Hidrocarburos en Latinoamérica

BBC • Venezuela: qué hay detrás del aumento de la producción petrolera tras años de fuertes caídas

La producción de petróleo de Venezuela se recupera poco a poco.

A la espera de que la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) confirme la tendencia en su próximo informe, los expertos indican que noviembre habrá supuesto el tercer mes consecutivo de aumento.

La agencia de noticias Reuters informó que en noviembre la producción subió un 20% respecto al mes anterior, lo que algunos analistas describen ya como un "notable cambio de tendencia" respecto a los últimos años, en los que descendió la producción y se deterioró la capacidad operativa de Petróleos de Venezuela (PDVSA), la compañía petrolera estatal.

La producción y exportación de crudo ha sido tradicionalmente el motor de la economía del país y una de las principales fuentes de financiación del Estado, y en los últimos años había caído a mínimos históricos.

El incremento de la producción de crudo se produce a pesar del impacto de la grave crisis económica que atraviesa el país y de las sanciones impuestas por Estados Unidos.

Resulta muy difícil determinar con exactitud cuánto petróleo produce Venezuela.

Francisco Monaldi, experto en política energética del Baker Institute, advierte de que últimamente "hay muchas divergencias en las cifras" que publican las diferentes consultoras y organismos.

"El gobierno venezolano está en el juego de ocultar cuáles son sus verdaderas cifras de producción", señala.

El Ministerio de Comunicación de Venezuela no respondió a una solicitud de información sobre la producción petrolera en el país.

El termómetro al que se recurre con más frecuencia es el informe mensual de la OPEP, que recoge tanto los datos facilitados por el gobierno, como una media de lo que aportan fuentes secundarias que utilizan distintos métodos, incluido el análisis de imágenes por satélite de las rutas seguidas por los buques que transportan el crudo.

Los cálculos del gobierno suelen situarse por encima de los de otros observadores.

Basándose en las fuentes secundarias, el informe de la OPEP fijó en 644.000 barriles diarios la producción en septiembre, cifra que en octubre habría subido hasta los 687.000 barriles diarios. Según PDVSA, esa cifra fue en realidad mayor, llegando a los 761.000 barriles en octubre. De acuerdo con Reuters, en noviembre se habría producido una subida aún mayor, superando los 920.000.

Luis Oliveros, economista experto en la industria petrolera venezolana, le dijo a BBC Mundo que "la producción total de PDVSA debe rondar ahora el millón de barriles diarios, porque hay una parte que no se computa en lo que se comunica a la OPEP".

Cuánto producía antes Sea la que sea la realidad, la tendencia alcista supone una novedad después de años de caída sostenida.

De acuerdo con la mayoría de expertos la falta de mantenimiento y de inversiones, y la fuga de personal cualificado contribuyeron a que la estratégica PDVSA fuera perdiendo capacidad productiva.

En sus mejores tiempos, Venezuela llegó a producir cerca de 2,5 millones de barriles diarios, muy lejos de los números actuales, pese a su reciente mejoría.

Cómo impactaron las sanciones de Estados Unidos

El desplome se agravó el pasado enero con las sanciones impuestas por el gobierno de Donald Trump contra PDVSA en el marco de sus esfuerzos por provocar la salida del presidente Nicolás Maduro del poder.

El pasado mes de agosto las sanciones se ampliaron, de modo que cualquier compañía que hiciera negocios con la estatal venezolana podía ser castigada.

"Esto hizo que muchos de los compradores habituales más importantes en mercados de tanto peso como China e India dejaran de adquirir crudo venezolano", explica Monaldi.

Qué papel juega China en la industria del petróleo de Venezuela (y cómo puede cambiar por las sanciones de EE.UU.) EE.UU. sanciona a decenas de cargueros que transportan petróleo de Venezuela a Cuba La Compañía Nacional de Petróleo de China (CNPC, por sus siglas en inglés) y la india Reliance fueron algunos de los clientes preferentes que prefirieron no exponerse a ser sancionados por Estados Unidos y dejaron de comprarle a PDVSA.

"Hubo buques tanqueros que se encontraron con que no podían descargar el crudo que transportaban o eran rechazados en el puerto de destino", narra Monaldi.

Según Oliveros, "los problemas en el transporte hicieron que fuera acumulándose mucho inventario" y no se pudiera dar salida a la producción.

"En realidad, las sanciones no hicieron difícil producir, sino exportar", concluye Monaldi.

A qué se debe la mejora en la producción petrolera

Oliveros afirma que "PDVSA ha encontrado ahora quien transporte y venda su petróleo".

Por su parte Monaldi señala que "no hay información pública al respecto, pero todo parece indicar que ha habido una relajación en la aplicación de las sanciones".

Por alguna razón, en China, India y otros lugares se vuelve a importar petróleo venezolano pese a que las sanciones estadounidenses se mantienen.

Según fuentes conocedoras del sector, los pedidos de gigantes internacionales de la energía como la mencionada Reliance, que ha vuelto a hacer tratos con PDVSA, o la española Repsol han ayudado a despejar los almacenes de PDVSA y abrir la vía a más extracciones.

El marco jurídico que ampara esa reanudación de las transacciones no está claro. La Oficina de Control de Activos Extranjeros del Departamento del Tesoro de Estados Unidos suele anunciar exenciones generales que permiten determinadas excepciones a su régimen sancionador, pero las licencias particulares que conceden a empresas y entidades específicas no suelen hacerse públicas. Las compañías implicadas podrían estar operando bajo alguna de esas licencias.

En cualquier caso, la reactivación de los negocios de PDVSA coincide con un aparente cambio de enfoque en el gobierno de Donald Trump respecto a la cuestión venezolana. Después de reconocer en enero al líder opositor Juan Guaidó como presidente interino del país y advertir reiteradamente de que "todas las opciones están sobre la mesa" para derribar a Maduro, la frecuencia e intensidad de las declaraciones desde Washington se han reducido notablemente en los últimos meses.

Un actor clave para entender lo que está pasando es Rosneft, la petrolera estatal de Rusia.

"PDVSA ha encontrado la manera de vender su crudo a través de Rosneft en Asia", indica Oliveros.

¿Por qué entonces Estados Unidos no actúa contra Rosneft?

"Rosneft es el segundo productor mundial de petróleo y a Estados Unidos no le interesa desestabilizar el mercado, menos en un momento en que ya pesan las sanciones contra Irán, así que los rusos están apostando a que pueden seguir actuando sin ser castigados", aporta Monaldi.

"En realidad, esta es una partida geopolítica que va mucho más allá de Venezuela", afirma el especialista.

Qué ocurrirá ahora Monaldi descarta un levantamiento de las sanciones estadounidenses a corto plazo.

Así que el papel futuro de Rosneft será determinante para saber si el incipiente repunte de la producción se consolida en los próximos meses.

"Hasta ahora Rosneft ha estado utilizando los beneficios de la venta del petróleo de PDVSA para reducir lo que le debe la compañía venezolana, pero hay indicios de que esa deuda se está amortizando rápidamente. La duda es qué harán cuando haya desaparecido completamente".

No está claro que Rosneft vaya a seguir interesada en la comercialización del crudo venezolano y quiera mantener su decisivo papel actual.

Por otra parte, la autonomía de PDVSA para operar sus propios campos y distribuir su stock es algo que también cuestionan muchos informes. Monaldi no duda en calificar de "desastrosa" la situación de la compañía.

En este contexto, fuentes del sector que pidieron hablar desde el anonimato apuestan a que el gobierno de Nicolás Maduro acabará por impulsar un cambio en la Ley de Hidrocarburos que permita que las compañías extranjeras que colaboran con PDVSA en el marco de las denominadas empresas mixtas puedan explotar directamente los campos.

Esto permitiría que empresas como la estadounidense Chevron, que se mantiene en Venezuela gracias a una exención especial en las sanciones que se renueva trimestralmente, pudieran intensificar su papel en los yacimientos petrolíferos venezolanos y contribuir a aumentar su producción.

Un cambio así supondría romper con la política energética estatista que la Revolución Bolivariana ha mantenido en Venezuela desde los tiempos del fallecido presidente Hugo Chávez, pero iría en la línea de mayor liberalización que parece seguir recientemente el gobierno, que en los últimos meses ha suavizado o dejado sin efecto muchos de los controles a los que durante años se vio sujeta la economía, como el control de precios o de cambios.

Fuente: https://www.bbc.com/mundo/noticias-america-latina-50820042

América Economía • Brasil casi triplicará la producción líquida de gas natural en la próxima década

Brasil prácticamente triplicará su producción líquida de gas natural en la próxima década y pasará de los actuales 59 millones de metros cúbicos (m3) diarios a los 147 millones de m3 por día, según informó el gobierno.

La Empresa de Pesquisa Energética (EPE), que pertenece al Ministerio de Minas y Energía, divulgó que la producción en la zona del presal, en aguas profundas del océano Atlántico, y en el postsal, en el noreste del país, aumentará y pasarán a producir 71 de los 147 millones de metros cúbicos de gas líquido natural diarios.

La EPE aseguró que para alcanzar este nivel, será necesario que Brasil amplíe su infraestructura, porque la producción superará el volumen que las actuales rutas para extraer el gas en el presal pueden soportar. La red para transporte hasta los potenciales puntos de demanda también requerirá inversiones.

"Vemos la necesidad de infraestructura adicional para la extracción. Estamos hablando de llegar en 2030 en la área del presal con 71 millones de m3 por día, lo que equivale a casi 30 millones a más de la necesidad de extracción", comentó en un evento en Río de Janeiro el director de Estudios de Petróleo, Gas y Biocombustible de la EPA, José Mauro Coelho.

Según él, las actuales rutas que están en operación o en construcción totalizan una capacidad de 44 millones de metros cúbicos, volumen que deberá ser alcanzado por la producción brasileña en 2026.

La EPE estima que, hasta 2030, Brasil podrá convertirse en uno de los cinco mayores productores de petróleo del mundo, gracias a la producción en la zona del presal. Igualmente, el país también aumentará su producción de gas natural.

En 2018, Brasil fue el 32º país con más reservas probadas del mundo de gas natural, con 368.900 millones de metros cúbicos. La región del sureste responde por el 79% de estas reservas, siendo el 62,5% de ellas en el litoral del estado de Río de Janeiro.

La EPE recomendó que Brasil necesita estudiar formas para reducir el coste del transporte del gas natural, que sale en el país un 40% más caro que el importado de Bolivia y más caro que el de Alemania, Reino Unido o Estados Unidos.

Actualmente, el 70% de gas natural que consume Brasil es nacional y el resto es importado, principalmente de Bolivia.

Fuente: https://www.americaeconomia.com/negocios-industrias/brasil-casi-triplicara-la-produccion-liquida-de-gas-natural-en-la-proxima-decada

El Deber • Petrobras trunca la venta de fábricas a Acron por inseguridad energética

La empresa Petrobras anunció el cierre de las negociaciones para la venta de dos fábricas de fertilizantes al productor mundial ruso Acron. Las compañías no dijeron por qué, pero, de acuerdo con el diario brasileño Folha de S. Paulo, la inestabilidad política en Bolivia hacía que el negocio fuera inviable.

Bolivia sería el proveedor de gas natural a Acron. Según las fuentes, a pesar de los acuerdos previos con el anterior Gobierno (MAS), los rusos no pudieron firmar un contrato para suministrar firmemente el energético. El gas es una materia prima para la producción de fertilizantes nitrogenados.

Petrobras estaba negociando con Acron dos unidades: Araucária Nitrogenados, que operaba en Paraná, y Nitrogen Fertilizer Factory 3, un proyecto de Mato Grosso do Sul creado en gobiernos petistas y con obras paralizadas desde 2015.

En octubre, el Gobierno boliviano anunció un acuerdo con Acron para vender 2,2 millones de metros cúbicos de gas por día (MMm3/d) a partir de 2021, en un contrato que le otorgaría al país al menos $us 20 millones, más una participación del 12% en la planta de Tres Lagunas en el Estado de Mato Grosso Do Sul de Brasil.

Ese mismo mes, el entonces presidente Evo Morales y Acron anunciaron un acuerdo para establecer una empresa conjunta para vender urea boliviana, uno de los fertilizantes nitrogenados, al mercado brasileño.

Petrobras y Acron llegaron a un acuerdo para transferir las fábricas en agosto. Sin embargo, en un comunicado, la petrolera estatal brasileña informó de que “las negociaciones en curso con el Grupo Acron se cerraron, sin finalizar el acuerdo”. La compañía dijo; sin embargo, que sigue interesada en trabajar en este segmento.

La fábrica Tres Lagunas se ha paralizado desde 2015, cuando Petrobras rompió un contrato con el consorcio de construcción, formado por la china Sinopec y la empresa constructora Galvão Engenharia.

Mercados de exportación

El viernes, el ministro de Hidrocarburos, Víctor Hugo Zamora, habló sobre las reservas de gas actuales, indicando que los 8,95 trillones de pies cúbicos (TCF) son suficientes para sostener los negocios con Brasil y Argentina. “Las reservas de gas son otro punto oscuro que se identificó en el ministerio. Con la información actual, clara y verídica que se tiene en este momento, Bolivia podrá hacer negocios certeros de exportación de hidrocarburos”, señaló Zamora.

Mirada técnica

Para el analista en energías, Francesco Zaratti, la ruptura de negociaciones entre Acron y Petrobras, sobre la compraventa de dos plantas de fertilizantes tiene diferentes causas. La principal, el costo de transferencia vis a vis del precio internacional de la urea que está en los mínimos históricos ($us 230/TM) y que hace inviable el negocio para el gigante ruso en las actuales condiciones de mercado de Brasil.

Bolivia interviene en el negocio como posible proveedor de 2,2 MMm3/d a partir de 2021. Sin embargo, hay dudas sobre la capacidad de Bolivia de atender todos los requerimientos del mercado de gas de Brasil, debido a la inminente firma de un nuevo acuerdo, los compromisos con distribuidores privados de los estados fronterizos y las limitadas reservas de gas.

A eso, Zaratti dijo que se suma la incertidumbre en torno a la real capacidad de producción y comercialización de la planta de urea ubicada en Bulo Bulo (complementaria a las plantas de Acron), que a la fecha resultó un sonoro fiasco por razones logísticas, administrativas y técnicas.

Esa incertidumbre se extiende al régimen de propiedad de la planta que el futuro Gobierno deberá definir; la alternativa está entre cerrarla (perder inversión y empleos) o volverla una sociedad mixta bajo gestión privada. En este último caso, Acron sería una opción.

Fuente: https://www.eldeber.com.bo/158380_petrobras-trunca-la-venta-de-fabricas-a-acron-por-inseguridad-energetica

Mongabay • Ecuador: polémica por bloques petroleros en la Amazonía y nueva demanda contra el Estado

Si hay un tema que causa polémica en Ecuador es el de las actividades extractivas en territorios indígenas altamente biodiversos. Desde 2018, el Estado ecuatoriano ha perdido varios casos en los tribunales debido a falencias en la realización de la consulta previa, libre e informada en territorios amazónicos.

A finales del año pasado, los indígenas cofán de Sinangoe demostraron que la minería avanzaba en sus tierras, en la provincia de Sucumbíos, y que nunca fueron consultados. Este año, los indígenas waorani de la provincia de Pastaza demostraron que no fueron consultados sobre actividades de exploración y explotación petrolera en el bloque 22, lo que afectaría el medio ambiente y su territorio. Y hace apenas dos meses, los indígenas kichwa de Santa Clara lograron que la justicia ecuatoriana frenara la construcción de una hidroeléctrica sobre el río Piatúa; en el caso no solo se demostró violación a la consulta previa sino que quedó en evidencia una red de corrupción dentro de la rama judicial, que con sobornos pretendía invalidar las peticiones de los indígenas.

Hoy un nuevo proyecto extractivo está en el ojo de la tormenta en la Amazonía ecuatoriana. Si bien el gobierno aceptó la renuncia de una empresa a explotar petróleo en el bloque 79, ubicado en la provincia de Pastaza, las críticas apuntan a que el Estado no se pronunció sobre otro proyecto de exploración y explotación que tiene la misma compañía en el bloque 83, donde se mueven indígenas en aislamiento voluntario del país.

A esto se suma que el gobierno ecuatoriano tiene una deuda pendiente en la misma zona. Los indígenas kichwa de Sarayaku, situados también en la provincia de Pastaza, presentaron, el pasado 13 de noviembre, una demanda contra el Estado en la Corte Constitucional por no cumplir con lo que ordenó la Corte Interamericana de Derechos Humanos en 2012 —cuando una empresa petrolera ingresó a la fuerza a su territorio y dejó más de tonelada y media de explosivos enterrados en sus territorios—.

Dos bloques polémicos durante décadas

Los bloques petroleros 79 y 83 se ubican en el centro-sur de la Amazonía ecuatoriana, en la provincia de Pastaza, debajo del parque Nacional Yasuní. Se superponen con territorios de los pueblos kichwa y sapara.

Desde la década de los setenta, el gobierno determinó que en este lugar había crudo, sin embargo, la posibilidad de extraerlo se volvió más rentable entre 2010 y 2011 con la subida de los precios del petróleo. Fue en ese momento que el gobierno del presidente Rafael Correa convocó a una ronda de licitación petrolera conocida como la ronda suroriente o la ronda XI. En 2016, los bloques 79 y 83 fueron concesionados a la empresa de capital chino Andes Petroleum y esta se comprometió a desarrollar actividades de exploración y explotación.

El año pasado la compañía, sin embargo, le solicitó al gobierno ecuatoriano la aplicación de un recurso llamado fuerza mayor para los bloques 79 y 83, por existir razones externas a la capacidad operativa de la empresa que impedían desarrollar las actividades y cumplir con el contrato. Según Andes Petroleum, la oposición indígena a la actividad petrolera en los bloques hace imposible que la compañía explore y explote hidrocarburos en la zona. A principios de este mes el Estado aceptó el recurso pero solo para el bloque 79.

De inmediato, representantes de los pueblos kichwa y sapara, así como la Confederación de Nacionalidades Indígenas de la Amazonía Ecuatoriana (Confeniae) y la Confederación de Nacionalidades Indígenas del Ecuador (Conaie) exigieron que el desistimiento se aplique también para el bloque 83. En un comunicado oficial aseguraron que las organizaciones y comunidades indígenas, que son las directamente involucradas en todo el proceso de exploración y explotación petrolera de los bloques 79 y 83, no fueron notificados ni socializados.

También le exigieron al Estado “que la empresa deje inmediatamente y a perpetuidad los territorios de las nacionalidades indígenas amazónicas y se eliminen del catastro petrolero los bloques de la ronda sur oriente. Ya que toda esta ronda ha violentado nuestros derechos de autodeterminación y consulta previa libre e informada como lo dictamina la sentencia waorani vs Ecuador”.

A los líderes indígenas les llama la atención que en el documento se hable sobre fuerza mayor en los bloques 79 y 83 pero, finalmente, solo se resolvió el tema para el bloque 79, “cuando el bloque 83 está en la misma situación”.

Benito Bonilla, vocero de la Fundación Pachamama, dice que hay contradicciones en la información oficial. “Tenemos la resolución del Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables en la que se indica que se retira la licencia de explotación en el bloque 79, pero también tenemos las cartas que hace llegar el Ministerio a Andes Petroleum donde indica que se suspenden operaciones en el bloque 83. No queda claro si el gobierno decidió suspender las licencias en los dos bloques, solamente en uno o si hay un error de comunicación interna en el Ministerio y se generó la confusión”.

Mongabay Latam intentó comunicarse con el Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables pero no obtuvo respuesta. Así mismo, se contactó vía telefónica con la petrolera Andes Petroleum sin tener éxito en la llamada y envió un mensaje a través de la página web de la empresa, pero después de enviado se mostraba una alerta de fallo en el sistema.

El Ministerio del Ambiente recibió las preguntas enviadas por este medio pero hasta el momento de publicación de este artículo no se ha recibido una respuesta oficial.

Un pueblo patrimonio e indígenas en aislamiento

Lo cierto es que, hasta el momento, el cese de actividades parece referirse solo al bloque 79. Yanda Montahuano, líder del pueblo sapara, asegura que “nosotros los sapara nos hemos opuesto a todos los bloques que están dentro de nuestro territorio, sabemos que si llegan van a contaminar nuestra forma de vida como sucedió con los hermanos del norte. Hoy apenas somos 500 sapara y podríamos desaparecer muy

De acuerdo con Montahuano, la empresa decidió retirarse del bloque 79 pero el gobierno no ha dicho nada respecto al bloque 83. A los sapara les preocupa, según dice el dirigente, que el Estado no escuche la demanda de su pueblo, que sigue “en pie de lucha” para que la empresa también se retire de ese bloque.

“El Estado ha mantenido una actitud silenciosa y poco abierta al diálogo, entre otras cosas, esta ha sido también una de las razones por las cuales los indígenas de la Amazonía participaron activamente del paro nacional que se llevó a cabo hace unas semanas y que tenía una fuerte demanda del sector indígena contra las actividades extractivas”, asegura Montahuano.

La futura exploración y explotación del bloque 83 —del cual no se pronunció el gobierno ecuatoriano en su resolución— se daría en gran parte sobre territorio de la nacionalidad indígena sapara, la cual apenas tiene cerca de 580 personas en un territorio extenso y que cuenta con un idioma propio —saparo— que solo tres personas hablan con fluidez. Además, la Unesco declaró al pueblo y a su lengua como patrimonio cultural inmaterial de la humanidad.

Este ha sido uno de los argumentos de los Sapara para oponerse a las actividades extractivas. Pero no solo esto, en el bloque 83 viven y transitan indígenas en aislamiento voluntario.

“En el marco de la Declaratoria de Interés Nacional para la explotación del Yasuní, el informe del Ministerio de Justicia en el año 2013 afirmó que los indígenas en aislamiento voluntario Tagaeri Taromenane se ubicaban en tres grupos y que el grupo Chuchiyaku se encuentra dentro del bloque 83. Esto ya fue en varias ocasiones mencionado a los ministerios responsables y a la empresa sin que esta información sea tomada en cuenta”, dice el comunicado enviado por los indígenas al gobierno ecuatoriano.

A esto se suma que, en una entrevista con el programa de televisión Visión 360, el nuevo ministro del Ambiente, Raúl Ledesma, manifestó sus intenciones de conversar con los indígenas no contactados y que se encuentran en aislamiento voluntario. Dicha afirmación despertó la indignación entre los líderes indígenas, quienes la consideraron una idea absurda y hasta cuestionaron el conocimiento que el ministro tiene del tema.

De acuerdo con Benito Bonilla de la Fundación Pachamama, a lo largo de los años los relatos del pueblo sapara cuentan que en una época algunos abuelos también decidieron aislarse de la sociedad y vivir en aislamiento en la selva. Aunque oficialmente se reconoce solo a los Tagaeri y Taromenane, es probable que existan otros grupos aislados.

Siete años de incumplimientos

Miriam Cisneros, presidenta de los indígenas kichwa de Sarayaku, recuerda que el caso de su comunidad fue uno de los primeros en tener eco a nivel internacional y sirvió de ejemplo a los más recientes reclamos de los cofán, los waorani y los kichwa de Santa Clara.

El pleito de los Sarayaku se remonta al 2003, cuando el gobierno ecuatoriano permitió el ingreso de una empresa petrolera argentina al territorio kichwa. En ese momento entraron con militares y sin realizar procesos de consulta. El pueblo Sarayaku decidió demandar al Estado ante la Comisión Interamericana de Derechos Humanos, que luego trasladó el caso a la Corte Interamericana, donde finalmente los indígenas ganaron el pleito en 2012.

En la sentencia se le ordenó al gobierno retirar 1400 kilos del explosivo pentolita que la empresa había enterrado para desarrollar su proceso de sísmica y que quedaron en el territorio una vez que abandonó el lugar. Según Bonilla, hasta el momento el Ejército y la Policía solo han retirado 14 kg. Otra de las órdenes era que el gobierno adaptara los procesos de consulta previa, libre e informada para regularlos de acuerdo a los estándares internacionales. “La consulta previa sigue siendo una gran deuda del gobierno con los pueblos indígenas y por eso el Estado ha perdido numerosos casos relacionados con industrias extractivas”, dice Bonilla.

Los kichwa de Sarayaku, con una comisión de 100 personas, interpusieron una acción de incumplimiento en la Corte Constitucional el pasado 13 de noviembre, pues aseguran que durante siete años no se ha avanzado en nada de lo ordenado por la Corte Interamericana de Derechos Humanos.

“A lo largo de los años hemos enviado documentos al presidente pidiéndole reuniones, una mesa de diálogo para planificar y reuniones en territorio. No hemos tenido ninguna respuesta”, comenta Cisneros.

Por su parte, el abogado de los indígenas, Mario Melo, dice que no se ha reglamentado la consulta previa de acuerdo a los estándares fijados en la sentencia, a pesar de que la justicia ecuatoriana también lo ordenó en el caso de los indígenas waorani contra el Estado de Ecuador. Además, “no se ha hecho consulta al pueblo de Sarayaku aún cuando en 2016 se volvió a concesionar parte de su territorio en favor de una empresa de origen chino [Andes Petroleum] en el bloque 79”.

Por lo anterior, Jaime Vargas, presidente de la Conaie, es categórico al afirmar que “las comunidades están cansadas de aguantar crisis, no quieren seguir viendo más contaminación ambiental. El petróleo debe quedar guardado hasta que haya una buena planificación”.

Quizás lo que más preocupa en el caso de los kichwa de Sarayaku es el peligro al que siguen expuestos con los explosivos bajo sus suelos. “La detonación de una carga de explosivos en un territorio indígena, que depende de la caza y otros servicios de la naturaleza, es escandaloso. Por un lado ahuyenta los animales de los que subsisten y por el otro, el centro sur de la Amazonía ecuatoriana está catalogado como uno de los hotspots de biodiversidad del mundo”, afirma Benito Bonilla de Fundación Pachamama. Según dice, al estar atravesada por la línea ecuatorial y cercana a la Cordillera de los Andes, es una de las zonas amazónicas con mayor humedad y pluviosidad, con mucha biodiversidad y uno de los lugares del planeta con más endemismos.

Fuente: https://es.mongabay.com/2019/11/petroleo-en-la-amazonia-ecuatoriana-demanda-kichwas-sarayaku-y-sapara/

El Deber • Brasil estudia plan de contingencia para reemplazar el gas boliviano

Medios de Brasil publican que debido a la situación que atraviesa Bolivia, socio energético de ese país, empezaron a analizar planes de contingencia para enfrentar cualquier eventualidad que pueda interrumpir el envio de gas natural al vecino país.

Según Globo, en Brasil temen que la situación que generó la renuncia y salida de Evo Morales del Gobierno pueda afectar el cumplimiento del contrato de compra-venta de gas.

El medio brasileño hace mención a un comunicado enviado por la estatal petrolera YPFB a Petrobras y a la argentina IEASA, señalando que la crisis política que existe en Bolivia podría dificultar el cumplimiento de los volúmenes comprometidos en los contratos.

Globo indica que Petrobras tiene su propio plan de acción. Una de las opciones que se barajan es la reducción del consumo propio de gas natural en sus plataformas y no descartan la importación de gas natural licuado (GNL).

“La empresa estatal tiene planes de contingencia en todas sus unidades de riesgo, como plataformas, terminales, tuberías y refinerías. Las tres terminales, ubicadas en la Bahía de Guanabara, Río, Bahía y Ceará, tienen una capacidad de importación total de al menos 35 millones de metros cúbicos de gas natural”, señala el diario brasileño.

De igual manera, la prensa de Argentina revela una supuesta carta enviada por la petrolera IEASA, en la que explica que un grupo de personas habría tomado un campo de producción y estaciones de bombeo de la empresa, y no descartaban la invasión a otras instalaciones de producción y transporte de gas.

“YPFB al encontrarse impedida de cumplir sus obligaciones en el marco del contrato de compra y venta de gas natural, por un evento fuera de su control, invoca la liberación del cumplimiento de sus obligaciones debido a un evento de fuerza mayor/caso fortuito”, señala el texto de la carta enviada de YPFB a IEASA.

Fuente: https://www.eldeber.com.bo/156576_brasil-estudia-plan-de-contingencia-para-reemplazar-el-gas-boliviano

América Economía • Brasil se prepara para histórica licitación petrolera, que debe situar al país entre los cinco mayores productores

Brasil realiza este miércoles la esperada licitación sobre la cesión onerosa de petróleo, que representará una millonaria recaudación para los cofres públicos y que puede acelerar el desarrollo del potencial petrolero del país sudamericano.

Se trata de la mayor subasta para la exploración y explotación de petróleo y gas realizada en el mundo en términos de recaudación por los bonos por la firma de contrato (el valor que las empresas pagan por el derecho de exploración).

Las previsiones del gobierno son recaudar 106.500 millones de reales (US$26.640 millones) con la oferta de cuatro áreas de petróleo en la zona del presal, en aguas profundas del océano Atlántico, en la llamada cuenca de Santos, en el litoral sureste de Brasil.

El gobierno brasileño prevé que con la licitación de petróleo y gas, Brasil doble en la próxima década su producción de hidrocarburos y pase a ser uno de los cinco mayores productores del mundo.

Según la estatal Agencia Nacional del Petróleo, Gas y Biocombustibles (ANP), en las cuatro áreas a ser licitadas hay unas reservas estimadas entre 6.000 y 15.000 millones de barriles de petróleo, casi lo que representa, por ejemplo, casi el doble de las reservas actuales que tiene Noruega (7.700 millones de barriles). Se espera que la producción en la zona sea de 1,2 millones de barriles diarios.

La licitación debe servir para impulsar nuevamente el sector petrolero brasileño, tras cinco años en los que, afectado por el gran caso de corrupción alrededor de la estatal Petrobras y de la crisis económica vivida por el país, quedó estancado y apenas este año volvió a crecer.

En agosto, la producción de petróleo en Brasil alcanzó los 2.989 millones de barriles diarios, récord en el país. Con la licitación de este miércoles, la ANP calcula que hasta 2030 Brasil pueda pasar a producir 7,5 millones de barriles diarios, más del doble de la actual, con el número de plataformas petroleras operando saltando de 106 a 170.

Para las exportaciones, la ANP calcula que pasarán de 1,2 millones de barriles diarios actuales a entre 4 y 5 millones de barriles diarios hasta el 2030.

Actualmente, Brasil es el 10º mayor productor de petróleo del mundo, pero de cumplirse las previsiones con la licitación de este miércoles, pasará en una década a ser uno de los cinco mayores productores del mundo.

"La industria del petróleo en Brasil está saliendo de la mayor crisis de su historia para una situación en la que Brasil será dentro de 10 años uno de los cinco mayores productores de petróleo del mundo", afirmó a la prensa el director de la ANP, Décio Oddone.

Para tener una idea de la histórica recaudación prevista en la licitación de este miércoles, sería casi 7 veces más todo el dinero recaudado por el gobierno brasileño en 2019 con las 33 concesiones y privatizaciones realizadas este año, que suman 15.700 millones de reales (US$3.925 millones).

También es el triple de toda la recaudación con licitaciones petroleras desde 2017 (36.800 millones de reales o US$9.200 millones) y es cerca de una cuarta parte del valor de mercado que tiene la estatal Petrobras (411.000 millones de reales o US$102.750 millones), la mayor empresa del país.

El dinero que el gobierno brasileño prevé ingresar es un 40% superior a toda la recaudación de los últimos cuatro años con licitaciones de petróleo, privatizaciones y concesiones de todo tipo de infraestructura (puertos, aeropuertos, carreteras, vías de tren) realizadas en Brasil en los últimos cuatro años (62.100 millones de reales o US$15.525 millones).

La zona de la cesión onerosa que será ofertada tiene unos 2.800 kilómetros cuadrados en el litoral sureste de Brasil entre 175 y 375 kilómetros al sur de la ciudad de Río de Janeiro.

Fuente: https://www.americaeconomia.com/negocios-industrias/brasil-se-prepara-para-historica-licitacion-petrolera-que-debe-situar-el-pais

El Diario • Mercado del gas en la región más dinámico y competitivo

El mercado del gas en la región se vuelve más competitivo y dinámico con inversiones extranjeras y cambios en las políticas energéticas de los países más grandes del cono sur, mientras tanto Bolivia no avanzó en nuevos descubrimientos de pozos petroleros, según análisis de expertos en el tema y medios internacionales.

"Desde que se vio que no habría nuevas reservas y producción adicional de gas para este año, cuando termina el contrato de venta de gas al Brasil, se indicó que los tiempos difíciles estaban llegando", señala en su artículo de opinión Carlos Miranda, ingeniero y experto en hidrocarburos, denominado los tiempos difíciles han empeorado.

En el foro organizado por la Fundación Jubileo, el pasado mes de noviembre, desafío de los hidrocarburos en Bolivia, expertos de la talla de Hugo del Granado, Francesco Zaratti, Raúl Velásquez, mostraron un panorama negativo del sector debido a la falta de una política clara de las autoridades de gobierno.

“De los 17 pozos que se han perforado, 10 han sido concluidos y siete están en plena perforación. Lamentablemente, el resultado de los pozos concluidos ha sido negativo en la búsqueda de campos nuevos", señala en su artículo.

Miranda describe en su artículo que todos los pozos han sido perforados en el área tradicional, en el subandino centro y sur. Ninguno de éstos ha sido realizado en algún punto del área no tradicional del país.

“Estos pozos han sido perforados utilizando equipos a contrato de alta potencia de 3.000 o más caballos de fuerza. En la labor realizada se han utilizado 130 meses de equipo, a un costo promedio de 60.000 dólares por día de equipo, llegando a la suma total de 234 millones de dólares”, describe el experto.

COSTO BAJA

Mientras tanto, los costos de exploración y perforación de pozos petroleros a nivel internacional van para abajo, tal como lo refleja el medio digital eleconomista.es, al indicar que la revolución del fracking convierte al ‘petróleo barato’ en un peligro para la economía de EEUU.

“La revolución en la producción de crudo en EEUU ha cambiado la relación entre los precios del petróleo y el crecimiento del país”, señala la nota.

Recuerda que históricamente, tanto EEUU como Europa han acogido con los brazos abiertos una caída del precio del petróleo. Por el contrario, las subidas del crudo eran recibidas como un severo golpe al bolsillo de los hogares que podía dañar su consumo y la economía.

En Europa sigue dominando este axioma, pero en EEUU ha ido mutando poco a poco en los últimos años a medida que aumentaba la producción de crudo doméstica y el sector del petróleo ganaba peso en la economía.

Es más, en la actualidad se puede decir que esa hipótesis se ha revertido. Hoy, unos precios del petróleo bajos pueden hacer más mal que bien a la mayor economía del mundo, sostiene la nota.

EEUU es el mayor productor de petróleo del mundo con un bombeo diario que roza los 12 millones de barriles de crudo, de los cuales 8,5 millones de barriles son de shale oil o petróleo de esquisto.

Ese tipo de crudo extraído de formaciones rocosas (principalmente pizarra) a través de la técnica del fracking (fracturación hidráulica) ha revolucionado la industria del crudo en EEUU, que cada vez está un poco más cerca de lograr la ‘independencia petrolera’. Las importaciones netas de crudo aún rondan los 2,5 millones de barriles diarios (mbd), porque a pesar de ser el mayor productor del mundo, el consumo interno todavía supera a la producción en EEUU.

Mientras tanto, Vaca Muerta en Argentina va por el mismo camino de Estados Unidos al explotar shale gas, con la empresa española Repsol, cuya compañía ya anunció una inversión de 10.000 millones de dólares.

Argentina abrió su mercado a la inversión privada, y busca reducir dependencia de las importaciones y apunta a la exportación de gas a través del LNG.

BOLIVIA

Entre tanto, Bolivia todavía no ingresó al shale gas, y mantiene la explotación tradicional con costos en algunos casos altos, y con pocos resultados, tal como lo muestra Miranda al explicar que esa inversión realizada en los 17 pozos, YPFB erogó 95,4 millones de dólares y las empresas contratistas el saldo. “Sumas de dinero impresionantemente altas, que han sido erogadas en un corto tiempo y solamente en el área tradicional", señala.

Ante ese panorama, el experto señala que las cifras del sector hidrocarburos nos llevan a la temida conclusión de que incluso buscando campos debajo de la falla de Mandiyuti las oportunidades en el área tradicional se han agotado.

Fuente: https://www.eldiario.net/movil/?n=2&a=2019&m=11&d=02

IBCE • YPFB y la empresa Rusa Acron acuerdan venta de gas y urea en Brasil

La empresa rusa Acron y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), suscribieron un acuerdo de venta de gas natural y la conformación de una sociedad para la comercialización de Urea en Brasil.

El acuerdo contempla la venta de 2.2 millones de metros cúbicos día (MMmcd) de gas natural boliviano a la empresa Acron a partir del año 2021, por un plazo de 20 años. El acuerdo también especifíca la creación de una empresa conjunta para la comercialización de urea de las plantas de Bulo Bulo (Bolivia) y Tres Lagunas (Brasil).

Acron, considerada como una de las empresas de fertilizantes más importantes del mundo, comprará la Planta UFN III ubicada en Tres Lagunas en el Estado de Mato Grosso Do Sul en Brasil. Adicionalmente, YPFB participará en la Planta UFN-III.

La firma del convenio contó con la participación del presidente Evo Morales Ayma que calificó como un paso importante en la internacionalización, diversificación y comercialización de YPFB.

Además estuvieron presentes el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, el presidente de YPFB, Óscar Barriga Arteaga y el vicepresidente de Acron, Vladimir Kantor.

Fuente: https://ibce.org.bo/principales-noticias-bolivia/noticias-nacionales-detalle.php?id=104769&idPeriodico=9&fecha=2019-10-16

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