Hidrocarburos al día

· Empresas estatales de petróleo disminuyen impactos del precio internacional de crudo – El Diario

· Comunidades beneficiadas y Gobierno descalificaron denuncias contra Repsol YPF – Energy Press

· “Bolivia aplica reformas de la peor manera” – Energy Press

· Petroleras buscan gas natural en Estados Unidos – Energy Press

· Venezuela será rival de Bolivia en negocio del gas natural – Energy Press

· Congreso retoma actividad con abultada agenda – Jornada

· El Ejecutivo y el Legislativo fijan cita por tema gas – El Deber

· Chilena Enap amplía acuerdo de explotación de crudo en Ecuador – AméricaEconomía.com

Empresas estatales de petróleo disminuyen impactos del precio internacional de crudo

El Diario

La creación de una empresa estatal del petróleo es importante para disminuir los impactos de los precios internacionales del crudo en el mercado local y equilibrar los valores de los combustibles.

Para Alvaro Ríos, ex ministro de Hidrocarburos y ahora titular de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade), las compañías estatales deben fortalecerse institucionalmente y escapar de la injerencia política.

Las compañías deben operar como una empresa más, escapando de las influencias y de las presiones de los gobiernos de turno, es decir no gravarla con impuestos especiales ni tampoco a forzarla a realizar operaciones en lugares no tradicionales.

“No hay que satanizar las inversiones privadas ni tampoco las empresas estatales”, puntualizó Ríos.

De acuerdo al experto en temas petroleros, las empresas estatales pueden funcionar a veces de carácter estratégico para evitar los efectos de los precios internacionales en el mercado interno.

Por ejemplo, la Empresa Nacional de Petróleo (Enap) de Chile jugó un papel importante en el alza constante del precio internacional de crudo, ya que diseño una estrategia para reducir los incrementos de los combustibles, bajando sus márgenes de refinación, sin afectar los intereses de la compañía.

“Las empresas estatales pueden jugar un rol importante en la vida económica y social, pero eso no quiere decir hacerle perforar pozos en zonas que no son productivas, llevándola hacer inversiones que no tengan sentido”, reflexionó

En criterio de Ríos, las empresas estatales tienen que ser competitivas, es decir que tengan la capacidad de hacer frente a otras similares o a privadas en el mercado internacional.

YPFB

La sostenibilidad, la competitividad tiene que ser los principales objetivos de la nueva empresas estatal nacional, y para cumplir con estos fines se le debe dar capital a Yacimientos Fiscales Bolivianos (YPFB), explicó.

“El fortalecimiento de YPFB debe ser vital” para que la empresa estatal sea sostenible y competitiva en el mercado, tanto nacional e internacional, manifestó.

La administración de la nueva YPFB no debe encontrar injerencias políticas en el camino, porque pierde sostenibilidad económica y esto deriva en la quiebra de la empresa.

División

En la presente gestión, la presión de las organizaciones cívicas y de los trabajadores presionaron para que la refundación de YPFB sea con algunas modificaciones en su administración central, lo cual fue aceptado por el gobierno de turno.

Para satisfacer a las regiones productoras, la nueva Ley de Hidrocarburos ordena el traslado de algunas gerencias de YPFB a los departamentos productores, manteniendo la central en la sede de gobierno.

Al respecto, en criterio de Ríos, la creación de una serie de gerencias puede ser equitativa y puede ser ineficiente.

Lo cierto es que la estatal petrolera ha empezado a funcionar con el nombramiento del directorio, que por primera vez tiene dos mujeres, analizando el fortalecimiento y la migración de los contratos de riesgo compartido.

La información sobre el estado de YPFB fue presentada a todos los miembros del directorio en la primera reunión realizada hace un mes para su correspondiente análisis.

Recursos

Uno de los temas que tendrá que definir el directorio será los montos que necesitará para comenzar a operar y cómo en el futuro participar en toda la cadena productiva.

Lo cierto es que existe una disposición enmarcada en la Ley de Hidrocarburos, que ordena que las acciones del Fondo de Capitalización Colectiva pasen a YPFB.

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Comunidades beneficiadas y Gobierno descalificaron denuncias contra Repsol YPF

Energy Press

Una comisión del Gobierno nacional, tras una inspección al campo Margarita, desvirtuó las denuncias contra Repsol YPF, de la Asamblea del Pueblo Guaraní (APG) en sentido de que no había el anunciado desarrollo social en la zona como informa la petrolera.

La producción de miel es un incentivo para generar una actividad que beneficie a los pobladores del Chaco boliviano. Los frutos comienzan a ser vistos dada la alta calidad del producto.

Energy Press Campo Margarita (Tarija) La comisión integrada, además, por técnicos de Repsol YPF y la prefectura de Tarija, firmó un Acta de Inspección cuyas conclusiones dan cuenta de que las denuncias no tienen fundamento tras entrevistar al capitán grande y representantes de las escuelas de las comunidades de Yuati y Kumandaroti.

“Se constató que Repsol YPF desarrolla activamente obras sociales que se traducen en programas de vivienda, instalación de viveros, construcción de canales para microriego, producción de miel, construcción de postas y escuelas; todo con la participación de los comunitarios”, destaca el Acta de Inspección.

“Se verificó que la denuncia de la APG no tiene fundamento alguno, porque la comunidad no estaba informada del tenor de la misma y menos está de acuerdo con los términos contenidos por calificarlos de maliciosos”, agrega el acta, que a la vez recomienda comunicar a la APG el resultado de la verificación “in situ”, indicando que la denuncia es “infundada y temeraria” desde el punto de vista ambiental. Asimismo, el documento recomienda a Repsol YPF remitir por conducto regular fotocopia de los convenios más una matriz de cumplimiento de lo pactado.

También recomienda al Gobierno realizar las tareas de seguimiento y control periódico, con presencia de la prefectura de Tarija como se vino haciendo, de acuerdo a sus funciones. Participaron en la inspección funcionarios de los ministerios de Hidrocarburos y Desarrollo Sostenible, respectivamente, técnicos de Repsol YPF y el Jefe de la Unidad de Medio Ambiente de la prefectura de Tarija, Grover Sandoval, dependiente de la dirección de Medio Ambiente.

“Ustedes podrán decirlo, a través de lo que están viendo, si lo que decimos es o no una falacia”, manifestó el gerente de Relaciones Externas de Repsol, Miguel Cirbián a un grupo de periodistas del país en Campo Margarita, recalcando que trabajan con normas que van mucho más allá de las tradicionalmente aplicadas en Bolivia. Cirbián destacó que se dejó de lado el habitual asistencialismo para, en su lugar, generar proyectos productivos como la apicultura, el microriego, los viveros forestales para producir plantines, etc.

Los periodistas y las autoridades observaron casas en construcción para los comunitarios guaraníes con asesoramiento de arquitectos. En el lugar se informó que sumarán 180 nuevas viviendas en la zona.

El ejecutivo aseguró un comportamiento ético y de altura con los habitantes de la zona, al firmar un convenio con el municipio de Entre Ríos para el derecho de vía de caminos comunales y otros construidos por la empresa.

“Los caminos están bien cuidados”, fueron palabras que inmediatamente recibieron como respuesta un “es cierto” de parte de los pobladores del lugar. El conflicto con la Universidad tarijeña “Juan Misael Saracho”, sobre un fundo en Margarita, fue resuelto tras un acuerdo satisfactorio para las partes, Repsol YPF apoyará a la casa superior de estudios con la dotación de un bus, cuyo costo alcanza los 55.000 dólares, además se respaldará el proyecto genético que desarrolla.

Repsol YPF perfora pozo Cuevo X-1

El primer día de diciembre, Repsol YPF inició la perforación del pozo Cuevo X-1 que se encuentra en territorio cruceño, aunque dentro una estructura de la que es parte el campo Margarita, en Tarija.

José Fernando Freitas, presidente de Petrobras Bolivia.

El anuncio fue realizado por el técnico de la compañía, Miquel Erquiaga, al indicar que este pozo representará una inversión superior a los 30 millones de dólares. La perforación es parte de los compromisos asumidos por la empresa con el Estado para el desarrollo de este tipo de actividades. Se espera concluir la perforación en unos 9 meses, cuando se llegue a casi 5.000 metros de profundidad. En caso de lograr resultados satisfactorios se creará un nuevo campo petrolero con otras perforaciones posteriores, de manera de desarrollar la estructura, o de lo contrario la zona obtenida en concesión será devuelta, dijo el técnico.

Huacaya

Dentro los planes de Repsol se prevé una segunda perforación petrolera, probablemente a partir de marzo de 2006, se trata del pozo Huacaya X-1 en territorio chuquisaqueño, aunque dentro del llamado bloque Caipipendi. Dentro este bloque se encuentra el campo Margarita, en Tarija, con cuatro pozos: X-1, X-2, X-3 y X-4. De todos estos solamente el X-1 y el X-3 producen, el X-4 es preparado con los ductos de recolección, en tanto el X-2 no resultó muy productivo.

La inversión estimada en el Huacaya X-1 es de 35 millones de dólares, esperandose alcanzar una profundidad de 5.000 metros hasta llegar a la formación Huamampampa y Los Monos. En la actualidad se construye la planchada y el camino. Erquiaga destacó que previamente se realizaron trabajos de sísmica 3 D (tres dimensiones), cuya calidad permite una mayor precisión que las otras, por lo que su costo es mucho mayor.

Petrobras Bolivia: “2005 es un año de realizaciones”

Energy Press Tarija

El año que termina es de realizaciones para Petrobras Bolivia, por varios logros alcanzados, no sólo en lo referido a la producción de hidrocarburos, sino también por la fabricación de productos de la línea Lubrax para el mercado nacional e internacional. “Hemos establecido récord de producción de diesel, Jet Fuel y gasolina, buscando nuevos mercados para colocar los excedentes de producción de gasolina, de manera que el incremento en la producción de diesel pueda resultar más económico”, declaró el representante José Fernando Freitas, agregando que la producción de gas licuado de petróleo (GLP) también se incremento significativamente en 2005.

El ejecutivo destacó, igualmente, récord de producción de lubricantes Lubrax en Bolivia, agregando más productos a la línea. “Actualmente se exporta aceite Lubrax a la Argentina y se busca mercados en el Perú para la producción que se consigue en Cochabamba”.

Producción de gas

Respecto de la producción de gas en San Alberto y San Antonio, se llegó a un promedio de 18 Millones de metros cúbicos diarios (MMmcd). La exportación de gas al Brasil registró un promedio de 23 a 27 MMmcd. Para 2006 se prevé aumentos más importantes. A la Argentina se exporta un promedio de 5 MMmcd, de este total de 3,5 a 4 MMmcd fueron recolectados de San Alberto y San Antonio.

Diesel

Se produjo un promedio de 11.000 barriles día (bbls/d) de diesel. Cuando Petrobras se hizo cargo de las refinerías de Santa cruz de la Sierra y Cochabamba la producción era de 7.000 bbls/d. Al decir que el incremento fue de casi el 50% para tratar de satisfacer el mercado interno, Freitas admitió que el consumo en Bolivia aumentó bastante, lo mismo ocurre con la producción de GLP que también aumento de 270 a 360 metros cúbicos día (m3d) ante la creciente demanda.

Incertidumbre

Respecto de la migración a nuevos contratos, Freitas admitió intranquilidad e incertidumbre, no obstante, dijo que entienden que los contratos actuales son válidos y en consecuencia continúan operando, sin embargo, hay intranquilidad en el sector. “Para migrar previamente tiene que conocerse los nuevos contratos, no puede migrarse hacia lo que no se conoce”, sostuvo Freitas al recordar la vigencia de una nueva ley de hidrocarburos cuya parte reglamentada es cumplida por Petrobras, como el pago de impuestos a pesar de ser exagerada en el tema impositivo.

“Si llega el momento de la presentación de los contratos para la migración, hay que evaluar, ahí vamos a tomar decisiones, cuando la reglamentación esté terminada, mientras tanto seguimos operando hasta que se den las condiciones para esta migración”, enfatizó. Petrobras Bolivia realizó inversiones para mejorar la capacidad de producción y cumplir los contratos de exportación de gas al Brasil hasta 2019 y a la Argentina, pero no existieron inversiones para buscar nuevas reservas y para el desarrollo del mercado, aguardando se disipe la incertidumbre y Bolivia defina su política en este rubro.

Freitas mencionó la existencia de proyectos potenciales como una mayor exportación de gas a Argentina, unos 20 MMmcd, para lo cual es necesario construir gasoductos, desarrollar campos, perforar nuevos pozos, instalar plantas de procesamiento, etc.

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“Bolivia aplica reformas de la peor manera”

Energy Press

La visión que tiene la Universidad de Harvard -en los Estados Unidos- sobre la forma cómo Bolivia decidió aplicar reformas al negocio de los hidrocarburos desde el año 2005 no es de las mejores. Es más, la percepción que se tiene es que los cambios que ejecuta son los “peores en América Latina”.

El portavoz de ésta sensación térmica internacional que ahora vigila uno de los sectores estratégicos para la economía nacional fue Federico Sturzenegger, profesor en la Universidad de Harvard.

De nacionalidad argentina, el académico fue directo y severo. “Se ha reformado de la peor manera”, sentenció frente a empresarios, analistas financieros, autoridades de Estado y expertos en hidrocarburos en el foro económico que propició la Cámara de Industria, Comercio, Servicios y Turismo de Santa Cruz (CAINCO), denominado

“Gobernabilidad y Desarrollo”, en la ciudad de Santa Cruz. Para Sturzenegger los cambios que aplica el Estado a la industria del gas y petróleo desde mayo de 2005, después que fue promulgada la Ley de Hidrocarburos 3058, no responden a objetivos estratégicos de desarrollo, sino más bien son “medidas impuestas por una lucha interna -entre sectores antagónicos- por (la posesión) de los recursos que el sistema político no logró, hasta ahora, controlar”.

Está situación generó un aura de incertidumbre en el sector que podría traducirse, en los próximos meses, en saldos negativos para el sector y por lo tanto perjuicios invalorables para las perspectivas de desarrollo económico del Estado, reflexiona. En países como Venezuela o la Argentina, donde se aplican y se lograron registrar cambios al negocio para la explotación de hidrocarburos rige un principio universal: “hacer reformas pero cuidando el margen (de beneficios y perjuicios)”, comentó.

¿Pero que significa estar al límite? Cuidar la inversión, preservar lo que se ha hecho y en lo fundamental, trabajar ajustes para el futuro pero cuidando mucho lo que se tiene en el presente, explicó. Para ilustrar más su posición, apeló a la industria exportadora de flores que maneja actualmente Colombia con éxito internacional. “Voy hablar de margaritas, jazmines y claveles, para contarles que un buen día alguien miró el campo en Colombia y vio que el negocio de venta de flores en los Estados Unidos podría ser un éxito incuestionable”, afirmó el profesor y acotó enseguida “lo que trato de señalar es que en todo emprendimiento empresarial y propuestas de cambio debemos buscar siempre el autodesarrollo, saber que somos buenos en lo que sabemos, y en lo fundamental, generar incentivos para que exista más inversión”.

Bolivia hizo exactamente lo contrario. Hizo ajustes al sector sin percatarse de cuidar las inversiones y promover al sector que representa para Bolivia “garantía de crecimiento”, enfatizó. 167.000

Empleos

¿Bolivia ganó o perdió con el negocio de los hidrocarburos? Sturzenegger fue directo. Aseveró que el Estado ganó y mucho con el proceso de capitalización de las empresas públicas del Estado, decisión pública que promovió el crecimiento sostenido y espectacular de las reservas de gas y petróleo. Para el profesor de Harvard, el beneficio más importante que dejó, hasta ahora, la presencia de importantes consorcios petroleros en Bolivia fue la generación de fuentes de trabajo. Entre 1994 y 2005 el sector fue origen para la creación de 167.000 fuentes de trabajo, equivalente al 8,5% del empleo en Bolivia, asegura. De está cantidad de empleos, la explotación del gas demando hasta 63.700 personas, mientras que la industria petrolera exigió 34.900.

En Bolivia, aproximadamente 4.364.500 personas se encuentran dentro de la población económicamente activa. De está cantidad, sólo 1.975.200 bolivianos y bolivianas tienen el beneficio de contar con un empleo fijo y formal, precisó en cifras. Frente a esta realidad laboral, ¿quién puede afirmar que el sector no es intensivo en el empleo de mano de obra?, preguntó al auditorio. El año 1995, cuando el proceso de capitalización de las empresas petroleras comenzaba, la cantidad de empleos llegaba solo a 63.450. A noviembre de 2005 la cantidad de bolivianos y bolivianas que trabajan en el sector llega a 167.000 un salto, desde ya, espectacular, señala el académico. Pero hay más. “Sí funciona el sector, ¿por qué arreglarlo?, además ajustarlo de la peor manera.

No hay lógica, dice. Lo correcto, en el mundo es que “sí funciona no se arregla”. Lo que se tiene que hacer es respaldar el proceso para que siga caminando por el sendero de los beneficios, manifestó.

Sobre la leche derramada

Cómo Bolivia aplicó las reformas y están en curso, no vale la pena “llorar sobre la leche derramada”. En este sentido, Stunzenegger plantea algunos aspectos, para ser precisos, menciona tres que ahora debe considerar el Estado para administrar los recursos de gas y petróleo que tiene de la mejor manera, mirar su presente y proyectar su futuro para beneficio de la población. “El sector energético sintetiza actualmente para Bolivia los problemas de crecimiento” y por está razón reviste un significado “importante para el presente y futuro del país”, sostiene. Las variables que menciona tienen que ver, en este sentido con: riesgos para controlar el precio, el descubrimiento de nuevos yacimientos; y aprovechamiento de los recursos energéticos que posee.

En el primer caso, señala que el Estado tiene todas las facultades y capacidades para controlar, como considere conveniente, la vigencia de precios para los hidrocarburos que produce. Cuando hace referencia a la prospección, el profesor asegura que el control que ejerce Bolivia es “a medias” debido a que no tiene dominio pleno sobre la geología sísmica y depende mucho de las instituciones (empresas y capital) para consolidar estudios de prospección petrolera. Sobre el tercer módulo, asegura que Bolivia al igual que en el tema del precio, tiene plena facultad para decidir cómo usar los recursos (gas y petróleo) para potenciar su desarrollo.

Para Stunzenegger, de los tres aspectos, el precio es una variable decisiva para declarar sostenible y rentable en el tiempo el negocio para la explotación de hidrocarburos. Según el analista, el mundo posee reservas de petróleo para los próximos 40,5 años y de gas natural para los siguientes 66,7 años, “datos certificados a 2004”, aseguró. ¿Cuánto va costar el crudo y el gas?, son decisiones que dependen además mucho de los “caprichos del mercado, la demanda de energía en el mundo; y de los riesgos políticos”, indica. Está hipótesis, sin embargo, es parte de otras dos que tienen relación directa con “cambios o ajustes que podría sufrir el negocio de los hidrocarburos en el mundo y por empleo de nuevas tecnologías”, señala.

La hipótesis más importante, en éste análisis, está referido, siempre al tema precios. Pero ¿por qué? La existencia de “alternativas energéticas que podría descubrirse a los fósiles (gas y petróleo) y la industria del LNG (Gas Natural Licuado por sus siglas en inglés), podrían cambiar el panorama para el uso de los hidrocarburos tradicionales”, advirtió.

En el mundo cualquiera de las hipótesis mencionadas podrían ingresar con fuerza y dejar las reservas de gas natural que tiene Bolivia bajo tierra. Es lo que pasó con el carbón. Cuando fue descubierto el petróleo “quedaron bajo tierra aproximadamente 300 años de reservas que no podrán ser explotadas más”, recordó.

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Petroleras buscan gas natural en Estados Unidos

Energry Press

Las tres mayores compañías de energía del mundo, Exxon Mobil Corp., BP PLC y Royal Dutch Shell PLC, han intensificado su búsqueda de gas natural en un lugar que han ignorado en los últimos años: Estados Unidos continental.

Las grandes petroleras están revirtiendo la estrategia que por años las llevó a desprenderse de los campos estadounidenses en vías de agotarse para centrarse en la explotación de enormes depósitos de gas y petróleo en el resto del mundo, según señala un reporte del diario

El Nacional, de Venezuela. Los altos precios del gas, los avances en la tecnología de extracción y la competencia por las nuevas reservas, que muchas veces se ubican en lugares de inestabilidad política, han ayudado a renovar el apetito de estas compañías para explorar en EE.UU. Es probable que este vuelco incremente la oferta por el estratégico gas natural dentro de EE.UU. Esta buena noticia apacigua los temores de que la reciente dificultad para incrementar la producción interna de este combustible provocaría una escasez en el invierno que comienza en el hemisferio norte.

La mayoría de los hogares y negocios estadounidenses utilizan electricidad y calefacción derivadas del gas natural. Pero estos nuevos planes amenazarían el mercado de los pequeños productores de energía que han sido pioneros en la adopción de nuevas tecnologías en las faenas de extracción y, hasta ahora, se han beneficiado del vacío competitivo que dejaron las grandes petroleras.

En esta ocasión, el interés de los grupos energéticos se centra en la detección de lo que llaman campos gasíferos no convencionales, en los que el gas se encuentra atrapado entre grandes fajas de carbón y arena. Mediante el uso de las nuevas metodologías se puede romper y traspasar estas capas duras para extraer el gas. Una de las razones que aumentan el atractivo económico de esta nueva estrategia es que, a diferencia del petróleo, el gas no puede ser transportado en grandes cantidades desde fuera de Estados Unidos.

Todo esto ha resultado en una explosión de la actividad energética diversos centros a lo largo de Montañas Rocosas. Trevor Rees-Jones, presidente ejecutivo de Chief Oil & Gas LLC, una productora de gas de Dallas que cotiza en bolsa, dice que estos campos no convencionales pueden "cubrir grandes áreas y contener grandes reservas", pero desarrollar la tecnología adecuada para extraer el gas difícil. La empresa de Rees-Jones explota el campo Barnett Shale, una apetecida reserva en las afueras Fort Worth, Texas. Hace cinco años Barnett producía cantidades de gas casi insignificantes.

Hoy, la incorporación de adelantos, como lanzar agua a gran presión para romper las capas rocosas, ha convertido al campo en uno de los centros productivos más activos EE.UU. Aún así, solamente un 10% del gas yacente puede ser extraído. Se espera que la llegada de las grandes petroleras, con todo su dinero recursos, impulse la creación y adopción de nuevos métodos de trabajo. Si la aplicación de nuevas modalidades extractivas tiene éxito, podrían aplicarse en otras partes del mundo contribuir a la expansión de la producción global en momentos en que crece la preocupación por la capacidad de la industria petrolera para satisfacer la creciente demanda.

El mes pasado Samuel Bodman, ministro de energía de EE.UU., preguntó en un documento a un panel de ejecutivos petroleros si el aumento necesario de la producción de gas y petróleo podría darse dentro de niveles razonables de precio que no hicieran peligrar el crecimiento económico. Durante las décadas de los 70 y 80, la última vez en que los precios del crudo se dispararon y hubo temores generalizados de escasez, las petroleras se embarcaron en megaproyectos, especialmente en las aguas profundas del Golfo de México y Alaska. Los grandes proyectos requieren enormes inversiones, mucho tiempo de desarrollo y sólo son rentables las perforaciones encuentran una reserva cuantiosa.

La explotación de los campos alternativos, en cambio, puede comenzar a meses de la inversión inicial y su aprovechamiento puede prolongarse durante décadas. Shell fue la primera de las grandes petroleras en llegar a Barnett Shale. La compañía dice que ha "redescubierto" el gas no convencional. En agosto compró derechos de exploración en la zona y llegó a un acuerdo de exploración con una de las empresas que no cotizan en bolsa operando en el lugar. Linda Hubner, jefa de exploración interna de Shell, dice que está evaluando otros medios de adquirir más recursos de producción de gas en EE.UU. "La expansión de la producción en tierra proviene de los campos no convencionales, y hay en ellos un gran potencial de crecimiento", asevera. Agrega que la empresa está dispuesta a usar sus grandes centros de investigación para perforar y buscar gas de una manera más eficiente.

La apuesta de Shell por el gas natural en suelo estadounidense es tan fuerte, que recientemente intercambió sus derechos en el yacimiento de Tahiti, en el Golfo de México, a cambio de participación en campos de gas natural al sur de Texas. BP, por su parte, tiene planes de invertir $US 15.000 millones en la próxima década en la exploración y desarrollo de campos de gas natural en EE.UU. Por ahora, la operación de gas natural de esta compañía se ha concentrado en el campo Wamsutter, en Wyoming, en el que piensa duplicar la producción. De la inversión, dedicará $US 120 millones al desarrollo y prueba en terreno de nuevas tecnologías.

"En este asunto, creo que las grandes petroleras pueden aportar un poco de su magia bajo la superficie", dice Alan Hopwood, vice presidente de gas natural de BP Norteamérica. Exxon Mobil ha adoptado una estrategia un poco diferente. Tal como BP, posee derechos de explotación en las Montañas Rocosas, pero no está interesada en entrar a la operación en forma directa.

En junio llegó a un acuerdo con XTO Energy Inc., en el que esta última se compromete a perforar pozos de gas que Exxon posee en Colorado y las dos compañías se repartirían las ganancias. Exxon destinará el resto de sus recursos en la zona para probar una tecnología para romper rocas de la que es propietaria.

La compañía estima que puede extraer de la zona una producción equivalente a más de un año de consumo interno de gas en EE.UU. El mes pasado Exxon llegó a un acuerdo similar con Newfield Exploration Co., para la explotación de un campo al sur de Texas.

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Venezuela será rival de Bolivia en negocio del gas natural

Energy Press

Desde Venezuela están llegando nuevas noticias preocupantes para la economía boliviana: Argentina y Brasil tienen interés en el gasoducto con Venezuela; es decir, quieren construir un megaducto, no solamente por lo largo sino por lo ancho, para traer gas desde Venezuela y abastecerse de ese energético y abastecer a toda la región, dice Radio Panamericana en su análisis económico Siglo XXI.

En efecto, Argentina y Brasil ratificaron su interés en la propuesta de construir un gasoducto desde Venezuela que una a los tres países, entre otros puntos de los documentos firmados en Puerto Iguazú al cumplirse el 20 aniversario de la integración argentino-brasileña.

El Compromiso de Puerto Iguazú, firmado por los presidentes argentino, Néstor Kirchner, y brasileño, Ingacio Lula Da Silva, dispone que continúen con Venezuela los estudios para construir el ducto en coordinación con otros países interesados.

La tarea fue encomendada a los ministros de Planificación de Argentina y de Minas y Energía de Brasil con vistas a celebrar una reunión de delegaciones técnicas de esos dos países y de Venezuela el 5 de diciembre en Caracas. Argentina, que el año pasado sufrió una crisis energética, acaba de ampliar los acuerdos de integración económica con Venezuela, que compró bonos de la deuda argentina por 950 millones de dólares.

El presidente venezolano, Hugo Chávez, es el impulsor de la construcción de un gasoducto que una a los yacimientos de Venezuela con Argentina y Brasil, uno de los asuntos que analizó en una reunión que mantuvo con Kirchner hace dos semanas. Argentina está a la espera de ampliar su acuerdo con Bolivia para la provisión de gas desde sus yacimientos con el fin de abastecer a un gasoducto que se propone construir en el noroeste del país.

¿Qué puede significar toda esta situación para la economía boliviana?

En primer lugar significa que se pone a disposición de nuestros vecinos, que son nuestros clientes que nos compran el gas, un volumen que es tres veces mayor a todas las reservas del gas boliviano. Bolivia tiene 48,7 TCF\'s y Venezuela tiene 150 TCF\'s de gas, eso significaría, por supuesto una caída del precio del gas que se vende a esos países.

Esos países tendrían un segundo ofertante, por lo tanto podrían pedir rebajas del precio del gas boliviano y eso significaría que algunos países vecinos que estaban interesados en el gas boliviano -nos estamos refiriendo a Chile- lo pensarían dos veces ahora y dirían que van a preferir comprar el gas de Venezuela.

En fin, que desde Caracas siguen llegando noticias preocupantes para la economía boliviana. No solamente está la decisión del Gobierno de ese país de no comprar soya boliviana, sino también ahora el anuncio de que ese país será nuestro rival en la venta de gas a la Argentina y Brasil. Todos los proyectos para crear una infraestructura, para además tener excedentes económicos e invertirlos en el desarrollo nacional a partir del gas natural, todos esos proyectos quedan ahora un poco en duda. Bolivia se convierte a partir de este anuncio en un país secundario en la provisión de gas natural a Brasil y la Argentina.

Si se concretará ese proyecto, que ya habíamos mencionado que tendrá 8.000 kilómetros de longitud, costará más o menos unos 12.000 millones de dólares; pero como hay dinero, hay interés integracionista en la región y también hay intereses geopolíticos de por medio, todo esto podrá avanzar. Además, se trata de los dos países más grandes de Sudamérica, que son Brasil y Argentina, con el país más rico, el nuevo rico de Sudamérica, que es Venezuela, que se ha llenado de petrodólares debido al incremento del precio del petróleo en los últimos meses y además que tiene un Presidente que está decidido a hacerse de un liderazgo político en toda la región.

Las autoridades de Venezuela estaban esperando este proyecto para cumplir de esa manera de llevar sus influencias a través de los hidrocarburos hasta el sur del continente. Venezuela es a partir de ahora un rival muy serio, para el gas boliviano. Brasil acababa de anunciar a través del Presidente de Petrobras que iban a duplicar la demanda de gas boliviano; es decir, de 30 a 60 millones de metros cúbicos diarios. La Argentina acababa de decir que iba a comprar 20 millones de metros cúbicos diarios y la perspectiva era de que Bolivia tenga importantes ingresos por el precio especial que podría pedirles; pero ahora todo eso podría cambiar.

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Congreso retoma actividad con abultada agenda

Jornada

En el Senado Nacional se anunció que se considerará la elaboración de ternas para la titularidad de las 18 Superintendencias que por ahora están en manos de interinos, debatirá la aprobación de leyes regionales y discutirá, junto a Diputados, el Presupuesto General de la Nación 2006. Considerará también el proyecto de Ley de Organización Judicial y leyes regionales.

La Cámara Baja tiene previsto definir el futuro de 16 legisladores acusados de tránsfugio y tiene en agenda la aprobación de los proyectos de ley sobre la ampliación del Seguro Universal Materno Infantil (Sumi); del que regula el trabajo asalariado en la explotación de la castaña; contra el acoso y violencia política en razón de género y el de Vacunas.

Comisiones parlamentarias de ambas cámaras tienen previsto analizar con el Poder Ejecutivo la adecuación de los contratos petroleros a la nueva legislación.
Por otra parte, no se descarta, según el Presidente del Congreso Nacional, Sandro Giordano, definir la fecha de convocatoria a Congreso para considerar la ampliación del juicio de responsabilidades contra el ex presidente Gonzalo Sánchez de Lozada.

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El Ejecutivo y el Legislativo fijan cita por tema gas

El Deber

La modificación del artículo cinco de la ley del gas, para fijar un nuevo plazo de conversión de contratos petroleros, depende del resultado de las discusiones con las Comisiones del Congreso, asegura el ministro de Hidrocarburos, Mauricio Medinaceli. Con la confianza en que del encuentro con los parlamentarios saldrá "alguna línea de trabajo" respecto de la conversión de 71 contratos petroleros, la autoridad se prepara para asistir a la reunión de mañana. Medinacelli irá a la cita sin un preconcepto ni un prejuicio si debe o no fijarse un nuevo plazo para la migración de contratos. / ANF

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Chilena Enap amplía acuerdo de explotación de crudo en Ecuador

AméricaEconomía.com

El gerente general de la Empresa Nacional del Petróleo, ENAP, Enrique Dávila, y el presidente ejecutivo de Petroecuador, Luis Román Lazo, suscribieron un acta de Acuerdo de Negocios entre ambas compañías.

El acuerdo forma parte de un conjunto de convenios que los Presidentes de Chile, Ricardo Lagos, y de Ecuador, Alfredo Palacio, que firmaron en el marco de la visita oficial del mandatario chileno a ese país.

La relación entre Enap y el país ecuatoriano se remonta al 2002, cuando se realizaron actividades de exploración y explotación en los campos Paraíso Biguno Huachito y Mauro Dávalos Cordero, ubicados en el corazón de la región amazónica de Ecuador, donde la compañía nacional actúa como operador bajo contratos de servicios petroleros.

Actualmente Enap produce –bajo estos contratos– alrededor de 22.000 barriles día. Para la Empresa Nacional del Petróleo, Ecuador representa una importante fuente de negocios y significa para el año 2005 alrededor de un 7% del Ebitda consolidado de la compañía.

El acuerdo contempla una serie de esquemas de mutua cooperación, variando desde traspaso de conocimiento tecnológico hasta intercambio de ejecutivos especialistas. Para Enap, este convenio también implica la posibilidad de analizar la expansión de los contratos de servicios existentes. También se contempla que Enap pueda adquirir directamente crudo ecuatoriano y, a su vez, hacer posible que PetroEcuador adquiera derivados de petróleo de Enap.