Energía en Latinoamérica

La Razón • Precios de combustibles suben en hasta 123% en Ecuador

Los precios de los combustibles más utilizados en Ecuador aumentaron hasta en 123% este jueves a raíz de medidas económicas, que derivaron en protestas sociales.

La cotización del galón americano de diésel pasó de 1,03 dólares a 2,30 dólares (123%), y la de la gasolina corriente de 1,85 a 2,40 dólares, comprobó la AFP en varias surtidoras de combustible del norte de Quito.

Los precios quedaron sujetos a los del mercado una vez que el presidente Lenín Moreno eliminara los subsidios para esos combustibles, que demandaban unos 1.300 millones de dólares al año.

Esa medida es parte de reformas tributarias y laborales que el gobierno impulsa en función de un acuerdo con el Fondo Monetario Internacional (FMI) de marzo pasado, que le permite al país acceder a créditos por 4.209 millones de dólares en medio de serios problemas financieros.

Las alzas se produjeron en plena paralización convocada por los transportistas a nivel nacional en rechazo a los reajustes. Ese sector demanda la derogatoria de los aumentos o compensaciones económicas por parte del Estado.

Durante un recorrido de la AFP el jueves temprano se pudo verificar la ausencia de autobuses de empresas privadas y una disminución del servicio de taxis en Quito, sin que haya bloqueos de vías.

Miles de pasajeros se movilizaban a través del sistema municipal de transporte, que de a poco se iba abarrotando.

Fuente: http://www.la-razon.com/mundo/ecuador-combustibles-incremento_0_3232476725.html

Página Siete • Ecuador elimina subsidios a combustibles más utilizados ante déficits

Ecuador, cuya dolarizada economía encara problemas financieros, anunció el martes que eliminó los subsidios a los combustibles más baratos y más utilizados para el transporte, que demandan del presupuesto público cerca de 1.300 millones de dólares al año.

"He firmado el decreto que libera el precio del diésel y de la gasolina extra (85 octanos)", dijo el presidente Lenín Moreno a través de la radio y televisión.

El mandatario informó sobre una serie de medidas económicas, que entrarán en vigencia de manera directa, y de reformas laborales, que presentará ante la Asamblea Nacional, para "corregir graves errores" de la economía ecuatoriana.

De esa manera, los precios del galón americano de diésel (de 1 dólar antes del reajuste) y de la gasolina extra (de 1,85 dólares) serán fijados de acuerdo a las cotizaciones en el mercado internacional.

Hace un año, el gobierno de Moreno empezó a eliminar subsidios a los combustibles, con lo que la cotización de la gasolina extra pasó de 1,48 a 1,85 dólares el galón, mientras que la de la gasolina súper (92 octanos) quedó liberada y ha trepado en un 50% (por encima de los 3 dólares).

A pesar de eso, los precios de los pasajes del transporte se mantienen, así como el subsidio al precio del tanque de gas de uso doméstico de 15 kg (de 1,60 dólares).

La eliminación de subsidios es parte de un acuerdo suscrito en marzo con el Fondo Monetario Internacional (FMI), que le permitirá al país sudamericano --dependiente del petróleo-- contar con créditos por 4.209 millones de dólares a ser desembolsados en tres años.

Otros organismos multilaterales también se comprometieron a entregar alrededor de 6.070 millones de dólares a Quito.

Ecuador debe emprender reformas clave para reforzar su competitividad en los ámbitos tributario, de gestión financiera pública y laboral, según el FMI, que ya ha concedido unos 900 millones de dólares.

Moreno dijo que para impulsar el crecimiento económico y el empleo, el Impuesto al Valor Agregado (IVA) continuará en 12% en el país y que disminuirán otros tributos.

Frente a abultados déficits presupuestarios, el gobierno de Moreno, que se inició en mayo de 2017, ha emitido bonos soberanos en varias ocasiones que sobrepasan los 10.000 millones de dólares.

La deuda pública de Ecuador se ubicó en 39.491 millones de dólares (36,2% del PIB) en julio pasado, creciendo en casi 47% en la administración de Moreno, según el Banco Central (BCE).

Fuente: https://www.paginasiete.bo/planeta/2019/10/2/ecuador-elimina-subsidios-combustibles-mas-utilizados-ante-deficits-232887.html

Los Tiempos • Bolivia y Mato Grosso acuerdan estudio de venta de electricidad

Bolivia y la Gobernación del estado de Mato Grosso suscribieron ayer un memorando de estudio de entendimiento para la exportación de energía eléctrica y cloruro de potasio a ese estado brasileño.

El documento fue suscrito por el ministro de Energías, Rafael Alarcón Orihuela, y el gobernador del estado brasileño de Mato Grosso, Mauro Mendes Ferreira, en instalaciones de la planta termoeléctrica de Warnes de ENDE Andina.

El acuerdo establece que Bolivia, a través de ENDE, expresa su oferta de instalar una planta de generación termoeléctrica a gas natural de entre 60 y 90 megavatios (MW), en San Matías, Bolivia, para el suministro de electricidad a Mato Grosso.

Asimismo, añade el documento, Bolivia realizará la inversión y ejecución de una línea de transmisión desde la citada termoeléctrica hasta la frontera o, previo acuerdo entre partes, hasta la subestación del país vecino.

Las partes analizarán las alternativas de suministro de para una entrega firme o de oportunidad, así como los mecanismos a través de los cuales se incorporará y comercializará dicha energía.

Fuente: https://www.lostiempos.com/actualidad/economia/20190926/bolivia-mato-grosso-acuerdan-estudio-venta-electricidad

El Deber • YPFB justifica menor venta de gas y Argentina aumenta envíos a Chile

Los números indican que durante los primeros quince días de agosto la exportación de gas natural a Brasil no superó los 14 millones de metros cúbicos día (MMm3/d), mientras que Argentina en similar periodo solo en dos ocasiones demandó 19 MMm3/d para luego estacionarse en 17 MMm3/d. Para YPFB, estas nominaciones corresponden al actual escenario energético de la región.

Sin embargo, uno de nuestro principales compradores; Argentina, está consolidando su presencia en el mercado chileno al aumentar sus exportaciones de gas natural.

La demanda de gas boliviano

De acuerdo con el Centro Nacional de Medición y Control Hidrocarburífero de YPFB las exportaciones de gas a Brasil estuvieron lejos de la demanda mínima que es de 25 MMm3/d, porque la demanda del mercado brasileño no requirió, los primeros quince días de agosto de 2019, más de 14 MMm3/d.

Los envíos oscilaron entre los 13,43 y los 13,62 MMm3/d. Lejos quedaron los 33,9 MMm3/d que en 2015 se enviaron a Brasil o los 21MMm3/d que el año pasado se vendieron a dicho país.

Desde YPFB explicaron que hay que entender que las nominaciones, de agosto, corresponden a Petrobras y que hoy más que nunca, el mercado brasileño del gas va más allá de Petrobras.

“El ejemplo más concreto es la reciente firma con Comgas, la mayor distribuidora de gas de Brasil, para suministrarle inicialmente 5 MMm3/d. En la misma línea, se han firmado acuerdos con Ambar y Acron y se están encaminando otros con Compagas, Gas Brasiliano, MS Gas, SC Gas, Soul Gas, MT Gas y Camazari, entre otras empresas, por un volumen estimado de provisión global de más de 36 MMm3/”, dijeron desde Yacimientos.

En cuanto a la demanda Argentina que en 2016 nominó 16,4 MM m3/d, desde Integración Energética Argentina S.A (Ieasa) explicaron que luego de la modificación de la cuarta adenda en febrero de 2019 la compra de gas natural para el periodo junio-agosto era de 18 MMm3/d, mientras que para septiembre la misma bajará a 11MMm3/d. Algo que para el analista en hidrocarburos, Marcelo Campero, es una muestra de que Argentina ya no depende del gas boliviano y que busca otras alternativas.

Exportación a Chile

Se pudo saber que la Resolución 417/19 del 26 de julio (que establecía nuevas pautas para la auto rización de exportaciones de gas natural), mediante la disposición 168/2019, el Gobierno argentino estableció ayer las condiciones para autorizar exportaciones de gas bajo condición firme (no interrumpible) a Chile.

El volumen máximo de exportación bajo esta modalidad será de 10 MMm3/y los permisos se otorgarán para el periodo entre el 15 de septiembre de 2019 y el 15 de mayo de 2020. Durante el primer semestre de 2019 Argentina exportó un promedio de 5,9 MMm3/d, sumando los envíos a Chile, Brasil y Uruguay.

Para Herland Soliz, secretario de Hidrocarburos, Energía y Minas de la Gobernación de Santa Cruz, de momento, la reducción de las exportaciones de gas natural continuará hasta diciembre, a no ser que se consoliden nuevos compradores, la situación para el 2020 será, según su opinión, aún más crítica para el sector energé- tico y la económica boliviana.

Fuente: https://eldeber.com.bo/150107_ypfb-justifica-menor-venta-de-gas-y-argentina-aumenta-envios-a-chile

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

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

Página Siete • Se crea YPFB Energía do Brasil, y ya puede operar en país vecino

YPFB Energía do Brasil LTDA fue creada para operar en el vecino país en actividades de comercialización, ser socio en proyectos petroquímicos y termoeléctricos. La sociedad ya cuenta con la autorización de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP).

“Nuestra nueva empresa YPFB Energía do Brasil LTDA ya cuenta con autorización de la ANP para operar en territorio brasileño, para ejercer actividades de carguío de gas natural y por lo tanto está habilitada para participar en la llamada pública para reservar capacidad de transporte en la Transportadora Brasileira Gasoducto Bolivia-Brasil (TBG)”, afirmó el ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez.

Dijo que con este paso se consolida la internacionalización de YPFB, que tiene como principal propósito participar en actividades de comercialización, ser socio en proyectos petroquímicos y termoeléctricos.

Brasil es un mercado estratégico para la estatal petrolera, mismo que a la fecha está atravesando por cambios estructurales que permiten un conjunto de oportunidades para YPFB, según Sánchez.

Ante este panorama, YPFB viene avanzando en varios acuerdos, tanto para la comercialización del gas boliviano así como la venta de productos derivados, como la úrea y el Gas Licuado de Petróleo (GLP).

“Con esta autorización, nuestra empresa podrá participar en la llamada pública de TBG (gasoducto que lleva el gas boliviano en el lado de Brasil) y poder llegar a distribuidores de gas y consumidores finales”, precisó la autoridad, según una nota de prensa.

En su criterio, Bolivia tiene un gas competitivo frente a otros suministradores de gas en Brasil, por lo que las oportunidades son “bastante” grandes.

Los acuerdos

La anterior semana, durante la Semana de los Hidrocarburos, desarrollada en la ciudad de Santa Cruz, YPFB logró suscribir el contrato de compra y venta de GLP por un volumen de hasta 72.000 toneladas métricas por año, volumen mayor al que se exporta a Paraguay, siendo uno de los contratos más importantes.

Asimismo, la estatal fue seleccionada, al igual que Shell, Petrobras, Total, Golar y Repsol, para la tercera etapa de la llamada pública para la adquisición de un volumen de 10 millones de metros cúbicos (MMmcd) que realizaron: Compagas, GasBrasiliano, MSGás, SCGás y Sulgás.

Los cinco distribuidores atienden a más de 134 mil consumidores de gas natural y tienen más de 4.400 kilómetros de redes de distribución en 161 municipios brasileños.

“Brasil es un mercado muy grande, su demanda está en constante crecimiento. Por ello, era importante que YPFB empiece a competir en este mercado, a través de la venta de gas natural, apertura de mercados para el GLP, la úrea y otros derivados. Somos socios estratégicos y seguiremos trabajando en Brasil, Perú, Paraguay y Argentina”, concluyó Sánchez.

En julio pasado, YPFB concretó la venta de 2,2 MMmcd de gas natural boliviano con la empresa rusa Acron, la cual regirá a partir de 2023 por un plazo de 20 años.

Paralelamente, se acordó crear una empresa conjunta para la comercialización de úrea de las plantas de Bulo Bulo, en Bolivia, con el fin de proveer a la planta petroquímica Tres Lagunas, en Brasil.

En el caso de la sociedad se prevé que YPFB tenga una participación de un 12% en la planta Tres Lagunas, con la opción de adquirir un 18%, hasta alcanzar un 30%.

YPFB, en busca de mayor participación en gasoducto con Brasil

La estatal YPFB se alista para participar en el proceso de licitación para adquirir mayor participación en el gasoducto de exportación Bolivia-Brasil, actualmente 12%, con el fin de aumentar su presencia en el mercado de gas brasileño.

“La posibilidad de tener mayor presencia en el mercado brasileño permitirá a YPFB encarar negociaciones para comercializar gas natural directamente con empresas distribuidoras e industrias privadas, asentadas en el sudeste brasileño y así evitar la intermediación de terceros actores”, señaló el gerente de Regulación y Despacho de la empresa Gas Trans Boliviano (GTB), filial de YPFB, Luis Alberto Poma.

De esta forma, se busca ganar tanto en tiempos de negociación, definición de volúmenes, precios y plazos contractuales.

El gasoducto Bolivia-Brasil tiene 3.150 kilómetros de extensión, de ese total, el 82% se encuentra en territorio brasileño y por TBG. Inició sus operaciones hace 20 años, posee un ducto de 32 pulgadas de diámetro con una capacidad de entrega en frontera de hasta 32,85 millones de metros cúbicos por día (MMmcd).

Fuente: https://www.paginasiete.bo/economia/2019/9/1/se-crea-ypfb-energia-do-brasil-ya-puede-operar-en-pais-vecino-229438.html

Hydroworld • Brazil to support construction of four new hydropower plants

Brazil has included four hydropower plants among the projects that will receive support as part of the country’s investment partnerships program, called Programa de Parcerias de Investimentos or PPI.

According to BNamericas, the government’s support will come in the form of environmental licensing studies for the 650-MW Bem Querer, 140-MW Castanheira, 118-MW Telemaco Borba and 430-MW Tabajara plants, fulfilling President Jair Bolsonaro’s campaign promise to speed up the environmental licensing processes for large hydro plants.

Bem Querer, located in the Amazonas river in Roraima state, is considered critical to Brazil’s energy security. Roraima is the only state not yet connected to the country’s main power grid (SIN). Bem Querer will have a transmission line connecting to SIN and the government sees it as a necessary plant to reduce the region’s dependence on energy imports from crisis-ridden Venezuela and diesel-fired thermal power plants.

Being located in Brazil’s most environmentally sensitive area, the Amazon rainforest, Bem Querer is a potential target for environmental groups. An analysis of the project by the upper house in 2007 showed it could have a negative impact on areas occupied by indigenous people.

Also located in the Amazon region is the Tabajara plant, in Rodonia state. The project on the Jiparana River could impact cities, conservation areas, indigenous lands and people, including communities living on the riverside and fishermen. The federal prosecutor’s office (MPF) has estimated that the plant would affect 28 indigenous communities with more than 72,000 people.

The other two projects are much less controversial due to their locations.

The Castanheira plant on the Atrinos River in Mato Grosso state is not close to any indigenous lands and the construction works are slated to advance together with environmental programs to preserve and reduce impacts on fauna, flora, fish and water quality. It will also come with social programs to mitigate the impact on the population located in the municipalities that will see their lands flooded.

The Telemaco Borba plant on the Tibagi River in Parana state is located far from environmentally sensitive areas and small-scale mining in the area is the only activity that could be negatively impacted.

Fuente: https://www.hydroreview.com/2019/08/26/brazil-to-support-construction-of-four-new-hydropower-plants/

Mercopress • PetroChina se abstiene de cargar petróleo venezolano por temor a sanciones del gobierno de Trump

La mayor compañía energética de China está rechazando las compras directas de crudo venezolano conforme la administración del presidente norteamericano Donald Trump endurece las sanciones contra la nación sudamericana.

China National Petroleum canceló los planes de cargar cerca de 5 millones de barriles de petróleo venezolano en embarcaciones este mes tras la última orden ejecutiva del presidente Donald Trump.

La medida podría representar un revés para el presidente de Venezuela, Nicolás Maduro, que cuenta tanto con China como con Rusia para mantener al país en funcionamiento en medio de una crisis humanitaria, escasez de alimentos e hiperinflación.

China se convirtió en el principal destino del crudo venezolano después de que EEUU anunciara sanciones contra la estatal Petroléos de Venezuela (Pdvsa) a finales de enero. Venezuela podría quedarse sin opciones sin la ayuda de CNPC para cargar su petróleo, una fuente principal de ingresos que financia el régimen de Maduro. Los tres cargamentos de agosto cancelados por PetroChina, la filial de CNPC, hasta ahora no han atraído otro comprador, según informes a los que ha tenido acceso Bloomberg.

La oficina de prensa de PetroChina declinó hacer comentarios sobre los rumores del mercado, citando la política de la compañía.

El 5 de agosto, Trump firmó una orden ejecutiva autorizando sanciones a cualquiera que brinde apoyo a Maduro. El líder de la oposición, Juan Guaidó, reconocido por la administración Trump como el líder del país, cuenta con el respaldo de más de 50 países.

El rechazo de PetroChina no significa que China vaya a apartarse por completo del petróleo venezolano. No se descarta que otras empresas podrían continuar suministrando a las refinerías independientes de China con crudo de la nación sudamericana.

China ha sido un firme defensor del gobierno venezolano desde su primer préstamo respaldado por petróleo al difunto presidente Hugo Chávez. La nación asiática ha prestado US$ 50 mil millones en los diez últimos años a cambio de petróleo que las refinerías chinas procesan en combustible. China, junto con Rusia, es una de las 14 naciones que apoyan a Maduro.

Esta será la primera vez en más de 10 años que PetroChina renuncia a cargamentos de crudo venezolano, según datos compilados por Bloomberg. China ha importado 339 mil barriles al día de petróleo venezolano este año. La mayoría se canaliza a través de PetroChina, pero a raíz de las sanciones de EEUU, Rosneft Oil de Rusia ha intervenido para suministrar petróleo venezolano a las refinerías independientes del país.

Fuente: https://es.mercopress.com/2019/08/17/petrochina-se-abstiene-de-cargar-petroleo-venezolano-por-temor-a-sanciones-del-gobierno-de-trump

El País • Colombia cuenta con uno de los mayores potenciales en gas y petróleo en América Latina

Colombia tiene actualmente uno de los mayores potenciales en gas y petróleo en América Latina.

El hallazgo de nuevos yacimientos —especialmente en el Mar Caribe— permitiría al país en la próxima década contar entre 7 y 30 terapies cúbicos de reservas de gas, garantizando así un abastecimiento más allá del 2030.

Eso sin tener en cuenta las futuras explotaciones de yacimientos no convencionales a través de la tecnología del fracking (extracción de gas en el subsuelo, por fracturación hidráulica) en campos del Magdalena Medio. En otras palabras, gas es lo que hay en el subsuelo del territorio nacional.

Por ejemplo, desde el 2014 el país viene recibiendo buenas noticias. Se trata de cuatro significativos descubrimientos de gas mar afuera u offshore. Los proyectos exploratorios son Orca 1 en el Bloque Tayrona, lo mismo que Purple Angel, Gorgon y Kronos 1, en el bloque Fuerte Sur.

“Son yacimientos que están en etapa de maduración, es decir, perfeccionando aspectos técnicos y de inversión para empezar su explotación con muy buenas perspectivas”, anota Edward Gironza, gerente de Gas de Ecopetrol.

Según estimativos de la empresa, esas explotaciones podrían arrancar entre los años 2024 y 2026, en unos casos, o hacia el 2028.

Todo ello permitiría alejar el fantasma de un mayor agotamiento de las reservas de gas, luego de que el Ministerio de Minas señalara que las actuales permitirán solo una autosuficiencia para 9,8 años.

“Solo falta que se aceleren las decisiones de política pública para poner en marcha nuevas exploraciones y explotaciones a gran escala para incrementar las reservas”, anota por su parte, Orlando Cabrales Segovia, presidente de Naturgas, el gremio de las empresas del sector.

Y a pesar de los anuncios oficiales, lo cierto es que el abastecimiento de gas natural para uso residencial, comercial, industrial y vehicular está garantizado a corto y mediano plazo, recuerda el dirigente.

El país consume a diario mil millones de pies cúbicos de gas natural y produce un poco más de esa cifra, quedando inclusive algunos excedentes.

Frente a la importación de gas natural, el país lo viene haciendo, tanto que en el 2018 el 3% del consumo nacional se atendió por esta vía, aunque orientado para abastecer a las plantas térmicas de la Costa Atlántica.

Precisamente hacia el futuro una alternativa es contar con proyectos como la planta regasificadora del Pacífico (frente a Buenaventura) para abastecer no solo al Suroccidente sino al país.

Así las cosas, Colombia tiene un gran potencial gasífero, pero urge agilizar las decisiones de política pública.

Fuente: https://www.elpais.com.co/contenido/colombia-cuenta-con-uno-de-los-mayores-potenciales-en-gas-y-petroleo-en-america-latina.html