Energía

Página Siete • Pese a inversiones, refinerías producen como hace 13 años

Pese a haber invertido más de 670 millones de dólares durante 12 años para las mejoras de las dos principales refinerías del país -Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell-, éstas redujeron su capacidad de procesamiento por la baja entrega de gas natural y producen un volumen similar al de 2006.

De acuerdo con los datos históricos del Ministerio de Hidrocarburos y de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), la capacidad de procesamiento de las factorías está en descenso.

Con base en los únicos informes oficiales disponibles y a falta de datos actualizados, se sabe que el promedio de producción durante los dos primeros meses de este año registró 48.575 barriles por día (BPD), un volumen parecido al promedio anual de 2006, con 48.370 BPD. El año pasado el promedio de 12 meses fue de 52.752 BPD (ver gráfica).

Los registros de la ANH reflejan que, por ejemplo, la refinería Gualberto Villarroel, en Cochabamba, tuvo una menor entrega durante enero y febrero pasado, con un promedio de 26.436 BPD.

La factoría fue ampliada para procesar un total de 40.200 BPD, por lo que es considerada la planta de refinación con mayor capacidad de procesamiento de petróleo en el país. Fue construida en 1948 y posee dos Unidades de Reformación Catalítica.

En el caso de Guillermo Elder Bell, en Santa Cruz, procesó 20.056 BPD en el periodo antes mencionado, cuando en realidad tiene una capacidad instalada para procesar 24.600 BPD.

La pasada semana, el ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez, dijo que en 12 años el Estado hizo la mayor inversión de la historia en el eslabón refinero.

“Hemos hecho una inversión de cerca de 670 millones de dólares en las dos refinerías de propiedad de YPFB, Guillermo Elder Bell y Gualberto Villarroel”, manifestó la autoridad.

De acuerdo con los cuadros del ministerio, los años que más dinero se destinó fueron 2013, con 170 millones de dólares; en 2014, con 176,5 millones, y 2015, con 125 millones de dólares.

No obstante, el experto Hugo del Granado mencionó que los recursos fueron destinados con el objetivo de reducir la subvención a los hidrocarburos, ya que se tenía que procesar una mayor cantidad de líquidos.

“Hay una capacidad ociosa del 30% en las refinerías”, enfatizó, antes de agregar que esto se debe a la menor extracción de gas natural, que hasta agosto alcanzó un total de 46,5 millones de metros cúbicos/día (MMmcd), lo que en años anteriores superaba con facilidad los 60 MMmcd.

Bolivia tiene un contrato de compra-venta de gas con Brasil por 30 MMmcd, pero desde fines de 2018 se envía un promedio de 14 MMmcd, debido a su mayor producción en su presal.

Los antecedentes

  • Reclamo. En julio pasado, los trabajadores de YPFB Refinación cuestionaron a las autoridades de Gobierno por no enfrentar y aplicar políticas contra la caída en la producción de líquidos en las refinerías.
  • Posición. En esa misma fecha, la estatal YPFB argumentó que el descenso se debe a las bajas nominaciones que hace uno de sus mercados, Brasil.
  • Subsidio. A julio pasado, la importación de combustibles (gasolina y diésel) sumó un total de 959,8 millones de dólares, según reportes del IBCE. Mientras que las exportaciones bajaron hasta llegar a un total de 1.551,8 millones de dólares. El monto es inferior a los recursos obtenidos en otras gestiones.

Fuente: https://www.paginasiete.bo/economia/2019/9/25/pese-inversiones-refinerias-producen-como-hace-13-anos-232018.html

Página Siete • El superávit energético se acorta por importación de combustibles

El superávit energético del país se acorta debido a la caída en la exportación de gas natural y el incremento en la importación de combustibles. A julio de 2019, el excedente registra una diferencia positiva de apenas 592 millones de dólares. La diferencia entre la exportación de gas natural y la importación de combustibles marcan el superávit o déficit energético.

Entre enero y julio de este año, el país vendió gas por un valor de 1.551,8 millones de dólares, monto inferior en 17% respecto a un periodo similar de 2018, según datos del Instituto Nacional de Estadística (INE), sistematizados por el Instituto Boliviano de Comercio Exterior (IBCE).

En contraposición, las importaciones no detuvieron su ascenso: hasta julio pasado, las compras de gasolina y diésel sumaron 959,8 millones de dólares.

Las cifras muestran que la brecha entre ventas y compras se sitúa sólo en 592 millones de dólares. Expertos advierten que, con estos números, se corre el riesgo de que en los siguientes meses se registre un déficit energético en la balanza comercial del área.

El exministro de Hidrocarburos Álvaro Ríos indicó que Bolivia tuvo un ciclo “espectacular” de bonanza económica con ingresos rentistas, basado más que todo en la venta de gas a los mercados de Brasil y Argentina.

Recordó que fruto de los altos precios internacionales del energético entre 2007 y 2014, y de los mayores volúmenes enviados a los dos mercados vecinos, hubo grandes ingresos. No obstante, las importaciones de combustibles tienen relación directa con la base de cotizaciones internacionales del petróleo.

En ese contexto, manifestó que por la reducción en la producción de petróleo y condensado, asociado al gas natural, Bolivia cada vez importa mayores volúmenes de diésel y gasolina.

Por ejemplo, el superávit energético en 2010 registró 2.190 millones de dólares; en 2011, era de 2.904 millones de dólares; en 2012, de 4.372 millones; y en 2013 y 2014, en cada gestión se situó en 5.007 millones de dólares.

Sin embargo, a partir de 2015 los precios y volúmenes de las exportaciones de gas natural se redujeron de forma significativa y, en paralelo, las importaciones de diésel y gasolina subieron sustancialmente. Esto hizo que el superávit energético caiga de modo estrepitoso: en 2018 cerró con 1.744 millones de dólares.

“¿Qué hacer para tratar de revertir esta coyuntura luego del periodo electoral y a partir de enero 2020? El país necesita dólares de exportación urgentemente”, enfatizó Ríos.

En su criterio, entre las medidas para revertir esta situación, en un sector imprescindible para la economía, está la elaboración de una legislación y regulación inmediata para incentivar la nueva producción de petróleo en campos pequeños y maduros.

Con esta medida se puede obtener en breve plazo entre 5.000 a 6.000 barriles por día de petróleo, lo que disminuirá la importación y “dará vida” a las refinerías, que desde hace varios meses redujeron su producción.

La otra sugerencia de Ríos es negociar un contrato de gas “plano” (sin el pico de 100% invierno) con Argentina, y contratar toda la capacidad de producción restante con Petrobras y otros mercados en Brasil, luego de abastecer la demanda interna.

Para el analista Hugo del Granado no sería ninguna sorpresa para nadie que la balanza comercial energética de Bolivia se revierta por dos razones: primero, porque el nivel de exportación se redujo y porque no se negociaron nuevos mercados de venta.

“Todos los anuncios de que se iba a vender gas a Uruguay, Paraguay o Perú no tienen resultado y a los mercados que se pretenden ingresar son muy pequeños. Deberían centrar su atención en lograr un acercamiento con Chile, que es más grande que los tres anteriores juntos”, afirmó.

Citó que esta situación hizo que la alimentación a las refinerías baje y que su operación sólo alcance al 70% de su capacidad, por lo que 20.000 barriles por día no se usan por falta de materia.

“Ambos factores hacen que se acerquen peligrosamente los niveles de exportación a los de importación, por lo tanto, se profundiza el déficit comercial, debido al incremento de la importación de carburantes”, analizó.

La única posibilidad de revertir esta situación y evitar un déficit energético es elevar la producción, aumentar las reservas, hacer un ajuste en la política exploratoria y reemplazar la matriz energética, ya que los biocombustibles son “paliativos”.

El exministro de Hidrocarburos Carlos Miranda apuntó que “el problema con Arabia Saudita hace prever un petróleo crudo de más de 70 dólares por barril. Que la balanza se vuelva negativa es inevitable. Esta situación, en tres o cuatro años, será una terrible sangría a la economía. Se debe disminuir el consumo de diésel y gasolina, y con las reservas de gas menguadas, es mal negocio vender electricidad con plantas termoeléctricas”.

Fuente: https://www.paginasiete.bo/economia/2019/9/24/el-superavit-energetico-se-acorta-por-importacion-de-combustibles-231907.html

Nexo • El impacto ambiental de las represas hidroeléctricas amazónicas

Desde la década de 2000, varios artículos científicos han llamado la atención sobre el impacto ambiental de las plantas hidroeléctricas. En algunos casos, dicen los expertos, pueden ser aún más contaminantes que los termoeléctricos.

Una opinión generalizada es que las plantas hidroeléctricas son una fuente de energía limpia porque no tienen que quemar combustibles como el carbón, el petróleo o el gas natural para producir energía, como lo hacen las plantas termoeléctricas.

En 2002, un estudio pionero realizado por investigadores de la Coordinación de Programas de Ingeniería de Posgrado en la Universidad Federal de Río de Janeiro indicó que las represas en las centrales hidroeléctricas eran responsables de producir cantidades significativas de metano, dióxido de carbono y óxido nitroso. Según los científicos, había tres factores detrás de la aparición de estos gases:

  • La descomposición de la vegetación inundada por las aguas estancadas en el proceso de construcción de la planta.
  • la producción de CO 2 por las algas que aparecen en los lagos de hidroeléctrica y descomponer los materiales orgánicos
  • La constante renovación de los materiales orgánicos que traen los ríos y la lluvia.

En 2016, otro trabajo de investigadores brasileños y extranjeros se centró en el impacto de las represas hidroeléctricas. Desarrollado por cinco investigadores, el estudio estimó que 18 nuevos lagos diseñados para la región amazónica podrían liberar hasta 21 millones de toneladas de metano y 310 millones de dióxido de carbono en 100 años. La encuesta señaló los mismos factores de la encuesta de 2002 como responsables de las emisiones de carbono.

Dado que el metano es 32 veces más eficiente en la retención de calor que el dióxido de carbono, las emisiones de estas plantas podrían ascender a 982 millones de toneladas de dióxido de carbono en el peor de los casos, y 369 millones de toneladas, En el mejor marco.

Cómo minimizar este impacto

Un nuevo artículo muestra cómo ciertas represas hidroeléctricas en el Amazonas pueden emitir menos carbono mientras generan más energía. Encabezado por Rafael M. Almeida, investigador brasileño del Departamento de Ecología y Biología Evolutiva de la Universidad de Cornell en los Estados Unidos, el documento subraya la importancia de coordinar la instalación de plantas en la región para minimizar las consecuencias ambientales negativas.

"Si desarrolla estas represas de una en una sin planificación estratégica, y así es como se desarrollan habitualmente, existe una pequeña posibilidad de que tenga una solución ideal", dijo el investigador a Nature Communication.

Utilizando un modelo de computadora que usa inteligencia artificial, el equipo analizó varias configuraciones de plantas en la región para comprender en qué condiciones habría una mayor eficiencia en términos de calentamiento de las emisiones de gases. Los investigadores examinaron un total de 158 plantas existentes y 351 planificadas, no solo en Brasil, sino también en Perú, Bolivia, Colombia y Ecuador.

Uno de los hallazgos clave del estudio es que las plantas hidroeléctricas en áreas más altas tienden a ser menos dañinas para el medio ambiente. Ya las plantas en las zonas bajas tienen mayor impacto. Una de las razones destacadas por el trabajo es que en lugares más altos el área de inundación puede tener una extensión más pequeña.

Entre los proyectos estudiados en la región amazónica, los expertos descubrieron que las plantas ubicadas en áreas más bajas pueden producir hasta diez veces más carbono que un generador de energía termoeléctrica a carbón. Un ejemplo de una planta de energía contaminante es la presa Balbina, inaugurada en Presidente Figueiredo, Amazonas, en 1989.

Según el estudio, de las 351 plantas propuestas en los cinco países de la región, el 65% se encuentra en áreas bajas, definidas como alturas de hasta 500 metros sobre el nivel del mar, y el 35% se encuentra en regiones superiores a 500 metros sobre el nivel del mar.

En Brasil, un pequeño número de proyectos se encuentran en áreas elevadas, la mayoría de ellos en Perú, seguidos de Ecuador y Bolivia. Debido a las características topográficas de la región, la gran mayoría de las plantas propuestas en la Amazonía brasileña se encuentran en zonas de baja altitud.

Fuente: https://www.nexojornal.com.br/expresso/2019/09/23/O-impacto-ambiental-das-hidrel%C3%A9tricas-da-Amaz%C3%B4nia?utm_medium=Social&utm_campaign=Echobox&utm_source=Twitter#Echobox=1569277918

Los Tiempos • YPFB anuncia la vente de 800 Tm día de GLP a Brasil y Perú

El ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, anunció la firma, en las próximas semanas, de contratos para la exportación de cerca de 800 toneladas métricas de gas licuado de petróleo (GLP) a Brasil y Perú, con lo que casi se estaría duplicando la cantidad de este combustible exportado actualmente.

Recordó que en agosto pasado, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) firmó un contrato con la empresa distribuidora de Gas Licuado de Petróleo (GLP) Copagaz, asentada en Matto Grosso-Brasil, de compra-venta de un volumen de hasta 72.000 toneladas métricas por año de GLP.

“Es el contrato de exportación más importante y a un país al que no se estaba llegando”, resaltó ayer el Ministro durante una entrevista con la red de medios estatales.

Según la autoridad estatal, estos son los resultados y el objetivo de las “fuertes” inversiones realizadas en la refinería Guillermo Elder Bell de Santa Cruz, para que se convierta en un centro de distribución, almacenamiento y exportación de GLP hacia Brasil, y a través de los poliductos OSA 1 y 2 que llegan a La Paz y a Perú.

“Queremos que el HUB, el centro de distribución para la exportación de GLP para Brasil y Perú, sea Santa Cruz, sea la refinería Elder Bell”, remarcó Sánchez.

La semana pasada, el Gobierno entregó nuevos tanques de almacenamiento y la adecuación del parque de esferas de almacenaje de gasolina liviana, gas licuado de petróleo (GLP) e isomerado, en la refinería ubicada en Palmasola.

Ambos proyectos demandaron una inversión de $us 41,8 millones y permitirá ampliar la capacidad de almacenaje de nuevas gasolinas y convertir a la refinería en un “Hub de GLP”.

La refinería Guillermo Elder Bell contaba con una capacidad de procesamiento de 24.600 barriles de petróleo crudo por día, con la implementación de estos proyectos tiene la capacidad para la producción de volúmenes incrementales de productos intermedios y terminados.

“Hemos hecho un trabajo muy bueno, no solamente en exploración, producción, sino en este eslabón que es muy importante en la cadena de los hidrocarburos, que es la refinación”, remarcó Sánchez.

El Ministro explicó que YPFB garantiza 850 toneladas métricas día de GLP para el consumo del mercado interno y exporta hoy una cantidad similar de GLP.

“Exportamos de 800 a 900 toneladas métricas día a cuatro países. Visualizamos que en poco tiempo, en los próximos meses, podremos exportar otras 800 a 900 toneladas métricas día de GLP. Prácticamente en los próximos meses Bolivia duplicará la exportación de GLP”, manifestó.

Agregó que estos logros se deben a que YPFB es cada vez más competitivo. “Vamos a ser socios de Petroperú, porque hay una decisión entre presidentes ministros y empresas de que YPFB pueda comercializar el GLP en Perú, entre otros aspectos”, precisó la autoridad.

UN MILLÓN DE CONEXIONES DE GAS

El ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, informó ayer que en las próximas semanas se llegará al millón de conexiones de gas domiciliario en el país, lo que significa que ese servicio beneficiará a 5 millones de bolivianos, calculando un promedio de cinco integrantes por familia, equivalente a 50% de la población.

Resaltó que la subvención estatal al gas domiciliario cumple un papel preponderante en la masificación de este servicio básico para los bolivianos. “Este subsidio es de cerca de 1.000 dólares por conexión en el área urbana y de 1.500 dólares por conexión en el área rural”, precisó Sánchez.

Fuente: https://www.lostiempos.com/actualidad/economia/20190923/ypfb-anuncia-venta-800-tm-dia-glp-brasil-peru

América Economía • Estudio en Colombia sostiene que proyecto de Hidroituango tardaría 35 años en ser rentable

Hidroituango, ubicado en el norte de Antioquia, tardaría 35 años en empezar a generar rentabilidad si el proyecto hidroeléctrico se pusiera en marcha hoy. Esa es una de la conclusiones del informe que la Contraloría General de la República (CGR) dio a conocer este viernes sobre la obra hidroléctrica más importante del país.

Como están las cosas (sin que haya una fecha definida para que el proyecto empiece a operar), agrega el informe, Hidroituango tiene un valor negativo de $5,7 billones (US$1.673,8 millones) y no es claro cuánto tardaría en recuperarse la inversión.

En el documento de 132 páginas, se exponen varios hechos que permiten al ente de control concluir que "la gestión de la gerencia y control del proyecto de generación eléctrica Hidroituango no cumplió con los principios de eficiencia y eficacia ni con los objetivos propuestos en lo referente a resultados físicos y financieros del proyecto".

En total, la actuación especial de la Contraloría llegó a seis hallazgos: cuatro de carácter administrativo y dos con incidencia fiscal. Sobre estos últimos, el primero tiene que ver con el lucro cesante que implica la no entrada en operación del proyecto (que estaba prevista para 2018), calculado en $1,1 billones o US$323 millones (cifra que sigue creciendo todos los días mientras no entre en operación el proyecto), y el segundo, por "Ineficiencia e Ineficacia en la Gestión Fiscal - Destrucción de valor del proyecto", calculado en $2,9 billones o US$851,6 millones.

Los hallazgos de carácter administrativo señalados "ponen al descubierto situaciones de riesgos de daño o deterioro de algunos equipos, mayores costos por almacenamiento de los que no se han podido poner en servicio, riesgos de estabilidad en algunas zonas, grietas dentro del macizo de casa de máquinas y modificaciones contractuales que vulneran el principio de planeación".

El estudio de la Contraloría se llevó a cabo entre el 4 de marzo y el 17 de julio de 2019, "por parte de un equipo multidisciplinario de auditores integrado por abogados, ingenieros civiles y de sistemas, economistas, contadores y geólogos, entre otras profesiones, y todos con más de 15 años de vinculación a la CGR. Adicionalmente se contó con el apoyo de un equipo de la Universidad Nacional en el tema de análisis financiero al proyecto", explicó el ente de control.

La Contraloría afirma que, por el impacto social, ambiental y económico que este tipo de proyectos producen, deben cumplir con altos estándares de diseño y construcción, que no se cumplieron en este caso. Por el contrario, "se evidenciaron debilidades en los estudios técnicos tanto en obras de la logística inicial, como de las obras principales, que ocasionaron modificaciones a los contratos por mayores cantidades de obras, inclusión de nuevos ítems, rediseños y cambios de técnicas constructivas, lo que generó mayor tiempo y costos para el proyecto".

En definitiva, dice la CGR, queda en duda la experiencia constructiva de la empresa (Empresas Públicas de Medellín, EPM), "que sustentó la decisión de abandonar la opción de subasta internacional y optó por una negociación directa para desarrollar el proyecto".

Por si fuera poco, la CGR hizo un análisis comparativo de los costos en dólares por kilovatio instalado (USD$/KW) en proyectos hidroeléctricos comparables (cercanos a los 2.000 MW) y empresas generadoras de energía con características similares y/o comparables con Hidroituango, en el mercado nacional e internacional. "El resultado de este análisis indica que el proyecto Hidroituango presenta el costo de inversión más alto: cerca a 2.096 USD$/KW, con el agravante (de) que aún no ha entrado en operación y en consecuencias las inversiones seguirán aumentando hasta la terminación del proyecto y puesta en operación".

Hechos desde el inicio del proyecto a la contingencia de 2018. La CGR analizó 15 puntos relevantes que se dieron desde el inicio del proyecto hasta la contingencia presentada en abril de 2018 y la posterior desviación del río Cauca por casa de máquinas, a través de los túneles de captación 1, 2, 7 y 8, que ocasionó daños en la infraestructura construida y la maquinaria instalada.

Sobre los túneles. Entre los temas evaluados está el retraso en el inicio de la contratación de los túneles necesarios para desviar el río. El contratista inicial (CTIFS) "presentaba atraso en el cronograma, y cuando estaba próxima la fecha del desvío del río, no tenía listas las guías de las compuertas de desviación ni la estructura de descarga de fondo. Los incumplimientos de este contratista llevaron a EPM a decidir la liquidación de ese contrato (en junio de 2014) y a entregar la terminación de las obras subterráneas pendientes al consorcio CCCI, ejecutor de las obras de superficie, en especial la presa", detalla la Contraloría.

La idea original era desviar el río Cauca en enero de 2013 (en el primer verano del año), a través de dos túneles. Sin embargo, no se logró. La CGR explica que desde 2013 EPM empezó a evaluar la construcción de un tercer túnel para desviar el río en enero de 2014 y poder iniciar los trabajos de levantamiento de la presa.

EPM empezó a adelantar un plan de recuperación, denominado “Plan de Aceleración”, que contemplaba la construcción de un Sistema Auxiliar de Desviación– SAD, "que independizaría las obras subterráneas de las obras exteriores permitiendo así apresurar la ejecución de los trabajos".

"En reiteradas ocasiones, la Junta de Asesores de EPM manifestó su desacuerdo frente al denominado “Plan de Aceleración” y la construcción de la Galería Auxiliar de Desviación señalando que “los riesgos técnicos asociados con la aceleración no son aceptables para un proyecto de esta envergadura” y, además, “existe aún incertidumbre de que las múltiples y delicadas tareas restantes para lograr el desvío se ejecuten oportunamente”, expone la Contraloría.

"La Junta de Asesores siempre recomendó ajustarse al diseño original y tratar de desviar el río sino en el primer semestre de 2014 a mediados de éste y, en caso de ser necesario, recuperar tiempo agilizando la construcción de la presa, lo cual era una alternativa con mucho menor riesgo que la aceleración del desvío. No obstante sus recomendaciones, la Junta de Asesores fue sorprendida en 2013 con “la decisión ya tomada de abandonar los elementos de control y cierre de los túneles y adoptar un tercer túnel (T3) de desvío aguas arriba, que permita el cierre final con la construcción de los tapones definitivos al final de la obra”", añade el informe.

Y remata: "Así fue como, con el fin de lograr la desviación del río en febrero del año 2014, dado que el incumplimiento de esa fecha acarrearía mayores tiempos en el inicio de generación del proyecto, EPM se apartó no solo de los diseños originales sino también de la recomendación de su Junta de Asesores".

"Las deficiencias en los estudios para las obras de desviación del Río Cauca por los túneles izquierdo y derecho, sin la instalación de los marcos y guías de las compuertas de cierre (...) se convirtieron en los factores de ineficiencia a resaltar dentro del proyecto, ya que no fue posible instalar las compuertas para el llenado controlado del embalse", dice el informe.

Como es sabido, el colapso del sistema auxiliar, sumado a la imposibilidad de evacuar el agua por los túneles originales por la existencia de tapones (en vez de compuertas), estuvieron entre las principales causas de la emergencia en Hidroituango a partir de abril de 2018. Que el agua pasara por la casa de máquinas para no sobrepasar la presa fue, al final, la única alternativa.

"Los auditores de la Contraloría cuantificaron en cerca de $839.454 millones la afectación patrimonial que trajo la decisión de permitir el paso del río Cauca por la casa de máquinas y las consiguientes situaciones que ocasionó: daños en la infraestructura y equipos, así como afectaciones ambientales y sociales".

Además, en la actualidad, "hay algunos eventos cuya cuantía está por determinar, como la reparación de oquedades, la fracturación en la roca, los blindajes de acero instalados, las obras civiles en casa de máquinas y elementos adicionales por dar de baja, entre otros".

En cuanto a la montaña, se "observó inestabilidad por desprendimiento de material del macizo y de las obras de protección del talud de la margen derecha del vertedero, en el sitio denominado Capitanes, en el sector ubicado debajo de la construcción de la Base Militar Capitanes y de la zona sur de la galería de compuertas, que se afectó por un deslizamiento ocurrido durante la contingencia. Lo anterior motivó el reforzamiento estructural de la galería, situación que puede aumentar y generar riesgo de estabilidad en esta zona. Al momento de la visita de la CGR, que no incluyó el ingreso a toda el área de casa de máquinas (no se podía hacer en este momento), se observaron grietas dentro del macizo de casa de máquinas", añade el documento.

EPM responderá. Este jueves, 19 de septiembre, EPM comunicó haber recibido el informe de la CGR. Añadió que "estudiará el documento con un grupo de expertos y en los próximos días, con base en este análisis, hará pública su posición" y que la organización "continuará colaborando con las autoridades en lo que la requieran y dando las explicaciones que correspondan".

En días pasados, se supo que la aseguradora Mapfre cubrirá costos de la emergencia en Hidrotiuango, un factor que la CGR no tuvo en cuenta en su informe, pues la noticia de la aseguradora fue posterior a la realización de la investigación del ente de control.

Asimismo, se espera que en los próximos días, la mesa técnica coordinada por la Procuraduría dé respuesta al juez que ordenó medidas cauteleras para mitigar la crisis ambiental de la represa de Hidroituango en Antioquia.

Fuente: https://www.americaeconomia.com/negocios-industrias/estudio-en-colombia-sostiene-que-proyecto-de-hidroituango-tardaria-35-anos-en

El Diario • EEUU lidera producción de petróleo con fracking

Estados Unidos (EEUU) ante el contexto delicado del mercado de petróleo, lidera la producción del crudo debido al uso de tecnología de fracking, en comparación a los países de Medio Oriente, según agencias internacionales.

En su análisis de Cristina J. Orgaz de BBC News Mundo, señala que, el contexto internacional, con respecto a dos décadas atrás, es que el suministro de la primera potencia militar y económica del mundo no está en riesgo.

Es decir, Estados Unidos tiene garantizado su abastecimiento y eso hace pensar a los expertos que lo sucedido no desembocará en un conflicto armado.

“En este caso, es mucho más probable que los países con intereses petroleros eviten la guerra antes que provocarla”, dice Yves Bonzon, analista del banco suizo Julius Baer.

Durante muchos años las decisiones sobre la oferta y la demanda adoptadas por los países árabes productores de petróleo fueron capaces de mover el mercado y provocar numerosos problemas en las economías de Occidente.

A finales de los 70 y principios de los 80, Arabia Saudita tenía un papel importante como el mayor productor mundial y un gran poder a la hora de regular el mercado.

“Este ya no es el caso”, explica Philippe Waechter, economista jefe de la gestora Ostrum AM.

“El mercado internacional del petróleo ha sufrido una transformación radical” desde entonces, añade.

Con 15,3 millones de barriles al día y una producción casi un 17% más en 2018 frente al año anterior, Estados Unidos lidera la producción mundial de crudo, sobre todo gracias a la tecnología del fracking.

La también llamada fracturación hidráulica permite extraer el gas de esquisto, un tipo de hidrocarburo no convencional que se encuentra literalmente atrapado en capas de roca y a gran profundidad.

La industria del petróleo de Estados Unidos empezó a usar a gran escala esta tecnología a principios de este siglo, lo que le permitió aumentar su producción y situarse como el primer productor mundial.

El precio se estabiliza

Ese factor, junto con el compromiso del presidente Donald Trump de movilizar las reservas estratégicas para abastecer el mercado y suplir el hueco en la producción dejado por Arabia Saudita, ha hecho que la cotización del barril de crudo se estabilice el jueves.

“Aún se desconocen muchos detalles de lo sucedido, incluido si el ataque se originó en Irak, Yemen o Irán”, remarca Paul Sheldon, asesor geopolítico jefe de S&P Global Platts Analytics.

“La conclusión final de las investigaciones será importante, pero creemos que la respuesta más probable a la supuesta participación iraní sería cibernética o algo menos dramático que una acción militar”, estima.

LUCHA FEROZ

El segundo productor de petróleo del mundo es Arabia Saudita, un destacado aliado de Estados Unidos que mantiene desde hace años un enfrentamiento abierto con su poderoso vecino, Irán. Ambos se encuentran en una lucha feroz por el dominio regional.

A través de la petrolera estatal Aramco, la más rentable del mundo, el reino es capaz de llevar a los mercados internacionales hasta 12,2 millones de barriles de crudo al día.

Fuente: https://www.eldiario.net/noticias/2019/2019_09/nt190923/economia.php?n=57&-eeuu-lidera-produccion-de-petroleo-con-fracking

Los Tiempos • Venta a Brasil empieza con 60 MW pero la sostenibilidad está en duda

La exportación de energía eléctrica a Brasil, anunciada hace más de tres años, comenzará con 60 megavatios (MW) con destino a Cuiabá, estado que, según el presidente de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE), Joaquín Rodríguez, ha mostrado interés para la construcción de un sistema de interconexión y una planta generadora que estará ubicada en el municipio cruceño San Matías.

Rodríguez también indicó que la construcción de la línea de transmisión Juana Azurduy de Padilla, que se conectará con Argentina, estará concluida en octubre próximo y que, de manera inmediata, comenzará la exportación de 120 MW.

Expertos en el tema destacan el hecho de exportar energía eléctrica, puesto que la generación en Bolivia supera los 3.000 MW y duplica la demanda interna (1.600 MW en su pico más alto), pero cuestionan la sostenibilidad del negocio al tomar en cuenta que tanto Brasil como Argentina aumentan su demanda, pero también su generación.

Rodríguez informó que ENDE y Cuiabá trabajan para sentar las bases de construcción de una interconexión que permitirá, en una primera etapa, proveer 60 MW con la posibilidad de ampliación.

Indicó que, para ello, existe el propósito de ampliar la planta de generación de San Matías -que abastece el consumo local- con la finalidad de exportar. Rodríguez ratificó el interés de Cuiabá y anunció la visita del Gobernador de ese Estado brasileño a

Bolivia el próximo miércoles para firmar un memorando de entendimiento que permita avanzar en el proyecto.

“Los estudios técnicos nos dirán las condiciones de la interconexión, el nivel de tensión, el punto de conexión más adecuado, cuáles son los aspectos operativos de esa línea y, por supuesto, qué características debe tener nuestro proyecto para que sea compatible con el sistema eléctrico brasileño”, explicó Rodríguez.

El presidente de ENDE también anunció que la línea de transmisión Juana Azurduy de Padilla, que interconectará Bolivia con Argentina, concluirá en octubre próximo y que, de manera inmediata, se iniciará la exportación de 120 MW.

Precisó que se construirá un total de 280 torres y que actualmente, cada día, se construye entre dos y tres torres para después dar paso al tendido eléctrico.

¿Sostenibles?

En opinión del analista en energías, Francesco Zaratti, el hecho de que se exporte energía eléctrica es una buena noticia, pero queda la duda si la exportación a Argentina y a Brasil sea sostenible. Lo más probable es que sólo sean envíos temporales para cubrir los déficits de horarios.

“Sobre Brasil, mis dudas son aún mayores. No tenemos un sistema interconectado, las distancias son mayores, la diferencia de ciclaje es un ulterior obstáculo y no veo una necesidad imperiosa de Brasil”, explicó el especialista.

Por su lado, el exsecretario de Hidrocarburos y Energía de la Gobernación de Santa Cruz, José Padilla, considera que Bolivia tendrá inconvenientes para consolidar la exportación debido a la falta de contratos firmados con mercados potenciales como Argentina, Brasil y Paraguay, algo que, según él, tampoco permitió la construcción de líneas de transmisión.

30 MM de dólares por año es el ingreso estimado por la exportación de 120 MW de energía eléctrica a Argentina, según el Ministerio de Energías.

DATOS

Aumento de líneas de transmisión. ENDE reporta que entre 2012 y 2019 construyó 2.703 kilómetros de líneas de transmisión en el país.

Aumenta la generación. La inauguración de los ciclos combinados de las termoeléctricas Del Sur, Entre Ríos y Warnes adicionan cerca de 1.000 MW a la oferta.

Energías alternativas generan 193 MW. La generación de energía eléctrica a partir de fuentes alternativas registra un notable incremento. Las tres plantas solares generan 115 MW. Las cinco plantas de biomasa generan 51 MW.

COBERTURA LLEGA AL 93% DE POBLACIÓN

Según datos de ENDE, la cobertura eléctrica alcanza a un 93 por ciento de la población boliviana. Las áreas urbanas tienen una cobertura del 99 por ciento, mientras que las rurales del 80 por ciento.

ENDE resalta el trabajo realizado a partir de la nacionalización de las empresas estratégicas, ya que en 2010 la cobertura eléctrica era del 79 por ciento a nivel nacional, mientras que en 1995 era del 56 por ciento. En ese año, el área rural sólo tenía un 16 por ciento.

ADECUARÁN NORMAS PARA USO DE AUTOS ELÉCTRICOS

JOSUÉ HINOJOSA

El presidente de la Cámara Boliviana de Electricidad, Miguel Castedo, durante el II foro denominado “Políticas energéticas y nuevas tecnologías”, realizado el pasado jueves en Santa Cruz, señaló que existen cambios en el sistema eléctrico boliviano y que es necesario trabajar en el uso de vehículos eléctricos y medidores inteligentes.

El Gobierno nacional anunció trabajar en cambios en la normativa para viabilizar el uso de esos productos.

Castedo afirmó que el sector privado acompañará el trabajo que lleva a cabo el sector público para que ambos puedan adaptarse a los cambios con la finalidad de prestar un buen servicio.

Por su parte, el presidente de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE), Joaquín Rodríguez, afirmó que los vehículos eléctricos son una nueva demanda en Bolivia y que por ello el Gobierno tendrá que “hacer modificaciones regulatorias, normativas, que nos permitan adecuar los sistemas, especialmente los sistemas de distribución a esas nuevas demandas”.

Rodríguez mencionó, además, que el Gobierno nacional trabaja, en la parte política, en generar un mecanismo de incentivos que permita la incorporación de vehículos eléctricos al sistema de transporte público.

Desde hace dos años, la Cooperativa Rural de Electrificación (CRE) de Santa Cruz incursionó en la fabricación de autos eléctricos.

Fuente: https://www.lostiempos.com/actualidad/economia/20190923/venta-brasil-empieza-60-mw-pero-sostenibilidad-esta-duda

Los Tiempos • Hidrocarburos: piden cambiar ley e invertir $us 8.500 millones en exploración

En medio de un escenario complejo debido a la caída de la producción de gas, expertos consideran indispensable incrementar las actividades de exploración de hidrocarburos, para lo cual será necesaria la aprobación de una nueva ley que regule al sector y que incorpore incentivos a la actividad exploratoria. Uno de los especialistas propone, incluso, destinar 8.500 millones de dólares a la búsqueda de nuevos reservorios.

Pese a las críticas, el Gobierno destaca el interés de empresas extranjeras que ven en Bolivia seguridad jurídica, alta prospectividad y buenos mercados para el gas.

El exsecretario de Hidrocarburos de la Gobernación de Santa Cruz, José Padilla, señala que la Ley de Hidrocarburos 3058 del 17 de mayo de 2005 no fue ajustada a la Constitución Política del Estado (CPE), que se puso en vigencia a partir de 2009. Considera que existen vacíos en la ley y que ello restringe la inversión en exploración.

Padilla cuestiona que las reservas de gas no hubieran sido repuestas durante el gobierno de Evo Morales. Por ello, considera necesario convertir las reservas probables y posibles en probadas. Para ello, dice, es fundamental destinar 8.500 millones de dólares a la actividad exploratoria, algo que se conseguirá haciendo más atractiva la Ley de Hidrocarburos.

Según el analista en hidrocarburos de la Fundación Jubileo, Raúl Velásquez, la aplicación de “parches a partir de 2009”, con decretos y resoluciones ministeriales, “no dan la suficiente seguridad jurídica a las empresas para que puedan venir a Bolivia”.

Afirma, además, que se debería retomar la obligatoriedad de reposición de reservas que contemplaba la antigua Ley de Hidrocarburos (de Gonzalo Sánchez de Lozada), es decir que, si las operadoras explotaban, tenían la obligación de reponer a través de la exploración.

Velásquez dice que se debe crear una normativa atractiva a la inversión. Pone en cuestión el régimen fiscal del 50 por ciento aplicado a las operadoras y señala importante debatir ese aspecto y, posiblemente, reducir la carga impositiva en una primera etapa del proyecto.

Por su parte, Claudia Cronenbold, presidenta de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE), en declaraciones a este medio el 20 de agosto, señaló que el país necesita una visión más comercial, sobre todo por los cambios en el mercado del gas que exigen ser competitivos.

“Necesitamos invertir más en exploración, necesitamos condiciones para atraer inversión privada y poder hacer alianzas público privadas y necesitamos trabajar juntos, el sector público y privado, porque tenemos muchas oportunidades para capturar”, dijo.

Entre 1999 y 2020 se perforó la mayor cantidad de pozos exploratorios debido a la apertura del mercado brasileño

HAY INTERÉS DE INVERTIR EN BOLIVIA

Durante el Foro Internacional de Gas, Petroquímica y Combustibles Verdes, el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, declaró a Los Tiempos que hay un conglomerado de empresas interesadas en invertir y prestar servicios en Bolivia, ya que “apuestan por la seguridad jurídica, la alta prospectividad y buenos mercados”, destacando así la normativa que rige al sector hidrocarburos.

“Si el mercado brasileño demanda mucho gas, obviamente que, de una forma natural, se van a hacer más inversiones en Bolivia para aumentar las reservas, para aumentar producción y para cumplir nuevos mercados”, explicó.

Fuente: https://www.lostiempos.com/actualidad/economia/20190920/hidrocarburos-piden-cambiar-ley-e-invertir-us-8500-mm-exploracion

La Razón • Presidente de YPFB anuncia que se pondrá en el mercado toda la producción de gas

Próximamente toda la producción de gas será puesta en el mercado, informó el presidente de la estatal Yacimiento Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Óscar Barriga, sin dar mayores detalles de los nuevos contratos. Actualmente hay contratos vigentes con Argentina, Brasil y un reciente acuerdo de venta de gas interrumpible.

“El gas como tal, seguimos con nuestros dos contratos de exportación, que son dos contratos en firme, y hemos suscrito ahora contratos interrumpibles. Nuevos contratos que vamos a suscribir, vamos a hacerlo en las próximas semanas, para poner toda nuestra capacidad de producción de pozo en los mercados, es uno de los objetivos que tenemos”, detalló en una entrevista con la estatal Patria Nueva.

No se dio mayores detalles sobre quiénes contratarán la compra de gas. El 4 de septiembre la petrolea estatal firmó con la privada brasileña Compañía de Gas de Sao Paulo (Comgas) un memorándum de entendimiento para la exportación de hasta 5,5 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd) de gas natural al Estado de Sao Paulo, bajo contratos interrumpibles.

Bolivia tiene una capacidad de producción superior a los 60 millones de metros cúbicos día (MMmcd), aseguró Barriga en julio de 2018, lo que –sostuvo- abastece la demanda interna y la exportación.

Actualmente la estatal petrolera exporta Gas Licuado de Petróleo (GLP) y urea. A pesar de las fluctuaciones del precio del energético, Barriga proyectó que los ingresos por hidrocarburos estarán por cifras similares a las de 2018.

El ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, informó en noviembre de 2018 que los ingresos por hidrocarburos llegarán en 2019 a 2.500 millones de dólares, producto de la seguridad jurídica que muestra el país para captar nuevas inversiones y firmar contratos de exportación de gas.

“Proyectamos que el 2019 tendremos 2.500 millones de dólares como ingresos, esa es la certeza de un Gobierno que tiene seguridad jurídica”, dijo a la radio estatal Patria Nueva, según una nota publicada en la agencia ABI.

Fuente: http://www.la-razon.com/economia/Presidente-YPFB-gas-mercado-produccion-venta-bolivia_0_3224077607.html

El Deber • En Ichilo invierten $us 45 millones en perforación de pozos

En el mes aniversario de Santa Cruz se inició la perforación del pozo Yarará X1 en la provincia Ichilo, que junto a tres pozos más demandarán una inversión total de $us 45 millones. Entre 55 a 60 días se sabrá si esta perforación tiene éxito y se estima un potencial entre 0,5 y 0,6 millones de metros cúbicos diarios de gas (MMm3/d) y entre 200 a 400 barriles por día.

Óscar Barriga, presidente de la estatal YPFB, informó de que Yarará X1 determinará el potencial de todo el campo, recursos que se encuentran a más de 3.000 metros de profundidad. También comentó que de darse luz verde en este pozo, se perforarán tres más en la zona, en lo que se denomina formación geológica Yancaca, generando así ingresos económicos para Santa Cruz.

“El plan completo, los cuatro pozos y todo lo que hay que construir, la inversión es de $us 45 millones y solamente este pozo (Yarará X1) es de $us 6 a $us 6,5 millones”, explicó Barriga.

Además, agregó que se han hecho estudios hace dos años en la zona, que han determinado la presencia de los recursos. De ser positivo este pozo se uniría a Incahuasi 5 que aportará entre 1,3 a 1,5 MMm3/d, haciendo un total regional de 16 a 17 MMm3/d.

En tanto, el presidente Evo Morales, resaltó el trabajo de los obreros y técnicos de la estatal petrolera. Hizo notar que se ha invertido en obras civiles, perforación, terminación de líneas de recolección, baterías de producción, ductos de evaluación y sistemas de compresión.

El mandatario recordó que hace 13 años la renta petrolera sólo ascendía a $us 3.000 millones y que en la actualidad llega a $us 37.000 millones. “Esto es por la lucha del pueblo boliviano”, dijo.

En Yarará X1 participan empresas nacionales e internacionales como Halliburton, Schlumberger, TR&RS, MECTEL, Intergas, BPE, y Power Petroleum, las cuales cubrirán todos los requerimientos y exigencias del proyecto.

Fuente: https://www.eldeber.com.bo/149579_en-ichilo-invierten-us-45-millones-en-perforacion-de-pozos