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Fecha: 06.01.2012
Fuente: El Mercurio
Sólo un 25% de nueva capacidad eléctrica proyectada hasta 2015 entraría en operación
Una gran cantidad de las iniciativas que se estimaba operarían antes de ese año fueron canceladas o retrasadas por oposición ambiental o extensión en su tramitación.
Sólo un 25% de la nueva capacidad eléctrica térmica a carbón e hidráulica que hace unos cuatro años se estimaba que podría entrar en operaciones entre el 2009 y el 2015 estaría realmente en condiciones de inyectar energía al SIC en dicho lapso.
De acuerdo con un catastro elaborado sobre la base de información disponible en el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental, el plan de obras de la CNE y de la industria eléctrica, los proyectos térmicos a carbón, como hídricos que podrían partir antes del término de la señalada fecha sumarían 3.237 MW de capacidad, versus los 12.698 MW que se proyectaba entre los años 2006 y 2007.
En el caso de las iniciativas carboníferas, se estimaba que en el lapso señalado podrían haber entrado en operaciones unos 9.435 MW. Pero en la práctica sólo 2.205 MW están en condiciones de hacerlo, cifra que corresponde a un 23% de lo planificado. Dicha capacidad considera unidades que inyectarán 1.505 MW, que corresponden a centrales terminadas o en construcción, como es el caso de Bocamina II, de Endesa; Santa María I de Colbún; o Campiche de AES Gener (esta última operaría desde el primer semestre de 2013), entre otras. A estas iniciativas se suman proyectos de generadoras que están en condiciones de iniciar construcción y de entrar en operaciones antes del 2015. En este último estado figuraría una parte de Castilla, proyecto de la firma de capitales brasileños MPX, ubicado en Atacama. En este caso particular, una primera unidad de 350 MW -el complejo eléctrico completo sumaría más de dos mil MW- podría estar lista hacia fines de 2015. Aunque su ejecución en ese lapso está sujeta a que la construcción de dicha unidad se inicie durante 2012 (el levantamiento de una central de este tipo demora entre 36 y 40 meses), y a la firma de contratos de suministro.
Por su parte, los 7.230 MW restantes a base de carbón que no alcanzarían a entrar al sistema antes de 2015 corresponden a proyectos cancelados o atrasados por oposición ambiental, social y política, resoluciones de calificación ambiental negativas o bien a tramitaciones que se han extendido, incrementando la incertidumbre sobre la realización de las iniciativas. Otros proyectos quedaron fuera de plazo por judicialización.
En el ámbito hidroeléctrico, en tanto, sólo un 32% de un total de 3.263 MW proyectados estarán en condiciones de operar. Entre las centrales que no alcanzarán a ingresar figuran Alto Maipo, de Gener en la Región Metropolitana, Neltume y Los Cóndores de Endesa -el primero podría entrar en 2016 si se aprueba ambientalmente este año y se comienza a construir también en 2012-, y central Ñuble, de CGE. Esta última podría comenzar a generar desde el segundo semestre de 2016.
Desistimiento Barrancones, proyecto de GDF Suez por 540 MW, corresponde a una de las iniciativas que no se realizarán. Esto, luego que el Presidente solicitara a la franco-belga que no construyera la central por razones ambientales.
Producción de energía Los costos de producir energía con carbón son intermedios, entre el agua -que es la fuente de generación más barata- y el diésel, que figura como el combustible de mayor precio en este momento.
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: Tns Latam
Central San Clemente es certificada ambientalmente por el Protocolo de Kyoto
San Clemente es la cuarta central de Colbún en recibir esta certificación, las cuales en conjunto generan una reducción de emisiones estimada en más de 450 mil toneladas de CO2 al año.
Tras dos años de tramitación, la central hidroeléctrica de pasada San Clemente de Colbún S.A., ubicada en la Región del Maule, ha sido certificada bajo los estándares medioambientales establecidos por el Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) del Protocolo de Kyoto.
Este instrumento medioambiental gestionado por las Naciones Unidas certifica el compromiso de las empresas por desarrollar iniciativas de reducción de gases de efecto invernadero (GEI), permitiéndoles emitir bonos de carbono que podrán ser transados con otras empresas en países industrializados alrededor del mundo.
Con 5,5 MW de capacidad instalada, y una generación de energía equivalente al consumo de 14.500 hogares chilenos, San Clemente entró en operación a fines del año 2010, bajo el marco de la Ley 20.257 de fomento a las Energías Renovables No Convencionales. Gracias al aprovechamiento sustentable de las aguas del embalse Colbún en la Región del Maule, la operación de esta central permite una reducción de emisiones por aproximadamente 17 mil toneladas de CO2 al año, cifra equivalente a retirar de las calles a más de 4 mil automóviles.
Cabe destacar que ésta es la cuarta central que la empresa registra bajo estos estándares. A ella se suman las centrales Chacabuquito y Hornitos, en la Región de Valparaíso, y la central Quilleco, en la Región del Biobío, las que en conjunto generan una reducción de emisiones estimada en más de 450 mil toneladas de CO2 al año.
Para Enrique Donoso, Gerente de la División Generación de Colbún, "este es un importante logro para nuestra empresa y para el país, ya que nos permite seguir avanzando en materias tan relevantes a nivel mundial como son la sustentabilidad y la mitigación del cambio climático. En esta línea, esperamos que al 2020 Colbún haya duplicado su capacidad actual de generación de reducción de emisiones de GEI, mediante el desarrollo de distintas iniciativas de generación de energía renovable".
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: El Mercurio
Generación hidroeléctrica alcanzó menor nivel de últimos ocho años y costos marginales se dispararon
Las menores lluvias de 2011, junto con la obligación de reservas hídricas que establece el decreto preventivo de racionamiento aplicado por el Gobierno, explican la baja.
Históricamente, la matriz del Sistema Interconectado Central (SIC) ha estado dominada por energía proveniente de la hidroelectricidad.
Sin embargo, en 2011 la generación eléctrica a base de centrales hídricas sólo representó el 44% de lo que se inyectó en el SIC, de acuerdo con los datos de Electroconsultores.
Es más, dicho porcentaje es el más bajo de los últimos ocho años, lapso en que, a excepción de 2010, la generación a base de agua siempre superó el 50% de la matriz del sistema.
Según el director ejecutivo de Electroconsultores, Francisco Aguirre, esta menor participación de centrales de embalses y pasada tiene directa relación con el año seco que vivió el país durante 2011.
"Hay poca agua. La hidrología en 2011 fue muy mala. Los deshielos fueron malos y las lluvias también. Por lo tanto, estamos en una condición técnicamente llamada seca para el año completo", afirma el experto.
Aguirre agrega que la situación de este año también arrastra las menores lluvias del 2010. En ese entonces, la generación hidroeléctrica representó el 49% del total del sistema que abastece a más del 90% de la población del país.
El segundo factor que provocó que el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC-SIC) no pudiera solicitar la entrega de energía al sistema a las centrales hídricas en mayor proporción, fue el decreto preventivo de racionamiento que aplicó el Gobierno a partir de febrero pasado, y que se extiende hasta abril de 2012.
Esto, explica el director ejecutivo de Electroconsultores, porque la medida impuesta por el Ejecutivo obliga a las centrales de embalses a reservar agua por unos 500 GWh -cantidad que alcanza para unos diez días de operación-, disminuyendo el número de unidades de este tipo que inyectan energía al SIC.
"Si se miran los gráficos del despacho de carga respecto de los embalses, se puede ver, por ejemplo, el de Rapel, que está lleno gracias al decreto preventivo de racionamiento. En otras condiciones, ese embalse estaría mucho más bajo", afirma Aguirre.
Costos marginales La menor hidrología no sólo provocó una baja presencia de centrales hidroeléctricas en el SIC el año pasado. Según los datos de la consultora, durante 2011 los costos marginales -valores que pagan las generadoras por comprar energía en el mercado spot - alcanzaron un promedio de US$ 182,3 por MWh.
La cifra representa un incremento de 35% respecto del precio que pagaron las compañías por esta energía durante 2010, año que también fue seco.
Si se compara la misma cifra con 2009, cuando la generación hídrica constituyó el 59% de la matriz del SIC, el incremento de los marginales fue de 74%.
"El aumento responde a una conjunción de cosas que apuntan hacia el mismo lado. Por una parte, la condición seca obliga a la entrada de una mayor cantidad de centrales térmicas que, en el caso del diésel, es la forma de producción más cara del sistema. Por otra parte, el atraso de algunas centrales en su puesta en operación genera que la oferta sea menor que la demanda, provocando una distorsión", afirma el experto.
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: La Tercera
HidroAysén realizará licitación internacional para su tendido
Este proceso se activaría recién en unos 12 ó 24 meses más, cuando el proyecto obtenga el permiso ambiental correspondiente.
A través de una licitación internacional, HidroAysén tiene previsto definir a la empresa que construirá el tendido de alta tensión de su proyecto eléctrico, que comprende cinco centrales en la XI Región.
Fuentes ligadas a la compañía explicaron que este proceso se activará recién en unos 12 ó 24 meses más, cuando el proyecto obtenga el permiso ambiental correspondiente. De hecho, recién a fines del primer trimestre, HidroAysén tiene previsto presentar el estudio de impacto ambiental para que sea sometido a evaluación por parte de las autoridades.
No obstante, hasta ahora existen varias compañías extranjeras que se han acercado a HidroAysén para mostrar su interés en construir el tendido eléctrico, que en un principio abarcaría una extensión de casi 2.000 kilómetros, considerando que transportará la energía desde la XI Región a Santiago.
Las fuentes indicaron que HidroAysén ha sostenido conversaciones con la estatal china State Grid y también con un grupo colombiano y otro español. Dado este interés preliminar, estiman que cuando abran el proceso, la licitación congregará a muchos participantes. Actualmente, HidroAysén ha avanzado en cotizaciones con proveedores respecto de los materiales que usará en el tendido, principalmente aluminio.
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: Diario Financiero
Hidroaysén afina estudio de impacto ambiental
Buscará entregar un informe más completo para minimizar las observaciones.
Aunque el plazo original era marzo, Hidroaysén planea tomarse algunos meses más para la entrega de su estudio de impacto ambiental (EIA) para la línea de transmisión que deberá levantar para su proyecto hidroeléctrico.
Al interior de la compañía cuentan que esperan presentar el EIA durante el primer semestre de este año, tomándose un plazo mayor para llegar con un estudio de una calidad técnica más profunda, dicen en la firma de propiedad de Endesa (51%) y Colbún (49%). Esto, cuentan en Hidroaysén les permitirá presentar un estudio que, esperan, tenga un proceso de tramitación más rápido, al ser más claro y contundente.
Entre las cosas que la firma está trabajando está la socialización del proyecto de la línea con las comunidades afectadas, considerando el parecer de las mismas, y otros temas como hacer que las torres generen el menor impacto visual posible.
Otra de las definiciones que está tomando la compañía es qué parte del trazado presentará ante la autoridad ambiental, si la línea completa o sólo una parte. Fuentes de la compañía cuentan que lo más probable es que se presente sólo el tramo que se dio a conocer a comienzos de enero. La idea sería esperar la carretera pública que el gobierno pretende anunciar como parte de su estrategia energética, para ver las sinergias que pudieran producirse entre ambos proyectos.
Otro punto que Hidroaysén está trabajando es el trazado que seguirá la línea en zonas más complejas. Según la firma, lo más probable es que se escoja el trazado alternativo, para acoger las peticiones de las comunidades afectadas.
Respecto de la oferta formal que la china State Grid habría presentado para levantar la línea de tranmisión de 1.912 km, más los 180 km aprobados para las centrales, en la compañía reconocen el interés de la asiática, sin embargo, dice que es la misma posición que han tenido otras compañías como la española Abengoa o la colombiana ISA.
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: El Mercurio
Copec analiza desarrollar proyecto propio en terreno de Las Salinas
La firma ligada al grupo Angelini estudia construir directamente iniciativa inmobiliaria o en asociación con constructoras.
Copec, firma ligada al grupo Angelini, está evaluando desarrollar de forma particular o en sociedad con alguna constructora un proyecto inmobiliario en el terreno de 17,2 hectáreas en el sector de Las Salinas, en la ciudad de Viña del Mar.
Esto, luego que la compañía quedara como única propietaria de dicho paño, después de que el directorio de la firma resolviera ayer ejercer la opción de compra que disponía sobre un sitio de 2,5 hectáreas de propiedad de Petrobras en el marco de la licitación que esa empresa realizó a fines de 2011.
Para quedar con el control de ese terreno, Copec también adquirió previamente otros sitios a Exxon Mobil y a Shell, petroleras que junto con la firma de los Angelini tenían hasta la década pasada operaciones en ese lugar de Viña del Mar.
En el proceso de licitación que puso en marcha Petrobras participaron empresas como Desco, Aconcagua y el empresario Abraham Senerman, según señalaron conocedores de la competencia. Las mismas fuentes indicaron que esta fase estuvo a cargo de Right Way Real Estate, firma especializada en los rubros financiero e inmobiliario.
Las ofertas más altas realizadas por dichas inmobiliarias estuvieron entre 15 y 20 UF por metro cuadrado.
La opción preferente de compra de Copec tenía su origen en los comienzos de la década del 2000, cuando las petroleras definieron las fórmulas de ventas del terreno. En este proceso de licitación de Petrobras, Copec debía igualar la mayor oferta realizada por quienes participaron en la subasta.
Por ello, se estima que Copec habría desembolsado unos US$22 millones por las 2,5 hectáreas.
Según empresas que participaron en la subasta y cercanos al proceso, Copec no descarta hacer de forma propia el proyecto inmobiliario en Las Salinas o en sociedad con alguna constructora, siempre quedándose con una participación mayoritaria.
A través de un comunicado, la empresa señaló que el próximo paso será la elaboración de un master plan que establezca los parámetros y condiciones para un desarrollo armónico de la propiedad y que le permita proyectarse "como un ícono de Viña del Mar para los próximos años". El modelo de gestión para el desarrollo considera la participación y opinión de autoridades del municipio y también de agentes inmobiliarios.
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: El Mercurio
Bencinas suben $11 en promedio , y se acercan a la barrera de los $800 por litro
Enap señaló que durante el período de referencia, en el mercado de la Costa del Golfo aumentaron los precios de los combustibles derivados del petróleo.
Por cuarta semana consecutiva, los automovilistas tendrán un despertar un poco más amargo. Según informó ayer la Empresa Nacional del Petróleo (Enap), a partir de hoy, la gasolina subirá $11 en promedio.
La bencina de 93 octanos que la estatal vende a los distribuidores avanzará $11,1 a $719,5 y la de más alto octanaje lo hará en $10,7 a $752,2. Así, según cálculos de Economía y Negocios , sobre la base de datos de la CNE, los valores por litro de bencina para los consumidores serán: $745,04 para la de 93 octanos; $763,64 para la de 95, y $782,24 para la de 97.
Enap señaló que durante el período de referencia, en el mercado de la Costa del Golfo aumentaron los precios de los combustibles derivados del petróleo. Entre los factores que inciden se cuentan los sangrientos atentados en Nigeria e Irak y la tensión entre Irán y potencias occidentales.
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: El Pinguino
Ratifican que tarifa del gas no subirá en Magallanes durante 2012
La medida fue impulsada diputado independiente Miodrag Marinovic, que solicitó por acuerdo de la comisión que se renueve el contrato de abastecimiento al terminar el año 2011, ante la preocupación de los habitantes que le subieran el gas a un año de la crisis que paralizó la Región de Magallanes.
Este miércoles en la Comisión de Minería y Energía de la Cámara Baja, el ministro de Energía Rodrigo Alvarez, ratificó que no subirá el precio del gas durante el año 2012 y mientras se esté discutiendo el proyecto del gas.
La medida fue impulsada diputado independiente Miodrag Marinovic, que solicitó por acuerdo de la comisión que se renueve el contrato de abastecimiento al terminar el año 2011, ante la preocupación de los habitantes que le subieran el gas a un año de la crisis que paralizó la Región de Magallanes.
"A petición de lo que había recibido esta Comisión en su visita a Magallanes, vamos a hacer un proyecto de ley más pausado, buscando un proyecto de ley con los diputados de la zona y de esa forma dar una respuesta a una iniciativa que requiere Magallanes y por supuesto la Empresa Nacional del Petróleo", señaló el ministro Alvarez.
En esa misma línea, el secretario de Estado recalcó que se solicitó una discusión mucho más amplia y se encuentra garantizada como lo dijo ante la comunidad magallánica en su visita hace algunos días.
"Es una decisión que se encuentra tomada por parte de la empresa, que todo este año esta garantizada la situación, pero la búsqueda de tener un proyecto de ley que dé garantías a mucho más largo plazo, y cómo le dicho a los magallánicos: 'no va a subir el precio del gas en Magallanes mientras estemos en esta discusión del proyecto de ley", enfatizó y argumentó que ya se encuentra firmado el documento donde se garantiza que no subirá el precio del gas en la zona.
Por su parte, el diputado Marinovic agradeció a los miembros de la Comisión de Minería y Energía que asistieron a sesionar en la ciudad de Punta Arenas para sensibilizar con las implicancias del tema del gas en la región que generaron las voluntades necesarias para acoger el llamado de los habitantes de Magallanes en torno al tema del gas.
En relación al proyecto, resaltó la complejidad que este tiene para los habitantes de la región y que por ahora no está dando respuesta a los requerimientos que está solicitando la comunidad magallánica.
"A mi me alegra que el gobierno y el ministro, hayan acogido que nosotros en la comisión le hiciéramos la semana pasada en términos de renovar el contrato de ENAP a Gasco al menos por un plazo prudente y en las mismas condiciones de precio", expresó el parlamentario.
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: Tns Latam
Encuentro de Construcción y Energía analizará la realidad nacional y los desafíos para este año
Entre los principales temas a tratar se encuentra el diseño y la construcción de edificios de alto rendimiento energético y medioambiental, eficiencia y ahorro de energía por el control automatizado de fachadas, entre otros.
El próximo jueves 12 de enero, entre las 8:30 y las 18:30 horas, se realizará en el Hotel Intercontinental el 3er Encuentro Nacional de Construcción y Energía: Edificación Sustentable, organizado por Profactory y certificado por Procapacitación.
Entre los principales temas a tratar están el panorama nacional e internacional de la construcción sustentable, las políticas públicas y los desafíos en esta materia, la importancia de los materiales y su contribución a una edificación, el diseño y la construcción de edificios de alto rendimiento energético y medioambiental para Latinoamérica, eficiencia y ahorro de energía por el control automatizado de fachadas, entre otros.
En la oportunidad, se intercambiarán conocimientos y experiencias a través de diversos expositores, entre los que destacan José Ignacio Gana Gerente Técnico de Chile Green Building Council; Rolf Sielfeld, socio de Energy ARQ; Javier Soza, Coordinador Técnico de Bercia; Cristián Alcota, Técnico Especialista de 3M; Renato Ramírez Jefe de Marketing de Gerdau Aza; Ana Valdebenito, Arquitecto de Hebel; Milenko Stambuk, Business Manager de Hunter Douglas; Javiera Salazar, Jefa de Unidad LEED® de IDIEM; Enrique Hepner, Jefe de Área Técnica y Desarrollo de Volcán; entre otros.
El encuentro está dirigido a profesionales de departamentos de estudios de empresas constructoras e inmobiliarias, organismos públicos, empresas particulares, arquitectos, diseñadores, ingenieros, constructores civiles, inspectores técnicos, personal de obras, y de control de calidad.
Inscripciones e informaciones en: myriam@procapacitacion.cl o a los teléfonos (56 2) 335 1688 o (56 9)6918 9704.
Programa de charlas e inscripciones online, a través del siguiente link: http://www.profactory.cl/mailing/2011/construccionEnergias/
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: Diario Financiero
Ramas de la CPC avanzan en estudios para afrontar debate de perfeccionamiento tributario
Apuntan a que el énfasis esté centrado en la inversión y que los cambios estimulen el crecimiento del país. La idea es avanzar en enero en la mayor cantidad de propuestas.
Los gremios asociados a la Confederación de la Producción y del Comercio (CPC) se cuadraron con la petición que realizó el presidente de la multigremial, Lorenzo Constans, de avanzar en estudios que permitan afrontar la discusión que se viene por el perfeccionamiento tributario.
"Le pedimos a los presidentes de rama que elaboren estudios para poder plantearlos dentro de la discusión (tributaria)", dijo Constans el martes, a la salida del comité de la CPC que trató el tema.
La idea, tal como explicó el líder empresarial, es que al interior de la Comisión económica de la CPC se moldeen las bases del documento con que la multigremial definirá su postura sobre los cambios tributarios que anunciará el Ejecutivo durante el primer semestre. La idea de los gremios es entrar "con argumentos sólidos" al debate y que efectivamente se trate de un perfeccionamiento impositivo con énfasis en la inversión y no una reforma sustancial a la estructura tributaria.
La comisión económica de la CPC está integrada por los especialistas de cada rama y es presidida por Ricardo Matte, de la Asociación de Bancos e Instituciones Financieras (ABIF). Entre quienes participan de esta instancia destacan Javier Hurtado de la CCHC; Isabel Nazer de la ABIF; Ema Budinich y Juan Pablo Matte de la SNA; Javier Vega de la Sofofa y Álvaro Merino de la Sonami.
Los primeros avances
En esa línea, el secretario general de la Sociedad Nacional de Agricultura (SNA), Juan Pablo Matte, explica que esta solicitud va en línea con el trabajo de las últimas semanas. "Hace más de un mes hemos empezado a hacer un análisis del sistema tributario actual y a buscar, de ser necesario, algún perfeccionamiento de ese tipo. Vamos a aportar con nuestro análisis, el que ya veníamos haciendo, para dar una mirada desde nuestro punto de vista, lo más técnico posible". El departamento de estudios de la SNA está realizando algunos análisis para definir algunas propuestas, agregó.
Matte detalló que primero se hizo una propuesta a los presidentes de rama para que sean ellos quienes expongan los análisis y la presenten a la multigremial. "En la CPC funciona un comité económico donde concurren representantes de todas las ramas, instancia donde se puede discutir, más en lo técnico, cada propuesta que las ramas lleven", afirmó.
Respecto de los plazos que se barajan para finalizar los estudios, Matte, declaró que no existe un plazo definido ni normado, pero que "sería prudente y razonable que se pueda avanzar lo más posible dentro de enero para avanzar de manera concreta".
Las implicancias
En la Cámara Nacional de Comercio (CNC) reconocen que el análisis es algo permanente, "tanto por el trabajo de la comisión de expertos, así como por las consultas y planteamientos que recibimos de nuestros asociados".
En los análisis conviven temas de comercio nacional e internacional y de turismo, "pero también de los sectores donde existen algunos tratamientos especiales".
"Hay que considerar el análisis y evaluación de las distintas propuestas e ideas que se han puesto en el debate y, en ello, nos importa profundizar el análisis en las consecuencias e incidencia que los cambios o modificaciones tributarias puedan tener en el crecimiento de la economía", advierten en la CNC.
En este sentido, agregaron, debe existir una preocupación por cautelar los bases para el desarrollo como la competitividad, el apoyo expreso de las medidas para el impulso al emprendimiento y a las empresas de menor tamaño.
Finalmente, la CNC apuntó que se debe buscar "que los cambios que se puedan introducir al sistema tributario terminen siendo una palanca de estímulo virtuoso a la inversión y el emprendimiento".
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: La Tercera
CPC y CUT afinan fórmula automática para proteger empleo ante crisis
En el acuerdo laboral que elaboran, fijan un mecanismo que se active ante alza de la desocupación.
En la recta final a un acuerdo global se encuentran la Confederación de la Producción y del Comercio (CPC) y la Central Unitaria de Trabajadores (CUT). Representantes de ambos sectores se reunirán hoy a redactar el documento en que plasmarán las medidas laborales que consensuaron tras cuatro meses de negociaciones.
Si bien los dirigentes de ambas partes evitan hablar de acuerdo hasta la firma del texto, destacan las coincidencias en varios temas. Uno de ellos es establecer un mecanismo para proteger el empleo que se ejecute de manera automática en momentos de crisis.
"Las medidas en las que estamos trabajando se gatillan cuando la tasa de desempleo en una región esté sobre el promedio de los últimos cuatro años, más un porcentaje que sería 1%", detalló el presidente de la CUT, Arturo Martínez.
Fuentes de la CPC reconocieron que esta es una de las alternativas que estudian.
El plan integraría medidas similares a las acordadas para la crisis de 2008. Entre éstas, la capacitación como alternativa al despido y la flexibilización de jornadas laborales.
Respecto de la duración que tendría la aplicación del plan, Martínez aclara que aún no se define, pero que sería hasta que "haya pasado la amenaza".
De ser visado por el gobierno -y el Parlamento en las materias que requieren ley- el paquete se establecería como herramienta permanente para proteger el empleo ante shocks en el mercado laboral.
Martínez agrega que la idea es no imponer el programa a las empresas, sino que plantearlo como instrumento al cual empleadores y trabajadores pueden acudir si así lo acuerdan.
Empleos de emergencia Según Martínez, las propuestas buscan que el mecanismo que se estipule integre también los programas de empleo de emergencia existentes. Entre ellos, el programa de contingencia contra el desempleo, establecido en la Ley de Responsabilidad Fiscal.
Actualmente, la ley establece fondos anuales para financiar iniciativas o programas intensivos en el uso de mano de obra, bonificaciones a la generación de empleos y de todas las medidas que se definan para paliar contingencias de alzas bruscas del desempleo nacional, regional, provincial o comunal.
El programa se aplica cuando la tasa nacional de desempleo trimestral calculada por el INE exceda el promedio de los cinco años anteriores o cuando la tasa de desempleo nacional trimestral nacional sea igual o superior al 10%.
"Se deben revisar todos los programas que hay de empleo de emergencia, para que se puedan cohesionar en una fórmula que opere para todos en forma conjunta", dice Martínez.
Otros acuerdos que contemplaría el texto que se redactará desde hoy abordarían materias de sindicalización, negociación colectiva, multi RUT y capacitaciones.
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: EI
2012 será el año de la Política Energética
El trabajo realizado durante seis meses por los 14 miembros que conformaron la Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico, mejor conocida como CADE, derivó en un texto que puede ser considerado como un nuevo "Libro Blanco" que sirva como guía para re-encauzar el rumbo del país en materia energética. Este trabajo de la Comisión, que dicho sea de paso originó no sólo propuestas concretas en materia energética sino que también propició complementariamente la creación de una Comisión Ciudadano Parlamentaria, que también desarrolló un trabajo con miras al desarrollo del sector, es un eslabón importante de la cadena de modernización del sector energético nacional que tanto las autoridades como el sector privado tienen pensado para el corto, mediano y largo plazo.
Recientemente, el Presidente de la República manifestó que 2012 es un año clave para la instalación de una nueva Política Energética. Y en ese contexto, enero es el punto de partida.
Lo primero que hará el Gobierno es sacar conclusiones, tras un exhaustivo análisis de los textos presentados oficialmente a las autoridades, para presentar los principales puntos de trabajo en torno a los grandes cambios que hay que introducir al sistema. Entre ellos están los cambios normativos más relevantes que permitan realizar algunas modificaciones profundas a la actual legislación, con miras a sentar un mercado eléctrico más ad hoc a estos tiempos.
Teniendo un marco jurídico reformulado, el Gobierno se abocará a la tarea de acotar un plan estratégico en energía de largo plazo, al menos 20 años. Esto permitirá que tanto los actores que actualmente interactúan en el mercado chileno de la energía, y aquellos que muestren interés por ingresar, tanto capitales nacionales como extranjeros, conozcan los lineamientos generales de un sistema que se piensa con reglas aún más claras en un periodo de tiempo importante y necesario para lograr madurar cualquier inversión. Y no sólo eso, el trabajo del Gobierno estará enfocado también a fortalecer la institucionalidad energética y aumentar la competencia.
Entre las propuestas que aparecen en los respectivos textos de la CADE y de la Comisión Ciudadano Parlamentaria, si bien son documentos muy diferentes en su fondo y forma, uno más involucrado con reformas técnicas y más cercanas al actual sistema, el otro con propuestas más inmediatas a la energía sustentable, el potencial de las energías alternativas y la eficiencia energética, de todas formas tienen algunos puntos en común. Una de ellas es la transformación de los Centro de Despacho Económico de Carga (del SIC y del SING) en entes completamente independientes, medida que ha sido bien evaluada en el sector y sobre la que existe consenso en el sentido de que no sería complejo materializarla en un plazo breve. Para ello se debe presentar una reforma legal, la que podría tener una tramitación rápida.
Para el Gobierno es indispensable también avanzar durante este año en otros tres temas: la carretera eléctrica, los cambios en las licitaciones de suministro y las reformas a la Ley 20.257 de Fomento de las ERNC. Para el primer desafío, primero hay que estar ciertos de lo que se entiende por carretera eléctrica. El Gobierno ha manifestado que se trata de una solución que permita que los distintos proyectos que hoy no cuentan con la facilidad de conectarse sí lo puedan realizar a través de este proyecto público. En el caso de los cambios al sistema de licitaciones de suministro, la idea es asegurar –tanto al suministrador, pasando por el comercializador y al cliente– un buen precio (el Gobierno ha reconocido que en Chile se paga una electricidad extremadamente cara) y energía segura durante un periodo de tiempo. Para ello también se habla de reformular las tarifas en Distribución. En ese contexto, se analiza los tiempos y periodos, así como la tarificación. Y finalmente, las reformas a la ley de energías renovables, que permitan que esta normativa sea un efectivo incentivo a colocar un mayor volumen de potencia instalada a base de renovables y no que coloque ciertos frenos. En definitiva, que sea efectivamente de fomento a las ERNC.
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: EI
Tareas y desafíos para el sector energéticos en 2012
Niveles de precios altos, un impulso al desarrollo de las ERNC y una creciente demanda por más generación y transmisión que impulse su desarrollo se esperan para este nuevo ejercicio.
Un año marcado por los altos precios de la energía, la falta de agua y sobre todo por la discusión en torno al futuro de la industria: si tenemos política energética, si es necesario un cambio en la regulación y respecto a cómo se convence e involucra a la sociedad en relación a la necesidad de hacer crecer la matriz y la transmisión eléctrica. 2011 fue el ejercicio de la reflexión y de la discusión en torno al sector energético. Esto, porque las empresas de la electricidad y combustibles en Chile, así como la autoridad y los futuros gobiernos, enfrentarán desafíos como nunca antes vistos en el pasado, como son, que la energía se convierta en uno de los pilares en los que se sustente el desarrollo económico de la nación, y ser la actividad que permita el impulso del boom minero en el país para los próximos años; todo esto cuidando el medio ambiente, necesidad que se tensiona con la de la contar con muchos más MW y líneas de transmisión de las que están en operación y en construcción actualmente.
¿Cómo se avisora 2011 en materia energética? Si bien no se puede predecir el futuro, hay aspectos y tendencias que ya se pueden analizar. Uno de los temas de 2010, y del que hay expectativas para este año, es el de la política energética. El gobierno dio una señal al formar la Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico (CADE), que motivó la creación de la Comisión Ciudadana Técnico Parlamentaria, ambas instancias que entregaron sus propuestas para el desarrollo del sector energético, y cuyas conclusiones fueron recibidas por el presidente Sebastián Piñera. El Primer Mandatario, además, mandató a Rodrigo Álvarez quien señaló hace algunos días que 2012 sería el año de la Política Energética.
Con estos antecedentes en mano, el Gobierno ha anunciado que enunciará los caminos para encausar institucionalmente el desarrollo del sector. ¿Se logrará esto? ¿Por dónde se partirá? Para Ramón Galaz, gerente general de Valgesta Consultores, hay temas de corto plazo que podrían ser abordados por la autoridad, como el manejo de la escasez de suministro energético, sin dejar de lado temas que se irán concretando durante la década, como la futura composición y diversificación de la matriz energética. Otro tema que ha estado en la agenda es el futuro del sistema de transmisión, como lo destaca el consultor: "desconozco cuál va a ser el planteamiento específico del Gobierno, sin embargo, en lo que existe cierto consenso para que se pueda impulsar políticas públicas es el tema de la carretera eléctrica, que apunta a solucionar temas de transmisión, pero también de acceso y en la promoción de la competencia, porque abre el acceso a más actores para que puedan utilizar el sistema. El otro tema es el de la interconexión del SIC con el SING, pero me da la sensación de que ambas iniciativas requieren tiempo, ya que necesitan marcos regulatorios específicos".
Una visión similar tiene Orlando Castillo, gerente general de la Corporación de Desarrollo Tecnológico de Bienes de Capital , quien diagnostica que la conexión del SIC con el SING debiera materializarse no el corto plazo, pero sí en el mediano: " (la conexión del SIC con el SING) tiene un efecto en los contratos que se negocian en cada uno de los sistemas, que es un tema a resolver; también hay temas técnicos del punto de vista de las pérdidas de eficiencia y también hay un tema político que tiene que ver con el deseo de la autoridad y de muchos de los actores de que se mejore la eficiencia global del sistema al interconectarlo, desde el punto de vista de los respaldos. Todo indica que esto debiera ocurrir no en el mediano plazo, pero sí de aquí a cinco años".
Otro aspecto que se espera sea abordado por el Ministerio de Energía y por el Presidente Piñera es la redefinición en las políticas que buscarán impulsar el desarrollo de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) en Chile y una eventual reforma a la Ley 20.257. Como explica Galaz, "ha habido iniciativas para modificar la Ley 20.257, con un proyecto de ley con distintas indicaciones que se han incorporado. Creo que algo va a pasar ahí. ¿Qué temas específicos? Me da la sensación que el guarismo del porcentaje que establece la ley se está analizando, y de hecho tanto las propuestas de la Comisión Técnico Parlamentaria como las del CADE hacen recomendaciones de modificar el porcentaje". Otros aspectos en el desarrollo de las ERNC que podrían ser abordados es la generación de nuevas instancias para mejorar el acceso a la comercialización de estas energías, minimizando las barreras de entrada por esta vía. Aún así, se observa que ha habido un impulso en los desarrollos de las ERNC, con construcción de parques eólicos, muchas centrales de pasada, calderas que funcionan con biomasa y proyectos solares. Como explica Castillo, "hay mayor disposición de algunos actores para favorecer proyectos ERNC. De hecho, Collahuasi está licitando un proyecto ERNC completo y Gaby también anunció que había aprobado el desarrollo de otro proyecto ERNC. Hay tres elementos: un tema es el participar dentro de la normativa como está definida hoy en día; segundo, es tomar los beneficios que tienen las ERNC (menor impacto ambiental), y el tercero es el apoyar un proceso que es mucho mejor visto por la sociedad. Hay beneficios del punto de vista de estar más sintonizados con una opinión social que cada vez es más favorable a las ERNC. Ahora, estamos hablando de volúmenes que todavía no modifican nuestra estructura de matriz". Otra ventaja de los proyectos ERNC, es que están impulsando la entrada de nuevos actores a los que se conocen actualmente en el área de la generación, tema que para el gerente general de la CBC es destacable: "los inversionistas son relativamente parecidos, no hemos percibido un cambio muy drástico, pero hemos detectado que a las centrales hidroeléctricas de pasada está llegando otro tipo de inversionistas. Esto porque son proyectos menos resistidos y porque cumplen con la normativa ERNC".
Un aspecto muy relevante para el sector y para el país es cómo evolucionarán los precios de la electricidad este año, sobre lo que no se espera novedades favorables, al menos con los datos actuales. Sin ir más lejos, el subsecretario de Energía Sergio del Campo ya señaló el mes pasado, al menos para el SIC, que "el tema de precios se ve bastante alto. Nosotros coincidimos con los consultores que cifran entre US$180 MWh y US$200 MWh los costos marginales, dada las proyecciones de una hidrología seca". Para Galaz, son cuatro las variables principales que impactan en los costos marginales de la electricidad, como son la hidrología, el precio en el exterior de los combustibles, la evolución de la demanda interna por energía y el nivel de inversiones en el parque generador. En relación a la demanda, se espere que no varíe de manera importante, al menos en el corto plazo, por lo que hay que analizar qué podría pasar con los otros tres elementos que influyen en el costo de la electricidad. "Con el precio de los combustibles se podría esperar que en el corto plazo los precios (de la electricidad) se mantengan en niveles similares a los que hay hoy en día, o sea, precios altos. No se prevé que vayan a bajar en el corto plazo, no antes de dos años. Esto es difícil de predecir, pero si uno toma los precios forward a 12 meses es lo que uno se puede encontrar". En relación al parque generador, el ejecutivo de Valgesta señala que "ha ido aumentando su oferta de manera relevante en 2010 y 2011, sin embargo hay centrales que debieron haber entrado en operación y se han ido atrasando, lo que produce incertidumbre y presiona al alza los precios. Son plantas a carbón como Santa María y Bocamina II".
En relación a las inversiones en el sector, Castillo observa que el volumen proyectado en inversiones ha ido fluctuando en los últimos trimestres. "En un momento estábamos con inversiones proyectadas cerca de los US$25.000 millones (para el próximo quinquenio), y llegamos a una baja en el trimestre pasado cercana a los US$18.000 millones y ahora volvemos, en la última actualización, a cerca de US$20.000 millones. ¿Qué significa eso? Que hay un grupo de proyectos que ha estado entrando y saliendo de la proyección. Aquí ha habido fundamentalmente dificultades en poder definir claramente cuáles son los cronogramas de los proyectos termoeléctricos y está también el impacto del proyecto de HydroAysén", grafica. En la visión de este analista, a los proyectos los está afectando lo que él llama las "licencias sociales", que es el anhelo de la sociedad en su conjunto en tener un rol mayor en la aprobación de los proyectos de generación y transmisión, más allá de los procesos formales que están contenidos en el sistema de evaluación ambiental. "Ahora, por qué existiendo este ambiente en el último trimestre pasamos de US$18.000 a US$20.000 millones? Porque claramente la demanda existe y eso presiona para que la oferta vaya creciendo. Los procesos van a ser más complejos, más difíciles, pero van a estar gatillados por la existencia de la demanda", enfatiza Castillo.
Otro aspecto muy preocupante y en las que no hay novedades positivas es en relación a la disponibilidad de agua para la generación. Aún cuando el año calendario no coincide con el año hidrológico, por lo que es difícil predecir certeramente el comportamiento del recurso hídrico para producción de electricidad, los datos al día de hoy no son alentadores. Como grafica Galaz, "a esta altura del año todavía es muy difícil predecir cómo se va a comportar el año hidrológico, y sólo vamos a tener mayor certidumbre cuando nos acerquemos al mes de marzo o finales de febrero, donde los estudios son bastante más precisos en lo que es predicción meteorológica. Pero adicionalmente está el nivel de los embalses, que sigue bajo, por lo que vamos a partir 2012 con niveles inferiores a los normales.
Además, el historial que hemos tenido en los primeros meses de deshielo nos está demostrando que había menos reserva en las altas cumbres que las que se proyectaban, lo que también tiene un impacto negativo en lo que va a ser la oferta a futuro".
Así, se estima que el decreto de racionamiento energético se prolongará. En un escenario difícil como el que se presenta cabe preguntarse qué pasara con las políticas de Eficiencia Energética. Para Galaz, las señales que ha dado la autoridad no han sido claras en esa dirección, abogando que hay espacios parar generar mecanismos que incentiven este tipo de iniciativas: "lo que tiene que ver con ofertas de ahorro de suministro son elementos muy atractivos para ser utilizados. Recordemos que esto ya está contenido en la ley, sin embargo la implementación no ha sido la más adecuada. El mecanismo de incentivos tiene un precio asociado que miraba un guarismo, pero en la práctica el cliente final no lo entiende, o es poco atractivo para hacer el esfuerzo en el ahorro. Independiente de eso, hay un espacio donde se podrían hacer cosas importantes, como todo lo que tiene que ver con las certificaciones, en las que se puede ser un poco más agresivo", concluye.
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: EI
"Yo diría que hacia 2020 o 2021 tendremos ya una Sudamérica mucho más integrada"
* El alto personero del organismo internacional visitó nuestro país en el marco de la 46 Reunión Anual de Altos Ejecutivos de la Cier. En entrevista con Revista ELECTRICIDAD, el alto personero reveló los esfuerzos que se están desplegando en materias como interconexión regional, eficiencia energética, energías renovables y electrificación en zonas complejas del continente.
Santiago de Chile fue la sede de la 46° Reunión de Altos Ejecutivos de la Comisión de Integración Energética Regional (Cier), donde expertos, representantes de los comités de cada país, analizan los escenarios que se presentan en materia eléctrica en Latinoamérica, los problemas y el futuro de temas tan relevantes como la integración energética a nivel continental. A esta reunión asistió el ministro de Energía de Chile Rodrigo Álvarez, el presidente de la Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico (Cade) del Ministerio de Energía, Juan Antonio Guzmán, además de representantes de los gobiernos Latinoamericanos y organismo internacionales como la Cepal, Olade y Arpel, quienes fueron testigos, además, del desarrollo del V Foro Latinoamericano de Seguridad Energética, Crecimiento Sostenible e Integración Regional convocado por el comité de Cier en Chile (Chicier), y que congregó a autoridades de gobierno, empresas productoras, de transmisión, distribuidoras y vinculadas al sector energético.
En este escenario y liderando las distintas actividades se encontró Pablo Cob, presidente de Cier. De nacionalidad costarricense, país que es ejemplo de una integración regional por ser miembro del Siepac, Cob planteó a Revista ELECTRICIDAD las materias en las que el organismo que dirige considera importante avanzar con miras a los próximos años, pero planteando a la interconexión regional como el anhelo más desafiante.
- La integración regional vendría a ser una especie de anhelo para el continente. - Latinoamérica requiere grandes inversiones para asegurar el suministro eléctrico, para poder promover esos intercambios entre países. Hay estudios recientes, como el del BID, donde se señaló que la región necesitaba US$20.000 millones al año para atender el crecimiento que se le venía midiendo en forma promedio, estamos hablando de un crecimiento de un 5% aproximadamente, para lograrlo estamos hablando de inversiones en el sector de generación del orden de US$11.000 millones; en transmisión, líneas y redes que se necesitan para interconectar no sólo dentro de los países sino que entre los países, de US$3.000 millones; y lo que es más importante, cómo le llevamos electricidad a los clientes, a las distintas comunidades y sectores, sobre todo aquellos que todavía no tienen electricidad, y ahí una inversión de US$6.000 millones.
En cuanto a interconexiones, hay dos barreras importantes que debemos romper en este momento, con las que debemos luchar, porque van apareciendo y si no se atacan se hacen grandes y complicadas y cuesta más vencerlas. La primera es la barrera geopolítica, ahí tenemos países con mercados monopólicos y estatales, tenemos otros con mercados más abiertos, otros muy liberalizados y otros mixtos, entonces cómo accionar y lograr las interconexiones dentro de esas condiciones geopolíticas.
- También están las barreras jurídicas y de infraestructura. - En cuanto a la infraestructura, eso es muy sencillo. Pero sí hay problemas en la parte jurídica o regulatoria. Está la experiencia de Costa Rica, en este momento estamos impulsando el proyecto Siepac y ahí lo especial de la iniciativa y de esa interconexión de seis países es que vamos a tener una sola regulación para los seis países, a pesar de que cada uno de esos seis países tiene su propia regulación; pero va a haber un mercado por encima de esos seis, un séptimo mercado, digámoslo así, que se va a regir por reglas regionales que ya fueron aprobados antes en los seis países. Las asambleas legislativas ya estuvieron de acuerdo en suscribir un tratado marco que establece primero crear un ente regulador para esos seis países, que se llama Crie, esa parte jurídica se puede decir ya está vencida. Acabamos de aprobar también un segundo protocolo a ese tratado, que era también el más complicado, porque establecía las reglas, cuando esos intercambios de energía que queremos que se den no se cumplan o transgredan conforme a las reglas. Entonces qué castigo o penalizaciones, en ese segundo protocolo están establecidas. Creo que hemos logrado ya tener listo el marco jurídico para que Siepac opere, de hecho, ya tenemos operando ciertos tramos, pero la línea entra a operar plenamente en abril de 2012, con esas reglas desde Guatemala hasta Panamá, incluyendo a México que ya está unido con Guatemala y está de acuerdo en adecuarse a esas reglas para entrar en ese mercado. Y se está promoviendo una línea entre Colombia y Panamá para hacer una interconexión interregional.
- Efectivamente el Siepac ha sido objeto de estudio, sin embargo, en Sudamérica todavía no se ha sido capaz de ponerse de acuerdo en las reglas y en lo jurídico. - Precisamente la segunda barrera es la confianza, o la desconfianza. Pero es lógico y para ninguna sociedad en nuestros países es aceptable que un bien tan importante como la energía eléctrica nos preocupemos de abastecer primero a otro país y dejemos a nuestros consumidores sin ellas, es natural y muy humano y lógico que cada país piense primero en abastecer sus necesidades locales y lo que les sobre lo vende o lo intercambia con los demás países. Por ejemplo, está el caso de Brasil y Paraguay, con Itaipú.
- Efectivamente en el continente existen conexiones binacionales y hasta trinacionales, pero el tema es cómo lograr una interconexión a nivel regional. ¿Cómo lo ven en Cier? - Ese es un sueño que queremos concretar y yo diría que sí podemos ir hablando de fechas, que es avanzar mucho. En Centroamérica y en el norte ya tenemos más o menos definidas fechas y el mercado, e incluso ahora estamos en una segunda etapa del proyecto Siepac para concebir proyectos que sean regionales, que si se desarrollan proyectos en Costa Rica, o en Nicaragua, o en Guatemala, se sabe que es para meterlo en la red y para que adquieran la energía los países que la necesitan en un mercado spot que propicia el tratado de acuerdo con las reglas. Hay una barrera importante, porque cuando el proyecto cae en Costa Rica, los costarricenses van a cuestionar el cómo se va a hacer un proyecto que le garantice la energía a Nicaragua o Honduras y no a Costa Rica; cuando es regional, la idea es que le garantice a todos, ese es el concepto.
La interconexión entre Panamá y Colombia es compleja porque tenemos problemas sociales y ambientales serios; y económicos si se ejecuta en forma submarina, muy costosa y complicada. Pero la línea de transmisión normal y corriente, tiene problemas ambientales importantes. Lo primordial es que se respecten todos los protocolos, cuando se interviene una zona indígena no es que sea intocable, sí que se respeten los derechos y las condiciones que tienen, y que si cae un proyecto eléctrico en la zona, que también traiga beneficios, progreso y bienestar para la población. Ese es uno de los temas que hemos tocado en la 46 Reunión de Consejeros del Cier: cómo llevar adelante las inversiones en proyectos para garantizar el suministro eléctrico, poder propiciar esas interconexiones que todos queremos que se den, pero también cómo hacerlo con tecnologías limpias, con energías renovables, tecnologías – ojalá – propias de cada país, con el respeto absoluto por el medio ambiente y de los aspectos sociales.
- Más allá de las intenciones, ¿cómo ven en Cier los avances para que todo lo anteriormente descrito se materialice? - En Cier acabamos de terminar un sexto estudio sobre interconexiones eléctricas latinoamericanas, que puede ser el estudio más grande que haya hecho Cier. Este puede convertirse en el documento que nos ayude a todos los países a lograr ese sueño que todos queremos: de una América unida eléctricamente. Se hicieron simulaciones eléctricas con todos los países de Latinoamérica, incluido México, estamos hablando que se incluyeron 700 platas hidroeléctricas, más de 1.800 plantas simuladas de energías renovables, como la eólica, la biomasa, geotérmicas, y eso representa un área de más de 400 millones de metros cuadrados. Con todos estos insumos se hicieron las simulaciones, es un estudio ("Latinoamérica Conectada") que está por publicarse y es un documento que está propiciado por varios organismos como Olade, la CAF, y Cier a sido el eje conductor.
- Al realizar ese estudio, país por país, ¿con qué se encontraron? - Que hay un montón de oportunidades de interconexión y ventajas comparativas y competitivas, que debemos propiciar interconexiones efectivas entre los distintos países y nodos de generación que debe existir en cada uno de nuestras naciones, para llevarles progreso y bienestar a la sociedad, que es lo que en definitiva debe inspirarnos a todos cuando nos metemos en estas cosas del sector.
- ¿Falta reunirse más en torno a esta figura? - Precisamente nos hemos reunido con el presidente de UTE, de Uruguay, con el presidente de ANDE, de Paraguay, con el Viceministerio de Perú, el de Argentina, la Secretaría de Energía de Chile, hablando de todas las bondades que nos presentan la oportunidad de propiciar las interconexiones como una forma, primero, de las inversiones que vamos a hacer para nuestros países, para asegurar el suministro eléctrico; pero luego la gran ventaja que representa invertir en transmisión para unir nuestras redes y tener respaldo, porque también hay momentos que a un país le sobre energía y a otro le falte, esas cosas tenemos que aprovecharlas. Lo hemos visto en la región, nosotros antes que existiera el Siepac estábamos interconectados, con mucha limitación porque podíamos traspasar sólo 50 MW entre los países, pero representó una gran oportunidad y una gran ventaja para muchos países, incluso para Costa Rica, que es el que más capacidad tiene, en determinados momentos, como por ejemplo cuando hubo sequía o cuando hubo menos viento. Cuando esas acciones se hacen con confianza, yo creo que las interconexiones tienen la efectividad y cumplen la meta que todos queremos.
- En estas reuniones, ¿ha visto voluntad cierta para romper estas barreras? - Hemos visto un Foro donde han llegado representantes de Ecuador, de Chile, de Centroamérica, del EOR, con el proyecto Siepac, el negociador entre Panamá y Colombia… es más, van a hacer algo interesantísimo Panamá y Colombia: van a hacer una subasta en línea, virtual, para ver cómo logran también llevar financiamiento y seguridad en la compra de energía para completar esa interconexión. Vimos una presentación conjunta entre Uruguay y Brasil, para interconectarse, Uruguay en estos momentos está instalando (tiene un sistema de 2.600 MW) más del 50% de su energía a futuro eólica. Y entonces, nos preguntamos qué va a pasar cuando haya mucho viento o no lo haya: operará esa interconexión con Brasil, con respaldo, pero también con acuerdo de suministrarse energía mutuamente.
- Chile es un importador neto de energía, no tiene fuentes de generación propias y tuvimos también problemas con nuestros vecinos en su tiempo. En ese contexto, Chile es una isla dentro del continente y por eso es tan importante para el país que se lleven a cabo las interconexiones. ¿Cuál es su análisis? - Pero ya se está hablando de líneas de interconexión de Chile con Argentina; también se está viendo la posibilidad con Paraguay, de hacer una especie de swap, un país que tiene la ventaja comparativa de tener plantas propias y que todavía en su binacional Itaipú tiene sobrantes en torno a los 6.000 MW, aunque sea en esa forma, creo que es una gran oportunidad porque, en el caso de Paraguay, vende su energía la que produce internamente a un precio competitivo y aquel proyecto que fue desarrollado en forma binacional lo usa en sus necesidades internas y ojalá más intensivamente para que electrifique más su país y crecer más económicamente. Chile tiene la ventaja de tener cobre y minas importantes, entonces hay una oportunidad que la energía que importe se aproveche, transformándola en productos que a los demás países también le sirven y así poder intercambiar cosas de ese tipo. Yo diría que es eso lo que hay que lograr, la confianza, esa tranquilidad que tal vez ha sobrevenido cuando los sistemas empezaron a cambiar de esquema, cuando tendieron a abrirse mucho se generó un mercado muy abierto donde cada empresa quiere hacer sus plantas para beneficio comercial, pero si a eso le agregamos algunos elementos de solidaridad y de universalidad del servicio, y si la misma disposición jurídica interna le impone algunos cánones para el desarrollo común, yo creo que puede ir avanzando en esa dirección positivamente.
- Usted habló de poner fechas, ¿cuándo estima se podrían ver firmados algunos protocolos para la integración energética regional? - Hablé de 2012 para el proyecto Siepac, y estamos hablando de 2017 para la interconexión entre Panamá y Colombia. Yo diría que hacia 2020 o 2021 tenemos ya una Sudamérica mucho más integrada. Este ejemplo de Siepac se está mirando desde aquí, desde el sur, Colombia ha tenido que adecuarse a los tratados que están suscritos, tenemos el ejemplo de Endesa, que es socio del Siepac. Pienso que a esas fechas tendremos ya un sistema mucho más flexible, mucho más ágil, mucho más interconectado, con más confianza, con los mercados más definidos, se hayan quedado abiertos o se hayan quedado cerrados, porque hemos visto las dos cosas.
- Ente los estudios que han realizado, ¿han encontrado mayores o menores diferencias y complejidades en los países analizados, que impidan o retrasen las conexiones eléctricas? - Si, pero son cosas propias de cada país y prioridades de inversión de cada país, lo que se está subsanando en este momento. Vemos países que están con menos electrificación, pero que han ido avanzando. Por ejemplo, Guatemala fue uno de los países que vendió parte de sus plantas generadoras y abrió su mercado de distribución, y dedicó todos esos ingresos a electrificar zonas que no estaban electrificadas. Yo creo que el estudio sí refleja que algunos países tienen menos electrificación que otros, pero que van en vías de ese proceso de lograr extender sus redes de distribución, sus sistemas a las regiones más apartadas; y junto a ello van probándose otras tecnologías, como la solar y la eólica.
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: La Tercera
Precio de GNL caerá sobre 50% en 2013 por cambios en los contratos
Este será un año clave para el gas natural licuado (GNL) del terminal de Quintero, pues de las negociaciones que se lleven a cabo entre los integrantes del pool de consumidores, que integran Endesa, Metrogas y Enap, podría salir una fuerte rebaja de precios a partir del 1 de enero de 2013.
Los contratos de abastecimiento con que operan los dueños del terminal GNL Quintero vencen ese año y deberán modificarse, cambiando uno de los principales indexadores que afectan hoy al precio del energético.
A partir de 2012, los precios del GNL estarán en buena parte vinculados al desempeño del indicador internacional mayormente usado para el gas, el Henry Hub. Actualmente, estos están indexados -entre otros- a la evolución del petróleo Brent.
La modificación de precios debe ser vista entre British Gas, que posee el 40% del terminal de GNL Quintero y suministra el combustible, con el pool de consumidores, que tiene 60% del terminal.
El cambio en los contratos produciría una caída en los valores del GNL, la que podría superar al 50%. Actualmente, el GNL de Quintero tiene precios que están en torno de US$ 16 por millón de BTU -unidad de medida- y según fuentes ligadas al terminal, el valor podría bajar hasta menos de US$ 10 por millón de BTU. Según las proyecciones de la Comisión Nacional de Energía (CNE), los valores podrían caer hasta los US$ 6 por millón de BTU.
El terminal GNL Quintero -que tuvo un costo de US$ 1.100 millones- fue impulsado por la administración Lagos para paliar los efectos que tuvo el corte de suministro de gas por parte de Argentina. Actualmente tiene una capacidad de regasificación de 10 millones de metros cúbicos diarios, la que puede ser duplicada.
Analistas señalan que la baja de precios hará al GNL más competitivo en su uso para la generación eléctrica, especialmente frente al diésel, en un escenario de menor aporte hidrológico. En noviembre, el GNL representó el 12% de la matriz de generación del SIC.
Ramón Galaz, gerente general de Valgesta, indica que la caída tendría impactos en el costo marginal, aunque su nivel dependerá de cuánto gas finalmente quede disponible para generación eléctrica. Su mayor uso dependerá también de las condiciones hidrológicas y de la entrada al sistema de generación a carbón, como las plantas Bocamina II y Santa María. "Es un acuerdo entre privados, pero se podría estar en torno a los US$ 8 por millón de BTU. Si se incorpora una mayor cantidad de gas a ese precio, tendría un efecto en los costos marginales, por que las plantas de ciclo combinado podrían operar con un precio menor", afirma.
María Isabel González, ex secretaria ejecutiva de la CNE, señala que pese a una posible caída en los costos de GNL, el carbón seguirá siendo más competitivo en generación eléctrica en el largo plazo y recalca que es esencial que haya un mayor número de actores que puedan acceder al GNL, y no sólo los del pool de consumidores. "Para la capacidad instalada de gas que hay son buenas noticias. Lo importante es que se abra el terminal para que accedan otros actores. En el corto plazo, el costo de desarrollo de generación con GNL puede ser menor que el costo de una carbonera, pero no es para el largo plazo", sostiene.
Las firmas dicen que el terminal sí es abierto -cualquiera puede comprar gas, pero que para participar de él se necesitan contratos de abastecimiento de largo plazo.
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: 123
Oficiarán al ministerio de Energía por medidas de seguridad en ENAP Magallanes
La comisión de Trabajo y Previsión del Senado envió al ministro de Energía, Rodrigo Álvarez, un oficio para que informe las medidas de seguridad que se han implementado en la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) tras los dos accidentes fatales que afectaron a trabajadores en Magallanes.
Esto, después de recibir a representantes del sindicato de trabajadores de esa zona, según explicó la presidenta de la instancia, Ximena Rincón (DC), tras detallar que queremos saber qué ha pasado con las medidas de seguridad que han solicitado los trabajadores de ENAP, que debieron haberse tomado, y que si se hubieran tomado, pudieron haberse evitado las muertes ocurridas en noviembre y en diciembre.
También buscarán saber la situación de compra de implementos básicos de seguridad que la empresa acordó efectuar hace varios años y no se ha materializado, por lo que los representantes sindicales acordaron hacer llegar una propuesta con los temas que más les inquietan a los trabajadores en el ámbito de seguridad.
El presidente del sindicato ENAP-Magallanes, Alejandro Avendaño, manifestó que en estos últimos días hemos enfrentado dos accidentes fatales y bajo ese punto de vista hemos venido a exponer que eso continúa con problemas.
Agregó que se han tomado algunas medidas en Magallanes pero creemos que no son las suficientes, por lo tanto, tenemos que seguir en este camino de seguir denunciando, cosa que hemos venido haciendo hace mucho tiempo, pero se había hecho oídos sordos a lo que podía pasar. Lamentablemente pasó y no queremos que vuelva a ocurrir
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: Jorge Manco Zaconetti
PetroPerú en la encrucijada Por: Jorge Manco Zaconetti (*)
Gracias a los héroes olvidados de PetroPerú, los 85 trabajadores despedidos en 1996 en Talara por defender la empresa ante una irracional privatización, que dicho sea de paso le están ganando un juicio internacional al Estado peruano, gracias a los cientos de peruanos que formaron el Frente de Defensa de PetroPerú cuya presidencia recayó en el extinto y recordado Ing. Gustavo Mohme Llona, a los diversos sindicatos organizados en la CGTP y a la Federación Nacional de Trabajadores Petroleros (Fenpetrol), es que se pudo evitar la privatización total de todas las unidades de la petrolera, en especial las refinerías de Conchán y Talara más el Oleoducto Norperuano y las Plantas de Ventas.
Los más valiosos activos de PetroPerú fueron transferidos a precios subvaluados y con reservas de crudo estimadas a su mínima expresión. Los lotes 8/8X, los lotes X y los lotes marginales de Talara; las filiales de PetroPerú como Solgás empresa responsable del envasado, distribución y comercialización de gas licuado de petróleo (GLP) más conocido como gas doméstico que se expende en balones de 10 kilos fue privatizada en 1992 a un irrisorio precio de un poco más de US$ 7.5 millones de dólares, cuando la empresa Solgás participaba del 45 % del mercado de gas y generaba utilidades anuales superiores a los US$ 2 millones de dólares anuales. Hoy como filial de Repsol factura más de 120 millones de dólares anuales con crecientes márgenes de utilidad.
Las consecuencias de haber privatizado las diversas unidades y activos de PetroPerú entre 1991 y el 2000 las estamos pagando ahora, pues la petrolera no tiene grifos propios con los cuales regular con las reglas de la competencia el precio del GLP y trasladar a los consumidores las disminuciones en los precios de los combustibles. La principal refinería del país La Pampilla fue vendida a vil precio y ahora es controlada por la transnacional Repsol/YPF que se constituye en la principal competencia de PetroPerú en el mercado de combustibles.
Repsol/YPF no solamente es la operadora de La Pampilla, es también propietaria de la empresa Solgás, tiene además una extensa cadena de estaciones de servicio de expendio de combustibles (grifos) en la capital y a nivel país; también explora en diversos lotes bajo contratos de licencia, y resulta el principal accionista del lote 57, y participa en el Consorcio Camisea en los lotes 88 y 56, y en el transporte del gas por medio de TGP; es más, es el responsable de la exportación del gas natural licuefectado procesado en Pampa Melchorita. Y, Repsol como miembro del Consorcio Perú LNG tiene la exclusividad en la exportación del gas natural proveniente del lote 56 que en promedio está sobre los 520 millones de pies cúbicos diarios a diversos mercados del mundo.
Esta introducción histórica es importante para situar los nuevos retos y desafíos que tiene PetroPerú en esta nueva administración donde por primera vez después de los gobiernos de los ex presidentes Alejandro Toledo y Alan García, existe la voluntad política por modernizar y fortalecer a la petrolera estatal como lo hacen los estados vecinos que operan en el Perú con sus empresa petroleras. Brasil a través de Petrobras, Colombia por intermedio de Ecopetrol en Savia Perú, Chile con Enap por medio de la cadena de grifos Primax y la importadora Manu Holding, y el Ecuador a través de PetroEcuador que se constituye en el principal abastecedor de petróleo en el país.
EVITAR LA DISPERSIÓN
Los duros años que experimentó PetroPerú prácticamente al borde del abismo de la privatización, con gobiernos que usaron y manosearon la empresa como caja chica y fuente de empleo partidario; con argollas burocráticas y prácticas no transparentes que lindan en la corrupción, con una aristocracia sindical que antepone sus objetivos gremialistas a los intereses del país y de la empresa, todo ello constituyen obstáculos internos que se deben superar, corregir y extirpar, de lo contrario el fortalecimiento y modernización de PetroPerú será un noble intento y una frustración más.
En esta línea de pensamiento el entusiasmo por recuperar el tiempo perdido y hacer varias cuestiones a la vez nos hace olvidar lo que constituye el a ,b, c del planeamiento estratégico y la teoría del costo/ beneficio en la dirección, gestión y administración de una empresa, donde parte de lo mejor de su personal como técnicos, ingenieros y supervisores también fueron privatizados en la transferencia de las diversas unidades de PetroPerú, de allí las varias limitaciones para tener una ruta crítica que nos permita evitar abrir varios frentes a la vez.
Si el objetivo estratégico de PetroPerú es la integración vertical y la modernización de la Refinería de Talara, los mayores esfuerzos debieran estar abocados a tales fines. Si bien resulta prioritario para PetroPerú y el país, el retorno a las operaciones de exploración/producción la petrolera estatal no tiene los recursos humanos ni financieros suficientes para arriesgar capitales en la perforación exploratoria, de allí la sensatez obliga reconocer como lo ha manifestado su Presidente del Directorio a la asociación con los privados.
Es decir, al establecimiento de contratos de "joint ventures", de riesgo compartido, de asociación o participación en la producción o participación en las utilidades se deberá analizar y apostar por lo que mejor convenga etc., donde el abono de las regalías y el riesgo de inversión sea responsabilidad de los privados. Es el caso de los lotes cuyos contratos están por terminar tales como Interoil, Petrolera Monterrico, Sapet, Unipetro, Pluspetrol Norte, donde el interés de PetroPerú y del país debiera ser el comprometer los mayores montos de inversión para aumentar la producción y las reservas de hidrocarburos para superar el déficit comercial de la balanza de hidrocarburos.
Esta negociación estratégica de PetroPerú con la decisión y apoyo político del gobierno permitiría un incremento de la producción de crudo y gas natural en especial en el norte del país, para satisfacer los mayores requerimientos de la Refinería de Talara, y también mayores excedentes por medio de la participación en la producción.
Ello resulta fundamental para financiar la modernización de la Refinería de Talara cuyos montos de inversión de lejos superan los 2,000 millones de dólares pues se trata de una ampliación de la capacidad de tratamiento para refinar 90 mil barriles diarios, construir una planta de des sulfurización; es decir, extraer el azufre sobre todo del crudo pesado proveniente de las operaciones de la selva nor oriental, y del crudo ecuatoriano importado; a ello se debe sumar el levantamiento de una planta de tratamiento y transporte de los petróleos pesados por el Oleoducto Norperuano, que son los que más abundan en la selva norte. A ello se sumarían las diversas unidades complementarias como las pantas de energía, ampliación de terminales, de producción de ácido sulfúrico etc.
En este contexto de recesión económica internacional que puede desembocar en una crisis mundial, los países como España y Francia están siendo duramente golpeados con empresas y bancos privados al borde del colapso que están siendo oxigenados por sus gobiernos. Este factor afectará la modernización de la refinería en la medida que sus agentes estructuradores como la Societé Generale de Francia la segunda entidad financiera de dicho país prácticamente está en un proceso de insolvencia, y por contratos firmados por la anterior administración sería el agente estructurador para el financiamiento de la modernización de la refinería de Talara.
De otro lado, si bien resulta laudable la participación de PetroPerú como accionista en el Gaseoducto del Sur en el marco de la Ley Nº 29817 que declara de "Necesidad Pública e Interés Nacional la Construcción y Operación del Sistema de Transporte de Hidrocarburos (Gas Natural, Líquidos de Gas Natural y Derivados), y la Creación de un Polo Industrial Petroquímico, con Fines de Seguridad Energética Nacional" resulta contradictoria la presencia de PetroPerú en un negocio que valoriza las reservas de los lotes 58 y 57, donde la petrolera estatal no tiene ni ha negociado alguna participación en las reservas de hidrocarburos de los referidos lotes que abonarán 5% de regalías con precios de mercado cuando estén en operaciones.
La teoría del planeamiento estratégico y el costo/ beneficio exige priorizar los negocios en los cuales debiera participar PetroPerú asegurando la mayor utilidad social al país; por ello resulta por decir lo menos curioso, que nuestra empresa participe con sus escasos recursos y privatice en el mercado de la Bolsa el 20% de acciones para facilitar un negocio que interesa en lo fundamental a las empresas transnacionales como Repsol, Petrobras, Braskem y Odebrecht. ¿No sería esta la razón de fondo de la presencia del asesor palaciego brasileño Luis Favre?
(*) UNMSM Y Consultor
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: La Republica
Aseguran que recuperar gas del lote 88 "es cuestión de tiempo"
"Es cuestión solo de tiempo que terminen las negociaciones para que el gas del lote 88 íntegramente quede escrito como gas para el mercado local", aseguró el nuevo director general de Hidrocarburos, José Robles Freyre.
Como se recuerda, desde al año pasado el Gobierno mantuvo las negociaciones entre Petroperú y el Consorcio Camisea para que el gas del lote 88 sea exclusivamente para el mercado local.
Respecto al lote 56, Freyre dijo a Gestión que su exploración está más activa, y que de los tres yacimientos adicionales detectados en esa área ya se probaron que dos tiene reservas e incluso hay otros tres más por perforar. De esta manera, se liberaría al lote 88 de la exportación de gas, anotó el especialista en hidrocarburos.
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: La Republica
Controversia por venta de gas a menor precio en grifos Estación de servicio.
Los usuarios deberán desplazarse al grifo para comprar gas barato
Aspec dice que la medida no representa a la anunciada baja real de entre S/. 4.00 y S/.5.00. Griferos proponen recarga de gas según necesidades de usuarios.
Aunque suene paradógico, la buena noticia de Petroperú, de abaratar entre S/. 4 y S/. 5 el precio del balón de Gas Licuado de Petróleo (GLP), generó malestar entre las asociaciones de consumidores y diversos expertos en hidrocarburos.
La rebaja que funcionará como plan piloto desde la quincena de febrero sería efectiva en las estaciones de servicio afiliadas tanto a la red de Petroperú como en las de Pecsa.
Para Crisólogo Cáceres, presidente de la Asociación Peruana de Consumidores y Usuarios (Aspec), habría que ir afinando la medida para que la rebaja de S/. 5 incluya el reparto al domicilio del consumidor.
"Aquí te dicen que van a bajar el precio del balón de gas, pero siempre que te acerques a la estación de servicio. El problema es que muchos usuarios no disponen de carro propio y en transporte público no te lo van a aceptar", cuestionó.
Asimismo, Cáceres sostuvo que el desplazamiento hasta el grifo expendedor o diversos aspectos como la edad de algunos usuarios representan inconvenientes que no redundan de una forma positiva en los bolsillos de los ciudadanos.
Inseguridad
La posibilidad de asaltos o robos y la inseguridad ciudadana fueron otros de los argumentos que ofreció el experto en hidrocarburos, César Bedón, para cuestionar la efectividad de la norma.
"Ir a un grifo cargando su balón (11 Kg vacío) y regresar a la casa con el balón cargado (21 Kg) va sujeto al riesgo de la inseguridad ciudadana", fustigó.
En su opinión, obligar al consumidor a acudir a un grifo con el rótulo de Petroperú y Pecsa no es una respuesta técnica adecuada a la promesa presidencial de expedir gas barato a los peruanos.
Propuesta en grifos
Por otro lado, el presidente de la Asociación de Grifos y Estaciones de Servicios, Carlos Puente de la Mata, manifestó que una posible opción para sumar esta medida a todas las estaciones de servicio del país estaría en la venta de gas según las necesidades de los consumidores.
"Proponemos que se puedan cargar los balones no con S/. 30, sino que se pueda cargar con S/.4, S/.5 o S/.6 de gas para la semana o según el uso que quiera darle el consumidor", indicó
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: RNV
Confirmada visita de Humala a Caracas este sábado
Petroperú y Pdvsa propiciarán el fortalecimiento recíproco Titular de empresa petrolera peruana, Humberto Campodónico, ya se encuentra en suelo venezolano Prensa Web RNV/Prensa Presidencial 4 Enero 2012, 07:54 PM Aumentar Disminuir
La petrolera estatal peruana Petroperú y Petróleos de Venezuela (Pdvsa) propiciarán el fortalecimiento mutuo, subrayó el presidente de la República Bolivariana de Venezuela, Hugo Chávez, como antesala de lo que significará la visita de su colega peruano Ollanta Humala a Caracas, el sábado 7 de enero.
Tras despedir a la Miss Mundo 2011, Ivián Sarcos, quien visitó el Palacio de Miraflores, el jefe de Estado venezolano precisó que su par ha enviado al presidente de Petroperú con instrucciones de establecer mecanismos de cooperación con Pdvsa, a fin de "fortalecer Petroperú, para fortalecernos mutuamente, para levantar la producción petrolera del Perú (...) que no es suficiente para las necesidades de ese gran país. También la producción de gas y la petroquímica".
Al señalar que ya se encuentra trabajando en los primeros documentos que discutirá con Humala el próximo sábado, el gobernante bolivariano informó que en horas de la tarde de este miércoles conversó vía telefónica con el presidente de Petroperú, Humberto Campodónico, quien ya se encuentra en suelo venezolano reseñó Prensa Presidencial.
"Conversé con él por teléfono hace un rato", y señaló que conoció "las instrucciones del Presidente peruano. Le dije: dígale que aquí estamos para servir al Perú, pueblo hermano, país hermano. Entre otras cosas, me dijo que a Petroperú prácticamente los gobiernos neoliberales del pasado casi la acaban", expresó.
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: Gestion
Electronorte invertirá S/. 40 millones este año
Electronorte invertirá este año S/. 40 millones para mejorar el servicio y atender proyectos productivos en Lambayeque, Cajamarca y Amazonas, informó el gerente regional de la empresa, Justo Estrada León.
El año pasado invirtió S/. 55 millones. En su plan 2012 ha priorizado la atención de proyectos como Olmos. Es así que se prevé instalar más líneas de transmisión.
EL DATO.
Clientes. En el 2011 Electronorte incorporó 30 mil nuevos clientes, que se sumaron a los 350 mil que ya tiene.
Este año espera que la demanda por energía crezca 12%, el año pasado se registró un incremento cercano al 10%.
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: La Republica
Petroperú busca asociarse para explotar petróleo
CON PETROLERA MONTERRICO, INTEROIL Y PLUSPETROL.
La petrolera estatal Petroperú está en conversaciones con Petrolera Monterrico, Interoil y Pluspetrol para buscar una asociación en las operaciones de explotación de petróleo en los lotes que operan estas empresas.
El presidente de Petroperú, Humberto Campodónico, precisó que a partir del 2015 caducan los contratos de licencia de los lotes III y IV de Interoil, 1 AB de Pluspetrol y II de Petrolera Monterrico.
Agregó que a dichas empresas les enviaron diversas cartas pidiéndoles determinar si se puede llegar a un entendimiento para operar sus lotes y permitir a Petroperú retomar las actividades de upstream, es decir, la exploración y explotación de hidrocarburos.
"Estamos en conversaciones para ver cuáles serían las modalidades que podrán llevar a una asociación con ellos, si es que lo consideramos conveniente", enfatizó.
Detalló que no se esperará la culminación de los plazos de los respectivos contratos de licencia para evitar que se paralicen las inversiones en las zonas involucradas.
Explicó que de acuerdo con la legislación petrolera peruana, es muy complicado que se realicen inversiones en los últimos años de licencia de un lote porque ya no habría tiempo para que las empresas obtengan un retorno y eso podría reducir la producción de petróleo.
Agregó que una menor producción en cualquier lote petrolero genera una disminución en la captación de regalías, canon e impuesto a la renta.
"Por eso es importante tener un tipo de acuerdo ahora, no tenemos ninguna precondición o tema específico, solo queremos conversar para ver si es posible llegar a un tipo de acuerdo", puntualizó.
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: El Comercio
Petro-Perú podrá competir con privados en explotación
NORMA LEGAL BAJA LA VALLA PARA LA CALIFICACIÓN.
Petrolera estatal anuncia que cotizará hasta el 20% de sus acciones en la bolsa.
Petro-Perú volverá a realizar labores de exploración y producción petrolera y podrá competir en igualdad de condiciones con las empresas privadas, anunció su presidente, Humberto Campodónico.
La empresa estatal propone asociarse con tres firmas privadas en labores de explotación petrolera. El funcionario señaló que Petro-Perú se encuentra en conversaciones con Petrolera Monterrico, Interoil y Pluspetrol, con el objetivo de buscar una asociación en las operaciones de explotación de petróleo en los lotes que operan esas firmas privadas, cuyas concesiones expiran en el año 2015 (caducan los contratos de licencia de los lotes III y IV de Interoil, 1 AB de Pluspetrol y II de Petrolera Monterrico).
Además, indicó que Petro-Perú también iniciará conversaciones con Unipetro, cuyo contrato expira en el año 2013.
"Es voluntad y deseo del Gobierno Peruano que Petro-Perú recobre su sitial de años anteriores y, fundamentalmente, haciendo que pueda competir en igualdad de condiciones con todas las demás empresas", manifestó Campodónico, según la agencia AFP.
NORMA LEGAL.
Mediante un decreto divulgado ayer, el Gobierno modificó una norma que impedía a Petro-Perú calificar como empresa para participar en la adjudicación de lotes petroleros, ya sea de manera directa o mediante licitación.
Al respecto, Carlos González, gerente general de Enerconsult, comentó que de esta manera se abre la puerta para que entren inversionistas con capacidad financiera que, aun cuando no tengan experiencia operativa, pueden contratar a una firma que sí la tenga.
"Petro-Perú tiene capacidad financiera, pero no tiene la experiencia de tres años anteriores en extracción de petróleo que se pedía. Ahora la nueva norma pide que la empresa que desee participar en la adjudicación de lotes haya tenido en algún momento un contrato firmado en el Perú y que actualmente realice actividades de hidrocarburos, aun cuando no sean de 'upstream' [extracción de petróleo]. Por otro lado, para que Petro-Perú entre en exploración, necesitaría asociarse con una empresa que no califique, pero las compañías petroleras que entran en exploración son firmas que califican operativamente, que en todo caso irían solas y no necesitarían de Petro-Perú", explicó el especialista de Enerconsult.
PLANES.
El presidente de Petro-Perú explicó que la actividad de producción de petróleo permite una mayor renta que la actual de refinación.
"El camino de despegue para Petro-Perú es largo, no es una cuestión de uno o dos años, es todo un proceso que pensamos iniciar ahora. Uno de los retos más importantes es volver al 'upstream', que es la producción de petróleo, con la que obtenemos una renta mayor que la de refinación", dijo el funcionario.
Explicó que con la refinación la empresa compra petróleo, lo trabaja y luego lo vende con un margen. Sin embargo, con el 'upstream' el beneficio es mayor, incluso considerando el pago de las regalías.
"Volver a la producción de petróleo proporcionaría a la empresa un flujo de caja importante, que permitiría atender otros emprendimientos", señaló Campodónico.
CLAVES.
1. Petro-Perú contratará a un agente que sea el asesor financiero para determinar la modalidad de ingreso a la Bolsa de Valores de Lima y la cantidad de acciones por venderse. El tope de acciones por colocarse es de 20% del total.
2. Campodónico viajará a Venezuela para entrevistarse con las autoridades petroleras de ese país con el objetivo de evaluar potenciales acuerdos sobre la explotación de hidrocarburos y la comercialización de petróleo.
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: Red de Energia
Escenario Mundial Convulso
CÉSAR GUTIÉRREZ.
Nada auspicioso se presenta el escenario mundial para el 2012, no solo por los temas de naturaleza económica-financiera, que ya llevan una persistencia de cuatro años; ahora también tenemos los políticos-sociales, que se iniciaron en Túnez, hace un año y que han originado colaterales, que están corriendo como reguero de pólvora. Es preciso tener una lectura correcta de la evolución de los hechos globales, para tomar las decisiones locales apropiadas, dado los efectos que generan estas externalidades.
En el primer caso la duda es la reacción de la economía y de los actores sociales en: España, Portugal, Italia y Grecia; ante las medidas de severo ajuste en las cuentas fiscales, que han derivado en congelación de salarios, incremento del número de horas laborales y de la edad límite de jubilación.
.Si no hay señales concretas en el corto plazo, que genere la confianza en los ciudadanos que van por el camino correcto, la clase política va tener serios problemas para seguir ahondando en las reformas necesarias, lo que no les permitirá crecimiento y hasta puede agravar los procesos recesivos que ya experimentan. Esto traerá sus complicaciones en China, que si bien es cierto que son un gran mercado en sí mismos, la componente exportadora hacia la Unión Europea, tiene un rol importante. Este indeseable, pero altamente probable escenario, sería nefasto para los países primario exportadores, como el nuestro.
En el caso de medio oriente, los problemas que se viven en Siria e Irán, pueden derivar en una conflagración con severos efectos en el precio del crudo. En esta oportunidad la Federación Rusa, no se pondrá de perfil, como lo hizo con Libia, pues el precedente de desestabilización de gobiernos por fuerzas internas, con innegable logística occidental, ha empezado a tocar la puerta del Kremlin, que mostrándose sólido, parece flaquear ante el acoso.
Por las mismas razones, China, tampoco será impasible, es decir que el cuadro es más complicado del que parece. Israelíes y americanos que vienen jugando con fuego, deben tener muy presente estos asertos. La connotación económica de la tensión o de un escenario de conflicto, será crudo de mayor precio en los mercados, que está demostrado que trae consigo un componente recesivo.
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: Portafolio
Pacific Rubiales hizo un canje de bonos
Con el canje de bonos, Pacific Rubiales logra mejorar su perfil de deuda Foto: Reuters El valor de la transacción de la petrolera ascendió a 358,5 millones de dólares.
Pacific Rubiales, petrolera canadiense con presencia en Colombia, inauguró las operaciones de renta fija del 2012 al culminar un canje de bonos que expiran en el 2016 por unos que vencerán en el 2021.
El valor de la transacción ascendió a 358,5 millones de dólares, con los cuales logró recoger el 80 por ciento de bonos que vencían en el 2016, por los denominados 'nuevos bonos'.
De esta forma, la empresa logra mejorar su perfil de deuda y aumenta su capacidad de financiamiento, lo cual la hace más atractiva para los inversionistas, señaló Daniel Lozano, experto en renta fija de la comisionista de bolsa Serfinco.
El negocio empezó el pasado 5 de diciembre del 2011 y culminó el 3 de enero de este año, pero hasta ayer la empresa dio a conocer sus resultados.
Los bonos del 2016 tienen un cupón de 8,75 por ciento y la alternativa era canjearlos por bonos con vencimiento en el 2021 y con un cupón de 7,25 por ciento, operación por la que se ofrecía un incentivo para los inversionistas.
Dicho estímulo consistió en aumentar el pago de los tenedores de bonos de 1.000 dólares a 1.150 dólares para poder asegurar el canje, ya que los nuevos bonos tienen un menor cupón de pago, frente a los del 2016.
"Estamos muy complacidos con el éxito de la oferta de intercambio y con el sólido apoyo mostrado por los tenedores de deuda senior de la compañía", manifestó Ronald Pantin, CEO de Pacific Rubiales.
Los bonos canjeados devengarán un interés a una tasa anual de 7,25 por ciento sobre el monto de capital circulante.
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: La Republica
El año de la energía sostenible para todos
Con el objetivo de profundizar la toma de conciencia sobre la importancia de incrementar el acceso sostenible a la energía, la eficiencia energética y la energía renovable en el ámbito local, nacional, regional e internacional, Naciones Unidas declaró el 2012, como el año de la energía sostenibles para todos.
Y es que de acuerdo con la entidad, los servicios energéticos tienen un profundo efecto en la productividad, la salud, la educación, el cambio climático, la seguridad alimentaria e hídrica y los servicios de comunicación y la falta de acceso a la energía no contaminante, asequible y fiable obstaculiza el desarrollo social y económico y constituye un obstáculo importante para el logro de los Objetivos de Desarrollo del Milenio.
Sin embargo, de acuerdo con cifras de Naciones Unidas, 1.400 millones de personas en el mundo carecen de acceso a la energía moderna, en tanto 3.000 millones dependen de la biomasa tradicional y carbón como las principales fuentes de energía.
Por medio de este proyecto, se pretende entregar a la población acceso a la energía, es decir, la disponibilidad física de servicios modernos de energía para satisfacer las necesidades humanas básicas, a costos asequibles y que incluyen la electricidad y artefactos mejorados como las estufas para cocinar. Estos servicios energéticos deben ser fiables, sostenibles y, de ser posible, producto de la energía renovable u otras fuentes energéticas con bajo nivel de emisiones de carbono.
Como parte de esto, el programa de las Naciones Unidas para el desarrollo acordó brindar apoyo para la creación de comités nacionales y centros de coordinación nacionales, que impulsen acciones concretas en el ámbito nacional y en torno a los objetivos de la iniciativa, mediante una variedad de iniciativas de colaboración políticas y programáticas.
El programa, mediante sus oficinas nacionales, fomentará la creación de comités nacionales integrados por representantes de diferentes sectores con el fin de reducir la carencia de información, profundizar la toma de conciencia y promover el compromiso.
Así mismo, se ha puesto en marcha a nivel mundial una nueva red de profesionales para el acceso a la energía, que congregará profesionales del sector privado y la sociedad civil, que trabajan en la prestación de servicios y soluciones energéticas relacionadas con la electrificación en una variedad de países en desarrollo, con el fin de elaborar un enfoque integrado de los aspectos de planificación y ejecución para el acceso a la energía.
Esto permitirá alcanzar el objetivo de la iniciativa de lograr el acceso universal a la energía para 2030. La red centrará sus esfuerzos en la electrificación para fines productivos en los ámbitos doméstico y comunitario que comprenderán aplicaciones de mercado específicas para la salud, la agricultura, la educación, la pequeña empresa, la comunidad y el hogar.
Adicionalmente, cualquier persona se puede unir y apoyar esta iniciativa de las Naciones Unidas, por medio de la utilización de logo del programa en sus páginas web, empresas y materiales promocionales, organizando eventos en la comunidad para dar a conocer los objetivos de esta iniciativa, así como a través de donaciones económicas y patrocinios al programa que se realiza.
Los beneficios de del acceso a este tipo de energía Según Naciones Unidas, el acceso a la energía no solo transforma la vida de los que carecen de recursos energéticos y mejora el nivel de vida, sino también posibilita la generación de ingresos, mediante el uso de bombas solares para la irrigación o electricidad para un pequeño negocio y reduce el tiempo y el trabajo pesado de recolectar leña, así como brinda alternativas menos contaminantes, entre otras.
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: La Republica
Con pequeñas centrales, Epsa gana ´voltaje'
El aprovechamiento del río Tuluá le dará más fuerza este año a la Empresa de Energía del Pacífico (Epsa), que se apresta a poner en operación las centrales hidroeléctricas Alto y Bajo Tuluá, en febrero y agosto próximos.
Para el gerente de la cuarta empresa generadora de energía del país, Óscar Iván Zuluaga Serna, con estos complejos se mejorará la calidad del servicio y la oferta energética del centro del Valle y de Colombia.
Adicionalmente, una vez entren en funcionamiento, le representarán unos recursos importantes a la región del orden de los $874 millones anuales, producto de las transferencias por la venta de energía.
Al cierre de este año el parque de generación de Epsa será de quince plantas, la mayoría hidráulicas, y su capacidad de generación alcanzará los 960 megavatios.
Pequeñas centrales
La principal característica de las centrales Alto y Bajo Tuluá es que son pequeños complejos de generación, con capacidad de 20 megavatios, cada uno, los cuales no pasan por el sistema de subastas que periódicamente programa el Gobierno.
"Las empresas hacen este tipo de proyectos autónomamente y por ser Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (PCH), el que quiere, invierte, cumpliendo las exigencias técnicas y ambientales", explicó el empresario.
La electricidad que generan esas centrales de todas maneras va al Sistema Interconectado Nacional (SIN), es decir que hace parte de la oferta de energía del país, pero no cuentan con el cargo por confiabilidad que tienen los proyectos grandes y que garantizan los ingresos para cubrir los costos fijos de los grandes complejos.
La Central Hidroeléctrica del Alto Tuluá está localizada en el centro del Valle del Cauca, en inmediaciones de los municipios de Buga, Tuluá y San Pedro, se encuentra en periodo de pruebas y se espera que reciba de la Organización de Naciones Unidas (ONU), la aprobación como Mecanismo de Desarrollo Limpio, gracias a su contribución en la reducción de las emisiones de CO2 y de gases de efecto invernadero.
Durante su construcción se realizaron inversiones sociales y ambientales por $4.800 millones, además de los cerca de $17.000 millones que se destinaron a la adecuación, mejoramiento y construcción de vías nuevas en el área de influencia del proyecto.
Otras ejecuciones
Además de las inversiones por $245.000 millones en las centrales Alto y Bajo Tuluá, Epsa también construye la central Cucuana, ubicada en el municipio de Roncesvalles, en el Tolima, que demandará $210.000 millones.
Igualmente inició la construcción de la segunda línea de transmisión Calima-Buenaventura, que mejorará el suministro de energía al puerto, en lo que se invierten $28.000 millones. Próximamente entrará en servicio la subestación Jamundí, con un costo de $16.000 millones, y construirá otra subestación en el Sur de Cali para recibir la energía de la central El Quimbo, que la compañía Emgesa tiene en el Huila.
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: La Republica
Pacific y Petrominerales ayudarían a llegar a la meta del millón de barriles
La meta de llevar la producción de petróleo al millón de barriles no se logró al cierre de diciembre de 2011 como lo pensaba el Gobierno, pero todo está preparado para que ese tope se alcance durante este mes. Así lo afirmó el presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), Alejandro Martínez Villegas.
El directivo explicó que la dinámica de producción de crudo es el resultado de una exitosa política para atraer inversión extranjera.
Y es que según el director de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía, Julio César Vera, la mayor producción se espera que provenga de pozos de Pacific Rubiales y de Petrominerales.
Dichas compañías se encuentran realizando cuantiosas inversiones para extender su producción en campos ubicados en los LLanos Orientales.
Estos nuevos cálculos se dan luego que se conociera que la producción petrolera durante el año pasado tuvo un incremento de 17,4% y se llegó a un promedio de 980 barriles por día (bpd).
En concepto de Martínez, este es un gran logro ya que la producción tuvo inconvenientes debido a las protestas laborales en algunos campos que disminuyeron los niveles de extracción.
Producción En el caso de Pacific Rubiales esta perforó a finales del año pasado tres pozos de evaluación en el área Quifa SO, encontrando zonas productoras que oscilan entre los 14 y 32 pies. Estos pozos permitirán extender el área de producción existente del campo Quifa SO hacia el noreste y suroeste.
Así mismo, en el área Norte de Quifa, la empresa perforó seis pozos de evaluación y dos pozos exploratorios durante este trimestre. En total, en esta zona siete de los pozos fueron exitosos y se encontraron zonas productoras. Estos resultados, en general, permitirán que aumente la producción en Quifa.
Por su parte, Petrominerales logró en diciembre de 2011 que su pozo Cobra-2, ubicado en el Bloque Corcel, y que estaba en pruebas, alcanzará una producción de más de 5.000 barriles de petróleo por día ("bopd") de 30 grados API y 2% de corte de agua.
Con las adiciones de Cobra- 2, la producción total de la compañía llegó a finales de año a 39.000 bopd y se espera que siga subiendo una vez esté en pleno funcionamiento este pozo.
Este es un nuevo avance porque la producción promedió a noviembre de Petrominerales fue de 34.193 bpd, es decir 5% menos que en octubre, debido a que había suspendido temporalmente la extracción de 3.200 bpd de ciertos pozos de alto corte de agua. La petrolera reanudó la extracción de dichos pozos al finalizar diciembre y continuará con este proceso en el primer trimestre de 2012, lo que mejorará considerablemente su producción.
Proyecciones Para el Presidente de la ACP, "la inversión destinada a encontrar nuevos yacimientos de petróleo permitiría un aumento sostenido en la producción de crudo hasta alcanzar 1,2 millones de barriles diarios (mdp) promedio año en el 2015".
Aunque las proyecciones son positivas dijo que para lograrlo se necesita estabilidad en las condiciones para la inversión extranjera. Según el ministro de Minas y Energía, Mauricio Cárdenas, actualmente la actividad de exploración se concentra en los Llanos orientales, Valle del Magdalena, Piedemonte llanero y Costa Atlántica, pero se espera ampliar las fronteras geológicas en departamentos como Vichada, Putumayo y Caquetá.
Alejandro Martínez Presidente de la ACP "La dinámica de producción de crudo es el resultado de una exitosa política para atraer inversión extranjera. Esperamos que la producción siga creciendo este año".
Julio César Vera Director de hidrocarburos de Minminas "La mayor producción de petróleo vendrá de campos ubicados en los Llanos Orientales, de empresas como Pacific Rubiales y Petrominerales".
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: Portafolio
Un descenso sorpresivo
Con sorpresa recibieron los analistas el anuncio hecho por el Gobierno esta semana, según el cual la producción de petróleo en Colombia llegó en diciembre a 930.000 barriles diarios.
Dicha cifra no sólo está lejos de la meta simbólica del millón de barriles de crudo, sino que constituye un claro retroceso frente a los 965.000 alcanzados en noviembre, lo cual genera alarma, pues se trata del primer producto de exportación.
En respuesta, el Ministerio de Minas sostiene que no hay motivo de preocupación. Para esa cartera, lo sucedido fue un fenómeno temporal en el cual se conjugaron factores climáticos y de orden público.
De tal manera, el bombeo por el oleoducto Caño Limón-Coveñas que conecta Arauca con la Costa Atlántica se vio interrumpido debido al invierno.
Por su parte, en el sur del territorio nacional se presentaron varios atentados en contra de la infraestructura, lo que afectó a los campos ubicados en la zona de Putumayo.
Además, no faltó quien culpara a las protestas laborales ocurridas en el Meta por la situación, pero todo indica que los tropiezos que se presentaron en su momento en ese departamento se superaron.
Que el bache fue cuestión de días parece ser corroborado por el pico alcanzado el 30 de diciembre, cuando la producción alcanzó un máximo histórico de 982.000 barriles.
Si bien el pico no fue suficiente para elevar de manera significativa el promedio mensual, la confianza es alta en que el ansiado millón se conseguirá a más tardar en febrero.
Más allá de esa apuesta, es necesario reconocer que a pesar de lo sucedido, las cosas parecen ir por buen camino. Para comenzar, la extracción de crudo sigue subiendo, pues pasó de un promedio de 522.000 barriles diarios en el 2007 a casi 914.000 en el 2011. Puesto de otra manera, en apenas cuatro años la producción petrolera ha tenido un incremento del 75 por ciento, lo cual constituye una evolución notable.
Adicionalmente, la actividad sigue siendo la principal receptora de recursos de inversión extranjera directa, sin contar el millonario presupuesto que le dedica Ecopetrol.
Según las estadísticas del Banco de la República, de los 10.506 millones de dólares que entraron a Colombia por este concepto entre enero y septiembre pasados, más de cuatro quintas partes se destinaron a la minería, dentro de la cual el petróleo se lleva la mayor tajada.
El entusiasmo de las empresas que operan en el ramo es tangible. De acuerdo con la Agencia Nacional de Hidrocarburos, el año pasado se superó la meta de nuevos contratos firmados con compañías locales y foráneas, mientras que en ejercicios anteriores las labores de sísmica –que son clave para identificar nuevos yacimientos– han estado por encima de lo esperado.
A pesar de ese panorama, no todo son buenas noticias.
Por ejemplo, el número de pozos exploratorios perforados llegó a 115 en noviembre, un nivel sin precedentes, pero todavía lejano del objetivo de 130 fijado para el 2011. Los conocedores del asunto sostienen que existe un gran cuello de botella en lo que tiene que ver con la expedición de licencias ambientales, que no ha sido posible resolver.
Aparte de lo anterior, hay limitaciones con la infraestructura que pueden convertirse en una camisa de fuerza en un futuro cercano.
Desde el punto de vista técnico, si bien el porcentaje de pozos productivos es alto, las reservas halladas en cada caso no son considerables, lo que lleva a que la alcancía petrolera del país no sea muy voluminosa.
Para completar el panorama, se han encendido luces de alerta en el frente de la seguridad.
La llegada de empresas a zonas remotas ha venido acompañada de algunos atentados y secuestros, que ocasionan inquietud. Por tal motivo, y sin desconocer la importancia de las cifras globales, es evidente que habrá que redoblar esfuerzos para que la locomotora gane en velocidad en los meses y años por venir.
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: Latinpyme
Resurgimiento de la inversión extranjera petrolera.
En los últimos años, Colombia ha despertado el interés de los inversionistas extranjeros quienes han visto que el sector petrolero del país ha tomado un nuevo impulso.
Después de enfrentar un panorama poco prometedor a finales de la década pasada (la actividad petrolera del país estaba en declive y el riesgo de perder la autosuficiencia era inminente) el sector tuvo un resurgimiento que consolidó al país como el cuarto mayor productor de petróleo de Latinoamérica.
La reestructuración de la política petrolera, que tuvo lugar a finales de los 90s y principios de la década pasada, sirvió para mejorar la competitividad del país para atraer inversión para la exploración y producción de petróleo y gas. Desde entonces, el país ha sido capaz de atraer capital y compañías petroleras extranjeras, e impulsar el fortalecimiento de Ecopetrol.
Desde la década pasada, el sector de hidrocarburos se ha destacado como uno de los principales aportantes al desarrollo y a la economía colombiana, como consecuencia de lo anterior. El mejoramiento del clima económico y político en los últimos años, así como el incremento de los precios internacionales de los productos y la acertada política de atracción al capital petrolero extranjero, animaron a las compañías a invertir en el país. Situación que produjo resultados positivos, como se evidenció en el 2011 en donde se registró el ingreso de 13.547 millones de dólares, de los cuales el 65 por ciento correspondieron al sector de hidrocarburos, es decir US$ 8.805 millones, uno de los porcentajes más altos desde 1994.
"Hoy el petróleo se ha convertido en uno de los pilares del crecimiento económico del país. Esto ha sido posible gracias a la exitosa política de atracción de capitales extranjeros. Mientras se mantengan las reglas claras y estables para que las empresas continúen invirtiendo en la industria petrolera en Colombia, la economía podrá contar con este positivo aporte", concluyó Alejandro Martínez V. de la ACP.
Los resultados apenas se empiezan a ver. La producción petrolera ha escalado hasta un récord de 965.000 barriles por día, cifra histórica en el país, pero se requieren nuevos descubrimientos para mantener esta tendencia y las proyecciones positivas para la presente década. Estas proyecciones, tanto del Gobierno Central como de la ACP, indican que en los próximos años este récord sería superado; ello requiere estabilidad en reglas de juego y condiciones sociales y de gobernabilidad favorables en las regiones donde operan las empresas.
Proyecciones para 2012
Aunque se espera que la crisis europea afecte la marcha de la economía de Colombia, en el 2012, la posición económica seguramente se mantendrá favorable, y se traducirá en más empleo y mayor bienestar para los ciudadanos.
Para el 2012 se espera que la economía colombiana crezca en un 4,9 por ciento, acompañada y empujada por el desarrollo de la locomotora petrolera. La oferta del sector se verá favorecido por los altos precios de los commodities, entre otras por la creciente demanda de las economías emergentes, especialmente de China e India. En 2011 la producción y exploración de petróleo alcanzó niveles históricamente altos, por lo que se espera alcanzar la meta de producción de un millón de barriles en los comienzos de 2012.
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: Hoy
Yasuní ITT: crónica de un fracaso anunciado
Según un reportaje publicado en la revista Vanguardia del mes anterior, se gastaron en viajes, publicidad y actos en beneficio de la iniciativa Yasuní ITT aproximadamente $2'292.473 y apenas $2'469.319 se lograron recaudar de aportaciones en efectivo a través de gobiernos y organizaciones privadas y públicas. Es decir, si hacemos un balance de ingresos versus gastos, únicamente deberían tener $176 846 en la cuenta de la iniciativa.
Debo aclarar que el reportaje de Vanguardia no ha tomado en cuenta los egresos que se dieron antes de que la señora Baki asuma la vocería del proyecto, es decir, no hay reportes de lo gastado entre el 2007 y el 2010. Además, súmele toda la contaminación al planeta que han aportado los múltiples viajes que han hecho las señoras Espinosa (ministra de Patrimonio) y Baki (vocera de la iniciativa). Según un reportaje de Diario El Universo, solo en el 2011 se hicieron 12 viajes a 37 destinos alrededor del mundo.
Si la meta para diciembre de 2011 era de $100 millones, apenas se ha logrado completar menos del 0.2% de lo planeado por el presidente Correa. Además, el objetivo final de la iniciativa es recaudar $3 600 millones, algo imposible al paso que vamos.
Por lo tanto, es lamentablemente y está de más decirlo, pero la iniciativa Yasuní ITT ya fracasó.
El argumento del Gobierno es que hay otros ingresos como canje de deuda que se deben sumar a la recaudación en efectivo, pero ustedes y yo muy bien sabemos que eso no implica un ingreso inmediato y liquido porque las obligaciones con otros países generalmente se pagan a largo plazo.
Créame, yo era uno de los más entusiastas promotores de la iniciativa y hasta era razón de orgullo en mis conversaciones con colegas extranjeros; pero en el camino el tema se empezó a manejar de manera equivocada porque no son los actores de Hollywood a quienes estaba dirigida la iniciativa, sino, principalmente a los gobiernos de otros países. Súmele a eso la incertidumbre que causa un Gobierno tan temperamental y la poca seguridad de que los recursos recibidos tengan el objetivo prometido.
Quienes queremos cuidar al planeta no podemos ser radicales y debemos ser prácticos. Sería injusto que un país tan pobre deje de aprovechar lo que el suelo podría generar y creo que no puede el Gobierno seguir retrasando más la implementación del famoso "Plan B".
La explotación debe ser un proceso lo más limpio posible, en el cual debe estar todo claro, con la participación de los residentes del sector y de expertos conocedores serios del tema, la inclusión de un socio internacional que opere de manera responsable la explotación, pero sobre todo, la mayor certeza posible del destino que tendrán los recursos que van a ser resultado de este plan B.
Una vez que ha fracasado la Iniciativa Yasuní, las viajeras deben deshacer las maletas, el presidente dejar a un lado el juego de palabras y desde el Gobierno ya se debe empezar a planificar con seriedad una explotación responsable que genere recursos que sean invertidos de manera racional.
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: Hoy
Diesel Premium ya se distribuye en todo el país
La empresa EP Petroecuador informó hoy que, en cumplimiento del Plan de Mejoramiento de la Calidad de Combustibles impulsado por el Gobierno Nacional, desde hoy el sector automotriz de todo el país será abastecido de Diesel Premium de mejor calidad.
"Desde esa fecha, se distribuirá a todas las ciudades del país Diesel Premium de hasta 500 partes por millón (ppm) de contenido de azufre en lugar del Diesel 2 de hasta 7 000 partes por millón (ppm) que se despachaba anteriormente, con lo cual se disminuirá la emisión de gases contaminantes y se mejorará la calidad del aire, agregó la fuente", dijo la entidad.
Asimismo, la estatal se comprometió a realizar la adaptación de los equipos y maquinaria para obtener una mejor mezcla del diésel, que será distribuido bajo normas técnicas emitidas Instituto Ecuatoriano de Normalización (INEN).
La ministra de Industrias, Verónica Sión, en declaraciones reproducidas por Sonorama, dijo que la meta hasta el 2014 es alcanzar un diésel de 10 partes por millón, tal como se aplica en los mercados europeos.
De su lado, la Gerencia de Refinación informó que se ha cumplido con el cronograma que contemplaba la redistribución de tanques, instalación de tubería nueva y brazos de carga para despacho del combustible en Terminales y Depósitos de la EP Petroecuador.
"Adicionalmente, se realizó un proceso de adecuación de la Unidad Hidrodesulfuradora de diesel (HDS) de la refinería de Esmeraldas y se contrató un nuevo buque para alije y cabotaje para mejorar el transporte del producto", señaló.
El mejoramiento de la calidad de combustibles se da después que en noviembre pasado, el presidente de la República, Rafael Correa, explicó la propuesta para mejorar la calidad de los combustibles, cuyo costo bordeará los $200 millones y que será financiada con una parte de la recaudación de la reforma tributaria vigente
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: Andes
USD 490 millones invertirán empresas petroleras para aumentar la producción
El Ministro de Recurso No Renovables, Wilson Pástor, aseguró que la producción de crudo en el Ecuador tendrá un incremento de 40 mil barriles por día adicionales, en los próximos 15 años.Indicó que la inversión de USD 490 millones de las empresas petroleras permitirá alcanzar ese nivel de explotación. El secretario de Estado recordó que la producción tenía reducción sistemáticamente desde el año 2000, sin embargo, desde 2008 la producción empezó a incrementarse porque las inversiones pasaron de 100 millones a USD 500 millones."Solamente con las inversiones de las petroleras van a permitir recuperar 221 millones de barriles de petróleo, eso representa en un promedio de producción de 40 mil barriles por día adicionales", afirmó el ministro.A la fecha, la producción diaria de petróleo (de las empresas privadas) bordea los 140 mil barriles indició el ministro, mientras que la producción de las estatales Petroecuador y Petroamazonas (incluso con la binacional Río Napo) supera los 357 mil barriles por día.Recordó que adicionalmente Petroecuador y Petroamazonas van a invertir 150 millones anuales, en los próximos 5 años. De ahí que "veremos en 2 ó 3 años que las reservas comienzan a aumentar", enfatizó."Esperamos llegar a una producción superior a los 530 mil barriles el próximo año superando el récord histórico de producción. No está contabilizado el ITT", dijo el ministro Pástor.Las inversiones petroleras para que den fruto requieren de al menos 5 años de maduración, "esta es la razón por la cual la producen cayo al inicio y ahora se está recuperando".Asimismo, la producción de la compañías petrolera privadas aumentó en 7 %, "pasando de 137 mil a 142 mil barriles en el ultimo año", aseguró el ministro de Recursos No Renovables
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: Agencias
Amazónicos optan por ejecutar cobro de indemnización a Chevron
Luis Yanza (i), coordinador de la Asamblea de afectados por Texaco, y representantes de los colonos y nacionalidades Secoya y Quichua consideraron un logro la ratificación del fallo.Dieciocho años de juicio entre la petrolera Chevron (antes Texaco) y las comunidades amazónicas del país terminaron el martes para el grupo demandante con la ratificación, en segunda instancia, de la sentencia que obliga a la multinacional a pagar $ 9.505 millones, incluido el 10% establecido por la Ley de Gestión Ambiental en favor de los demandantes.A esto se suman las disculpas públicas que deberá ofrecer Chevron, que de no hacerlo la cifra se duplicará a más de $ 19 mil millones.Tras la ratificación de la sentencia, las partes tienen una tercera figura legal: el recurso de casación, pero para acceder a este la parte interesada debe presentar una caución o garantía económica.
El monto de la caución la fijará la sala única de la Corte Provincial de Justicia de Sucumbíos, por ser quien ratificó la sentencia, explicó Gustavo Medina, constitucionalista. Solo así podría acceder a suspender la ejecución de la sentencia.De ese recurso, Pablo Fajardo, abogado de los demandantes, desistió acogerse y procederá a la ejecución de la sentencia. Chevron informó anoche que pese a que no ha tomado ninguna decisión aún, la ley le permite presentar un recurso de ampliación y aclaración ante los mismos jueces que emitieron la sentencia en un plazo de tres días hábiles; y un recurso de casación en cinco días hábiles, el cual deberá ser conocido por la Corte Nacional.Chevron, en una respuesta remitida a este Diario, dijo que "se opondrá a cualquier intento por ejecutar la sentencia producto de un fraude".Fajardo sentenció que "no vamos a perdonar ni un solo centavo a Chevron en esta batalla". De ser necesario, indicó, efectuarán embargos, retenciones, intervenciones, incautaciones de refinerías, entre otros.Eso pese a reconocer que "la ejecución no es inmediata, nos queda un largo trecho por recorrer de dos a cinco años; recordemos que debemos acudir a varios sistemas de justicia en distintos países de los cuatro continentes en donde Chevron tiene activos".Para Fajardo el fallo es muy significativo porque, de acuerdo con la ley ecuatoriana, "es de segunda y última instancia en los trámites legales, lo que quiere decir que la sentencia se la puede ejecutar plena e independientemente de si la parte afectada plantea o no el recurso de casación".Advirtió que iniciarán acciones jurídicas para cobrar esa sentencia. Los trámites los realizará en los cuatro continentes en donde Chevron tiene activos, dijo, al tiempo de explicar que existen argumentos jurídicos, convenios internacionales y normas que permiten ejecutar sentencias en otros países.La multinacional, en un comunicado, detalló además que "su conducta indebida incluye la fabricación de reportes periciales, la invención de evidencia, el soborno y la confabulación con funcionarios de las cortes, el lanzamiento de una campaña de intimidación contra los jueces y hasta la redacción por terceros de partes del mismo veredicto".En la sentencia del martes, que ratifica el fallo de primera instancia, se acepta parcialmente el recurso de apelación de la demandada (Chevron) "únicamente en la parte que hace referencia a la presencia de mercurio en el área de concesión, pues existió error en la apreciación de la prueba, respecto de este elemento en primera instancia y consecuentemente se hace abstracción de su trascendencia en este fallo". Sentencia ratificada: En segunda instancia judicial Reacciones de amazónicos El presidente del Frente de la Amazonía, Ermel Chávez, lo considera un triunfo. "Nos pusimos alegres, pero preocupados porque habíamos apelado considerando que $ 9 mil millones no son suficientes para daños que no son reparables". Humberto Piaguaje, de la nacionalidad Secoya, dijo que "esta lucha no es por dinero, es por asegurar la vida de nuestros hijos y futuras generaciones". Fondos de la indemnización La sentencia determina que para administrar los recursos producto de la sentencia se deberá constituir un fideicomiso sin la intervención del Estado. Pago a abogados El fallo de segunda instancia contra Chevron también ordena el pago de los honorarios a los abogados de los demandantes. Determinó el 0,10% de los valores derivados de la sentencia.
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: Agencias
Pobladores amazónicos celebran confirmación de condena a Chevron
Habitantes de la Amazonia ecuatoriana celebraron el miércoles la ratificación de una condena judicial por $9 500 millones contra la petrolera Chevron, con lo que esperan sean reparados al menos parcialmente los daños ambientales que se le atribuyen a esa compañía."Es un triunfo importante para la Amazonia ecuatoriana porque la justicia ha brillado, pese a todo el dinero que Chevron ha puesto para evitar el fallo en contra", dijo a la AFP el ecuatoriano Pablo Fajardo, abogado de unos 30 000 pobladores amazónicos que acusan a la petrolera estadounidense. Agregó que los demandantes decidieron "no iniciar el recurso de casación" ante la Corte Nacional de Justicia luego de que un tribunal de la provincia de Sucumbíos resolviera el martes que "se ratifica" por completo la sentencia de primera instancia del 14 de febrero de 2011. El fallo también ordena a Chevron "pedir disculpas públicas a las víctimas" o pagar el doble del fallo por los daños atribuidos a la entonces Texaco (subsidiaria de Chevron desde 2001), durante sus operaciones en la selva ecuatoriana entre 1964 y 1990."Mientras más tiempo se sigue con el litigio, más gente sigue muriendo con cáncer y leucemia. Lo prudente es iniciar lo antes posible la reparación ambiental para evitar que haya más víctimas", dijo Fajardo, quien señaló que la parte acusadora responderá en caso de que Chevron acuda a la casación.El abogado ecuatoriano apuntó que en los últimos 15 años se ha registrado un "exceso de muertes" por distintos tipos de cáncer entre los afectados por las labores de la entonces Texaco en el país. "Hay unos 2 000 fallecimientos por esas enfermedades", apuntó.Entretanto, el portavoz de Chevron, James Craig, señaló en un correo electrónico enviado a la AFP que "los abogados de la empresa aún están analizando la sentencia fraudulenta" e indicó que por ahora carece de una "posición sobre la casación o siguiente paso" de la empresa en Ecuador.La condena contra Chevron es por 8.640 millones de dólares más una multa de 10% establecida en una ley de gestión ecológica y es la indemnización más alta impuesta en un juicio ambiental contra una petrolera y más aún fuera del país de origen.Tras la confirmación de la sentencia, Chevron rechazó la decisión "ilegítima" del tribunal de Sucumbíos y aseguró que "continúa buscando otras opciones a través de procedimientos legales fuera del Ecuador".Indicó que en un arbitraje promovido por la transnacional, la Corte de La Haya dispuso en febrero de 2011 que Ecuador tome medidas para "detener la ejecución de la sentencia" hasta nuevo aviso.Chevron también ha entablado acciones en una corte de Nueva York en contra de los representantes de los demandantes por la "abrumadora evidencia de fraude y corrupción existentes" en el caso, anotó la empresa en un comunicado.Los pobladores amazónicos esperan la reparación física y química de las áreas contaminadas por la extracción de crudo. "Hay que hacer limpieza de suelos, de fuentes de agua. No todos los daños serán reparados", dijo Fajardo.La indemnización no contempla compensaciones para indígenas y campesinos que "perdieron sus territorios por las actividades de la petrolera y que vieron morir su ganado y cultivos", explicó el defensor.El martes, el presidente Rafael Correa manifestó su "complacencia" porque "se ha hecho justicia" cuando "es innegable el daño que hizo Chevron en la Amazonia".Un peritaje realizado en Ecuador en el marco del juicio, que se inició en 1993 en Nueva York y fue trasladado a este país en 2001, llegó a estimar el reclamo en $27 000 millones, mientras que los demandantes consideraron que el monto debía ser de 113 000 millones, según Fajardo.Los demandantes sostienen que Chevron tuvo una concesión de casi un millón de hectáreas en la jungla amazónica y que explotó 356 pozos, en cada uno de los cuales construyó piscinas de desechos "sin revestimientos", y que arrojó agua con sustancias tóxicas a esteros y ríos que abastecían a las comunidades
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: Prensa Latina
Repercute fallo de corte ecuatoriana contra petrolera estadounidense
Medios periodísticos y afectados por polución ambiental destacaron el fallo de la Corte provincial de Sucumbíos contra la petrolera estadounidense Chevron-Texaco, obligada a pagar más de ocho mil millones de dólares por contaminar la Amazonía. La Sala Única de la Corte de Sucumbíos emitió su veredicto en segunda instancia con respecto al largo juicio que los colonos e indígenas de la Amazonía llevan contra Chevron-Texaco desde hace 18 años, en el cual ratifica su responsabilidad contaminante. Los demandantes, comunidades de la Amazonía ecuatoriana representados por abogados de Estados Unidos y su propio país, reclamaban indemnización de 113 mil millones de dólares e iniciaron el litigio en 1993 por presunta contaminación ocasionada por Texaco.El juez Nicolás Zambrano, el pasado 14 de febrero del 2011, señaló como culpable a la compañía e indicó que esta debía pagar 18 mil millones de dólares para remediar el entorno por arrojar crudo y líquidos contaminantes, afectar ríos, esteros, a la tierra y al entorno.En la demanda, interpuesta por los daños entre 1964 y 1990, en los que la petrolera operó en esa zona amazónica de Ecuador, se incluyen lesiones a la salud de los habitantes del sector y cientos de muertes a causa de enfermedades provocadas por la contaminación.Ese dictamen fue apelado por ambas partes, los demandantes porque consideraron insuficiente el monto de la sentencia y los demandados por pretender desconocer su pago y amenazando con apelar a la Corte Nacional, aunque la provincial ratificó de nuevo que la petrolera causó daños a la salud y contaminó el ambiente.Esta es una lucha que se viene dando desde hace 18 años por los campesinos, una batalla de los pobres contra la petrolera, una de las más grandes del mundo, que por todos los medios ha intentado impedir este fallo, afirma un comunicado de los miles de demandantes.Han dicho que la justicia ecuatoriana es corrupta, han señalado que los afectados no existen, intentado comprar conciencias y echar lodo sobre el nombre de quienes encabezan esta lucha, pero la verdad ha salido a flote, agregan.Este es un paso más para señalar al culpable y luchar porque se remedie el daño, aunque ningún monto alcanzará para reparar todo el crimen que hicieron en nuestra zona ni revivir a los cientos de muertos, señaló Luis Yanza, coordinador ejecutivo de la Asamblea de Afectados.
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: Hoy
Crudo ecuatoriano sobrepasa los $100
Según información de la estatal Petroecuador, los crudos ecuatorianos Oriente y Napo se cotizaron en $107,07 y $103,83 respectivamente al terminar 2011.Mientras que el crudo estadunidense West Texas Intermediate (WTI), que sirve de referencia para establecer el precio del petróleo ecuatoriano, se ubicó ayer en $102,80 por barril. Mientras que el barril de Brent subió 4,42% hasta cerrar en $112,13.Los precios de los principales crudos de referencia subieron en estos días tras el agravamiento de las tensiones entre los Estados Unidos e Irán, debido a que este último país amenazó con un eventual cierre del Estrecho de Ormuz, punto geográfico clave para el control mundial de petróleo.Mientras que la canasta de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) se cotizó el viernes en $106,84, lo que representó una alza de $0,09 (0,08%) respecto al cierre previo, informó el organismo.
La cesta incluye 12 tipos de crudo: el argelino Saharan Blend, el iraní Iran Heavy, el iraquí Basra Light, el Kuwait Export, el libio Es Sider, el nigeriano Bonny Light y el Qatar Marine.También abarca el saudita Arab Light, el Murban de los Emiratos Árabes Unidos, el Merey de Venezuela, el angoleño Girassol y el Oriente de Ecuador.En 2011, el precio del crudo tuvo inestabilidad debido a diversos problemas internacionales, como la crisis en la bolsa de los EEUU., el conflicto en Libia y la crisis en la Eurozona.En agosto del año pasado, el costo del WTI se redujo a $79,30, el nivel más bajo del año. Sin embargo, un mes después se recuperó y llegó a los $88,75. Para cerrar el año a un nivel superior a los $100.Sin embargo, la previsión de varios analistas es que el precio del petróleo en el mercado internacional se mantenga por sobre los $100. En un estudio realizado en noviembre de 2011 de la consultora McKinzey, se menciona que a largo plazo (hasta el año 2020), hay grandes probabilidades de ver al petróleo en niveles superiores a los $175, con largos períodos de precios en $140. A corto plazo el estudio menciona que hay altas probabilidades de caídas temporales del precio internacional, específicamente relacionadas con la crisis financiera mundial y sus consecuencias en Europa.Jorge Luis Zirrit, presidente de la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador, sostiene que este precio era previsible en el inicio de año y que esta tendencia se mantendrá. "Los precios son muy especulativos, pero esperamos que en este año exista mayor estabilidad", dijo Zirrit.Por su parte, Luis Calero, asesor Legal del Foro Petrolero, señala que previsiones de varios organismos como la Agencia Internacional de Energía, el Departamento de Estadística de Energía de los EEUU., la Opep y varias consultoras privadas pronostican un precio superior a los $100."Si se mantiene la condición de que la China tenga un incremento en la demanda de petróleo de aproximadamente 500 mil barriles diarios, entonces los precios del crudo podrán mantenerse por los $100; de hecho, se prevén precios de venta más altos por barril que en 2011", dijo Calero. (SA) Más datos El petróleo de Texas subió ayer 4,17% y cerró en 102,96 dólares por barril, su mayor precio desde mayo del año pasado, $4,13 adicionales.El precio del barril de crudo se fijó en $79,73 en la Proforma General del Estado de 2012, aprobada a finales de noviembre del año pasado.Por el Oleoducto Transecuatoriano circulan 358 025 barriles diarios de crudo. De este volumen, 162 621 llegan a las refinerías.
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: Hoy
La producción nacional de crudo subió un 3% en 2011
Las empresas públicas Petroecuador y Petroamazonas registraron una subida en la extracción de hidrocarburos en un 9 y 10% respectivamente, según cifras oficiales.Al cierre del año, la producción diaria de crudo en el país entre compañías privadas y estatales llegó a 500 234 barriles hasta el 31 de diciembre pasado. Esto representa un 3% más de los 486 071 barriles producidos en 2010, según datos emitidos por el Ministerio de Recursos Naturales No Renovables.La empresa que presenta mayor incremento de la producción en comparación a 2010 es Petrocuador con 151 538 barriles por día (bpd). Mientras que el indicador anual anterior indica que la empresa produjo 137 886 bpd. Esto representa una subida del 10% en su producción.La otra empresa estatal, Petroamazonas, llegó a los 156 794 bpd. Mientras que en 2010 solo llegó a los 143 783. Esto significa un incremento del 9%.El año anterior, campos operados por empresas privadas que no renovaron sus contratos pasaron a ser manejados por la estatal. Petroamazonas se hizo cargo del bloque 18 que era operado por la compañía Petrobras. En el caso de el consorcio Río Napo, conformado por el 70% de Petroecuador y el 30% de PDVSA, quien renovó su contrato para operar en el Campo Sacha, se redujo la producción en un 2%. De los 50 648 producidos en 2010 se bajó a 49 515.Edmundo Brown, experto en temas petroleros, comenta que las empresas privadas han hecho esfuerzos para tratar de incrementar la producción. Explica que además se debe tomar en cuenta el cambio en las modalidades de contratos y la no renovación en algunos casos. También señala que influyen los niveles de importaciones de derivados que es un factor importante, y que las cantidades de reservas petroleras son deficitarias.Por su parte, las empresas privadas incrementaron sus niveles de producción en un 7%. De los 132 989 bpd en 2010 pasaron a 142 387 bpd. En este volumen no se toma en cuenta los campos de Petrobras, que en el 2011 pasaron al Estado.José Lema, presidente del Colegio de Ingenieros Geólogos y petroleros de Pichincha, comenta que es lógico el incremento en la producción en 2011, debido a que bloques operados por compañías privados pasaron a ser manejados por las públicas. Lema resalta los niveles de exploración que las empresas públicas han comenzado a realizar con el uso de nuevas tecnologías.El presidente del gremio, sotiene que en el caso del Campo Sacha, la declinación de la producción se debe a una mala administración y consensos en la toma de decisiones. "Lo que se espera en 2012 es que la producción se mantenga, tanto en compañías privadas como estatales", dijo.La meta para las estatales en 2012 es llegar a los 188 millones de barriles. Según las previsiones, se espera que en este año la producción diaria ascienda a los 526 mil barriles. (SA) Estatales usan nueva tecnología Según la Gerencia de Exploración y Producción de Petroecuador, el incremento de la producción se obtuvo por la aplicación de nuevas tecnologías de producción en los procesos de los campos en los que operan. Completaciones Duales, Apertura de ventanas, Estimulaciones, Fracturamientos, Aplicación de Geomecánica en perforación de pozos direccionales y horizontales, sistemas MXR, One Trip, entre otras.El 1.º de enero de este año, Petroecuador alcanzó una producción de 158 020 barriles diarios en sus campos. Más datos En 2012 se espera exportar exporte 133 millones de barriles de crudo.Para este año, las importaciones de derivados se ubicarán en 45,9 millones de barriles.Petroecuador cerró diciembre con una producción diaria de 157 117 barriles. Petroamazonas tiene la meta de producir 27,18 millones de barriles, a una tasa de 160 860 barriles por día durante este año, Petroamazonas espera incorporar cinco pozos y mantendrá en desarrollo 75.
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: La Hora
Se mantiene 'imposición' de gas industrial
En los exteriores de los centros de abastecimiento hay largas filas de carros en espera del producto. En el centro de abastecimiento de San Bartolo, al sur de la ciudad, ayer se continuó exigiendo a los distribuidores de gas licuado de petróleo la adquisición de un cilindro de gas industrial por cada cien tanques.El reclamo de algunos de los distribuidores no se hizo esperar. Otto Fonseca, pidió respeto al acuerdo al que habrían llegado este martes las autoridades de la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH) con los dirigentes de los expendedores.Según Ricardo Flores, presidente de la Asociación de Distribuidores de Gas de Pichincha, el acuerdo es que en enero "no se exigirá la compra del 1% de los cilindros de gas industrial, que se dejará a discreción". Está prevista la difusión de la medida para que los dueños de los negocios como restaurantes y panaderías adquieran el gas industrial y no sólo el subsidiado. La respuesta que dieron en la administración es que al menos en la mañana no les había llegado ninguna notificación de parte de la ARCH sobre este tema.Otros distribuidores, para no perder el cupo, adquirieron el tanque de 15 kilos industrial que tiene un costo de 18,91 dólares y continuaron con su negocio.María Sánchez comentó que ya tiene ocho tanques industriales acumulados en su casa porque no tiene pedidos. Ella hizo un llamado a las autoridades para que "el control se lo haga de forma responsable en los negocios". Denunció que muchos industriales compran un cilindro de gas industrial porque eso indican a las autoridades de control cuando les visitan.Su preocupación también es el número de cilindros que despachan del centro de abasto, ella tiene dos vehículos con capacidad de 140 tanques cada uno, pero solo le abastecen a uno. Similar malestar tiene Jorge Guaycal, en su caso tiene un solo vehículo y los mayores problemas se le presentan los lunes porque no hay gas en los centros de abasto. Comentó que el origen del problema está en Pifo, porque no despachan durante los fines de semana.
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: Hoy
Calidad de combustibles mejorará
HASTA 2014, la estatal petrolera Petroecuador tendrá plazo para reducir el plomo de los combustibles de 7 000 a 500 partes por millón (ppm); así lo afirmó ayer Verónica Sión, ministra de Industrias y Productividad.El anuncio, dado luego de una visita al Instituto Ecuatoriano de Normalización (Inen) en compañía del presidente Rafael Correa, incluye la aplicación de una norma técnica que ya fue emitida y de un cronograma validado por la Presidencia.La norma posee una disposición transitoria a efectos de que el propio sector, que vendría a ser Petroecuador y las instancias involucradas con la producción, tenga la capacidad de hacer la adaptación de los equipos y de la maquinaria."La meta que nos hemos impuesto, y así está ya publicada la norma y los reglamentos, es alcanzar que el combustible, básicamente el diésel y también la gasolina, sea con 10 ppm de plomo, similar a las normas aplicadas en mercados europeos", dijo. Adicionalmente, durante el recorrido, sin presencia de los medios, Correa recomendó que exista un esfuerzo mayor del Inen en el tema de normalización. Al respecto, Sión agregó que aquellas instancias como las emisiones de sellos y procesos de certificación podrían ser delegados a otro tipo de actores como la academia o laboratorios en el ámbito privado.Correa sugirió también la contratación de especialistas internacionales para la revisión de determinadas normas y estándares. En ese sentido, la ministra de Industrias dijo que todo el sistema ha recibido la asistencia técnica especializada de organismos de Alemania, México, el Brasil y la Argentina. "Estamos trabajando con una posible cooperación de asistencia técnica con Corea", adelantó.En el caso específico del Inen, el proceso de fortalecimiento de equipos y maquinaria continuará, citó. Patricia León, directora del Instituto, indicó ya han recibido una inversión fuerte del Gobierno. "Para este año, hay un presupuesto que bordea los $5 millones", especificó.Sobre los plazos para culminar la transformación del Inen, León señaló que ese es un trabajo permanente. "No dependemos de plazos. Las industrias son las que tienen que empezar a cumplir la normativa".Correa no habló con la prensa. Ni antes ni después del recorrido, el primer mandatario emitió un solo comentario a los periodistas asistentes, que debieron esperar fuera de las instalaciones por cerca de hora y media a que saliera. Todo, en medio de una lluvia que los obligó a guarecerse en una carpa.Como él no habló, la ministra Sión lo hizo; sin embargo, ella fue interrumpida, casi al final de sus declaraciones, por Javier Pozo, gerente de Chova del Ecuador.Él le indicó que el Instituto Nacional de Compras Públicas (Incop) no toma en cuenta los sellos de calidad que tienen los proveedores. "Me dijeron que el Incop no está alineado con el tema de la calidad", dijo.En respuesta, Sión dijo que tomará en cuenta el caso porque el parámetro de la calidad debe tenerse en cuenta en los procesos de contratación
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Fecha: 06.01.2012
Fuente: Andes
Ecuador inicia purificación de diésel para lograr estándar europeo
Petroecuador se comprometió a hacer la adaptación de los equipos y maquinaria para obtener una mejor mezcla del diésel, con el fin de reducir de 7 000 partes por millón de azufre a 500 partes por millón, es decir menos de la décima parte.Para ello, el Instituto Ecuatoriano de Normalización (INEN) emitió las normas técnicas para mejorar la calidad de los combustibles que se expenden en el país.La ministra de Industrias, Verónica Sión, sostuvo que la meta hasta el 2014 es alcanzar un diésel de 10 partes por millón, tal como se aplica en los mercados europeos."Hay un cronograma que ha sido validado por la presidencia de la república y aspiramos crear una dinámica y un desarrollo dentro del sector industrial, y a la par exista un grado de protección para los consumidores del país", dijo Sión. En noviembre pasado, el presidente ecuatoriano Rafael Correa explicó la propuesta para mejorar la calidad de los combustibles, cuyo costo bordeará los USD 200 millones y que será financiada con una parte de la recaudación de la reforma tributaria vigente.En ese entonces, Correa dijo que la propuesta para mejorar la calidad de los combustibles empezaría con una mejora del diésel en enero de este año. "Bajaremos de 7 000 partes por millón de azufre a 500 partes por millón", dijo."En enero del 2012 comenzamos con un diésel de 500 parte por millón y a partir de julio funcionará el catalizador de la refinería Esmeraldas y bajaremos de 500 a 250 partes por millón del diésel utilizado en el Ecuador", dijo el primer mandatario. "Con la nueva refinería del Pacífico, que entrará en funcionamiento en el 2016, tendremos el mejor diésel del mundo", reiteró entonces.
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