[SOUTH AMERICA] Petroleras argentina, española y chilena exploran en el Atlántico sur

Las empresas argentina Enarsa, española Repsol y la chilena Enap Sipetrol Argentina anunciaron el miércoles una inversión de USD 150 millones para la exploración de hidrocarburos en el Atlántico sur, en un acto en el que participó la presidenta Cristina Kirchner.

Se trata de dos proyectos de exploración en el llamado Mar Argentino, a través de una plataforma offshore que llegará al país sudamericano procedente de Houston (EEUU) a comienzos de setiembre próximo.

"Hoy es un día muy importante porque los argentinos volvemos a explorar offshore y porque además en el Estrecho de Magallanes lo hacemos asociados con la República hermana de Chile", resaltó la mandataria.

"A 30 años hoy estamos emprendiendo una exploración off shore juntos (con Chile). Es todo un símbolo de los tiempos", insistió Kirchner, en relación a los conflictos limítrofes que en el pasado enfrentaron a ambos países en la zona austral.

La iniciativa fue presentada a Kirchner por el vicepresidente de YPF-Repsol Enrique Eskenazi, el titular de la estatal Enarsa Exequiel Espinoza y el gerente general de Enap Sipetrol Argentina Salvador Harambour.

La perforación se llevará a cabo a través de la plataforma Ocean Specter y comprende dos proyectos, el denominado Hélix E2, que se desarrollará en la Cuenca Austral y comprende al consorcio tripartito conformado por Enarsa, YPF y Enap Sipetrol Argentina; y el Proyecto Aurora, en la Cuenca del Golfo de San Jorge, que operará YPF en forma exclusiva.

La inversión de USD 150 millones se aplicará en 12 meses y tendrá como objetivo ampliar las reservas de hidrocarburos del país, indicó el ministro de Planificación Federal, Julio de Vido, en rueda de prensa. El funcionario destacó que se trata de inversiones "riesgosas" y que "tienen un promedio de entre un 20 y un 25% de éxito, superior al promedio del 18% mundial".

Eskenazi recordó que Repsol comprometió un gasto de 600 millones de dólares en un año, de los cuales 150 millones serán para este emprendimiento offshore.

Espinoza aseguró que en los lugares a explorar hay estructuras geológicas interesantes e informó que la plataforma, una vez instalada, se elevará 10 metros por sobre el nivel del mar.

Harambour, por su parte, resaltó "la colaboración de empresas estatales de Argentina y Chile" en el proyecto.

La plataforma está dotada con tecnología de última generación y fue construida especialmente a pedido del consorcio tripartito con todas las medidas de seguridad industrial, en particular las relacionadas con el cuidado y preservación del medio ambiente, según señalaron las petroleras en un comunicado.

Source: AFP
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SUDAMERICA: Bolivia concentrará el mercado energético del Cono Sur

El futuro gasoducto del Noreste Argentino (GNEA), que tendrá una extensión de 1.500 kilómetros, sumados a los 3.150 kilómetros del ducto a Sao Paulo (GSA), Brasil, harán de Bolivia el país con los gasoductos más extensos de la región, concentrando, además, el mercado energético en el Cono Sur.

Esta situación se expresa en la exportación de gas natural a los mercados brasileños (principal comprador) y argentinos.

En segundo lugar queda el comercio de hidrocarburos entre Argentina y Chile, además de Brasil y Uruguay, tomando en cuenta que la única planta de de licuación existente, ubicada en la insular región caribeña de Trinidad y Tobago, exporta a Estados Unidos y España.

El proyecto de construcción del GNEA fue retomado el 19 de octubre de 2006 con la firma de los presidentes de Bolivia, Evo Morales, y de Argentina, Néstor Kirchner, y deberá estar concluido en diciembre de 2009.

El GSA, con sus 3.150 kilómetros, es el gasoducto más largo de América del Sur, y va desde el departamento boliviano de Santa Cruz (este) hasta Sao Paulo (Brasil), cruzando el Gran Chaco, el Pantanal y la Mata Atlántica en el sureste brasileño.

El GNEA partirá desde el sector llamado Campo Pajoso, municipio de Yacuiba en el departamento de Tarija (extremo sur), y sólo 20 kilómetros del total de 1.500 estarán en territorio boliviano.

El ducto entrará por Campo Durán para luego entregar el gas natural a siete provincias del noreste argentino.

Bolivia ha decidido llevar una intensa política internacional de cara al crecimiento de la demanda del gas natural como la principal fuente de energía limpia en el contexto de la reconfiguración de los mercados regionales y mundiales.

Bolivia, que posee las segundas reservas más grandes de Sudamérica, estimadas en 48 trillones de pies cúbicos (TCF), está llamado a ocupar un papel preponderante como centro energético, afirmó el ministro boliviano de Hidrocarburos, Carlos Villegas.

'La integración energética regional es perfectamente factible, pero sólo será posible en la medida en que se presenten resultados', subrayó.

La nacionalización de los hidrocarburos en Bolivia, el 1 de mayo de 2006, posibilitó pasar de una recaudación de 680 millones de dólares a 1.600 millones de dólares anuales, es decir mil millones de dólares más.

En ese contexto, el vicepresidente de la República, Alvaro García, enfatizó que el gran desafío de la nacionalización es la industrialización de los hidrocarburos.

'Ya no podemos seguir exportando sólo hidrocarburos como materia prima, sino productos con mayor valor agregado; esto significa que se deben cimentar las bases de la industria petroquímica que requiere grandes inversiones y amplios plazos', explicó.

La revista internacional 'Hidrocarburos & Energía' prevé que la industria exportadora, que ahora mueve 2.100 millones de dólares anuales, en un periodo de tres a cuatro años llegará a 5.000-7.000 millones de dólares.

Esta situación supone que los capitales para esta inversión estratégica en Bolivia tendrían que ser procurados por los tres niveles, es decir, gobierno, prefecturas y municipios, sobre todo éstos dos últimos, que han sido fortalecidos desde el 2006 con un superávit en sus ingresos por el incremento de la renta petrolera.

La nacionalización de los hidrocarburos y la reciente suscripción de 44 contratos petroleros pusieron fin a la capitalización y privatización de los principales pozos y de las refinerías que se realizaron durante los anteriores gobiernos de Gonzalo Sánchez, Hugo Bánzer y Jorge Quiroga.

Entre 1994 y 1997, el gobierno del Movimiento Nacionalista Revolucionario (MNR), liderado por Sánchez, entregó la propiedad de los recursos hidrocarburíferos en boca de pozo a las empresas petroleras transnacionales.

Esta situación fue desarrollada por Quiroga, quien además de vender las refinerías, aprobó el Decreto Supremo que liberó a las petroleras de invertir en un pozo por parcela.

Esto evitó que se perforaran 55 pozos y Bolivia perdió 1.340 millones de dólares en inversión.

De esa manera, menos del 12 por ciento del territorio nacional fue objeto de exploración y explotación comercial de gas y petróleo, quedando la mayor parte en calidad de reservas de interés estratégicos.

Iniciando una nueva etapa, el 12 de abril pasado, el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Guillermo Aruquipa, se reunió con los representantes de las principales empresas petroleras y les sugirió emprender nuevos proyectos e inversiones.

'Les he pedido a todas las empresas que tienen contratos que inicien paralelamente nuevas exploraciones', afirmó Aruquipa, al precisar que se trata de inversiones necesarias para el desarrollo de campos o prospección petrolera para incrementar volúmenes de producción.

Por ello, indicó Aruquipa, el gobierno mantiene la expectativa de que las empresas petroleras que operan en el país presenten en el plazo previsto sus Planes de Desarrollo e Inversión.

ARGENPRESS

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ECUADOR: El Gobierno ecuatoriano revisa dos ofertas para rehabilitar su mayor refinería

Ecuador está considerando ofertas de la compañía UOP LLC, de la propiedad de Honeywell International servicio UOP, y Royal Dutch Shell para mejorar la operación de la mayor refinería de petróleo del país, dijo el miércoles un funcionario.

Carlos Pareja, presidente de la petrolera estatal Petroecuador, dijo que el país planea combinar diversas partes de las dos ofertas para rehabilitar la refinería de Esmeraldas, que funciona actualmente aproximadamente al 50 por ciento de su capacidad por una aguda desinversión.

"Vamos a unir estas ofertas que costarán alrededor de 120 millones," dijo Pareja después de una reunión del directorio de la compañía.

Agregó que ambas ofertas serán puestas en conocimiento del directorio la próxima semana. No obstante, una comisión de Petroecuador podría recibir ofertas adicionales de las petroleras estatales Enap de Chile o PDVSA de Venezuela.

El proyecto para mejorar la refinería es crucial para que Ecuador reduzca los casi 2.300 millones de dólares que el quinto productor de crudo de Sudamérica destinará este año para satisfacer sus requerimientos internos de derivados.

La planta tiene capacidad nominal para procesar hasta 110.000 barriles de crudo por día, pero una serie de problemas operativos mantiene casi semiparalizada a la planta.

Reuters

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ARGENTINA: Las empresas internacionales sostienen que no es negocio invertir en el país debido al congelamiento de precios y tarifas

by Francisco Oliveira

¿Desidia o estrategia? Hace algunos días, Jeremy Martin, director del Programa de Energía del Instituto de las Américas, llamó varias veces a Buenos Aires para invitar a Daniel Cameron, secretario de Energía, al seminario que empezó ayer aquí, en el hotel Hilton. Respuesta: no está, está ocupado, llame luego. Nunca pudieron hablar, y ni Cameron ni ningún funcionario argentino están aquí.

La anécdota sirve para explicar por qué el país, que ve caer desde 1998 su producción de petróleo y desde hace cuatro años la de gas, aun con los precios más altos de las últimas tres décadas, no participa de este encuentro. La ausencia puede ser casual, pero no ajena a una controversia corroborada ayer aquí: según los petroleros, los precios que imperan en la Argentina no son atractivos para invertir en exploración.

La sentencia surgió, más que nada, de consultas específicas hechas por LA NACION, porque la Argentina casi no formó parte de la agenda de la XVI Conferencia de Energía de América latina. Sí, en cambio, tuvieron paneles Brasil, México, Venezuela, Chile, Colombia, Ecuador y Guatemala.

Tras su inconclusa espera telefónica, Martin fue también el más contundente para definir la situación argentina. "El 3 a 1 es clave -dijo-. Hay empresas que invirtieron un dólar y tienen que recuperar 30 centavos. Se salió de una crisis en 2001 y el Presidente tomó una decisión populista: congelar precios. Es entendible, pero repercute en la inversión. ¿Cómo es posible que sólo la industria haya tenido aumentos en las tarifas y se haya excluido a los hogares?"

Las palabras no surgen tantas veces con tanta facilidad. Debió hacer un esfuerzo retórico Benigna Leiss, business advisor (consejera de negocios) para América latina de la norteamericana Chevron. Durante su exposición, dijo que la compañía tenía interés en la región y habló de dos tipos de países. "Hay algunos que incentivan la inversión. Son Brasil, Colombia y Perú. En los países con agenda nacionalista, en cambio, se frena la inversión." No dio nombres. Pero Chevron está en la Patagonia y Leiss pareció olvidarlo.

Poca presencia privada

No sólo faltó presencia oficial. Hubo pocos ejecutivos privados argentinos en el Hilton. "Es una lástima. Acá deberían estar todos los petroleros del país y no vino nadie", se lamentó uno de los contados directivos de Buenos Aires. "Creo que es una cuestión ideológica", agregó un analista. En realidad, el reclamo por los precios es tan recurrente como la negativa argentina a aumentarlos. Hace tres años, cuando despuntaban los cortes de gas a Chile, el gobierno de Ricardo Lagos le ofreció al ministro de Planificación argentino, Julio De Vido, pagar más caro el fluido con la condición de que no se les cortara. El no fue terminante.

LA NACION aprovechó el panel conjunto que dieron Exxon Mobil y Shell para preguntar por qué estas petroleras, dos de las más importantes del mundo, no tenían negocios significativos en producción de hidrocarburos en la Argentina. Sí, en cambio, en refinación y venta de combustibles. Ambos fueron cautos. Elwyn Griffiths, vicepresidente de Desarrollo de la división Exploración de Exxon, objetó que en realidad sí existía actividad y nombró las operaciones que tiene en Neuquén y Salta. "Nosotros evaluamos los méritos técnicos de cada país y las posibilidades de que funcionen las condiciones económicas para ambas partes: tanto el Estado como la compañía."

La respuesta de Olivier Lazare, vicepresidente de Desarrollo de Nuevos Negocios para las Américas de Shell, fue muy similar. "Sí que estamos en el país -se adelantó-. Tenemos operaciones de upstream (extracción de petróleo) en Acambuco. Nosotros observamos los negocios globalmente."

Los problemas no son sólo argentinos. Informes difundidos aquí hablan de 14 países de la región en condiciones cuya sola semántica espantaría a la Casa Rosada: crisis energética. La Argentina está incluida.

¿Se acabó entonces el gas argentino y es inevitable recurrir a Bolivia?, preguntó LA NACION a Arturo Vilas, managing director de Tristone Capital para América latina. "No, en absoluto -contestó-. Pero la Argentina tiene un precio que es una fracción de lo que se paga no ya en Estados Unidos, sino también en países vecinos. No hay mucho incentivo para explorar. La Argentina tiene muchísimo potencial, pero desde que se toma una decisión sacarlo puede demorar 5 años." Un optimismo similar al del brasileño Decio Oddone, CEO de Petrobras para el Cono Sur. "¿Quién iba a decir, en los años 70, que Brasil llegaría al autoabastecimiento? -se preguntó-. No hay que ser tajante con la Argentina."

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ARGENTINA: El Gobierno revisara contratos con petroleras

El Gobierno argentino aseguró hoy que revisa 18 contratos para la explotación de hidrocarburos en disconformidad con las inversiones que han hecho las compañías petroleras. La exploración no aumenta conforme a las expectativas que tenemos nosotros", declaró el ministro de Planificación, Julio de Vido, al sitio web del diario Infobae de Buenos Aires.

Luego de remarcar que la actividad petrolera "es de riesgo", señaló que "hoy por hoy hay contratos" en que las compañías no han satisfecho los niveles de exploración esperados. "A mí no me parece mucho lo que están invirtiendo. Además lo que ellos quieren es que yo les pague el barril a 60 dólares, o lo que es peor: que lo pague el usuario final en el surtidor" de combustibles, puntualizó el ministro.

Mientras, el secretario de Energía, Daniel Cameron, confirmó que los contratos sujetos a revisión son 18, pero no indicó a cuáles petroleras involucran, si bien la hispano argentina Repsol-Ypf es líder del mercado nacional. Cameron sostuvo que las inversiones anunciadas por Repsol-Ypf están por debajo de las que hizo antes de enero de 2002, cuando una severa crisis económica desembocó en la devaluación del peso frente al dólar, que hasta entonces mantenían una paridad de "uno a uno".

"Son datos públicos, están en los balances", comentó Cameron, quien asiste con De Vido a la inauguración en Australia de un reactor nuclear diseñado y construido por una empresa argentina. Desde la devaluación del peso, el Gobierno argentino mantiene congelado el precio de los combustibles, además de aplicar impuestos del 45 por ciento a la exportaciones de hidrocarburos, entre otras regulaciones que son motivo de quejas de la industria petrolera.

Infobae recordó que en febrero pasado Repsol-Ypf informó de que sus inversiones en el país alcanzaron el año pasado a los 4.955 millones de pesos (1.593,25 millones de dólares), un 33 por ciento más que en 2006. "Previo a conocerse ese anuncio de la empresa, el ministro De Vido había advertido a la compañía que no se permitirá la venta de áreas por tratarse de activos que ha concedido el Estado y que sólo podían buscar socios para seguir explorando esas áreas", comentó.

La petrolera hispano-argentina lidera el mercado argentino de crudo y gas natural con una cuota del 38 por ciento, mientras que sus principales competidoras son la anglo-argentina Pan American Energy, la francesa Total y la brasileña Petrobras. La producción argentina de petróleo aumentó un 3,52 por ciento en el primer bimestre del año, hasta los 6,2 millones de metros cúbicos, el primer incremento desde 2001, destacó hoy el diario El Cronista, que cita datos de la Secretaría de Energía.

La mayor producción de crudo contrasta con el estancamiento de la extracción de gas natural, cuyo volumen solo alcanza a cubrir el 50 por ciento de la demanda, por lo que Argentina ha recortado sus ventas a Chile y optado por importar el hidrocarburo desde Bolivia.

INFOLATAM

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MEXICO: Pemex se ve amenazado por imparable avance del "petroleo verde". La batalla de la gasolina en México

by Luis Villajos Alvial
Pemex (Petroleros Mexicanos), tras 69 años de monopolio de la explotación del petróleo en México, se enfrenta a un nuevo enemigo, el etanol. La experiencia brasileña en el uso de biocombustibles, ha impulsado al Gobierno de Bush a fomentar el desarrollo de etanol en la mayor parte de Latinoamérica para reducir la dependencia del petróleo proveniente de Venezuela y Oriente Medio. México desarrolla 19 proyectos de etanol, aunque los expertos debaten sobre el impacto ambiental de los nuevos combustibles.

Los ataques contra Pemex son continuos. Su mayor enemigo es el alcalde de la capital mexicana, Marcelo Ebrard, que acusa a Pemex de que el oxigenante metil terbutil éter (MTBE), usado en la gasolina de Pemex, puede causar cáncer. Pemex, replicó que la calidad ambiental de sus combustibles responde a las normas internacionales y que sus gasolinas son similares a las de EEUU y Europa. A la vez el presidente de Gobierno invita a Pemex a sustituir el compuesto por alcohol de caña.

Los expertos de Pemex calcularon que usar etanol en México implicaría costos adicionales en la producción de gasolina de unos 140 millones de dólares anuales (104 millones de euros), lo que elevaría el precio del combustible.

Problemas. En México, exportador de petróleo, gabinetes de investigación han demostrado que adoptar una mezcla de un 10% de etanol para la gasolina de consumo doméstico ahorraría cerca de 2.000 millones de dólares (1.400 millones de euros) al año, cantidad que hoy se gasta para importar gasolina y aditivos porque México no dispone de la capacidad suficiente para refinar todo el petróleo que produce.

Además según la Organización Mundial de la Salud (OMS) la ciudad de México y sus alrededores, donde viven 20 millones de personas, sufre una de las peores contaminaciones atmosféricas del planeta. En la capital y sus aledaños se consumen más de 44 millones de litros diarios de combustible, la mayoría por los más de tres millones de automóviles que circulan en la ciudad.

Según un comunicado de Pemex, la petrolera ha invertido unos 1.500 millones de dólares (1.122 millones de euros) para cumplir con las normas ambientales mexicanas, y ofrece una gasolina de alta calidad. Por último Pemex comienza a verse amenazado por los 19 proyectos de desarrollo de etanol anunciados en todo el país.

Durante la ceremonia conmemorativa del 69 Aniversario de la Expropiación de la Industria Petrolera, Felipe Calderón, presidente de México, advirtió que solo había reservas petroleras para nueve años y lo grave es que el país pasará de ser exportador a importador de crudo y sus derivados. Pemex en su informe anual sobre las Reservas de Hidrocarburos en México corrigió al presidente al anunciar que disponía de remanentes para 28 años.

Las deudas y las obligaciones de pensiones ascienden a 100 mil millones de dólares (74 mil millones de euros).La constitución mexicana le prohíbe a Pemex formar alianzas de producción y explotación con empresas privadas que podrían tener los recursos y la tecnología para alcanzar miles de millones de barriles de petróleo que estarían en reservas submarinas en la costa del Golfo de México.

Etanol barato. El etanol derivado de la caña tiene la mejor relación de costo-eficacia (mucho mejor que el de maíz), y pocos lugares del mundo gozan de una combinación de suelo, clima, tierra disponible y bajos costos laborales para el cultivo de la caña comparable a la de América Latina y el Caribe.

La tecnología para destilar el etanol de caña y mezclarlo con gasolina es comparativamente barata y de fácil obtención. Prácticamente todos los automóviles nuevos y la mayor parte de los viejos pueden funcionar con gasolina que contenga hasta un 10% de etanol, y millones de vehículos “flex-fuel ” (propulsados por cualquiera de estos combustibles o su combinación) están ya en circulación.

Los especialistas han alertado sobre los problemas ambientales que puede generar la fiebre de los biocombustibles, especialmente por la destrucción de selvas y bosques para aumentar las superficies cultivables, el éxodo rural, la degradación de la tierra y la sustitución de los cultivos alimenticios.

A principios de año Estados Unidos mostró su especial interés por desarrollar el etanol para reducir su dependencia respecto a Venezuela y Oriente Medio. Además de Brasil, México, Colombia, Argentina, Paraguay, Chile, Bolivia, Ecuador, Uruguay y América Central y el Caribe tienen proyectos para montar plantas productoras de etanol y biodiesel.

El boom de los biocombustibles como alternativa al uso de combustibles fósiles es visto como una de las principales fuentes de riqueza de Latinoamérica y como una buena estrategia para reducir el calentamiento global.

AmericaEconomica

CUBA: Expectativas ante el Primer Congreso de Petróleo en Cuba

La inminente celebración en Cuba del Primer Congreso de Petróleo genera hoy fundamentadas expectativas ante la creciente participación de empresas foráneas en trabajos de exploración de riesgo en aguas profundas de la isla.

El foro constituye la principal novedad en el programa de la II Convención de Ciencias de la Tierra, que del 20 al 23 de marzo se desarrollará aquí y reunirá a unos 700 expertos de 19 países, entre ellos Venezuela, México, Italia, España, Canadá, Chile y China.

Según informaron organizadores del Congreso, como parte del mismo sesionará un taller internacional sobre geología y potencial gasopetrolífero, para examinar la exploración y producción en aguas profundas del Golfo de México.

Además, se desarrollará un simposio sobre crudos pesados y su tratamiento, transporte y refinación, así como debates en torno a los desafíos de la tecnología de perforación horizontal y de largo alcance, y el aprovechamiento del gas acompañante.

Especialistas cubanos en el tema han hecho notar que, por su origen geológico, en el subsuelo de la mayor de las Antillas existen condiciones propicias para la formación de yacimientos de petróleo, en particular en la franja costera norte.

De hecho, los yacimientos en explotación en la región La Habana- Matanzas, en el occidente, y el norte de Ciego de Avila, en el centro del país, produjeron el pasado año tres millones 900 mil toneladas de oro negro y gas acompañante.

La cifra es casi siete veces superior a la que se obtenía en 1990 y cubre algo más de la mitad del consumo del país, estimado en unos 158.000 barriles de petróleo diarios.

Sin embargo, el hecho de tratarse de un crudo pesado y de alto contenido de azufre, obliga a que éste se destine únicamente a las plantas termoeléctricas y de producción de cemento.

De ahí que las autoridades del sector en la isla cifren sus esperanzas de obtener mayores volúmenes de hidrocarburos, también de mayor calidad, en los 112.000 kilómetros cuadrados de Zona Económica Exclusiva (ZEE) de que disponen en el Golfo de México.

Precisamente de esa área geográfica México extrae cerca del 70 por ciento de su producción anual y Estados Unidos alrededor de un 40 por ciento, por lo que expertos consideran factible realizar hallazgos de valía en los 59 bloques en que se ha dividido la ZEE para las labores de exploración a riesgo.

Hasta el momento, 16 de esos bloques (que cubren un área aproximada de 35 mil kilómetros cuadrados) han sido contratados por la Compañía Petrolera Estatal de Malasia Petronas, la Oil and Natural Gas Corporation de India, Repsol de España, Sherrit Oil and Gas de Canadá y la noruega Norsk Hydro.

Además, la corporación mixta China Petroleum and Chemical Corporation (Sinopec) suscribió un acuerdo de producción compartida en una zona de potencial explotación de crudo con la estatal Cubapetróleo (Cupet).

Cupet, la contraparte isleña en todas estas negociaciones, opera con dos modalidades: la asociación de capital para el incremento de la producción en yacimientos existentes (Contratos de Producción Incrementada) y los Contratos a Riesgo.

La empresa cubana dispone para sus operaciones de cuatro refinerías con una capacidad total instalada de 5,6 millones de toneladas anuales.

Tiene además una base de recepción de combustible para buques de hasta 150 mil DWT en la provincia de Matanzas, la cual está enlazada por un oleoducto de 187 kilómetros con la refinería de Cienfuegos, en el centro-sur de la isla.

La II Convención de Ciencias de la Tierra cubana incluirá en su programa el II Congreso de Minería, y los simposios de Sismicidad y Riesgos Geológicos, y Exploración y Explotación de las Lateritas Niquelíferas. También habrá un taller internacional sobre Informática y Geociencias y otro de Geobiología y Radiestesia.

ARGENPRESS