009, así como 'algunos bloques exploratorios'.
'Esta operación contribuye a aumentar la base de reservas y producción de hidrocarburos de Ecopetrol con miras a cumplir la meta del millón de barriles diarios de producción establecida en su estrategia corporativa al 2015', indicó el documento.
Con esta operación, Hocol se convierte en 'una filial del Grupo Empresarial Ecopetrol, con autonomía operativa, administrativa y financiera, cuyo control se ejercerá a través de los mecanismos establecidos en su propia junta directiva', añadió.
En cuanto al negocio con Glencore, Ecopetrol compró la totalidad de las acciones que tenía la suiza en la Refinería de Cartagena, Reficar S.A., por un valor de 549 millones de dólares.
La petrolera estatal colombiana reiteró su 'disposición para continuar desarrollando el proyecto de ampliación y modernización de la refinería de Cartagena (Colombia), para lo cual actualmente se trabaja en la integración de sinergias con la Refinería de Barrancabermeja, propiedad 100% de Ecopetrol, con la intención de maximizar los beneficios para la empresa'.
La empresa recordó que tiene diseñado un plan de inversión que arrancó en 2008 y finalizará en 2015 por 60.000 millones de dólares.
Perú
Ministerio autoriza EIA para exploración de bloque 126
Viernes 29 de mayo, 2009 15:18 (GMT-0400)
Business News Americas / Equipo de Prensa
La Directoría General de Asuntos Ambientales Energéticos (DGAAE) del Ministerio de Energía y Minas de Perú aprobó el estudio de impacto ambiental (EIA) para actividades de exploración en el bloque 126, según una resolución de la cartera.
En concreto, el estudio es para la adquisición de 150km2 de sísmica tridimensional, 50km de sísmica bidimensional y la perforación de hasta cuatro pozos exploratorios.
La junior canadiense Veraz Petroleum, que presentó el documento en diciembre, había anunciado que la adquisición de sísmica se prolongaría por cuatro a seis meses y que la perforación se efectuaría el segundo trimestre del 2010.
La estimación de recursos efectuada por Veraz, que incluye recursos contingentes y prospectivos, es de 59,6 millones de barriles.
El 2007, la compañía canadiense y la empresa estatal encargada de promover la inversión en hidrocarburos, Perupetro, firmaron el acuerdo por el bloque, que cubre un área de 2,5 millones de acres (1,01 millones de hectáreas) en la región Ucayali.
Viernes 29 de mayo, 2009 15:18 (GMT-0400)
Business News Americas / Equipo de Prensa
La Directoría General de Asuntos Ambientales Energéticos (DGAAE) del Ministerio de Energía y Minas de Perú aprobó el estudio de impacto ambiental (EIA) para actividades de exploración en el bloque 126, según una resolución de la cartera.
En concreto, el estudio es para la adquisición de 150km2 de sísmica tridimensional, 50km de sísmica bidimensional y la perforación de hasta cuatro pozos exploratorios.
La junior canadiense Veraz Petroleum, que presentó el documento en diciembre, había anunciado que la adquisición de sísmica se prolongaría por cuatro a seis meses y que la perforación se efectuaría el segundo trimestre del 2010.
La estimación de recursos efectuada por Veraz, que incluye recursos contingentes y prospectivos, es de 59,6 millones de barriles.
El 2007, la compañía canadiense y la empresa estatal encargada de promover la inversión en hidrocarburos, Perupetro, firmaron el acuerdo por el bloque, que cubre un área de 2,5 millones de acres (1,01 millones de hectáreas) en la región Ucayali.
Ecuador
Firma canadiense invertirá US$ 4.000M
Petroecuador entregó un bloque petrolero a la empresa Ivanhoe, que se encargará de la exploración, además de la recuperación de más de 960 millones de barriles.
América Economía
26/05/2009
La empresa estatal Petroecuador entregó a la compañía canadiense Ivanhoe un bloque petrolero que incluye el campo Pungarayacu, en la provincia de Napo, por un plazo de 30 años.
El campo Pungarayacu posee un yacimiento de 4.500 millones de crudo pesado y fue descubierto por Petroproducción en 1980. Tiene una posibilidad de recuperación del 7% y da un resultado de 315,7 millones de barriles de reservas de crudo.
Según ha estimado Petroecuador espera que en la ejecución del contrato la compañía canadiense inviertan US$ 4.246 millones para recuperar y mejorar 960 millones de barriles de petróleo, informó por El Telégrafo.
La firma lleva invertidos casi US$ 5 millones en estudios de impacto ambiental y planes de desarrollo del campo. Sin embargo, los trabajos estaban frenados por falta de una licencia ambiental, la cual se obtuvo hace unos días, informó David Martin, presidente ejecutivo y gerente general de Ivanhoe para América Latina.
Así ya está todo listo para iniciar operaciones petroleras en el bloque, donde se empezarán a perforar los primeros cuatro pozos. “Esperamos iniciar las perforaciones dentro de dos o tres meses. En el primer pozo haremos muchas pruebas, pues siempre hay sorpresas”, explicó Martin.
El contrato entrega al Estado el 100 % del petróleo, así como el beneficio de la tecnología que la empresa utiliza para el mejoramiento del crudo.
En ese sentido, el presidente de la petrolera ecuatoriana, Luis Jaramillo, aseguró que “fue interesante establecer esta negociación donde todo el riesgo lo pone la empresa, con una tasa de servicios de US$ 37 el barril y una inversión de US$ 4.000 millones. Espero que lo que se ha planificado se materialice con una producción más allá de los 120 mil barriles diarios que esperamos”.
Petroecuador entregó un bloque petrolero a la empresa Ivanhoe, que se encargará de la exploración, además de la recuperación de más de 960 millones de barriles.
América Economía
26/05/2009
La empresa estatal Petroecuador entregó a la compañía canadiense Ivanhoe un bloque petrolero que incluye el campo Pungarayacu, en la provincia de Napo, por un plazo de 30 años.
El campo Pungarayacu posee un yacimiento de 4.500 millones de crudo pesado y fue descubierto por Petroproducción en 1980. Tiene una posibilidad de recuperación del 7% y da un resultado de 315,7 millones de barriles de reservas de crudo.
Según ha estimado Petroecuador espera que en la ejecución del contrato la compañía canadiense inviertan US$ 4.246 millones para recuperar y mejorar 960 millones de barriles de petróleo, informó por El Telégrafo.
La firma lleva invertidos casi US$ 5 millones en estudios de impacto ambiental y planes de desarrollo del campo. Sin embargo, los trabajos estaban frenados por falta de una licencia ambiental, la cual se obtuvo hace unos días, informó David Martin, presidente ejecutivo y gerente general de Ivanhoe para América Latina.
Así ya está todo listo para iniciar operaciones petroleras en el bloque, donde se empezarán a perforar los primeros cuatro pozos. “Esperamos iniciar las perforaciones dentro de dos o tres meses. En el primer pozo haremos muchas pruebas, pues siempre hay sorpresas”, explicó Martin.
El contrato entrega al Estado el 100 % del petróleo, así como el beneficio de la tecnología que la empresa utiliza para el mejoramiento del crudo.
En ese sentido, el presidente de la petrolera ecuatoriana, Luis Jaramillo, aseguró que “fue interesante establecer esta negociación donde todo el riesgo lo pone la empresa, con una tasa de servicios de US$ 37 el barril y una inversión de US$ 4.000 millones. Espero que lo que se ha planificado se materialice con una producción más allá de los 120 mil barriles diarios que esperamos”.
Ecuador
Petroecuador entrega bloque 20 a contratista canadiense
El Tiempo
26/05/2009
La empresa estatal de petróleo de Ecuador, Petroecuador, entregó a la contratista canadiense Ivanhoe el bloque 20 en la provincia del Napo, en la Amazonía del país, informó una fuente oficial.
La ceremonia de entrega estuvo presidida por el presidente ejecutivo de Petroecuador, Luis Jaramillo, y el vicepresidente de Petroproducción, Freddy García, mientras que por la empresa extranjera estuvieron su presidente, David Martin, y su representante en Ecuador, Carlos Espinoza.El Bloque 20 incluye el campo Pungarayacu, en la provincia de Napo.
El pasado 9 de octubre se suscribió el contrato para exploración, explotación y mejoramiento de crudo pesado en el bloque 20, entre Petroecuador e Ivanhoe Energy Ecuador, con una duración de 30 años, una tasa de servicios de 37 dólares por barril y una inversión prevista de 4.000 millones de dólares.
Petroecuador señaló en un comunicado que la producción diaria en ese bloque se calcula que podría superar los 120.000 barriles de crudo extra pesado de entre 8 y 12 grados API.
Ivanhoe realizó estudios de impacto ambiental que le permitieron obtener una licencia ambiental provisional, para continuar la ejecución de su plan de desarrollo.
Dicho plan incluye evaluación sísmica 2D y 3D, perforación de pozos de prueba y producción temprana, y la instalación de la primera planta HTL (Heavy to Light).
Posteriormente se construirán plantas adicionales con tecnología HTL para que la producción alcance o supere los 120.000 barriles por día.
Esta tecnología permite una mayor recuperación el crudo y lo convierte en un producto mejorado y de fácil transporte por el Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (Sote), explicó Petroecuador.Quito, EFE.
El Tiempo
26/05/2009
La empresa estatal de petróleo de Ecuador, Petroecuador, entregó a la contratista canadiense Ivanhoe el bloque 20 en la provincia del Napo, en la Amazonía del país, informó una fuente oficial.
La ceremonia de entrega estuvo presidida por el presidente ejecutivo de Petroecuador, Luis Jaramillo, y el vicepresidente de Petroproducción, Freddy García, mientras que por la empresa extranjera estuvieron su presidente, David Martin, y su representante en Ecuador, Carlos Espinoza.El Bloque 20 incluye el campo Pungarayacu, en la provincia de Napo.
El pasado 9 de octubre se suscribió el contrato para exploración, explotación y mejoramiento de crudo pesado en el bloque 20, entre Petroecuador e Ivanhoe Energy Ecuador, con una duración de 30 años, una tasa de servicios de 37 dólares por barril y una inversión prevista de 4.000 millones de dólares.
Petroecuador señaló en un comunicado que la producción diaria en ese bloque se calcula que podría superar los 120.000 barriles de crudo extra pesado de entre 8 y 12 grados API.
Ivanhoe realizó estudios de impacto ambiental que le permitieron obtener una licencia ambiental provisional, para continuar la ejecución de su plan de desarrollo.
Dicho plan incluye evaluación sísmica 2D y 3D, perforación de pozos de prueba y producción temprana, y la instalación de la primera planta HTL (Heavy to Light).
Posteriormente se construirán plantas adicionales con tecnología HTL para que la producción alcance o supere los 120.000 barriles por día.
Esta tecnología permite una mayor recuperación el crudo y lo convierte en un producto mejorado y de fácil transporte por el Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (Sote), explicó Petroecuador.Quito, EFE.
Ecuador
La argentina CGC reitera a Ecuador la necesidad de llegar a un acuerdo
La petrolera argentina Compañía General de Combustibles (CGC) hizo hoy un nuevo llamamiento al Gobierno de Ecuador para que negocie un acuerdo que permita a la empresa salir de la situación en la que se encuentra por no poder operar debido a una 'férrea' oposición de las comunidades amazónicas.
Mauricio Ruso, gerente comercial de la empresa, explicó a Efe, en una entrevista telefónica, que desde hace seis años la compañía no puede operar en el Bloque 23, situado en la provincia de Pastaza, en el este selvático del país, debido a que 'no están dadas las condiciones de seguridad mínimas'.
El pasado 9 de marzo CGC informó de que había interpuesto una demanda ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI) para intentar negociar una solución, sin embargo, según dijo Ruso, hasta el momento ningún miembro del Gobierno los ha llamado a negociar.
La compañía se adjudicó en 1996 un contrato para la exploración, explotación y extracción de crudo en el Bloque 23, donde se asientan varias comunidades indígenas, que poco tiempo después de que comenzaran las operaciones 'atacaron los campamentos, secuestraron gente y nos robaron los explosivos', explicó Ruso.
'Solo alcanzamos a registrar el 30 por ciento de la exploración sísmica, con lo cual determinamos que, bajo esas condiciones de seguridad no se podía seguir realizando y decidimos levantar el campamento', recordó el ejecutivo.
Según Ruso, a principios de mayo el Gobierno envió un oficio a la compañía donde el ministro de Minas y Petróleo, Derlis Palacios, le invitó a retomar las operaciones, sin embargo, desde el punto de vista de CGC, 'no hay ningún hecho que justifique el levantamiento de fuerza mayor'.
'Por el contrario, cuando las comunidades toman conocimiento de este oficio ministerial siguen en su férrea oposición y anuncian un estado de alerta', añadió.
El proceso iniciado por la compañía argentina ante el CIADI aún le da un plazo al Gobierno de tres meses para que se siente a negociar una salida a la situación.
Ruso señaló que si después de ese tiempo no se ha llegado a un acuerdo, la petrolera tramitará una demanda formal.
'Ojalá nos llamen en el corto plazo para poder llegar a un acuerdo, tenemos todas las esperanzas de que así sea. No queremos terminar en un juicio, pero si finalmente, pasados los 6 meses, no hay ninguna respuesta positiva por parte del Gobierno no nos va a quedar otro camino', señaló Ruso.
El gerente comercial indicó que la negociación puede llegar a que rescinda el contrato entre ambas partes, por lo que entonces CGC terminaría por abandonar el país, pero que 'en primera instancia parece que no va a quedar otra alternativa que una indemnización'.
Aún así manifestó que 'si al Gobierno se le ocurre alguna otra alternativa' CGC está dispuesta a analizarla.
'Para el Estado ecuatoriano también es difícil resolver la situación, porque están enfrentados con la comunidad Sarayaku. Es complicado pero se tiene que llegar a alguna solución', apostilló.
Precisamente ayer, la Confederación de Nacionalidades Indígenas de Ecuador (Conaie) rechazó la resolución de retomar las operaciones de exploración y explotación de hidrocarburos en la región amazónica.
Los indígenas se declararon 'en estado de máxima alerta' en defensa de su 'vida', 'el territorio y la biodiversidad'.
La petrolera argentina Compañía General de Combustibles (CGC) hizo hoy un nuevo llamamiento al Gobierno de Ecuador para que negocie un acuerdo que permita a la empresa salir de la situación en la que se encuentra por no poder operar debido a una 'férrea' oposición de las comunidades amazónicas.
Mauricio Ruso, gerente comercial de la empresa, explicó a Efe, en una entrevista telefónica, que desde hace seis años la compañía no puede operar en el Bloque 23, situado en la provincia de Pastaza, en el este selvático del país, debido a que 'no están dadas las condiciones de seguridad mínimas'.
El pasado 9 de marzo CGC informó de que había interpuesto una demanda ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI) para intentar negociar una solución, sin embargo, según dijo Ruso, hasta el momento ningún miembro del Gobierno los ha llamado a negociar.
La compañía se adjudicó en 1996 un contrato para la exploración, explotación y extracción de crudo en el Bloque 23, donde se asientan varias comunidades indígenas, que poco tiempo después de que comenzaran las operaciones 'atacaron los campamentos, secuestraron gente y nos robaron los explosivos', explicó Ruso.
'Solo alcanzamos a registrar el 30 por ciento de la exploración sísmica, con lo cual determinamos que, bajo esas condiciones de seguridad no se podía seguir realizando y decidimos levantar el campamento', recordó el ejecutivo.
Según Ruso, a principios de mayo el Gobierno envió un oficio a la compañía donde el ministro de Minas y Petróleo, Derlis Palacios, le invitó a retomar las operaciones, sin embargo, desde el punto de vista de CGC, 'no hay ningún hecho que justifique el levantamiento de fuerza mayor'.
'Por el contrario, cuando las comunidades toman conocimiento de este oficio ministerial siguen en su férrea oposición y anuncian un estado de alerta', añadió.
El proceso iniciado por la compañía argentina ante el CIADI aún le da un plazo al Gobierno de tres meses para que se siente a negociar una salida a la situación.
Ruso señaló que si después de ese tiempo no se ha llegado a un acuerdo, la petrolera tramitará una demanda formal.
'Ojalá nos llamen en el corto plazo para poder llegar a un acuerdo, tenemos todas las esperanzas de que así sea. No queremos terminar en un juicio, pero si finalmente, pasados los 6 meses, no hay ninguna respuesta positiva por parte del Gobierno no nos va a quedar otro camino', señaló Ruso.
El gerente comercial indicó que la negociación puede llegar a que rescinda el contrato entre ambas partes, por lo que entonces CGC terminaría por abandonar el país, pero que 'en primera instancia parece que no va a quedar otra alternativa que una indemnización'.
Aún así manifestó que 'si al Gobierno se le ocurre alguna otra alternativa' CGC está dispuesta a analizarla.
'Para el Estado ecuatoriano también es difícil resolver la situación, porque están enfrentados con la comunidad Sarayaku. Es complicado pero se tiene que llegar a alguna solución', apostilló.
Precisamente ayer, la Confederación de Nacionalidades Indígenas de Ecuador (Conaie) rechazó la resolución de retomar las operaciones de exploración y explotación de hidrocarburos en la región amazónica.
Los indígenas se declararon 'en estado de máxima alerta' en defensa de su 'vida', 'el territorio y la biodiversidad'.
Ecuador
Resistencia contra petrolera
Diario Hoy
Publicado el 29/Mayo/2009
En Sarayaku, kichwas repudian disposición del Gobierno y no dejarán que la empresa petrolera argentina CGC reinicie sus operacionesIndígenas kichwas de Sarayaku rechazan la disposición del ministro de Minas y Petróleos, Derlis Palacios, del 8 de mayo, para que la Compañía General de Combustibles (CGC) reinicie operaciones petroleras en el bloque 23, ubicado en la cuenca del río Bobonaza, interior de Pastaza, que comprende 200 mil ha.La mayor parte de ese territorio pertenece a la reserva territorial de esa comunidad, que ha mantenido una permanente oposición a que la frontera petrolera se amplíe a dominios ancestrales.Apenas conocieron el documento 0747 se movilizaron en Puyo. Hubo una reunión urgente del Consejo de Gobierno y resolvieron, como primer punto, rechazar la resolución y que se cumplan las medidas provisionales dictadas por la Corte Interamericana de Derechos Humanos, como la Constitución sobre los Derechos Colectivos de Pueblos Indígenas.
Califican como una actitud "arbitraria del Gobierno" que retrasa los procesos de avance de diálogo desarrollado en diferentes ministerios para el cumplimiento de las referidas medidas provisionales, en particular respecto al retiro de pentolitas de su territorio, "abandonadas por la empresa CGC". Agregan que "hay una demostración de poca transparencia y que esta decisión arbitraria e inconsulta afecta a la vida social, sicológica, cultural, económica y política de su comunidad"."Responsabilizamos al Estado y al Gobierno por las acciones que pueden generar esta resolución. Nos declaramos en resistencia", dijo el líder Kichwa de Sarayaku, Leonardo Viteri. Señaló que no permitirán un nuevo ingreso de petroleras a esa cuenca, pues "es uno de los santuarios de la biodiversidad más importantes que tiene la cuenca amazónica".
Comunidades de la cuenca del río Bobonaza se solidarizaron con el rechazo de Sarayaku.De su lado, Mauricio Russo, gerente comercial de la casa matriz de la CGC, con asiento en Buenos Aires (Argentina), durante su visita al país, del mismo modo, rechazó la resolución del Gobierno. La calificó de inviable e inejecutable. "Parece que el ministro (Derlis) Palacios no ha entendido la gravedad que tiene el entrar a operar el bloque 23 en esas condiciones; no hay forma de volver a operar bajo estas condiciones".
Ricardo Nicolás, gerente de la petrolera en el Ecuador, dijo: "Bajo estas condiciones es imposible, se ha visto que la oposición de Sarayaku es terminante y eso quiere decir que el oficio del Ministro, en el cual levanta la fuerza mayor, es algo fuera de la realidad e imposible de acatarlo".
CGC decidió seguir la demanda del 9 de marzo ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (Ciadi) del Banco Mundial. El Gobierno deberá entregar, hasta el 9 de septiembre, una respuesta a esta demanda por incumplimiento del contrato firmado en 1996, caso contrario seguirá el proceso, dijo Nicolás. (EF)
Diario Hoy
Publicado el 29/Mayo/2009
En Sarayaku, kichwas repudian disposición del Gobierno y no dejarán que la empresa petrolera argentina CGC reinicie sus operacionesIndígenas kichwas de Sarayaku rechazan la disposición del ministro de Minas y Petróleos, Derlis Palacios, del 8 de mayo, para que la Compañía General de Combustibles (CGC) reinicie operaciones petroleras en el bloque 23, ubicado en la cuenca del río Bobonaza, interior de Pastaza, que comprende 200 mil ha.La mayor parte de ese territorio pertenece a la reserva territorial de esa comunidad, que ha mantenido una permanente oposición a que la frontera petrolera se amplíe a dominios ancestrales.Apenas conocieron el documento 0747 se movilizaron en Puyo. Hubo una reunión urgente del Consejo de Gobierno y resolvieron, como primer punto, rechazar la resolución y que se cumplan las medidas provisionales dictadas por la Corte Interamericana de Derechos Humanos, como la Constitución sobre los Derechos Colectivos de Pueblos Indígenas.
Califican como una actitud "arbitraria del Gobierno" que retrasa los procesos de avance de diálogo desarrollado en diferentes ministerios para el cumplimiento de las referidas medidas provisionales, en particular respecto al retiro de pentolitas de su territorio, "abandonadas por la empresa CGC". Agregan que "hay una demostración de poca transparencia y que esta decisión arbitraria e inconsulta afecta a la vida social, sicológica, cultural, económica y política de su comunidad"."Responsabilizamos al Estado y al Gobierno por las acciones que pueden generar esta resolución. Nos declaramos en resistencia", dijo el líder Kichwa de Sarayaku, Leonardo Viteri. Señaló que no permitirán un nuevo ingreso de petroleras a esa cuenca, pues "es uno de los santuarios de la biodiversidad más importantes que tiene la cuenca amazónica".
Comunidades de la cuenca del río Bobonaza se solidarizaron con el rechazo de Sarayaku.De su lado, Mauricio Russo, gerente comercial de la casa matriz de la CGC, con asiento en Buenos Aires (Argentina), durante su visita al país, del mismo modo, rechazó la resolución del Gobierno. La calificó de inviable e inejecutable. "Parece que el ministro (Derlis) Palacios no ha entendido la gravedad que tiene el entrar a operar el bloque 23 en esas condiciones; no hay forma de volver a operar bajo estas condiciones".
Ricardo Nicolás, gerente de la petrolera en el Ecuador, dijo: "Bajo estas condiciones es imposible, se ha visto que la oposición de Sarayaku es terminante y eso quiere decir que el oficio del Ministro, en el cual levanta la fuerza mayor, es algo fuera de la realidad e imposible de acatarlo".
CGC decidió seguir la demanda del 9 de marzo ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (Ciadi) del Banco Mundial. El Gobierno deberá entregar, hasta el 9 de septiembre, una respuesta a esta demanda por incumplimiento del contrato firmado en 1996, caso contrario seguirá el proceso, dijo Nicolás. (EF)
Ecuador
El conflicto en el Bloque 23 empeora
El Comercio
Redacción Negocios Irresponsable, inconsulta, un error”. Así calificó la Compañía General de Combustibles (CGC) la decisión del Gobierno de autorizar el reinicio de sus operaciones en el Bloque 23. En los mismos términos se pronunciaron ayer sobre este tema los dirigentes de la comunidad de Sarayaku, en una rueda de prensa ofrecida en Quito. La decisión, notificada por el ministro de Petróleos, Derlis Palacios, disgustó a ambas partes.Tanto CGC como Sarayaku consideraron que la resolución no hace más que agravar el conflicto. “Derramarán nuestra sangre, pero no iniciarán la operación petrolera”, dijo Ólger Cisneros, representante de una de las comunidades ubicadas dentro del Bloque 23, en Pastaza. Sarayaku se ha opuesto a la extracción petrolera desde 1996, cuando CGC entró a su territorio. El argumento de las comunidades es que han desarrollado un modelo propio de economía basado en el turismo.Los representantes advirtieron, incluso, con recurrir al derecho a la resistencia, consagrado en la Constitución, si el Gobierno insiste en reiniciar la exploración y explotación de hidrocarburos.CGC no lo hará. “Nos ha caído muy mal este oficio de Palacio, porque en vez de abrir el diálogo parece que lo quiere cerrar y cuando hay un diálogo hablan las partes involucradas y en este caso solo habla él”, dijo Diego Sherriff, vocero de la compañía, para quien no existen las condiciones para reiniciar actividades. “Nos parece que el Ministro no ha aprendido nada de lo que ha pasado en los últimos años (en la zona). Nosotros aprendimos que en Sarayaku existe un problema de mucha sensibilidad social frente a la actividad de hidrocarburos... por tanto nosotros consideramos inviable reiniciar operaciones”, señaló. CGC anunció que continuará el arbitraje planteado el 9 de marzo pasado, ante un tribunal internacional en contra del país.Esta opción da un plazo de seis meses a las partes para que busquen un acuerdo amistoso. Este plazo vence el 9 de septiembre próximo. De no haber acuerdo, se iniciará la demanda.
“Hasta ahora no nos han llamado para dialogar (el Gobierno). Ahora salen con una medida de esta naturaleza, pensando que con lo que escriben ya está solucionado el problema”.
El Comercio
Redacción Negocios Irresponsable, inconsulta, un error”. Así calificó la Compañía General de Combustibles (CGC) la decisión del Gobierno de autorizar el reinicio de sus operaciones en el Bloque 23. En los mismos términos se pronunciaron ayer sobre este tema los dirigentes de la comunidad de Sarayaku, en una rueda de prensa ofrecida en Quito. La decisión, notificada por el ministro de Petróleos, Derlis Palacios, disgustó a ambas partes.Tanto CGC como Sarayaku consideraron que la resolución no hace más que agravar el conflicto. “Derramarán nuestra sangre, pero no iniciarán la operación petrolera”, dijo Ólger Cisneros, representante de una de las comunidades ubicadas dentro del Bloque 23, en Pastaza. Sarayaku se ha opuesto a la extracción petrolera desde 1996, cuando CGC entró a su territorio. El argumento de las comunidades es que han desarrollado un modelo propio de economía basado en el turismo.Los representantes advirtieron, incluso, con recurrir al derecho a la resistencia, consagrado en la Constitución, si el Gobierno insiste en reiniciar la exploración y explotación de hidrocarburos.CGC no lo hará. “Nos ha caído muy mal este oficio de Palacio, porque en vez de abrir el diálogo parece que lo quiere cerrar y cuando hay un diálogo hablan las partes involucradas y en este caso solo habla él”, dijo Diego Sherriff, vocero de la compañía, para quien no existen las condiciones para reiniciar actividades. “Nos parece que el Ministro no ha aprendido nada de lo que ha pasado en los últimos años (en la zona). Nosotros aprendimos que en Sarayaku existe un problema de mucha sensibilidad social frente a la actividad de hidrocarburos... por tanto nosotros consideramos inviable reiniciar operaciones”, señaló. CGC anunció que continuará el arbitraje planteado el 9 de marzo pasado, ante un tribunal internacional en contra del país.Esta opción da un plazo de seis meses a las partes para que busquen un acuerdo amistoso. Este plazo vence el 9 de septiembre próximo. De no haber acuerdo, se iniciará la demanda.
“Hasta ahora no nos han llamado para dialogar (el Gobierno). Ahora salen con una medida de esta naturaleza, pensando que con lo que escriben ya está solucionado el problema”.
Ecuador
Ecuador presentará en junio en Alemania propuesta ambiental sobre yacimiento
Quito, 28 may (EFE)
El Gobierno de Ecuador informó hoy de que a mediados de junio presentará en Alemania la Iniciativa ITT, un proyecto ambiental que pretende dejar bajo tierra un importante yacimiento petrolífero en la Amazonía a cambio de una compensación internacional por conservar la naturaleza.
El canciller ecuatoriano, Fander Falconí, junto con los miembros del Consejo Administrativo de la Iniciativa ITT (Roque Sevilla, Yolanda Kakabadse y Francisco Carrión), viajarán próximamente al país europeo para exponer el proyecto.
La comitiva estará en Alemania entre el 15 y el 19 de junio para presentar los estudios, elaborados por expertos ecuatorianos y germanos, sobre la conservación del Parque Nacional Yasuní, donde se encuentra el yacimiento ITT (Ishpingo-Tambococha-Tiputini), precisó la cancillería en un comunicado.
"La Iniciativa es una prioridad en la política exterior ecuatoriana y forma parte de la política ambiental del actual Gobierno", sostuvo Falconí, según el documento.
El proyecto será presentado el 18 de junio a las comisiones de Cooperación y Desarrollo Económico, de Relaciones Internacional, Ambiental y del Grupo de Suramérica del Parlamento alemán.
La delegación ecuatoriana también mostrará su propuesta ante los ministerios alemanes de Cooperación y Desarrollo Económico, de Relaciones Exteriores y del Ambiente, así como a empresas privadas y organizaciones de la sociedad civil de ese país.
Alemania ha expresado formalmente su apoyo al proyecto ITT y ha sugerido a los países de la Unión Europea que lo respalden.
La Iniciativa ITT plantea dejar sin explotar y bajo tierra, a perpetuidad, la reserva petrolífera en el Parque Yasuní, una de las zonas con mayor biodiversidad del mundo, a cambio de una compensación internacional que sea equivalente al valor del crudo no extraído.
El petróleo es el principal producto de exportación de Ecuador y sus ingresos financian un 35 por ciento del presupuesto del Estado.
EFE fa/pa
Quito, 28 may (EFE)
El Gobierno de Ecuador informó hoy de que a mediados de junio presentará en Alemania la Iniciativa ITT, un proyecto ambiental que pretende dejar bajo tierra un importante yacimiento petrolífero en la Amazonía a cambio de una compensación internacional por conservar la naturaleza.
El canciller ecuatoriano, Fander Falconí, junto con los miembros del Consejo Administrativo de la Iniciativa ITT (Roque Sevilla, Yolanda Kakabadse y Francisco Carrión), viajarán próximamente al país europeo para exponer el proyecto.
La comitiva estará en Alemania entre el 15 y el 19 de junio para presentar los estudios, elaborados por expertos ecuatorianos y germanos, sobre la conservación del Parque Nacional Yasuní, donde se encuentra el yacimiento ITT (Ishpingo-Tambococha-Tiputini), precisó la cancillería en un comunicado.
"La Iniciativa es una prioridad en la política exterior ecuatoriana y forma parte de la política ambiental del actual Gobierno", sostuvo Falconí, según el documento.
El proyecto será presentado el 18 de junio a las comisiones de Cooperación y Desarrollo Económico, de Relaciones Internacional, Ambiental y del Grupo de Suramérica del Parlamento alemán.
La delegación ecuatoriana también mostrará su propuesta ante los ministerios alemanes de Cooperación y Desarrollo Económico, de Relaciones Exteriores y del Ambiente, así como a empresas privadas y organizaciones de la sociedad civil de ese país.
Alemania ha expresado formalmente su apoyo al proyecto ITT y ha sugerido a los países de la Unión Europea que lo respalden.
La Iniciativa ITT plantea dejar sin explotar y bajo tierra, a perpetuidad, la reserva petrolífera en el Parque Yasuní, una de las zonas con mayor biodiversidad del mundo, a cambio de una compensación internacional que sea equivalente al valor del crudo no extraído.
El petróleo es el principal producto de exportación de Ecuador y sus ingresos financian un 35 por ciento del presupuesto del Estado.
EFE fa/pa
Ecuador
Correa autorizó que la Iniciativa Yasuní-ITT se venda en el exterior
May 27, 2009
El Comercio
El proyecto ecuatoriano constituye un mecanismo que busca evitar la emisión de 410 millones de toneladas de dióxido de carbono (CO2), en un plazo de 10 años. Para eso se comprometa a no explotar los 850 millones de barriles de crudo, reserva calculada en el bloque ITT, ubicado en el extremo este del Yasuní.
Redacción Sociedad Esta mañana, el presidente de la República, Rafael Correa, aprobó la propuesta definitiva de la Iniciativa Yasuní-ITT. Ratificó que se trata de uno de los proyectos más importantes para el actual Gobierno.
El proyecto ecuatoriano constituye un mecanismo que busca evitar la emisión de 410 millones de toneladas de dióxido de carbono (CO2), en un plazo de 10 años. Para eso se comprometa a no explotar los 850 millones de barriles de crudo, reserva calculada en el bloque ITT, ubicado en el extremo este del Yasuní.
Según Roque Sevilla, presidente del Consejo que impulsa la iniciativa, el Primer Mandatario, en la reunión de hoy que duró dos horas a puerta cerrada, mantuvo una tónica positiva. “Hizo preguntas puntuales y aprobó la propuesta en espera de resultados de la gestión que emprendamos en Europa”.
A la cita de esta mañana también asistieron el canciller Fander Falconí, la ministra de Ambiente, Marcela Aguiñaga y los miembros del Consejo, Francisco Carrión y Carlos Larrea.
Allí se les explicó que la estrategia ecuatoriana ofertará los Certificados de Garantía Yasuní, una especie de garantía de que el crudo quedará bajo tierra en forma indefinida. Asimismo, que por su concepto (evitar la emisión de CO2), no entrarán al sistema del Protocolo de Kioto (venta de bonos de carbono a USD 17 por cada tonelada métrica de CO2). Pero tendrán una comercialización parecida y al costo actual, se calcula que el país recibiría USD 697 millones anuales.
Esos recursos se manejarán a través de un fideicomiso y se priorizará la inversión en proyectos hidroeléctricos, con una rentabilidad preferencial, además de planes sociales.
Correa hará público el apoyo en su cadena radial del sábado. A su vez, los miembros del Consejo viajarán el 17 de junio a Inglaterra y Alemania para ofertar la propuesta. Incluso, hoy Yolanda Kakabadse, también miembro del Consejo, continuó con las reuniones con funcionarios del Gobierno de Estados Unidos.
May 27, 2009
El Comercio
El proyecto ecuatoriano constituye un mecanismo que busca evitar la emisión de 410 millones de toneladas de dióxido de carbono (CO2), en un plazo de 10 años. Para eso se comprometa a no explotar los 850 millones de barriles de crudo, reserva calculada en el bloque ITT, ubicado en el extremo este del Yasuní.
Redacción Sociedad Esta mañana, el presidente de la República, Rafael Correa, aprobó la propuesta definitiva de la Iniciativa Yasuní-ITT. Ratificó que se trata de uno de los proyectos más importantes para el actual Gobierno.
El proyecto ecuatoriano constituye un mecanismo que busca evitar la emisión de 410 millones de toneladas de dióxido de carbono (CO2), en un plazo de 10 años. Para eso se comprometa a no explotar los 850 millones de barriles de crudo, reserva calculada en el bloque ITT, ubicado en el extremo este del Yasuní.
Según Roque Sevilla, presidente del Consejo que impulsa la iniciativa, el Primer Mandatario, en la reunión de hoy que duró dos horas a puerta cerrada, mantuvo una tónica positiva. “Hizo preguntas puntuales y aprobó la propuesta en espera de resultados de la gestión que emprendamos en Europa”.
A la cita de esta mañana también asistieron el canciller Fander Falconí, la ministra de Ambiente, Marcela Aguiñaga y los miembros del Consejo, Francisco Carrión y Carlos Larrea.
Allí se les explicó que la estrategia ecuatoriana ofertará los Certificados de Garantía Yasuní, una especie de garantía de que el crudo quedará bajo tierra en forma indefinida. Asimismo, que por su concepto (evitar la emisión de CO2), no entrarán al sistema del Protocolo de Kioto (venta de bonos de carbono a USD 17 por cada tonelada métrica de CO2). Pero tendrán una comercialización parecida y al costo actual, se calcula que el país recibiría USD 697 millones anuales.
Esos recursos se manejarán a través de un fideicomiso y se priorizará la inversión en proyectos hidroeléctricos, con una rentabilidad preferencial, además de planes sociales.
Correa hará público el apoyo en su cadena radial del sábado. A su vez, los miembros del Consejo viajarán el 17 de junio a Inglaterra y Alemania para ofertar la propuesta. Incluso, hoy Yolanda Kakabadse, también miembro del Consejo, continuó con las reuniones con funcionarios del Gobierno de Estados Unidos.
jueves, 28 de mayo de 2009
OPEP
La OPEP decidida a apostar por un barril en alza sin cortar su producción
VIENAPetroleumworldve.com, 28 05 2009
La OPEP se orienta a mantener en la reunión ministerial de este jueves en Viena sus actuales niveles de producción de petróleo y hace cábalas para que el barril siga su tendencia alcista de las últimas semanas pese a evaluar que hay un exceso de oferta.
Esa tendencia se vio reforzada por las cotizaciones del miércoles, cuando los precios del petróleo subieron en Londres y Nueva York a su nivel más alto desde noviembre, en torno a los 63 dólares el barril.
En sus primeras declaraciones en Viena, los ministros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) se orientaban claramente hacia un mantenimiento de las cuotas actuales de producción, en vigor desde diciembre.
El ministro de Petróleo saudita, Ali al Nuaimi, cuyo país es el mayor exportador mundial de crudo, dijo haber constatado un alza de la demanda por parte de clientes asiáticos y pronosticó un barril a 75 dólares entre el tercer y el cuarto trimestre.
"Actualmente, el mercado está en desequilibrio, pero empieza a equilibrarse", aseguró.
"No habrá cortes", sentenció este jueves su colega de Qatar, Abdula bin Hamad al Attiya, quien alertó sin embargo contra un exceso de optimismo.
"Tenemos que discutir la situación del mercado. El precio actual es funcional, pero no está relacionado con la oferta y la demanda. No tenemos que ser demasiado optimistas", afirmó.
El ministro argelino, Chakib Jelil, defendió con vigor el mantenimiento de las actuales cuotas, para no espantar al mercado.
"Los precios se están estabilizando e incluso aumentando ¿para qué cambiar?", argumentó Jelil, para quien el barril llegará a negociarse en un abanico de 65 a 70 dólares en 2010.
Venezuela e Irán, tradicionalmente los más duros en su defensa del barril a precios altos, parecen haber entrado en el camino del consenso, tal como ocurrió en la reunión de marzo, que concluyó sin revisión de cuotas.
"Lo más importante es la unidad y la cohesión de la OPEP" con el objetivo de "recuperar el precio del petróleo y tener unos niveles de más de 70 dólares", dijo el ministro venezolano, Rafael Ramírez, quien sin embargo evalúa en cerca de un millón de barriles el "exceso de petróleo en el mercado".
Para absorberlos, Ramírez dijo que va a "insistir" en la reunión del jueves en el cumplimiento de los recortes en vigor actualmente.
El ministro iraní, Gholam Hosein Nozari, descartó cambios, aunque sin explicar las razones.
El precio del crudo cayó de su nivel récord de 147 dólares en julio pasado a 32 dólares en diciembre, para recuperarse parcialmente en las últimas semanas, cuando volvió a colocarse por encima de los 60 dólares.
La OPEP, que asegura un 40% de la producción mundial de petróleo, procedió en 2008 a tres recortes para retirar del mercado 4,2 millones de barriles diarios.
La reducción de diciembre estableció en 24,84 millones de barriles diarios (mbd) la meta de producción total de once de sus doce países miembros (Irak no está sometido al sistema de cuotas).
Según Pierre Terzian, de la consultora francesa Petrostratégies, el repunte de los precios "se sostiene en la esperanza de reactivación económica (mundial), y no en factores petroleros" ni en los fundamentos económicos, dado el exceso de la oferta.
El analista, que prevé incluso que el barril llegue a 75 dólares "en unas semanas o unos meses", dijo a la AFP que la OPEP mostró un "acatamiento de sus cuotas raramente visto en la historia de esta organización" (de alrededor de un 80%), pero que "no debe dormirse en sus laureles".
"La OPEP no tiene la misma influencia en el mercado" que en tiempos anteriores, dado que "desde 2005 los actores financieros tienen un papel muy importante".
En el New York Mercantile Exchange (Nymex), el barril de West Texas Intermediate (designación del "light sweet crude" negociado en EEUU) para entrega en julio terminó el miércoles en 63,45 dólares, en alza de un dólar, luego de alcanzar en sesión 63,82 dólares, su nivel más alto desde el 10 de noviembre.
En el InterContinental Exchange de Londres, el barril de Brent del mar del Norte con igual vencimiento ganó 1,26 dólares a 62,50 dólares.
Nota de AFP AFP 05/28/2009 09:33Copyright© 2008 respective author or news agency. All rights reserved.
VIENAPetroleumworldve.com, 28 05 2009
La OPEP se orienta a mantener en la reunión ministerial de este jueves en Viena sus actuales niveles de producción de petróleo y hace cábalas para que el barril siga su tendencia alcista de las últimas semanas pese a evaluar que hay un exceso de oferta.
Esa tendencia se vio reforzada por las cotizaciones del miércoles, cuando los precios del petróleo subieron en Londres y Nueva York a su nivel más alto desde noviembre, en torno a los 63 dólares el barril.
En sus primeras declaraciones en Viena, los ministros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) se orientaban claramente hacia un mantenimiento de las cuotas actuales de producción, en vigor desde diciembre.
El ministro de Petróleo saudita, Ali al Nuaimi, cuyo país es el mayor exportador mundial de crudo, dijo haber constatado un alza de la demanda por parte de clientes asiáticos y pronosticó un barril a 75 dólares entre el tercer y el cuarto trimestre.
"Actualmente, el mercado está en desequilibrio, pero empieza a equilibrarse", aseguró.
"No habrá cortes", sentenció este jueves su colega de Qatar, Abdula bin Hamad al Attiya, quien alertó sin embargo contra un exceso de optimismo.
"Tenemos que discutir la situación del mercado. El precio actual es funcional, pero no está relacionado con la oferta y la demanda. No tenemos que ser demasiado optimistas", afirmó.
El ministro argelino, Chakib Jelil, defendió con vigor el mantenimiento de las actuales cuotas, para no espantar al mercado.
"Los precios se están estabilizando e incluso aumentando ¿para qué cambiar?", argumentó Jelil, para quien el barril llegará a negociarse en un abanico de 65 a 70 dólares en 2010.
Venezuela e Irán, tradicionalmente los más duros en su defensa del barril a precios altos, parecen haber entrado en el camino del consenso, tal como ocurrió en la reunión de marzo, que concluyó sin revisión de cuotas.
"Lo más importante es la unidad y la cohesión de la OPEP" con el objetivo de "recuperar el precio del petróleo y tener unos niveles de más de 70 dólares", dijo el ministro venezolano, Rafael Ramírez, quien sin embargo evalúa en cerca de un millón de barriles el "exceso de petróleo en el mercado".
Para absorberlos, Ramírez dijo que va a "insistir" en la reunión del jueves en el cumplimiento de los recortes en vigor actualmente.
El ministro iraní, Gholam Hosein Nozari, descartó cambios, aunque sin explicar las razones.
El precio del crudo cayó de su nivel récord de 147 dólares en julio pasado a 32 dólares en diciembre, para recuperarse parcialmente en las últimas semanas, cuando volvió a colocarse por encima de los 60 dólares.
La OPEP, que asegura un 40% de la producción mundial de petróleo, procedió en 2008 a tres recortes para retirar del mercado 4,2 millones de barriles diarios.
La reducción de diciembre estableció en 24,84 millones de barriles diarios (mbd) la meta de producción total de once de sus doce países miembros (Irak no está sometido al sistema de cuotas).
Según Pierre Terzian, de la consultora francesa Petrostratégies, el repunte de los precios "se sostiene en la esperanza de reactivación económica (mundial), y no en factores petroleros" ni en los fundamentos económicos, dado el exceso de la oferta.
El analista, que prevé incluso que el barril llegue a 75 dólares "en unas semanas o unos meses", dijo a la AFP que la OPEP mostró un "acatamiento de sus cuotas raramente visto en la historia de esta organización" (de alrededor de un 80%), pero que "no debe dormirse en sus laureles".
"La OPEP no tiene la misma influencia en el mercado" que en tiempos anteriores, dado que "desde 2005 los actores financieros tienen un papel muy importante".
En el New York Mercantile Exchange (Nymex), el barril de West Texas Intermediate (designación del "light sweet crude" negociado en EEUU) para entrega en julio terminó el miércoles en 63,45 dólares, en alza de un dólar, luego de alcanzar en sesión 63,82 dólares, su nivel más alto desde el 10 de noviembre.
En el InterContinental Exchange de Londres, el barril de Brent del mar del Norte con igual vencimiento ganó 1,26 dólares a 62,50 dólares.
Nota de AFP AFP 05/28/2009 09:33Copyright© 2008 respective author or news agency. All rights reserved.
OPEP
OPEC holds output steady, sees economic recovery
VIENNA
Petroleumworld.com
May 29, 2009
The OPEC oil group opted Thursday to keep its output unchanged, with signs of economic recovery and higher crude prices persuading members to maintain their current production levels.
The 12-member group believes the market is oversupplied, as shown by current high stock levels, but the exporters are satisfied with prices after a recent rally that has taken crude back above 60 dollars a barrel.
"Our decision was to remain with the same level because we see things improving in the future," said Algerian Energy Minister Chakib Khelil, adding the group's production target would remain at 24.845 million barrels a day.
The group could have cut production to remove some of the excess oil in the world system. Demand is so weak that millions of barrels of crude are being kept at sea in tankers that have become floating storage facilities.
Instead, the group has bet that increasing demand will mop up some of this glut. Saudi Arabia's Oil Minister Ali al-Nuaimi spoke Wednesday of signs of a pick up in orders in Asia and the United States.
"The market is oversupplied, it's true, but ... we are seeing a light at the end of the tunnel. There is slowly, slowly a small recovery," said OPEC secretary general Abdalla Salem El-Badri after a regular meeting in Vienna.
The Organization of Petroleum Exporting Countries, which pumps 40 percent of world oil, cut its production target three times late last year to stabilise prices that tumbled from record highs above 147 dollars in July to 32.40 dollars in December.
The group seeks to influence prices by setting an output quota, with members given individual production targets that are reviewed at regular meetings.
Some ministers have expressed concern that a cut in production by OPEC at this meeting would have driven oil prices much higher, burdening the world economy with expensive energy at a time of deep recession.
"We should not make it more difficult for the world economy," said the head of Libya's National Oil Company, Shukri Ghanem before the meeting.
Khelil said that 60-dollar oil was "not a constraint," however, reflecting a more bullish view on the economic outlook compared to the mood when the organisation last met in March.
Recent economic indicators, most notably a recovery in US consumer confidence, have raised hopes the global economic downturn might be bottoming out, leading to gains in equity and commodity prices.
Crude prices spiked to a six-month high above 63 dollars on Wednesday before falling back slightly on Thursday. They remain below the 75 dollars that OPEC members say they want in the longer term.
OPEC members have complained since the end of last year that low oil prices prevent them from investing in projects that will supply the crude needed to fuel future expansion.
Some analysts predict another supply crunch in two to three years when oil prices could spike back to their record levels of nearly 150 dollars a barrel.
Most officials said here they expected prices to stay in their current range to the end of the year before increasing slightly in 2010 when the world economy is expected to recover.
Iran said Thursday it wanted a price of 80 dollars.
"There is an expectation that the worst of the economic downturn is behind us," David Kirsch, an analyst at US consultancy PFC Energy, told AFP.
"Even a weak recovery or a stabilisation of current oil demand should result in a drawdown of inventories to normal levels at the end of the year," he added.
Barclays Capital analysts commented: "We would agree with the view that the cuts OPEC has already made should be sufficient to reduce the inventory surplus significantly in the upcoming month."
Analyst John Hall, who runs his own consultancy, said OPEC could not decide on an output cut because many members are already producing more than their current quota.
He said quota-busting had crept up as the price increased over recent weeks.
"If you'd have said at the last meeting in March that they would have had 60 dollars a barrel, they would have jumped up and down with joy," he told AFP.
Story by Simon Morgan from AFP AFP 05/28/2009 15:28 Copyright© 2008 respective author or news agency. All rights reserved.
VIENNA
Petroleumworld.com
May 29, 2009
The OPEC oil group opted Thursday to keep its output unchanged, with signs of economic recovery and higher crude prices persuading members to maintain their current production levels.
The 12-member group believes the market is oversupplied, as shown by current high stock levels, but the exporters are satisfied with prices after a recent rally that has taken crude back above 60 dollars a barrel.
"Our decision was to remain with the same level because we see things improving in the future," said Algerian Energy Minister Chakib Khelil, adding the group's production target would remain at 24.845 million barrels a day.
The group could have cut production to remove some of the excess oil in the world system. Demand is so weak that millions of barrels of crude are being kept at sea in tankers that have become floating storage facilities.
Instead, the group has bet that increasing demand will mop up some of this glut. Saudi Arabia's Oil Minister Ali al-Nuaimi spoke Wednesday of signs of a pick up in orders in Asia and the United States.
"The market is oversupplied, it's true, but ... we are seeing a light at the end of the tunnel. There is slowly, slowly a small recovery," said OPEC secretary general Abdalla Salem El-Badri after a regular meeting in Vienna.
The Organization of Petroleum Exporting Countries, which pumps 40 percent of world oil, cut its production target three times late last year to stabilise prices that tumbled from record highs above 147 dollars in July to 32.40 dollars in December.
The group seeks to influence prices by setting an output quota, with members given individual production targets that are reviewed at regular meetings.
Some ministers have expressed concern that a cut in production by OPEC at this meeting would have driven oil prices much higher, burdening the world economy with expensive energy at a time of deep recession.
"We should not make it more difficult for the world economy," said the head of Libya's National Oil Company, Shukri Ghanem before the meeting.
Khelil said that 60-dollar oil was "not a constraint," however, reflecting a more bullish view on the economic outlook compared to the mood when the organisation last met in March.
Recent economic indicators, most notably a recovery in US consumer confidence, have raised hopes the global economic downturn might be bottoming out, leading to gains in equity and commodity prices.
Crude prices spiked to a six-month high above 63 dollars on Wednesday before falling back slightly on Thursday. They remain below the 75 dollars that OPEC members say they want in the longer term.
OPEC members have complained since the end of last year that low oil prices prevent them from investing in projects that will supply the crude needed to fuel future expansion.
Some analysts predict another supply crunch in two to three years when oil prices could spike back to their record levels of nearly 150 dollars a barrel.
Most officials said here they expected prices to stay in their current range to the end of the year before increasing slightly in 2010 when the world economy is expected to recover.
Iran said Thursday it wanted a price of 80 dollars.
"There is an expectation that the worst of the economic downturn is behind us," David Kirsch, an analyst at US consultancy PFC Energy, told AFP.
"Even a weak recovery or a stabilisation of current oil demand should result in a drawdown of inventories to normal levels at the end of the year," he added.
Barclays Capital analysts commented: "We would agree with the view that the cuts OPEC has already made should be sufficient to reduce the inventory surplus significantly in the upcoming month."
Analyst John Hall, who runs his own consultancy, said OPEC could not decide on an output cut because many members are already producing more than their current quota.
He said quota-busting had crept up as the price increased over recent weeks.
"If you'd have said at the last meeting in March that they would have had 60 dollars a barrel, they would have jumped up and down with joy," he told AFP.
Story by Simon Morgan from AFP AFP 05/28/2009 15:28 Copyright© 2008 respective author or news agency. All rights reserved.
Venezuela
Petrobras y PDVSA retrasan acuerdo sobre la refinería binacional
Infolatam Salvador (Brasil)
26 de mayo de 2009
Las petroleras estatales de Brasil y Venezuela acordaron prorrogar por 90 días el Contrato de Asociación firmado por los dos países para la construcción de una refinería binacional ante la falta de un acuerdo definitivo sobre la obra. Las conversaciones tuvieron lugar en la ciudad brasileña de Salvador, en el marco del encuentro trimestral de los presidentes Lula da Silva y Hugo Chávez, quienes dijeron sentirse frustrados con el asunto.
El contrato, que vencía, fue prorrogado porque la brasileña Petrobras y la venezolana PDVSA no lograron ponerse de acuerdo en las conversaciones que tuvieron en la ciudad brasileña de Salvador, en el marco del encuentro trimestral de los presidentes Lula da Silva y Hugo Chávez, quienes dijeron sentirse frustrados con el asunto.
Las dificultades para alcanzar un acuerdo definitivo fueron expuestas en una reunión a puerta cerrada entre las delegaciones de los dos países, a cuyo contenido tuvieron acceso los periodistas gracias a que por un descuido los micrófonos fueron dejados abiertos para la sala de prensa.
Según trascendió, las partes no lograron el acuerdo en tres puntos sobre la refinería binacional Abreu e Lima, que Petrobras y PDVSA se comprometieron a construir en el estado brasileño de Pernambuco.Uno de los desacuerdos tiene que ver con el precio que se le pagará a Venezuela por el petróleo que suministrará a la refinería; el otro se refiere a los altos costos de inversión, y el tercero, con la forma de comercialización de los productos que saldrán de la refinería, explicó en la reunión cerrada el presidente de Petrobras, José Sergio Gabrielli.
El tercer punto está relacionado básicamente con la oposición de Petrobras a que PDVSA distribuya en Brasil los productos de la refinería. Por ahora está acordado que Petrobras tendrá un 60% de participación en la refinería y PDVSA el 40%, y que ambas se distribuirán proporcionalmente las inversiones por 4.500 millones de dólares necesarias para el proyecto.Las negociaciones para construir la refinería comenzaron en 2005, pero ante las divergencias sobre el acuerdo final, Petrobras decidió iniciar el año pasado unilateralmente las obras de construcción de la planta, ubicada en el Complejo Portuario de Suape, a pocos kilómetros de Recife, la capital de Pernambuco.
A pesar de la prórroga del Contrato de Asociación, Chávez y Lula expresaron su frustración porque el mismo no es una solución definitiva sino un paliativo. "Confieso mi frustración, pero la culpa es de ambos países que no hemos sido capaces de llegar a un acuerdo", dijo Chávez.
Al comentar las dificultades en el campo petrolero entre dos países que se consideran socios, el mandatario venezolano lamentó además que en el caso de los yacimientos de crudo de la Franja del Orinoco estén operando empresas de los principales países del mundo, menos Petrobras.
El Contrato de Asociación vencía originalmente el pasado 26 de marzo, pero 13 días antes los dos países lo prorrogaron por 60 días más, que se cumplen este martes, a los cuales seguirá el arreglo provisional de tres meses. La reunión de Lula y Chávez en Salvador es la sexta de las citas trimestrales pactadas entre los dos países para analizar asuntos bilaterales y de la integración regional.
Infolatam Salvador (Brasil)
26 de mayo de 2009
Las petroleras estatales de Brasil y Venezuela acordaron prorrogar por 90 días el Contrato de Asociación firmado por los dos países para la construcción de una refinería binacional ante la falta de un acuerdo definitivo sobre la obra. Las conversaciones tuvieron lugar en la ciudad brasileña de Salvador, en el marco del encuentro trimestral de los presidentes Lula da Silva y Hugo Chávez, quienes dijeron sentirse frustrados con el asunto.
El contrato, que vencía, fue prorrogado porque la brasileña Petrobras y la venezolana PDVSA no lograron ponerse de acuerdo en las conversaciones que tuvieron en la ciudad brasileña de Salvador, en el marco del encuentro trimestral de los presidentes Lula da Silva y Hugo Chávez, quienes dijeron sentirse frustrados con el asunto.
Las dificultades para alcanzar un acuerdo definitivo fueron expuestas en una reunión a puerta cerrada entre las delegaciones de los dos países, a cuyo contenido tuvieron acceso los periodistas gracias a que por un descuido los micrófonos fueron dejados abiertos para la sala de prensa.
Según trascendió, las partes no lograron el acuerdo en tres puntos sobre la refinería binacional Abreu e Lima, que Petrobras y PDVSA se comprometieron a construir en el estado brasileño de Pernambuco.Uno de los desacuerdos tiene que ver con el precio que se le pagará a Venezuela por el petróleo que suministrará a la refinería; el otro se refiere a los altos costos de inversión, y el tercero, con la forma de comercialización de los productos que saldrán de la refinería, explicó en la reunión cerrada el presidente de Petrobras, José Sergio Gabrielli.
El tercer punto está relacionado básicamente con la oposición de Petrobras a que PDVSA distribuya en Brasil los productos de la refinería. Por ahora está acordado que Petrobras tendrá un 60% de participación en la refinería y PDVSA el 40%, y que ambas se distribuirán proporcionalmente las inversiones por 4.500 millones de dólares necesarias para el proyecto.Las negociaciones para construir la refinería comenzaron en 2005, pero ante las divergencias sobre el acuerdo final, Petrobras decidió iniciar el año pasado unilateralmente las obras de construcción de la planta, ubicada en el Complejo Portuario de Suape, a pocos kilómetros de Recife, la capital de Pernambuco.
A pesar de la prórroga del Contrato de Asociación, Chávez y Lula expresaron su frustración porque el mismo no es una solución definitiva sino un paliativo. "Confieso mi frustración, pero la culpa es de ambos países que no hemos sido capaces de llegar a un acuerdo", dijo Chávez.
Al comentar las dificultades en el campo petrolero entre dos países que se consideran socios, el mandatario venezolano lamentó además que en el caso de los yacimientos de crudo de la Franja del Orinoco estén operando empresas de los principales países del mundo, menos Petrobras.
El Contrato de Asociación vencía originalmente el pasado 26 de marzo, pero 13 días antes los dos países lo prorrogaron por 60 días más, que se cumplen este martes, a los cuales seguirá el arreglo provisional de tres meses. La reunión de Lula y Chávez en Salvador es la sexta de las citas trimestrales pactadas entre los dos países para analizar asuntos bilaterales y de la integración regional.
Mundo
Bust and boom
May 21st 2009
From The Economist print edition
The precipitous fall in oil prices over the past year may just be paving the way for another spike
RISING oil prices, believes Ali al-Naimi, Saudi Arabia’s oil minister, may soon “take the wheels off an already derailed world economy”. His Iranian counterpart agrees: “When the global economic crisis comes to an end, and the demand for oil picks up, the oil market could experience another price shock,” he says. The boss of Chevron, America’s second-biggest oil firm, also worries that “another period of tight supply” is at hand. Britain’s energy minister is fearful too. Indeed, at a recent summit of oil grandees convened by the Organisation of the Petroleum Exporting Countries (OPEC) it was hard to find anyone who did not expect a price rise to rival the giddy leap to $147 a barrel last year.
On the face of things, this concern is absurd. The plunge of $115 in the price of oil from its peak last July to its nadir in December was the most precipitous the world has ever seen. Demand for oil is still falling, as the world economy atrophies. The International Energy Agency (IEA), an intergovernmental body which advises rich countries, thinks that global oil consumption will fall by 2.6m barrels a day (b/d) this year, or about 3%. That follows a fall of 200,000 b/d last year. World demand has not shrunk for two years running since the early 1980s.
In recent weeks America’s oil inventories have been higher than ever at this time of year, and higher than at any point save September 1990, in the run-up to the first Gulf war. There is little room left to store any more crude, says Jeff Currie of Goldman Sachs. Rumours abound of traders hiring tankers to store their excess oil. Rich countries’ stocks cover 62 days’ consumption, the most since 1993 (see chart 1). The average over the past five years has been 52 days’ worth.
Slack in the system
Meanwhile, oil firms are not pumping nearly as much as they could. OPEC has announced three separate rounds of production cuts since September in a bid to steady prices. In all, it has vowed to trim its output by 4.2m b/d. Analysts reckon its normally ill-disciplined members are indeed pumping some 3.3m b/d less. That leaves them with as much as 6m b/d of spare capacity to bring back into use should demand pick up. Saudi Arabia alone says it could pump 4.5m b/d more than it is now.
Despite this growing glut, however, the price of oil has been rising steadily in recent weeks (see chart 2). On May 20th it closed above $60 a barrel for the first time in more than six months. That marks an increase of more than 75% since February 12th, when it sank below $34—the fourth-biggest three-month rise on record, according to Mr Currie. The price of futures contracts suggests that energy traders see the price rising higher still in the coming months and years.
The explanation is simple. Oilmen are worried because they believe that many of the factors behind the record-breaking ascent last year remain in place. Much of the world’s “easy” oil has already been extracted, or is in the hands of nationalist governments that will not allow foreigners to exploit it. That leaves firms to hunt for new reserves in ever more inhospitable and inaccessible places, such as the deep waters off Africa or the frozen oceans of the Arctic. Such fields take a long time and a lot of expensive technology to develop. Worse, new discoveries tend to be smaller than in the past and to run dry faster.
So oil firms must work doubly hard to replace declining fields and to increase output. As Francisco Blanch of Merrill Lynch puts it, they must find another Saudi Arabia’s worth of oil every two years just to maintain their production at today’s levels. Yet the oil industry is short of equipment and manpower, thanks to decades of underinvestment in the 1980s and 1990s, when prices were low. That left it struggling to expand despite the strong price signal of recent years, and thus poorly positioned to cater to vast new markets in the developing world, including China and India, where oil consumption has been growing fast. At the height of the boom, with the price repeatedly setting records, production outside OPEC even fell.
As soon as the world economy starts growing again, the theory runs, demand for oil will once again outstrip the industry’s ability to supply it. The seemingly ample cushion of inventories and spare capacity will quickly be exhausted, sending prices soaring. In other words, the global recession has only interrupted the “supercycle” of which many analysts used to speak, during which the normal boom-and-bust cycle of oil and other commodities would give way to a protracted period of high prices, as ever-growing demand from emerging markets swallowed everything the extractive industries could produce. “The commodity supercycle is not over, just resting,” says Mr Blanch.
Clear diagnosis, missing remedy
Oil bosses, OPEC ministers and anxious bankers all agree on what is needed to prevent this scenario becoming reality: lavish investment in the development of new fields and in exploration. Yet the reverse is happening. The oil industry is cutting its spending, bringing fewer new fields into production and exploring less. The IEA reckons that overall investment will drop by 15-20% this year.
The number of drilling rigs in use around the world fell by 32% in the year to April to 2,055, according to Baker Hughes, an oilfield-services firm. In America, where there is a glut of natural gas as well as oil, the number of rigs in use has fallen by over half since its peak last year. OPEC countries, says Abdalla Salem el-Badri, the organisation’s secretary-general, are cancelling or delaying 35 big projects. Cambridge Energy Research Associates, a firm of consultants, reckons that 5.5m b/d of additions to capacity will fall by the wayside around the world in the next few years. That amounts to a third of the projected net increase in output by 2014.
In theory, this should not be happening. Big Western oil firms (“majors” in the industry jargon) claim that they continue to invest steadily throughout the cycle, irrespective of gyrations in price. Big fields, they argue, can take a decade or more to develop, and may then produce oil or gas for several decades more. The price of oil at the time the investment is approved is irrelevant; the important thing is to make sure projects will be profitable across a range of possible future prices. If anything, given that most oilmen expect prices to rise in the medium term, you would expect them to be increasing their investment, to capitalise on the good times to come.
For the most part, the majors are sticking to their strategy. They have all, by and large, continued to invest on a scale similar to that of previous years, despite the huge dent made in their revenues by lower oil prices. Exxon Mobil, the biggest, increased its capital spending by 5% in the first quarter. Royal Dutch Shell and Chevron plan to invest as much this year as they did last: $31 billion and $23 billion respectively. BP plans a slight cut, from $21 billion to less than $20 billion. But BP, like Shell, is taking on more debt in order to preserve both its dividend and its investment plans.
Nonetheless, the extreme volatility of prices over the past year must have made big oil firms more cautious about future investments. Shell, for example, has delayed its expansion plans in Canada’s tar sands, a particularly viscous form of oil that requires lots of processing and is therefore less profitable than the conventional sort. Both it and BP are cutting staff. And shareholders will presumably countenance only a certain amount of borrowing before they get cold feet.
Smaller oil companies, meanwhile, do not have nearly the same financial muscle, and so cannot maintain spending at last year’s rate. All America’s big “independent” firms, meaning those without refining arms, have cut their investments sharply. One, Devon Energy, plans to reduce its capital budget to $4 billion or so this year from $9 billion in 2008. The smaller independents, says Ayman Asfari, the boss of Petrofac, a British-based oilfield-services firm, “have been decimated”. On London’s Alternative Investment Market, a magnet for speculative ventures in natural resources, oil firms managed to raise just £23.6m ($37m) in the final quarter of last year, compared with £229m in the previous quarter.
A handful of independents, such as Premier Oil, a British company that recently completed a successful rights issue, have sound enough finances to increase their spending. But Premier’s boss, Simon Lockett, says it will focus more on completing existing projects and less on exploration. That certainly seems to be the pattern in the North Sea, at least. In the first quarter oil firms drilled the same number of wells to delineate past discoveries as they had a year before, according to Deloitte, an accounting firm. But the number of exploration wells plunged by 78%.
Then there are the state-owned firms in oil-soaked countries. These companies control the overwhelming majority of the world’s oil. The better managed and funded of them plan to continue investing despite the downturn. Saudi Aramco, the world’s biggest oil producer, recently completed a five-year scheme to expand its production capacity from 10m b/d to 12.5m b/d, at a cost of $70 billion. Over the next five years it is setting aside more than $60 billion for further investments. But it is naturally reluctant to continue to develop new fields when it already has 4.5m b/d of capacity sitting idle.
Petrobras, in which the Brazilian government owns a controlling stake, plans to increase its investment by 55% to $174 billion over the next five years. Its recent offshore discoveries are thought to be among the biggest oilfields ever found. But they lie far underground, below deep waters and a thick, drill-foiling layer of salt. No one yet knows how expensive it will be to develop them or how long it will take, but the huge scale of the investment programme suggests their oil will not come cheap.
Moreover, most state-owned firms do not have nearly as much money to spend. In Russia, the world’s second-biggest oil producer, output is falling largely because private capital has been scared off by a series of expropriations, while the state starves the firms it controls of sufficient cash for investment. By the same token, Venezuela’s national oil company is so short of money that it has not been paying the oilfield-services firms it uses as subcontractors. When some of them refused to continue working until they had been paid, the government seized their assets.
And most oil-rich states, naturally enough, are happy to see the price rise. Many have become used to bumper revenues in recent years and have struggled to balance their budgets since the price slumped last year. Saudi Arabia’s king has indicated that he thinks $75 a barrel would be fair. Iran and Venezuela are much more hawkish. They are unlikely to invest heavily in order to reduce prices.
Similarly, countries that had raised taxes on oil when prices were high, such as Britain and Russia, are now particularly reluctant to reduce their take yet further by lowering them again. Yet their high marginal tax rates are helping to deter investment in new production capacity.
Slow service
Among the first to suffer the consequences of all this are oilfield-services firms. Their predicament gives a sense of the slowdown in the industry. Schlumberger, the biggest, cut its planned investment by 13% this year to $2.6 billion after its profits fell by 30% in the first quarter. It has shed 5,000 jobs this year and plans to eliminate more. Baker Hughes, a rival, has got rid of 3,000. Clients, says Petrofac’s Mr Asfari, are trying to secure big reductions in prices.
Falling investment does not simply crimp exploration and delay large projects. It can also lead to lower spending on maintenance and thus prompt faster declines in output. The IEA estimates that the output from mature fields outside OPEC would naturally drop by about 11% a year. But through tricks such as injecting water or gas to maintain pressure, oil firms manage to reduce the rate of decline to 7.7%. Lower investment this year, the IEA calculates, is likely to push the rate up to 9.4%. That will reduce world oil output by 110,000 b/d this year, by a further 250,000 b/d next year and, through compounding, by increasing amounts thereafter. Merrill Lynch, meanwhile, thinks the IEA underestimates the likely rate of decline.
Falling costs within the industry will offset the impact of falling investment budgets to some extent. BP argues its slight cut in investment does not really represent a reduction, thanks to deflation. Some prices are plunging: renting a drilling rig in South-East Asia cost $225,000 a day last year but only $160,000 a day in April, according to Mr Lockett of Premier Oil.
Yet many constraints on expansion remain. For one thing, the world still does not have as many experienced petroleum engineers and geologists as it needs, says Iain Manson of Korn/Ferry, a recruiting firm. He expects it to take a decade or more to overcome the shortage. Meanwhile, he says, wages in the oil industry are not falling by nearly as much as other costs.
Worse, there is little sign that governments are willing to grant oil companies easier access to the most promising territory for exploration. Iraq’s plans to sign big new contracts with foreign firms are years behind schedule, as is its new oil law. American sanctions continue to impede investment in Iran. The Mexican government did recently broaden the scope for Pemex, the state-owned oil monopoly, to hire foreign contractors. But it abandoned more sweeping plans to allow private investment in exploration and production in the face of strong political opposition. The Nigerian government has been unable to quell the insurgency in the Niger delta, making it difficult for oil firms to operate there. Even in America, despite years of debate, most coastal waters and much of Alaska remain off-limits to drilling.
In short, argues Mr Currie of Goldman Sachs, “above ground” problems such as limited access and rising costs have not gone away, and will continue to limit the growth of the world’s oil supply. He points out that even when prices were high, these constraints limited the volume of new projects approved by oil firms (see chart 3). Falling investment will simply compound the shortfall. So when demand begins to revive, a sharp rise in prices is inevitable.
That does not mean that a price spike is just around the corner, however. The speed with which it arrives will depend on the strength of the global recovery. If oil firms run out of storage capacity before demand begins to pick up, says Mr Currie, prices could yet swoon again.
For the moment, global consumption of oil continues to fall, despite the slight brightening of the economic outlook. The latest figures suggest that China’s thirst is increasing again. Imports are nearing pre-crisis levels and sales of new cars hit a new record in April. But that will not be enough to reduce global inventories, given that the drop in demand from the rich world is greater than China’s total imports.
Ed Morse, of LCM Commodities, a broking firm, points out that after previous price shocks, growth in demand has not usually reverted to previous rates, thanks to efficiency measures taken when prices were high. Moreover, technological advances are allowing oil firms to tap new sorts of resources, including gas trapped in seams of coal and shale, and “sub-salt” oilfields, which are likely to be found off the coast of Angola as well as Brazil.
Furthermore, governments could do various things to dampen the impending rise in prices, argues McKinsey, a consultancy which is also predicting an oil-supply crunch in the next few years. One simple measure would be to allow trucks to pull longer trailers, thereby increasing fuel efficiency. Rich countries could also increase fuel supplies by removing tariffs on imported ethanol, the company argues. Persuading developing countries to drop fuel subsidies would make a big difference. In the longer run, ever more stringent restrictions on carbon emissions and ever higher efficiency standards for vehicles around the world will presumably help crimp demand for oil.
At the OPEC powwow Mr al-Naimi, the Saudi oil minister, argued that a low oil price always sowed the seeds of a future price rise, since it led to underinvestment. The only question this time is how quickly the strain will emerge.
May 21st 2009
From The Economist print edition
The precipitous fall in oil prices over the past year may just be paving the way for another spike
RISING oil prices, believes Ali al-Naimi, Saudi Arabia’s oil minister, may soon “take the wheels off an already derailed world economy”. His Iranian counterpart agrees: “When the global economic crisis comes to an end, and the demand for oil picks up, the oil market could experience another price shock,” he says. The boss of Chevron, America’s second-biggest oil firm, also worries that “another period of tight supply” is at hand. Britain’s energy minister is fearful too. Indeed, at a recent summit of oil grandees convened by the Organisation of the Petroleum Exporting Countries (OPEC) it was hard to find anyone who did not expect a price rise to rival the giddy leap to $147 a barrel last year.
On the face of things, this concern is absurd. The plunge of $115 in the price of oil from its peak last July to its nadir in December was the most precipitous the world has ever seen. Demand for oil is still falling, as the world economy atrophies. The International Energy Agency (IEA), an intergovernmental body which advises rich countries, thinks that global oil consumption will fall by 2.6m barrels a day (b/d) this year, or about 3%. That follows a fall of 200,000 b/d last year. World demand has not shrunk for two years running since the early 1980s.
In recent weeks America’s oil inventories have been higher than ever at this time of year, and higher than at any point save September 1990, in the run-up to the first Gulf war. There is little room left to store any more crude, says Jeff Currie of Goldman Sachs. Rumours abound of traders hiring tankers to store their excess oil. Rich countries’ stocks cover 62 days’ consumption, the most since 1993 (see chart 1). The average over the past five years has been 52 days’ worth.
Slack in the system
Meanwhile, oil firms are not pumping nearly as much as they could. OPEC has announced three separate rounds of production cuts since September in a bid to steady prices. In all, it has vowed to trim its output by 4.2m b/d. Analysts reckon its normally ill-disciplined members are indeed pumping some 3.3m b/d less. That leaves them with as much as 6m b/d of spare capacity to bring back into use should demand pick up. Saudi Arabia alone says it could pump 4.5m b/d more than it is now.
Despite this growing glut, however, the price of oil has been rising steadily in recent weeks (see chart 2). On May 20th it closed above $60 a barrel for the first time in more than six months. That marks an increase of more than 75% since February 12th, when it sank below $34—the fourth-biggest three-month rise on record, according to Mr Currie. The price of futures contracts suggests that energy traders see the price rising higher still in the coming months and years.
The explanation is simple. Oilmen are worried because they believe that many of the factors behind the record-breaking ascent last year remain in place. Much of the world’s “easy” oil has already been extracted, or is in the hands of nationalist governments that will not allow foreigners to exploit it. That leaves firms to hunt for new reserves in ever more inhospitable and inaccessible places, such as the deep waters off Africa or the frozen oceans of the Arctic. Such fields take a long time and a lot of expensive technology to develop. Worse, new discoveries tend to be smaller than in the past and to run dry faster.
So oil firms must work doubly hard to replace declining fields and to increase output. As Francisco Blanch of Merrill Lynch puts it, they must find another Saudi Arabia’s worth of oil every two years just to maintain their production at today’s levels. Yet the oil industry is short of equipment and manpower, thanks to decades of underinvestment in the 1980s and 1990s, when prices were low. That left it struggling to expand despite the strong price signal of recent years, and thus poorly positioned to cater to vast new markets in the developing world, including China and India, where oil consumption has been growing fast. At the height of the boom, with the price repeatedly setting records, production outside OPEC even fell.
As soon as the world economy starts growing again, the theory runs, demand for oil will once again outstrip the industry’s ability to supply it. The seemingly ample cushion of inventories and spare capacity will quickly be exhausted, sending prices soaring. In other words, the global recession has only interrupted the “supercycle” of which many analysts used to speak, during which the normal boom-and-bust cycle of oil and other commodities would give way to a protracted period of high prices, as ever-growing demand from emerging markets swallowed everything the extractive industries could produce. “The commodity supercycle is not over, just resting,” says Mr Blanch.
Clear diagnosis, missing remedy
Oil bosses, OPEC ministers and anxious bankers all agree on what is needed to prevent this scenario becoming reality: lavish investment in the development of new fields and in exploration. Yet the reverse is happening. The oil industry is cutting its spending, bringing fewer new fields into production and exploring less. The IEA reckons that overall investment will drop by 15-20% this year.
The number of drilling rigs in use around the world fell by 32% in the year to April to 2,055, according to Baker Hughes, an oilfield-services firm. In America, where there is a glut of natural gas as well as oil, the number of rigs in use has fallen by over half since its peak last year. OPEC countries, says Abdalla Salem el-Badri, the organisation’s secretary-general, are cancelling or delaying 35 big projects. Cambridge Energy Research Associates, a firm of consultants, reckons that 5.5m b/d of additions to capacity will fall by the wayside around the world in the next few years. That amounts to a third of the projected net increase in output by 2014.
In theory, this should not be happening. Big Western oil firms (“majors” in the industry jargon) claim that they continue to invest steadily throughout the cycle, irrespective of gyrations in price. Big fields, they argue, can take a decade or more to develop, and may then produce oil or gas for several decades more. The price of oil at the time the investment is approved is irrelevant; the important thing is to make sure projects will be profitable across a range of possible future prices. If anything, given that most oilmen expect prices to rise in the medium term, you would expect them to be increasing their investment, to capitalise on the good times to come.
For the most part, the majors are sticking to their strategy. They have all, by and large, continued to invest on a scale similar to that of previous years, despite the huge dent made in their revenues by lower oil prices. Exxon Mobil, the biggest, increased its capital spending by 5% in the first quarter. Royal Dutch Shell and Chevron plan to invest as much this year as they did last: $31 billion and $23 billion respectively. BP plans a slight cut, from $21 billion to less than $20 billion. But BP, like Shell, is taking on more debt in order to preserve both its dividend and its investment plans.
Nonetheless, the extreme volatility of prices over the past year must have made big oil firms more cautious about future investments. Shell, for example, has delayed its expansion plans in Canada’s tar sands, a particularly viscous form of oil that requires lots of processing and is therefore less profitable than the conventional sort. Both it and BP are cutting staff. And shareholders will presumably countenance only a certain amount of borrowing before they get cold feet.
Smaller oil companies, meanwhile, do not have nearly the same financial muscle, and so cannot maintain spending at last year’s rate. All America’s big “independent” firms, meaning those without refining arms, have cut their investments sharply. One, Devon Energy, plans to reduce its capital budget to $4 billion or so this year from $9 billion in 2008. The smaller independents, says Ayman Asfari, the boss of Petrofac, a British-based oilfield-services firm, “have been decimated”. On London’s Alternative Investment Market, a magnet for speculative ventures in natural resources, oil firms managed to raise just £23.6m ($37m) in the final quarter of last year, compared with £229m in the previous quarter.
A handful of independents, such as Premier Oil, a British company that recently completed a successful rights issue, have sound enough finances to increase their spending. But Premier’s boss, Simon Lockett, says it will focus more on completing existing projects and less on exploration. That certainly seems to be the pattern in the North Sea, at least. In the first quarter oil firms drilled the same number of wells to delineate past discoveries as they had a year before, according to Deloitte, an accounting firm. But the number of exploration wells plunged by 78%.
Then there are the state-owned firms in oil-soaked countries. These companies control the overwhelming majority of the world’s oil. The better managed and funded of them plan to continue investing despite the downturn. Saudi Aramco, the world’s biggest oil producer, recently completed a five-year scheme to expand its production capacity from 10m b/d to 12.5m b/d, at a cost of $70 billion. Over the next five years it is setting aside more than $60 billion for further investments. But it is naturally reluctant to continue to develop new fields when it already has 4.5m b/d of capacity sitting idle.
Petrobras, in which the Brazilian government owns a controlling stake, plans to increase its investment by 55% to $174 billion over the next five years. Its recent offshore discoveries are thought to be among the biggest oilfields ever found. But they lie far underground, below deep waters and a thick, drill-foiling layer of salt. No one yet knows how expensive it will be to develop them or how long it will take, but the huge scale of the investment programme suggests their oil will not come cheap.
Moreover, most state-owned firms do not have nearly as much money to spend. In Russia, the world’s second-biggest oil producer, output is falling largely because private capital has been scared off by a series of expropriations, while the state starves the firms it controls of sufficient cash for investment. By the same token, Venezuela’s national oil company is so short of money that it has not been paying the oilfield-services firms it uses as subcontractors. When some of them refused to continue working until they had been paid, the government seized their assets.
And most oil-rich states, naturally enough, are happy to see the price rise. Many have become used to bumper revenues in recent years and have struggled to balance their budgets since the price slumped last year. Saudi Arabia’s king has indicated that he thinks $75 a barrel would be fair. Iran and Venezuela are much more hawkish. They are unlikely to invest heavily in order to reduce prices.
Similarly, countries that had raised taxes on oil when prices were high, such as Britain and Russia, are now particularly reluctant to reduce their take yet further by lowering them again. Yet their high marginal tax rates are helping to deter investment in new production capacity.
Slow service
Among the first to suffer the consequences of all this are oilfield-services firms. Their predicament gives a sense of the slowdown in the industry. Schlumberger, the biggest, cut its planned investment by 13% this year to $2.6 billion after its profits fell by 30% in the first quarter. It has shed 5,000 jobs this year and plans to eliminate more. Baker Hughes, a rival, has got rid of 3,000. Clients, says Petrofac’s Mr Asfari, are trying to secure big reductions in prices.
Falling investment does not simply crimp exploration and delay large projects. It can also lead to lower spending on maintenance and thus prompt faster declines in output. The IEA estimates that the output from mature fields outside OPEC would naturally drop by about 11% a year. But through tricks such as injecting water or gas to maintain pressure, oil firms manage to reduce the rate of decline to 7.7%. Lower investment this year, the IEA calculates, is likely to push the rate up to 9.4%. That will reduce world oil output by 110,000 b/d this year, by a further 250,000 b/d next year and, through compounding, by increasing amounts thereafter. Merrill Lynch, meanwhile, thinks the IEA underestimates the likely rate of decline.
Falling costs within the industry will offset the impact of falling investment budgets to some extent. BP argues its slight cut in investment does not really represent a reduction, thanks to deflation. Some prices are plunging: renting a drilling rig in South-East Asia cost $225,000 a day last year but only $160,000 a day in April, according to Mr Lockett of Premier Oil.
Yet many constraints on expansion remain. For one thing, the world still does not have as many experienced petroleum engineers and geologists as it needs, says Iain Manson of Korn/Ferry, a recruiting firm. He expects it to take a decade or more to overcome the shortage. Meanwhile, he says, wages in the oil industry are not falling by nearly as much as other costs.
Worse, there is little sign that governments are willing to grant oil companies easier access to the most promising territory for exploration. Iraq’s plans to sign big new contracts with foreign firms are years behind schedule, as is its new oil law. American sanctions continue to impede investment in Iran. The Mexican government did recently broaden the scope for Pemex, the state-owned oil monopoly, to hire foreign contractors. But it abandoned more sweeping plans to allow private investment in exploration and production in the face of strong political opposition. The Nigerian government has been unable to quell the insurgency in the Niger delta, making it difficult for oil firms to operate there. Even in America, despite years of debate, most coastal waters and much of Alaska remain off-limits to drilling.
In short, argues Mr Currie of Goldman Sachs, “above ground” problems such as limited access and rising costs have not gone away, and will continue to limit the growth of the world’s oil supply. He points out that even when prices were high, these constraints limited the volume of new projects approved by oil firms (see chart 3). Falling investment will simply compound the shortfall. So when demand begins to revive, a sharp rise in prices is inevitable.
That does not mean that a price spike is just around the corner, however. The speed with which it arrives will depend on the strength of the global recovery. If oil firms run out of storage capacity before demand begins to pick up, says Mr Currie, prices could yet swoon again.
For the moment, global consumption of oil continues to fall, despite the slight brightening of the economic outlook. The latest figures suggest that China’s thirst is increasing again. Imports are nearing pre-crisis levels and sales of new cars hit a new record in April. But that will not be enough to reduce global inventories, given that the drop in demand from the rich world is greater than China’s total imports.
Ed Morse, of LCM Commodities, a broking firm, points out that after previous price shocks, growth in demand has not usually reverted to previous rates, thanks to efficiency measures taken when prices were high. Moreover, technological advances are allowing oil firms to tap new sorts of resources, including gas trapped in seams of coal and shale, and “sub-salt” oilfields, which are likely to be found off the coast of Angola as well as Brazil.
Furthermore, governments could do various things to dampen the impending rise in prices, argues McKinsey, a consultancy which is also predicting an oil-supply crunch in the next few years. One simple measure would be to allow trucks to pull longer trailers, thereby increasing fuel efficiency. Rich countries could also increase fuel supplies by removing tariffs on imported ethanol, the company argues. Persuading developing countries to drop fuel subsidies would make a big difference. In the longer run, ever more stringent restrictions on carbon emissions and ever higher efficiency standards for vehicles around the world will presumably help crimp demand for oil.
At the OPEC powwow Mr al-Naimi, the Saudi oil minister, argued that a low oil price always sowed the seeds of a future price rise, since it led to underinvestment. The only question this time is how quickly the strain will emerge.
martes, 26 de mayo de 2009
Publicación
The Impact of The financial and economic crisis on Global energy Investment
OECD / IEA
05/2009
Energy investment worldwide is plunging in the face of a tougher financing environment, weakening final demand for energy and falling cash flows – the result, primarily, of the global financial crisis and the worst recession since the Second World War. Reliable data on recent trends in capital spending and demand are still coming in, but there is clear evidence that energy investment in most regions and sectors will drop sharply in 2009. Preliminary data points to sharp falls in demand for energy, especially in the OECD, contributing to the recent sharp decline in the international prices of oil, natural gas and coal. Both supply and demand side investments are being affected. Energy companies are drilling fewer oil and gas wells and cutting back spending on refineries, pipelines and power stations. Many ongoing projects are being slowed and a number of planned projects have been postponed or cancelled – for lack of finance and/or because of downward revisions in expected profitability. Meanwhile, businesses and households are spending less on energy-using appliances, equipment and vehicles, with important knock-on effects for efficiency of energy use. Tighter credit and lower prices make investment in energy savings less attractive financially, while the economic crisis is encouraging end users to rein in spending across the board, as a defensive measure. This is delaying the deployment of a more efficient generation of equipment. Furthermore, equipment manufacturers are expected to reduce investment in research, development and commercialisation of more energy-efficient models, unless they are able to secure financial support from governments.
Impact by sector
In the oil and gas sector, there has been a steady stream of announcements of cutbacks in capital spending and project delays and cancellations, mainly as a result of lower prices and cash flow. We estimate that global upstream oil and gas investment budgets for 2009 have already been cut by around 21% compared with 2008 – a reduction of almost $100 billion. Between October 2008 and end-April 2009, over 20 planned large-scale upstream oil and gas projects, valued at a total of more than $170 billion and involving around 2 mb/d of oil production capacity and 1 bcf/d of gas capacity, were deferred indefinitely or cancelled. A further 35 projects, involving 4.2 mb/d of oil capacity and 2.3 bcf/d of gas capacity, were delayed by at least 18 months. It is likely that the upstream industry will reduce spending on exploration most sharply in 2009 – largely because the bulk of spending on development projects is associated with completing projects that had already been launched before the slump in prices. Oil sands projects in Canada account for the bulk of the postponed oil capacity. The drop in upstream spending is most pronounced in the regions with the highest development costs and where the industry is dominated by small players and small projects. For these reasons, investment in non-OPEC countries is expected to drop the most. In addition, cuts in spending on existing fields risk pushing-up decline rates. International Energy Agency 4 The Impact of the Financial and Economic Crisis on Global Energy Investment – © OECD/IEA 2009
OECD / IEA
05/2009
Energy investment worldwide is plunging in the face of a tougher financing environment, weakening final demand for energy and falling cash flows – the result, primarily, of the global financial crisis and the worst recession since the Second World War. Reliable data on recent trends in capital spending and demand are still coming in, but there is clear evidence that energy investment in most regions and sectors will drop sharply in 2009. Preliminary data points to sharp falls in demand for energy, especially in the OECD, contributing to the recent sharp decline in the international prices of oil, natural gas and coal. Both supply and demand side investments are being affected. Energy companies are drilling fewer oil and gas wells and cutting back spending on refineries, pipelines and power stations. Many ongoing projects are being slowed and a number of planned projects have been postponed or cancelled – for lack of finance and/or because of downward revisions in expected profitability. Meanwhile, businesses and households are spending less on energy-using appliances, equipment and vehicles, with important knock-on effects for efficiency of energy use. Tighter credit and lower prices make investment in energy savings less attractive financially, while the economic crisis is encouraging end users to rein in spending across the board, as a defensive measure. This is delaying the deployment of a more efficient generation of equipment. Furthermore, equipment manufacturers are expected to reduce investment in research, development and commercialisation of more energy-efficient models, unless they are able to secure financial support from governments.
Impact by sector
In the oil and gas sector, there has been a steady stream of announcements of cutbacks in capital spending and project delays and cancellations, mainly as a result of lower prices and cash flow. We estimate that global upstream oil and gas investment budgets for 2009 have already been cut by around 21% compared with 2008 – a reduction of almost $100 billion. Between October 2008 and end-April 2009, over 20 planned large-scale upstream oil and gas projects, valued at a total of more than $170 billion and involving around 2 mb/d of oil production capacity and 1 bcf/d of gas capacity, were deferred indefinitely or cancelled. A further 35 projects, involving 4.2 mb/d of oil capacity and 2.3 bcf/d of gas capacity, were delayed by at least 18 months. It is likely that the upstream industry will reduce spending on exploration most sharply in 2009 – largely because the bulk of spending on development projects is associated with completing projects that had already been launched before the slump in prices. Oil sands projects in Canada account for the bulk of the postponed oil capacity. The drop in upstream spending is most pronounced in the regions with the highest development costs and where the industry is dominated by small players and small projects. For these reasons, investment in non-OPEC countries is expected to drop the most. In addition, cuts in spending on existing fields risk pushing-up decline rates. International Energy Agency 4 The Impact of the Financial and Economic Crisis on Global Energy Investment – © OECD/IEA 2009
Países andinos
La CAN cumple 40 años con una grave crisis
Infolatam Lima
25 de mayo de 2009
La Comunidad Andina (CAN), uno de los bloques más antiguos del mundo, celebra su 40 aniversario, en medio de una crisis causada por fuertes conflictos entre sus miembros que ponen en duda el modelo de integración.
La CAN nació el 26 de mayo de 1969 con la suscripción del Acuerdo de Cartagena para fomentar la integración y la cooperación económica y social, así como crear una unión aduanera subregional andina.Los miembros fundadores del llamado Pacto Andino (como se llamó la CAN hasta 1996) fueron Bolivia, Colombia, Chile, Ecuador y Perú. En 1973 se unió a ellos Venezuela, pero tres años más tarde Chile abandonó el pacto debido a la incompatibilidad de sus políticas internas con las del organismo.
El bloque - cuyo mayor logro fue la creación de una Zona de Libre Comercio, en funcionamiento desde 1993- ha sobrevivido a varias crisis. La peor de ellas fue en abril de 2006, cuando el presidente venezolano, Hugo Chávez, declaró que la CAN estaba "muerta" y retiró a su país del bloque para unirse a otro.
La razón esgrimida por Chávez fue su oposición a los Tratados de Libre Comercio (TLC) que en ese entonces negociaban Colombia y Perú con Estados Unidos, una posición que respaldó Bolivia, gobernada por Evo Morales.Con la voluntad de los andinos de continuar con el proceso de integración, la salud de la CAN pareció recuperarse con la incorporación de Chile en septiembre de 2006 como país asociado, pero la primavera del bloque no duró mucho, porque las grietas en la integración empezaron a hacerse más grandes.
Las discrepancias se dieron en varios frentes, pero principalmente en el choque de las distintas visiones en torno a los modelos ideológicos y de desarrollo económico: Colombia y Perú apuestan por la liberalización, mientras que Ecuador y Bolivia optan por un mayor proteccionismo.
Donde se ha hecho sentir más el peso de estas posiciones es en las negociaciones para un Acuerdo de Asociación y Cooperación con la Unión Europea (UE), lo que llevó a Perú, Colombia y Ecuador, a negociar -al margen de Bolivia- un TLC con los Veintisiete, aunque recientemente Quito volvió a poner en tela de juicio estas conversaciones.
A esto se suma el pedido de Bolivia para que se destituya al secretario general de la CAN, Freddy Ehlers, tras la modificación de una normativa andina sobre propiedad intelectual para que Perú pueda adecuar su legislación al TLC con Estados Unidos.Asimismo, en el contexto de la crisis, Ecuador impuso salvaguardas financieras a las importaciones de sus socios andinos como parte de las medidas ante la crisis financiera internacional, lo que causó malestar en el bloque.
El panorama se complica aún más con la ruptura de las relaciones diplomáticas entre Quito y Bogotá por la incursión militar colombiana en marzo de 2008 contra un campamento de las Fuerzas Armadas Revolucionarias de Colombia (FARC) en suelo ecuatoriano.
Por si fuera poco, Bolivia y Perú también tienen constantes problemas en sus relaciones diplomáticas.
Para evitar la defunción del bloque, el Secretario General andino prometió una nueva "visión estratégica" para superar los conflictos internos, que será puesta a consideración del Consejo Presidencial Andino en junio próximo.
Infolatam Lima
25 de mayo de 2009
La Comunidad Andina (CAN), uno de los bloques más antiguos del mundo, celebra su 40 aniversario, en medio de una crisis causada por fuertes conflictos entre sus miembros que ponen en duda el modelo de integración.
La CAN nació el 26 de mayo de 1969 con la suscripción del Acuerdo de Cartagena para fomentar la integración y la cooperación económica y social, así como crear una unión aduanera subregional andina.Los miembros fundadores del llamado Pacto Andino (como se llamó la CAN hasta 1996) fueron Bolivia, Colombia, Chile, Ecuador y Perú. En 1973 se unió a ellos Venezuela, pero tres años más tarde Chile abandonó el pacto debido a la incompatibilidad de sus políticas internas con las del organismo.
El bloque - cuyo mayor logro fue la creación de una Zona de Libre Comercio, en funcionamiento desde 1993- ha sobrevivido a varias crisis. La peor de ellas fue en abril de 2006, cuando el presidente venezolano, Hugo Chávez, declaró que la CAN estaba "muerta" y retiró a su país del bloque para unirse a otro.
La razón esgrimida por Chávez fue su oposición a los Tratados de Libre Comercio (TLC) que en ese entonces negociaban Colombia y Perú con Estados Unidos, una posición que respaldó Bolivia, gobernada por Evo Morales.Con la voluntad de los andinos de continuar con el proceso de integración, la salud de la CAN pareció recuperarse con la incorporación de Chile en septiembre de 2006 como país asociado, pero la primavera del bloque no duró mucho, porque las grietas en la integración empezaron a hacerse más grandes.
Las discrepancias se dieron en varios frentes, pero principalmente en el choque de las distintas visiones en torno a los modelos ideológicos y de desarrollo económico: Colombia y Perú apuestan por la liberalización, mientras que Ecuador y Bolivia optan por un mayor proteccionismo.
Donde se ha hecho sentir más el peso de estas posiciones es en las negociaciones para un Acuerdo de Asociación y Cooperación con la Unión Europea (UE), lo que llevó a Perú, Colombia y Ecuador, a negociar -al margen de Bolivia- un TLC con los Veintisiete, aunque recientemente Quito volvió a poner en tela de juicio estas conversaciones.
A esto se suma el pedido de Bolivia para que se destituya al secretario general de la CAN, Freddy Ehlers, tras la modificación de una normativa andina sobre propiedad intelectual para que Perú pueda adecuar su legislación al TLC con Estados Unidos.Asimismo, en el contexto de la crisis, Ecuador impuso salvaguardas financieras a las importaciones de sus socios andinos como parte de las medidas ante la crisis financiera internacional, lo que causó malestar en el bloque.
El panorama se complica aún más con la ruptura de las relaciones diplomáticas entre Quito y Bogotá por la incursión militar colombiana en marzo de 2008 contra un campamento de las Fuerzas Armadas Revolucionarias de Colombia (FARC) en suelo ecuatoriano.
Por si fuera poco, Bolivia y Perú también tienen constantes problemas en sus relaciones diplomáticas.
Para evitar la defunción del bloque, el Secretario General andino prometió una nueva "visión estratégica" para superar los conflictos internos, que será puesta a consideración del Consejo Presidencial Andino en junio próximo.
Venezuela
Buenos Aires garantiza un "precio justo" por Techint
Infolatam Buenos Aires
25 de mayo de 2009
El Gobierno de Argentina aseguró que "pondrá todo su empeño" para garantizar un precio justo en el proceso de nacionalización de tres compañías del grupo siderúrgico argentino Techint, que acaba de anunciar Venezuela. Entre tanto, según una encuesta, la mayoría de los venezolanos ve mal las nacionalizaciones realizadas por Chávez.
"Por parte de nuestro Gobierno vamos a poner todo el empeño para que, en caso de concretarse cualquier tipo de nacionalización, sea a un precio justo y podamos defender de esa manera las inversiones argentinas en Venezuela", afirmó el ministro del Interior, Florencio Randazzo.En declaraciones a Radio Continental, de Buenos Aires, Randazzo reiteró que Argentina "no está en favor de las estatizaciones en forma general" y, en ese sentido, subrayó que las nacionalizaciones de Aysa y de Aerolíneas Argentinas son "decisiones que tuvo que adoptar el Gobierno porque no había otro camino".Randazzo señaló además que en la visita que el presidente venezolano, Hugo Chávez, hizo hace 10 días a Argentina "no se habló de este tema" porque el Gobierno de Cristina Kirchner "respeta la decisión de otro país".El canciller argentino, Jorge Taiana, se comunicó telefónicamente este sábado con su par venezolano, Nicolás Maduro, para transmitirle la posición de su país en torno a este asunto. Ese mismo día el ministro de Planificación de Argentina, Julio De Vido, consideró que Buenos Aires respeta "la decisión soberana" de Venezuela, pero protegerá "los intereses" del grupo Techint.De Vido, quien tiene fluidos contactos con las autoridades venezolanas, citó como ejemplo la actitud del Gobierno de Kirchner cuando se nacionalizó Sidor, subsidiaria del grupo siderúrgico argentino en Venezuela.Techint acaba de alcanzar un acuerdo con las autoridades venezolanas para cobrar 1.970 millones de dólares por el paquete accionarial de control que tenía en Siderúrgica del Orinoco (Sidor). Una mayoría de los venezolanos ve mal las nacionalizaciones
Entre tanto, en Venezuela el 61,8 por ciento de la población rechaza las intervenciones y nacionalizaciones efectuadas recientemente por el gobierno y el 50,9 por ciento considera que la situación general del país está entre regular y mala o muy mala.Así lo señala un sondeo del Instituto Venezolano de Análisis de Datos (IVAD), publicado por el diario opositor "El Nacional", en el que se constata que la principal preocupación de los venezolanos es la "inseguridad", opción que fue respaldada por el 85,9 por ciento de los consultados.La segunda preocupación de los ciudadanos, según IVAD, es el desempleo, con un 41,7 por ciento de votos, y en tercer lugar está la crisis económica, con el 19,4 por ciento.
Infolatam Buenos Aires
25 de mayo de 2009
El Gobierno de Argentina aseguró que "pondrá todo su empeño" para garantizar un precio justo en el proceso de nacionalización de tres compañías del grupo siderúrgico argentino Techint, que acaba de anunciar Venezuela. Entre tanto, según una encuesta, la mayoría de los venezolanos ve mal las nacionalizaciones realizadas por Chávez.
"Por parte de nuestro Gobierno vamos a poner todo el empeño para que, en caso de concretarse cualquier tipo de nacionalización, sea a un precio justo y podamos defender de esa manera las inversiones argentinas en Venezuela", afirmó el ministro del Interior, Florencio Randazzo.En declaraciones a Radio Continental, de Buenos Aires, Randazzo reiteró que Argentina "no está en favor de las estatizaciones en forma general" y, en ese sentido, subrayó que las nacionalizaciones de Aysa y de Aerolíneas Argentinas son "decisiones que tuvo que adoptar el Gobierno porque no había otro camino".Randazzo señaló además que en la visita que el presidente venezolano, Hugo Chávez, hizo hace 10 días a Argentina "no se habló de este tema" porque el Gobierno de Cristina Kirchner "respeta la decisión de otro país".El canciller argentino, Jorge Taiana, se comunicó telefónicamente este sábado con su par venezolano, Nicolás Maduro, para transmitirle la posición de su país en torno a este asunto. Ese mismo día el ministro de Planificación de Argentina, Julio De Vido, consideró que Buenos Aires respeta "la decisión soberana" de Venezuela, pero protegerá "los intereses" del grupo Techint.De Vido, quien tiene fluidos contactos con las autoridades venezolanas, citó como ejemplo la actitud del Gobierno de Kirchner cuando se nacionalizó Sidor, subsidiaria del grupo siderúrgico argentino en Venezuela.Techint acaba de alcanzar un acuerdo con las autoridades venezolanas para cobrar 1.970 millones de dólares por el paquete accionarial de control que tenía en Siderúrgica del Orinoco (Sidor). Una mayoría de los venezolanos ve mal las nacionalizaciones
Entre tanto, en Venezuela el 61,8 por ciento de la población rechaza las intervenciones y nacionalizaciones efectuadas recientemente por el gobierno y el 50,9 por ciento considera que la situación general del país está entre regular y mala o muy mala.Así lo señala un sondeo del Instituto Venezolano de Análisis de Datos (IVAD), publicado por el diario opositor "El Nacional", en el que se constata que la principal preocupación de los venezolanos es la "inseguridad", opción que fue respaldada por el 85,9 por ciento de los consultados.La segunda preocupación de los ciudadanos, según IVAD, es el desempleo, con un 41,7 por ciento de votos, y en tercer lugar está la crisis económica, con el 19,4 por ciento.
lunes, 25 de mayo de 2009
Venezuela
Hugo Chávez anuncia más nacionalizaciones
Infolatam
Quito, 25 de mayo de 2009
Hugo Chávez anunció durante su vista a Ecuador que su política de nacionalizaciones de empresas privadas continuará en las próximas semanas. Esta oleada de nacionalizaciones coincide con el conflicto que enfrenta al gobierno de Chávez con Globovisión y con su propietario cuya casa fue allanada el pasado viernes.
"Las áreas estratégicas de la economía deben estar en manos del Estado, del nuevo Estado", aseguró Chávez durante una visita a Quito. Además, anunció que "Estamos procediendo y seguiremos procediendo" a nacionalizar empresas.
Chávez contó con el apoyo de Rafael Correa quien dijo que hará cumplir lo que dice la Constitución acerca de que los "sectores estratégicos estén en manos del Estado". Chávez anunció el jueves la nacionalización de varias empresas de producción de hierro que vivían conflictos laborales: "Hagamos ese plan de un solo gran complejo industrial integrado colectivo. El sector briquetero (de producción de placas de hierro), nacionalícese".
Chávez anunció además que "Todas estas empresas no son mías ni de ustedes, son del pueblo (...) Todo esto debe ser asumido con responsabilidad, con sentido de integración entre el gobierno y los trabajadores...Los trabajadores venezolanos van a dar una clase al mundo de cómo la clase obrera ha resucitado para hacer una revolución".
El presidente venezolano dijo que estas empresas "deben estar bajo control obrero...Hay que luchar contra las mafias, la mala gerencia, las desviaciones, los vicios (...) que viven todavía y son una amenaza para la revolución socialista".
Venezuela inició en 2007 una política de nacionalizaciones de industrias estratégicas, como la petrolera, las telecomunicaciones y la electricidad. En 2008 las nacionalizaciones se extendieron a los sectores siderúrgico, cementero y bancario, cuyo último caso fue el del Banco de Venezuela del Banco Santander.
Conflicto con Globovisión
De forma paralela continúa en Venezuela el conflicto entre el gobierno de Chávez y el canal televisivo Globovisión. El 4 de mayo de 2009, Globovisión informó sobre un sismo que afectó algunos lugares de Venezuela. Guillermo Zuloaga, el director del canal, criticó que no hubiera información oficial.
Luego de esta noticia, el gobierno de Venezuela acusó a los medios privados, especialmente a Globovisión, de ‘terrorismo' y de tener un ‘discurso de odio' con ‘fines desestabilizadores'.
La Comisión Nacional de Telecomunicaciones (Conatel) abrió un procedimiento administrativo a Globovisión por la información del sismo que podría "generar alarma, temor, zozobra o pánico entre la población, produciendo en los individuos un sentimiento de que están en peligro y desprotegidos". La semana pasada cuerpos de seguridad del Estado venezolano allanaron la casa del empresario Zuloaga.
Infolatam
Quito, 25 de mayo de 2009
Hugo Chávez anunció durante su vista a Ecuador que su política de nacionalizaciones de empresas privadas continuará en las próximas semanas. Esta oleada de nacionalizaciones coincide con el conflicto que enfrenta al gobierno de Chávez con Globovisión y con su propietario cuya casa fue allanada el pasado viernes.
"Las áreas estratégicas de la economía deben estar en manos del Estado, del nuevo Estado", aseguró Chávez durante una visita a Quito. Además, anunció que "Estamos procediendo y seguiremos procediendo" a nacionalizar empresas.
Chávez contó con el apoyo de Rafael Correa quien dijo que hará cumplir lo que dice la Constitución acerca de que los "sectores estratégicos estén en manos del Estado". Chávez anunció el jueves la nacionalización de varias empresas de producción de hierro que vivían conflictos laborales: "Hagamos ese plan de un solo gran complejo industrial integrado colectivo. El sector briquetero (de producción de placas de hierro), nacionalícese".
Chávez anunció además que "Todas estas empresas no son mías ni de ustedes, son del pueblo (...) Todo esto debe ser asumido con responsabilidad, con sentido de integración entre el gobierno y los trabajadores...Los trabajadores venezolanos van a dar una clase al mundo de cómo la clase obrera ha resucitado para hacer una revolución".
El presidente venezolano dijo que estas empresas "deben estar bajo control obrero...Hay que luchar contra las mafias, la mala gerencia, las desviaciones, los vicios (...) que viven todavía y son una amenaza para la revolución socialista".
Venezuela inició en 2007 una política de nacionalizaciones de industrias estratégicas, como la petrolera, las telecomunicaciones y la electricidad. En 2008 las nacionalizaciones se extendieron a los sectores siderúrgico, cementero y bancario, cuyo último caso fue el del Banco de Venezuela del Banco Santander.
Conflicto con Globovisión
De forma paralela continúa en Venezuela el conflicto entre el gobierno de Chávez y el canal televisivo Globovisión. El 4 de mayo de 2009, Globovisión informó sobre un sismo que afectó algunos lugares de Venezuela. Guillermo Zuloaga, el director del canal, criticó que no hubiera información oficial.
Luego de esta noticia, el gobierno de Venezuela acusó a los medios privados, especialmente a Globovisión, de ‘terrorismo' y de tener un ‘discurso de odio' con ‘fines desestabilizadores'.
La Comisión Nacional de Telecomunicaciones (Conatel) abrió un procedimiento administrativo a Globovisión por la información del sismo que podría "generar alarma, temor, zozobra o pánico entre la población, produciendo en los individuos un sentimiento de que están en peligro y desprotegidos". La semana pasada cuerpos de seguridad del Estado venezolano allanaron la casa del empresario Zuloaga.
Venezuela
Chávez nacionaliza Techint y Kirchner advierte que la protegerá
Infolatam
Buenos Aires, 24 de mayo de 2009
El Gobierno de Argentina respeta "la decisión soberana" de Venezuela de nacionalizar empresas, entre ellas tres participadas por Techint, pero protegerá "los intereses" de ese grupo siderúrgico argentino, dijo su ministro de Planificación, Julio De Vido. La decisión de Chávez sorprendió a Techint, según sus directivos, y fue motivo de generalizado rechazo para las asociaciones empresariales argentinas y hasta para la Confederación General del Trabajo (CGT).
Luis Betnaza, director de Asuntos Públicos y Relaciones Institucionales de Techint dijo que están "absolutamente sorprendidos. Ya habíamos tenido la experiencia de la nacionalización de Sidor y parecía que ese era el último evento de este tipo de accidentes en Venezuela", subrayó, al indicar que Techint se enteró del asunto por la prensa.Chávez anunció en Caracas la nacionalización de cinco empresas del sector siderúrgico, entre ellas Tavsa y Matesi, en las que Techint tiene mayoría, y Complejo Siderúrgico Guayana, en la que el grupo es accionista minoritario.En este sentido, Betnaza remarcó que "ya son cinco" las empresas de Techint que terminan nacionalizadas en Venezuela, incluyendo a Sidor (Siderúrgica del Orinoco), por la que el grupo recibirá 1.970 millones de dólares mediante un plan de pagos pactado este mes."Es un hecho absolutamente insólito, máxime en el contexto" de la "enorme hospitalidad" que ha recibido Chávez en sus visitas a Argentina, la última de ellas la semana pasada, puntualizó el directivo en declaraciones a la radio Continental de Buenos Aires. Dijo que desconoce si la presidenta argentina, Cristina Kirchner, estaba al tanto de la decisión de Chávez, con quien se reunió el viernes pasado y a quien agasajó al día siguiente en la finca que posee en la villa turística de El Calafate, en la Patagonia.El ministro de Planificación, Julio De Vido, apuntó que "el Gobierno repetirá sin dudar las gestiones de la misma forma que lo hizo ante la nacionalización de Sidor, respetando como ha hecho siempre las decisiones soberanas de otros Estados, pero protegiendo los intereses de los nacionales".La decisión de Chávez fue motivo de generalizado rechazo para las asociaciones empresariales argentinas y hasta para la Confederación General del Trabajo (CGT), el mayor sindicato de este país suramericano. "Así como siempre estuve en contra de la privatización de las empresas del Estado, como se hizo (en Argentina) en la década del 90, ahora tampoco estoy de acuerdo con la estatización de las empresas privadas", aseguró Hugo Moyano, líder de la CGT, cuya dirección responde al peronismo de Kirchner.La Unión Industrial Argentina (UIA), la mayor patronal del país, expresó este viernes su "profunda preocupación" y además reclamó la intervención del Gobierno de Kirchner para "defender los legítimos intereses" de Argentina en el exterior. En términos similares se pronunció la Asociación Empresaria Argentina (AEA) al remarcar que las inversiones en el exterior "son parte fundamental de la proyección internacional" de este país.
Infolatam
Buenos Aires, 24 de mayo de 2009
El Gobierno de Argentina respeta "la decisión soberana" de Venezuela de nacionalizar empresas, entre ellas tres participadas por Techint, pero protegerá "los intereses" de ese grupo siderúrgico argentino, dijo su ministro de Planificación, Julio De Vido. La decisión de Chávez sorprendió a Techint, según sus directivos, y fue motivo de generalizado rechazo para las asociaciones empresariales argentinas y hasta para la Confederación General del Trabajo (CGT).
Luis Betnaza, director de Asuntos Públicos y Relaciones Institucionales de Techint dijo que están "absolutamente sorprendidos. Ya habíamos tenido la experiencia de la nacionalización de Sidor y parecía que ese era el último evento de este tipo de accidentes en Venezuela", subrayó, al indicar que Techint se enteró del asunto por la prensa.Chávez anunció en Caracas la nacionalización de cinco empresas del sector siderúrgico, entre ellas Tavsa y Matesi, en las que Techint tiene mayoría, y Complejo Siderúrgico Guayana, en la que el grupo es accionista minoritario.En este sentido, Betnaza remarcó que "ya son cinco" las empresas de Techint que terminan nacionalizadas en Venezuela, incluyendo a Sidor (Siderúrgica del Orinoco), por la que el grupo recibirá 1.970 millones de dólares mediante un plan de pagos pactado este mes."Es un hecho absolutamente insólito, máxime en el contexto" de la "enorme hospitalidad" que ha recibido Chávez en sus visitas a Argentina, la última de ellas la semana pasada, puntualizó el directivo en declaraciones a la radio Continental de Buenos Aires. Dijo que desconoce si la presidenta argentina, Cristina Kirchner, estaba al tanto de la decisión de Chávez, con quien se reunió el viernes pasado y a quien agasajó al día siguiente en la finca que posee en la villa turística de El Calafate, en la Patagonia.El ministro de Planificación, Julio De Vido, apuntó que "el Gobierno repetirá sin dudar las gestiones de la misma forma que lo hizo ante la nacionalización de Sidor, respetando como ha hecho siempre las decisiones soberanas de otros Estados, pero protegiendo los intereses de los nacionales".La decisión de Chávez fue motivo de generalizado rechazo para las asociaciones empresariales argentinas y hasta para la Confederación General del Trabajo (CGT), el mayor sindicato de este país suramericano. "Así como siempre estuve en contra de la privatización de las empresas del Estado, como se hizo (en Argentina) en la década del 90, ahora tampoco estoy de acuerdo con la estatización de las empresas privadas", aseguró Hugo Moyano, líder de la CGT, cuya dirección responde al peronismo de Kirchner.La Unión Industrial Argentina (UIA), la mayor patronal del país, expresó este viernes su "profunda preocupación" y además reclamó la intervención del Gobierno de Kirchner para "defender los legítimos intereses" de Argentina en el exterior. En términos similares se pronunció la Asociación Empresaria Argentina (AEA) al remarcar que las inversiones en el exterior "son parte fundamental de la proyección internacional" de este país.
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