Hidrocarburos

Energy News • Los principales destinos de los usos no energéticos del petróleo

El 16% del petróleo fue dedicado a usos no energéticos en 2016

El Club Español de la Energía ha presentado hoy su estudio “Usos no Energéticos del Petróleo y el Gas”, en el que han colaborado más de una decena de autores bajo la coordinación de Carmelo Mayoral, colaborador de Enerclub, y la participación de Arcadio Gutiérrez, director general de la Asociación y Antonio Gomis, vicepresidente de honor del Club.

Los usos no energéticos del petróleo y el gas están presentes en nuestro día a día en diversas aplicaciones que contribuyen al desarrollo económico y el bienestar de las sociedades. Así, los usos no energéticos del petróleo están presentes en los sectores de la alimentación, salud, movilidad, ocio y muchas más aplicaciones.

Durante la presentación del estudio, se hizo hincapié en la importancia actual por el valor que aporta a la sociedad en el contexto del COVID-19, ya que el petróleo es utilizado para la producción de equipos de producción sanitaria, mascarillas y guantes, etc.

Para ponernos en contexto con datos, la Agencia Internacional de la Energía asegura que el 16% del petróleo fue dedicado a usos no energéticos en 2016.

La industria petroquímica en el Pacto Verde Europeo

El Pacto Verde Europeo abarca a todos los sectores de la economía, especialmente los del transporte, la energía, la agricultura, los edificios y la industria. En todos ellos, el papel de los productos petroquímicos resulta fundamental, lo que a su vez requiere el impulso de la economía circular y las materias primas sostenibles. España ha sido particularmente ambiciosa con estos objetivos.

La industria petroquímica ha puesto en marcha iniciativas para contribuir a alcanzar los objetivos medioambientales. El refino europeo está comprometido en participar de forma activa y decidida en el proceso de transición energética, reduciendo drásticamente tanto las emisiones de sus procesos, como la intensidad de emisiones “del pozo a la rueda” (ciclo completo de producción, transformación y consumo de energía) de los productos que en ellos se obtienen.

El sector de los plásticos se enfrenta a grandes retos ambientales como reducir la utilización de plásticos innecesarios. Como dato, el 70% de los plásticos encontrados en el mar son de un solo uso.

Presente y futuro del sector de los plásticos En el informe se refleja como prácticamente la mitad de todo el plástico de la historia ha sido fabricado en los últimos 15 años. Las previsiones no indican un descenso en esta producción, sino que señalan que se duplicará en los próximos 20 años.

Los sectores que representaron los principales usos de los plásticos a nivel mundial fueron los sectores de los envases (36%), la construcción y edificación (16%), y la industria de la automoción (7%), representaron los principales usos de los plásticos.

Por otra parte, y con gran importancia, el sector de los plásticos se enfrenta a grandes retos ambientales como reducir la utilización de plásticos innecesarios. Como dato, el 70% de los plásticos encontrados en el mar son de un solo uso. Por ello, la Directiva Europa de 2019 prohíbe el uso de plásticos de un solo uso a partir de 2021.

También, la reutilización de los plásticos es otro de los grandes retos, ya que el 40% de los plásticos se utilizan solo una vez. La solución para ello es el reciclado de residuos plásticos, una práctica que Europa realiza con el 30% del plásticos consumido.

Fuente: Energy News

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El Periódico de la Energía • Los gases renovables, la solución para reducir las emisiones en el transporte donde no se pueda electrificar

La secretaria de Estado de Energía, Sara Aagesen, ha señalado que los gases renovables van a jugar un papel esencial para la reducción de emisiones en los tipos de movilidad donde la electrificación no es la respuesta, como es el caso del transporte de mercancías, el transporte pesado, marítimo y la aviación.

En su discurso en la jornada de clausura del Green Gas Mobility organizado por Gasnam ha mencionado los beneficios sociales que llevan consigo los gases renovables en la sociedad en términos de penetración de energías renovables, de gestión de la demanda, de reducción de la dependencia exterior, de refuerzo de la economía circular y también en términos de generación de empleo, de actividad económica y de cohesión territorial.

En dicha jornada los expertos afirman que una de las principales barreras a las que se enfrenta el desarrollo de esta tecnología es la falta de una certificación de origen para el gas producido de forma sostenible sobre la que incentivar la producción y la demanda.

Jesús Gil, director de Innovación y Nuevas Energías de Enagás, señala que desde el año 2011 se inyecta biogás en la red de gas natural en España, y explica que, aunque los volúmenes son por ahora pequeños, la experiencia acumulada y el despliegue de la tecnología junto con la Hoja de Ruta del Ministerio de Transición Ecológica hacen posible su escalabilidad para avanzar en la descarbonización.

Contar con un certificado facilitaría a los productores conseguir financiación para crear instalaciones de gasificación y aumentaría la demanda de gas de origen “verde”, pues ofrecería una forma de reducir su huella de carbono a compañías de sectores como el transporte y la logística.

Grandes proyectos

Las grandes instalaciones de producción de hidrógeno verde permitirán aplicar economías de escala y facilitar el acceso de esta energía a todos los sectores de difícil electrificación.

Air Products, representada por Carles Pallé, ha presentado la planta de producción de amoniaco verde a partir de hidrógeno que se construirá en Arabia Saudita que suministrará 650 toneladas diarias de hidrógeno verde para exportar a todo el mundo y que se espera que comience a operar en 2025. Esta planta eliminará alrededor de 3 millones de toneladas anuales de CO2, que equivale a las emitidas por 700.000 coches.

Por su parte, Diogo Almeida de la compañía Galp ha presentado el proyecto H2Sines que promueve la creación de un mercado paneuropeo de hidrógeno verde, aprovechando la infraestructura disponible y las condiciones endógenas. Está impulsado por la industria y los clústeres de I+D+I en Portugal y pretende alcanzar 1GW de capacidad de electrolisis para el año 2030.

En la jornada también se han presentado diversas soluciones para la producción de biometano a pequeña escala de la mano de AGF y de Calvera que han señalado que, en ocasiones, la producción descentralizada de residuos requiere acercar los sistemas de tratamiento al lugar donde se generan y que la tecnología de miniplantas y gaseoducto virtual son soluciones técnicas que permiten aprovechar el potencial de estos residuos.

Fuente: El Periódico de la Energía
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El Periódico de la Energía • El acuerdo de OPEP + para reducir la producción contribuye al reequilibrio del mercado mundial del petróleo

El 15 de abril, miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y 10 países socios no OPEP, conocidos colectivamente como OPEP +, acordaron reducir la producción de petróleo crudo en respuesta al rápido aumento de los inventarios mundiales de petróleo en el primer trimestre de 2020.

En ese momento, los esfuerzos por contener la propagación del coronavirus dieron como resultado una fuerte caída en la demanda de líquidos derivados del petróleo y menores precios del petróleo crudo. A partir de mayo de 2020, el acuerdo OPEP + pedía una disminución en la producción de petróleo crudo en 9,7 millones de barriles por día (b / d) iniciales que se reducen gradualmente hasta abril de 2022, el final del período del acuerdo actual.

Los datos mensuales de la Administración de Información Energética (EIA) de EEUU muestran que la producción total de petróleo crudo de la OPEP disminuyó en 6 millones de b / d de abril a mayo, que fue la mayor caída de producción mensual desde 1993. En comparación con la producción total de líquidos de petróleo de enero de 2020, la producción de los países socios cayó en un estimado de 5,9 millones de b / d en mayo, 7,9 millones de b / d en junio, 7,1 millones de b / d en julio y 5,6 millones de b / d en agosto. Los miembros de la OPEP, Irán, Libia y Venezuela, quedaron exentos del acuerdo de recorte de producción debido a sanciones económicas o inestabilidad política interna.

La EIA estima que el acuerdo OPEP +, junto con la disminución de la producción en otros lugares, incluido Estados Unidos, redujo la oferta mundial por debajo del nivel de demanda mundial por primera vez desde mediados de 2019. Una oferta más baja que la demanda ha dado lugar a importantes recortes de inventario de combustibles líquidos a nivel mundial desde junio.

La EIA espera que los inventarios continúen disminuyendo en la segunda mitad de 2020 y durante la mayor parte de 2021, lo que resultará en un mercado relativamente equilibrado para fines del próximo año, según las Perspectivas de energía a corto plazo de septiembre de 2020 de la EIA .

Fuente: El Periódico de la Energía
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Minería en línea • Barril se dirige a caída semanal por creciente preocupación sobre demanda

Los precios del petróleo subían el viernes pero se encaminaban a cerrar la semana con pérdidas, ante las preocupaciones por rebrotes de coronavirus en varias partes del mundo que siguen impactando en la demanda de combustibles, a lo que se sumaba el posible regreso al mercado de Libia tras un prolongado bloqueo.

A las 1015 GMT, el crudo Brent se negociaba con un aumento de 12 centavos, o un 0,19%, a 42,02 dólares por barril; mientras que el petróleo WTI de Estados Unidos marcaba un avance marginal de un 0,05% a 40,34 dólares por barril.

El Brent está en vías de concluir la semana con una baja de casi 2%, en tanto que los futuros estadounidenses del WTI se aprestan a declinar un 1%. Ambos contratos también acumulan descensos en lo que va de septiembre y el Brent anotaría su primera caída mensual en seis meses.

Este mes no ha sido amable para el mercado petrolero”, dijo Stephen Brennock de la correduría PVM.
El incremento de los casos de coronavirus, las nuevas restricciones, la lenta recuperación de la economía y las negociaciones estancadas sobre más estímulos en Estados Unidos han echado frenos al frágil reflote de la demanda de combustibles”.

La demanda de combustible de Estados Unidos está debilitada porque la pandemia continúa paralizando a la industria de viajes. El promedio de consumo de gasolina de cuatro meses la semana pasada marcó un declive de 9% respecto al mismo periodo del año pasado, según datos del Gobierno divulgados el miércoles.

En Libia, que anunció que retomaría sus exportaciones de crudo, un tanquero estaba cargando petróleo el jueves desde uno de los tres terminales del país que reabrieron en los últimos días y se esperan más embarques en el corto plazo.

Fuente: Minería en línea

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América Economía • Clientes de PDVSA programan últimos embarques de crudo en medio de restricciones comerciales de EE.UU.

Estados Unidos ha dado a las empresas, que incluyen a Repsol, Eni, Reliance Industries y Tipco Asphalt, plazos que oscilan entre octubre y noviembre para poner fin a las exenciones autorizadas bajo el régimen de sanciones que les han permitido hasta ahora recibir petróleo venezolano.

Un puñado de clientes de largo plazo de la venezolana PDVSA ha comenzado a reducir el comercio con la petrolera estatal al programar los últimos cargamentos a zarpar desde el país sancionado antes de una fecha límite impuesta por Estados Unidos, dijeron a Reuters cinco fuentes cercanas a las decisiones.

El gobierno estadounidense ha dado a las empresas, que incluyen a la española Repsol, la italiana Eni, la india Reliance Industries y la tailandesa Tipco Asphalt, plazos que oscilan entre octubre y noviembre para poner fin a las exenciones autorizadas bajo el régimen de sanciones que les han permitido hasta ahora recibir petróleo venezolano, dijeron las fuentes.

Con las elecciones estadounidenses aproximándose en noviembre, la administración del presidente Donald Trump busca aumentar la presión sobre el mandatario venezolano Nicolás Maduro, cuya reelección en 2018 no fue reconocida por la mayoría de las naciones occidentales.

Repsol, que desde fines de 2018 ha estado recibiendo crudo en virtud de un acuerdo de canje con PDVSA autorizado por el Departamento del Tesoro de Estados Unidos permitiéndole a la empresa española cobrar deuda pendiente, recibió este mes su más reciente cargamento de petróleo venezolano en el tanquero Delta Ios, según programas de exportación de PDVSA.

Repsol no planea fletar un nuevo barco para recoger crudo venezolano después de octubre, dijo una fuente de la empresa. En respuesta a las preguntas de Reuters, un portavoz de Repsol dijo que la firma "cumple con las normas internacionales vigentes y seguirá cumpliendo".

Eni, que actualmente recibe crudo en virtud de un acuerdo de intercambio similar al de Repsol, planea tomar un cargamento de petróleo venezolano a finales de este mes en el tanquero Delta Captain y probablemente otro en octubre antes de cerrar temporalmente su comercio con PDVSA, según los documentos y una fuente de la compañía.

Un vocero de Eni no quiso comentar sobre cargamentos específicos, pero dijo que la compañía "está operando y operará en total cumplimiento con las regulaciones de sanciones aplicables y en diálogo continuo con las autoridades pertinentes".

Tipco Asphalt de Tailandia tiene tres cargamentos más de crudo pesado venezolano programados para zarpar hasta finales de octubre, todos con destino a su refinería de Kemaman en Malasia, según los documentos y una fuente de la compañía.

Tipco Asphalt dijo en una carta enviada a la bolsa de valores de Tailandia este mes que el Departamento de Estado de Estados Unidos había contactado a la empresa en agosto para pedirle que redujera la procura de petróleo venezolano a fines de noviembre, advirtiendo a la empresa que podría estar sujeta a sanciones en caso de incumplimiento.

Tipco agregó que estaba "tomando medidas para cumplir con dicha solicitud", incluido el cierre temporal de su refinería de Kemaman hasta encontrar suministros alternativos de petróleo.

La compañía no respondió de inmediato a una solicitud enviada por correo electrónico para hacer más comentarios.

Y Reliance Industries, que en julio recibió una autorización temporal de Estados Unidos para intercambiar petróleo venezolano por diesel, ha recibido unos 4 millones de barriles de crudo en lo que va de mes y planea importar casi 5 millones de barriles más en las próximas semanas, mostraron los documentos.

Una fuente cercana a los planes de Reliance dijo que la empresa planea detener su importación de petróleo venezolano a partir de noviembre y también el envío de diésel a la nación miembro de la OPEP una vez que reciba un embarque que va en camino.

La pausa duraría al menos dos meses y se tomaría una decisión sobre si reanudar el comercio con Venezuela después de las elecciones estadounidenses. Reliance y PDVSA no respondieron a las solicitudes de comentarios.

Nuevos aliados. A medida que el grupo de clientes tradicionales de PDVSA se reduce debido a las sanciones, estos han sido parcialmente reemplazados por firmas desconocidas o sin experiencia, acusadas por Washington de actuar como empresas fantasmas. Gran parte del crudo venezolano que se llevan esas empresas acaba en China.

Venezuela también ha recibido ayuda de Irán este año a medida que se profundiza el comercio entre las dos naciones sancionadas. Un tanquero de gran tamaño que entregó condensado iraní a PDVSA a principios de este mes ahora está cargando crudo venezolano para la compañía petrolera nacional de Irán.

Aún se desconoce si Washington reanudará autorizaciones a clientes de PDVSA para adquirir petróleo venezolano mediante acuerdos de canje.

El Departamento del Tesoro de Estados Unidos declinó comentar.

El enviado especial de Estados Unidos para Venezuela e Irán, Elliott Abrams, dijo a Reuters que las sanciones son "cada vez más eficaces" para privar a la administración de Maduro de ingresos.

"Alrededor del mundo, las empresas líderes están acatando nuestras sanciones y actuando de manera responsable y transparente. Agradecemos su cooperación", agregó.

Pese a que se estima que los cargamentos programados de crudo venezolano para Repsol, Eni, Tipco y Reliance terminen pronto, una vez que expiren las autorizaciones otorgadas por Washington, los combustibles entregados en intercambio han continuado arribando a los puertos de PDVSA, mostraron los documentos.

En un acuerdo separado, Venezuela espera la llegada este mes de unos 820.000 barriles de gasolina iraní en los petroleros Forest, Faxon y Fortune, que actualmente están cruzando el Océano Atlántico.

Fuente: América Economía

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Minería en línea • Barril cae por frágil panorama de la demanda pese a descenso de inventarios en EEUU

Los precios del crudo bajaban el jueves pese al descenso de inventarios en Estados Unidos de la semana pasada, ante la fortaleza del dólar y una renovada ola de casos de COVID-19 en Europa que está obligando a reimponer las restricciones a los viajes en varios países.

A las 1007 GMT, los futuros del crudo referencial internacional Brent LCOc1 cedían 10 centavos, o un 0,24%, a 41,67 dólares el barril, mientras que los del West Texas Intermediate en Estados Unidos (WTI) CLc1 bajaban 14 centavos, o un 0,28%, a 39,78 dólares el barril.

Ambos indicadores avanzaron levemente en la víspera, tras datos gubernamentales que mostraron que los inventarios petroleros estadounidenses declinaron la semana pasada.

El telón de fondo económico y petrolero actual es cualquier cosa menos alentador, lo que limitó el intento de alza”, dijo Tamas Varga, de la correduría PVM.

Las dudas sobre la demanda y el panorama económico por el resurgencia del coronavirus están provocando una apreciación del dólar, ya que los inversores están optando por activos seguros, lo que suma presión a los precios del crudo. Un billete verde más fuerte hace al petróleo -tasado en la moneda estadounidense- menos atractivo para los compradores globales.

Los precios se veían restringidos también por datos que mostraron un enfriamiento de la actividad empresarial estadounidense en septiembre, el estancamiento en el Congreso sobre un estímulo fiscal adicional y la preocupación mostrada por las autoridades de la Reserva Federal sobre el freno a la recuperación.

En Europa, Reino Unido, Alemania y Francia impusieron restricciones para intentar detener las nuevas infecciones por coronavirus, todos ellos factores que afectaban al panorama de la demanda.

En el lado del suministro, el mercado sigue pendiente de la reanudación de las exportaciones desde Libia, aunque no está claro con qué rapidez puede elevar sus volúmenes.

Fuente: Minería en línea

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El Deber • Aplazan la gestión hidrocarburífera del Gobierno de transición

Expertos consultados observaron la falta de un diagnóstico sobre el negocio del gas, en especial de los proyectos industriales heredados del anterior régimen

A casi un año de la caída de Evo Morales, pocos son los cambios que dejará el Gobierno de transición. Y específicamente, poco o nada serán las mejoras que se dejen en el sector de hidrocarburos, indicaron expertos consultados por EL DEBER, que observaron la falta de un diagnóstico sobre el negocio del gas, una de las principales fuentes de ingresos del país.

Duras son las posturas a la hora de evaluar el rol que cumplió el Ministerio de Hidrocarburos, y en especial, de la máxima autoridad del área, Víctor Hugo Zamora. Los consultados, aseguraron que hasta la fecha no existe un informe claro de los proyectos que se heredaron de la anterior administración.

Álvaro Ríos, exministro de Hidrocarburos, señaló que una de las principales misiones que tenía el Gobierno de transición era elaborar un análisis sobre el sector, en especial de cómo están los proyectos industriales que desarrolló la anterior administración.

Observó que hasta el momento no se sabe qué sucederá con la planta de urea, que está paralizada desde hace un año. Y menos aún, existe un informe sobre otros proyectos como la planta separadora de Líquidos de Gran Chaco, o la planta de mini GNL.

“Creímos que la actual administración iba a entregar un análisis claro sobre lo que pasa en el sector y los proyectos. Pero no tenemos un diagnóstico de por qué la planta de urea no está funcionando, o por qué la planta de Gran Chaco opera a un 33% de su capacidad”, explicó Ríos.

Observó que hasta el momento no se sabe qué sucederá con la planta de urea, que está paralizada desde hace un año. Y menos aún, existe un informe sobre otros proyectos como la planta separadora de Líquidos de Gran Chaco, o la planta de mini GNL.

“Creímos que la actual administración iba a entregar un análisis claro sobre lo que pasa en el sector y los proyectos. Pero no tenemos un diagnóstico de por qué la planta de urea no está funcionando, o por qué la planta de Gran Chaco opera a un 33% de su capacidad”, explicó Ríos.

Observó que hasta el momento no se sabe qué sucederá con la planta de urea, que está paralizada desde hace un año. Y menos aún, existe un informe sobre otros proyectos como la planta separadora de Líquidos de Gran Chaco, o la planta de mini GNL.

“Creímos que la actual administración iba a entregar un análisis claro sobre lo que pasa en el sector y los proyectos. Pero no tenemos un diagnóstico de por qué la planta de urea no está funcionando, o por qué la planta de Gran Chaco opera a un 33% de su capacidad”, explicó Ríos.

“Se desplazó un equipo de negociación que hizo su trabajo. Y a ocho meses de aquello, es poco lo que se puede rescatar”, sostuvo.

Ministerio admite crisis

En un encuentro realizado en Santa Cruz, entre los actores del sector, el ministro Zamora admitió que la actividad se encuentra en una crisis profunda.

La autoridad aseguró que estar al frente del Ministerio fue muy complicado por el contexto de crisis generado por la pandemia, que paralizó las inversiones. Además, admitió que tuvieron problemas para cumplir con los cupos de entrega de gas, debido a que no hay suficientes reservas del energético.

Fuente: El Deber

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Bolivia Hidrocarburos y Energía • YPFB prevé que la escasez de diésel en Tarija perdure hasta el sábado

El departamento de Tarija consume aproximadamente 200 mil litros de diésel al día, sin embargo, en los últimos días las estaciones de servicio recibieron entre 140 a 150 mil litros.

La Asociación de Surtidores del Sur (Asosur) reportó que Tarija registra un desabastecimiento de diésel que supera el 30 por ciento, situación que generó filas del transporte pesado en las últimas horas en las diferentes estaciones de servicio de la ciudad. Desde la regional de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) se estima cubrir la demanda de combustible a partir del sábado 26 de septiembre, para lo cual se trabaja en la habilitación del Poliducto Villa Montes-Tarija.

Entre la ciudad de Tarija y las provincias en el departamento se consume aproximadamente 200 mil litros de diésel al día, sin embargo, en los últimos días las estaciones de servicio solo recibieron entre 140 a 150 mil litros de combustibles. La escasez de diésel también se reportó en Potosí y Santa Cruz.

El gerente distrital de Comercialización de YPFB en Tarija, Efraín Rivera, reconoce que hay dificultades para el normal abastecimiento del combustible debido a una demora en la legalización y trámites consiguientes para el ingreso de diésel al país, es así que extreman esfuerzos para atender la demanda de la población, por lo cual se procedió a trasladar combustible en cisternas desde Villa Montes y Bermejo

En tanto, se habilita el Poliducto Villa Montes – Tarija (PVT) a través del cual se prevé transportar 500 metros cúbicos de diésel, lo que permitirá cubrir la demanda de combustible en el departamento.

“Estamos trabajando en el abastecimiento las 24 horas, para eso vamos a habilitar el Poliducto Villa Montes-Tarija el viernes para vender diésel el sábado, pero mientras tanto jueves y viernes vamos a vender hasta en la tarde que se trae desde Villa Montes”, afirmó.

Explicó que el principal motivo del parcial desabastecimiento de diésel en la ciudad de Tarija se debe a la demora en el proceso de importación en la Aduana Integrada de Yacuiba y Bermejo, donde se tiene largas filas de transporte. Otra dificultad que es que algunos municipios del Chaco y Bermejo aún tienen restricciones de horario a causa de la pandemia. “En Villa Montes, por ejemplo, se aplica el teletrabajo, esto problemas hacen que no tengamos la normalidad en el transporte de combustible, eso nos está atrasando de tal suerte que nosotros estamos cisterneando diésel”.

“Los volúmenes de diésel que nosotros comercializamos en época de la pandemia era de 3.200.000 litros al mes, más o menos, han subido en agosto a 5 millones de litros y lo normal es 6.900.000, entonces esos volúmenes obviamente con la normalidad han empezado a subir. Nosotros estamos entregando 150 mil litros al día y en la ciudad se requiere uno 190 mil litros al día”, detalló.

Por su parte, el presidente Asosur, Moisés Hidalgo, informó que el faltante de diésel en la ciudad de Tarija oscila entre 20 a 30 por ciento, situación por la cual el miércoles en la noche todas las estaciones de servicios de la ciudad reportaron que se quedaron sin diésel.

Si bien se conoció que llegará a la ciudad alrededor de 140 mil litros de diésel en las próximas horas, la cantidad es insuficiente para cubrir la demanda del transporte, ya que YPFB no está cumpliendo con el cupo diario.

“Hay falta de diésel en la ciudad de Tarija, en Santa Cruz y otras ciudades del país. No sabemos cuándo se va regularizar, por el momento están trayendo de diferentes lugares, de Villa Montes, dos camiones de Bermejo que llegan esta noche para descargar mañana, pero abastecerían para el día”, enfatizó.

Mientras, el ministro de Hidrocarburos, Víctor Hugo Zamora, en declaraciones a RTP el miércoles, señaló que la sobredemanda de diésel en el país se debe a la temporada de la cosecha agrícola en el oriente y dificultades en el transporte del combustible tanto desde Argentina como de Arica (Chile) donde se tiene un buque con diésel, pero que ingresará al país en los próximos días.

Transporte pide informe a Zamora por escasez

“Tenemos conocimiento que, en otras ciudades del país, tampoco hay diésel desde hace unos 10 días, necesitamos una explicación”, cuestionó.

Fuente: Bolivia Hidrocarburos y Energía
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Energía Bolivia • Bolivia incorpora nueva producción de gas

YPFB Andina, operador del segmento upstream de hidrocarburos de propiedad del Estado boliviano, inició la producción de un nuevo pozo en el departamento de Santa Cruz.

El pozo RGD-100D en el campo Río Grande produjo 1,86 millones de pies cúbicos diarios (Mpc/d, 52.613m3/d) de gas natural y 69b/d de petróleo el 18 de agosto, según información recién divulgada por la empresa.

La perforación se completó este año y alcanzó una profundidad total de 2.219m dirigida a los reservorios Cajones, Ichoa y Yantata.

Estos volúmenes de producción se extrajeron de Cajones A (tramo de 1.955-1.959m) y se enviaron a la planta Río Grande. Por ahora, problemas operativos impiden la evaluación de Ichoa y Yantata.

Las últimas cifras del Ministerio de Hidrocarburos muestran un aumento en la producción de gas luego de alcanzado un mínimo reciente de 27,24Mm3/d en abril, con volúmenes de 34,49Mm3/d en mayo y 41,25Mm3/d en junio.

El campo Río Grande se encuentra 45km al sureste de la ciudad de Santa Cruz, dentro del bloque Grigotá, y fue descubierto en 1961.

YPFB Andina está terminando un proyecto de reprocesamiento de sísmica en un área de 785km2 en los campos Río Grande, La Peña y Los Sauces del bloque para definir futuros proyectos de perforación con mayor grado de certeza.

El gobierno interino de Bolivia ha redoblado esfuerzos para abordar los déficits del sector, en particular la caída de reservas, que sería resultado de la menor inversión durante la anterior administración de Evo Morales, quien nacionalizó el sector.

Bolivia también ha experimentado una reducción en los despachos a sus principales mercados de exportación de gas, Argentina y Brasil, situación agravada por una demanda y precios deprimidos a raíz del COVID-19.

En los últimos días, de cara a las elecciones presidenciales del próximo mes, el Ministerio de Hidrocarburos lanzó una iniciativa para establecer nuevas políticas y estrategias con el fin de reactivar el sector.

Aunque Luis Arce, exministro de Economía y Finanzas Públicas de Morales, lidera las encuestas con alrededor de 40%, la presidenta interina Jeanine Áñez retiró su candidatura en un intento por unir fuerzas con otros aspirantes de centro y centroderecha para ganar el 18 de octubre.

Si ningún candidato obtiene más de 50% de los votos o un mínimo de 40% con una diferencia de 10% de su principal contendor, se llevará a cabo una segunda vuelta.

Fuente: Energía Bolivia
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América Economía • Venezolana PDVSA venderá cargamento de crudo a estatal petrolera iraní

Venezuela e Irán están bajo sanciones impuestas por Estados Unidos, lo que ha impactado sus industrias petroleras, afectando particularmente las exportaciones de crudo al reducir sus carteras de clientes y el número de firmas navieras dispuestas a enviar embarcaciones a sus puertos.

La estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA) comenzó a cargar un supertanquero de bandera iraní con crudo pesado de exportación, dijo este martes una fuente con conocimiento de la situación, a medida que se profundizan los lazos entre las dos naciones OPEP.

Venezuela e Irán están bajo sanciones impuestas por Estados Unidos, lo que ha impactado sus industrias petroleras, afectando particularmente las exportaciones de crudo al reducir sus carteras de clientes y el número de firmas navieras dispuestas a enviar embarcaciones a sus puertos.

Washington ha tratado de interrumpir el creciente comercio bilateral entre los países. Estados Unidos incautó en julio más de 1 millón de barriles de combustible iraní con destino a Venezuela.

El supertanquero de bandera iraní llegó este mes al principal puerto petrolero de Venezuela, Jose, con 2,1 millones de barriles de condensado iraní para diluir la producción de crudo extrapesado de Venezuela, según documentos de la compañía.

El tanquero ahora planea retornar cargado con unos 2 millones de barriles de crudo pesado venezolano Merey 16 en una venta acordada entre PDVSA y la estatal Compañía Nacional de Petróleo de Irán (NIOC), dijo la fuente. La fecha de zarpe de la embarcación y su destino aún no se han programado, agregó.

PDVSA, el Ministerio de Petróleo de Venezuela y NIOC no respondieron de inmediato a las solicitudes de comentarios.

El tanquero es identificado por bases de datos marítimos con el nombre de Horse, pero figura en los programas de exportación de PDVSA como Master Honey, según los documentos.

El buque, de propiedad y manejado por la Compañía Nacional de Tanqueros de Irán (NITC), realizó todo el viaje desde Oriente Medio hasta el puerto de PDVSA con su señal satelital apagada y ha permanecido fuera de radar en aguas venezolanas, según los datos de seguimiento de Eikon de Refinitiv.

NITC no pudo ser contactado de inmediato para hacer comentarios.

Muchos tanqueros han cambiado sus nombres e incluso sus empresas operadoras después de tocar puertos venezolanos este año para evitar las sanciones de Estados Unidos, según los registros públicos de transporte marítimo y los datos de Eikon.

Una flotilla iraní integrada por el Fortune, el Faxon y el Forest también están cruzando el Océano Atlántico en su camino a Venezuela, según los datos de Eikon, transportando gasolina para ayudar a aliviar una aguda escasez que mantiene a miles de venezolanos en largas filas frente a las estaciones de servicio esperando cargar combustible.

Los tres tanqueros, junto a otros dos, entregaron gasolina y otros combustibles a PDVSA entre mayo y junio, mientras que la nación sudamericana envió recientemente un buque con una carga de alúmina al puerto iraní de Bandar Abbas.

Fuente: América Economía

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