15.08.2018 –EL CRONISTA (BUENOS AIRES, ARGENTINA)
David Cayón – El ministro de Energía, Javier Iguacel, confirmó ayer que el Gobierno estudia cerrar el registro que proponía incentivos a las empresas que produzcan gas no convencional en Vaca Muerta. La medida, que se estableció con la Resolución 46, propone precios especiales para las empresas que produzcan shale o tight gas en la Cuenca Neuquina pero, entendiendo que las empresas están generando un excedente exportable, Iguacel explicó que no es la intención oficial subsidiar la venta de gas al exterior. “Las empresas que decidan exportar no van a poder seguir utilizando los beneficios de la resolución 46. Esta tiene un beneficio para estimular la producción en la Argentina y reducir los costos de los argentinos. Subsidiar la exportación sería incoherente y hasta nos pueden acusar de dumping”, señaló el funcionario a El Cronista. Aquel yacimiento que tenga este beneficio no podría exportar y, en el caso que tenga contratos de largo plazo ininterrumpibles, el operador en la cuenca que cuente con el beneficio podrá hacerlo pero se le descontará del beneficio el volumen exportado. “Esto no es una modificación de la resolución. Las empresas que ya tienen el beneficio aprobado lo mantendrán pero, dado el éxito que tuvo, estamos analizando cerrar el registro y estudiando qué límites le damos a las que fueron presentados pero no fueron aprobadas”, expresó el ministro. Tecpetrol, de Techint, supo aprovechar desde el principio el precio estímulo; en cambio, varias empresas competidoras, con YPF a la cabeza, se quejan de que les quedaron afuera varios proyectos, y eso complicará las inversiones previstas. Por otra parte, el ex titular de Vialidad Nacional adelantó que se implementarán dos tipos de contratos de exportación de gas. “Los primeros se denominarán interrumpibles; por ejemplo, para el verano en donde habría excedente y que cuando hay necesidad para el mercado interno se corta y se abastece localmente”, dijo el funcionario. Los segundos se llamarán ininterrumpibles, que se utilizarán para que “en la medida que tengamos agotada la capacidad interna y ya ni haya forma de sacar gas, permitir que siga en pie la exportación del excedente a Chile y no tener que parar la producción de los pozos”. En los próximos días se publicaría esta resolución con los nuevos formatos e Iguacel adelantó que iban a “agilizar los trámites para que en la próxima reunión interministerial con Chile podamos dar la noticia de que volvemos a vender energía limpia y barata al vecino país”.
15.08.2018 – EL CRONISTA (BUENOS AIRES, ARGENTINA)
Santiago Spaltro – Pese a su crucial influencia en la actividad económica, no será el campo el sector que saque a la Argentina del déficit comercial, sino la energía. El Gobierno lo logrará gracias a duplicar la producción local de gas y petróleo, lo que ayudará a exportar por unos u$s 15. 000 millones dentro de cinco años. Así lo expuso ayer el ministro de Energía, Javier Iguacel, en un seminario en Neuquén. En el simposio de la Sociedad de Ingenieros del Petróleo (SPE, por sus siglas en inglés), el funcionario informó que los objetivos de su cartera a mediano plazo son duplicar la producción de gas, para llegar a 260 millones de metros cúbicos por día (MMm3d) dentro de cinco años, de los cuales 100 MMm3d serán para exportación. En el mismo lapso, la extracción de petróleo debería llegar a 1millón de barriles por día (bpd), lo que implica también hacer crecer en 500. 000 bpd la producción hacia 2023, para exportar la mitad. Esta meta, difícil hoy, representaría, en otros términos, superar el récord histórico de producción local de petróleo, que fue de 846. 955 bpd en 1998. La promesa de aportar u$s 15. 000 millones en exportaciones netas para dentro de cinco años resulta seductora. El año pasado, las exportaciones energéticas llegaron a u$s 1515,8 millones y el déficit comercial del sector quedó en u$s 3268 millones. En el corriente año, la balanza se encamina a mejorar, pero aún en negativo. Lograr que para 2023 se exporten diez veces más en montos que en la actualidad implicaría, con todo lo demás constante a 2017 (un año con dólar bajo), un superávit comercial cercano a los u$s 5000 millones. Estos objetivos se sustentan en los promisorios resultados de Vaca Muerta en lo que va de 2018. La extracción de gas en todo el país creció en el primer semestre del año un 4,6% interanual hasta 127,2 millones de MMm3d en promedio, gracias al aporte de los yacimientos neuquinos (con Tecpetrol, de Techint, como estrella principal) y, en menor medida, de las concesiones de la Compañía General de Combustibles (CGC, de la Corporación América) en la Cuenca Austral -Santa Cruz y Tierra del Fuego-.
En los primeros cinco meses del año, el sistema (el conjunto de usuarios residenciales, comerciales, industria, centrales eléctricas, GNC, entes oficiales y subdistribuidores) requirió en promedio 120 MMm3d de gas. En julio de 2017, el mes más frío, se necesitaron 145,2 MMm3d. Llegar, tal como visualiza Iguacel, a 260 MMm3d de producción de gas, significará precios muy competitivos para el mercado local, junto con el fin de las importaciones de gas de Chile y de Gas Natural Licuado para el invierno. Otro de los propósitos presentados por Iguacel es el de alcanzar 500. 000 empleos asociados al desarrollo de Vaca Muerta. Un viejo estudio del Ministerio de Planificación, que data de 2014, estimaba que el incremento de los puestos de trabajo en la región sería, como mucho, de 150. 000 empleos, con 550. 000 nuevos pobladores, por lo que lograr 500. 000 nuevos empleos sería toda una revolución para el área. Según el ex secretario de Energía Jorge Lapeña, “lo que dijo el ministro es interesante, porque blanquea al fin lo que proyecta el Gobierno, pero no coincide con los pronósticos que se hicieron en el Instituto Mosconi”, del que es director. “La producción de petróleo convencional (que es el 88% del total) sigue en baja. En gas tampoco vemos que se pueda duplicar. La demanda local crecer y la oferta recién se está recuperando, auspiciosamente”, expresó el especialista. “El objetivo de duplicar la producción de gas es posible y tenemos que tenerlo como país, pero no sé si en cinco años, capaz en más. Necesitamos exportar GNL, que va a tomar más tiempo”, dijo un importante ejecutivo del sector, en reserva a El Cronista.
15.08.2018 – EL UNIVERSAL (CARACAS, VENEZUELA)
Caracas.- La comisión de Finanzas de la Asamblea Nacional (AN) inculpó al Gobierno nacional por la pérdida de Citgo, luego de que un juez estadounidense autorizara su incautación, la cual era filial de Petróleos de Venezuela (Pdvsa) en EEUU, a favor de la minera Crystallex, que reclama a Venezuela 1.400 millones de dólares por la nacionalización de sus negocios y anunciaron que se realizará una investigación para determinar las responsabilidades políticas individuales. El diputado Juan Andrés Mejía, miembro de la comisión, comentó que las autoridades nacionales y otros organismos son cómplices ante la gestión económica realizada por el Ejecutivo en los últimos años. “La AN, la comisión de Finanzas y otras instituciones entre 2005 y 2015, ignoraron lo que se estaba haciendo mal, son responsables de a lo que hemos llegado”. El pasado jueves, un juez federal de EEUU dictaminó la medida de embargo a la empresa refinadora de crudo, fallando a favor de la compañía minera canadiense Crystallex, cuyos activos en Venezuela fueron expropiados en 2008 por el entonces presidente Hugo Chávez. Señaló que “esto no es algo que vemos con emoción, sino todo lo contrario, con muchísima preocupación y consternación porque no solamente se trata del presente de los venezolanos, sino también del futuro de las próximas generaciones”. Mejía reseñó que estos casos pudieron evitarse si se hubiese hecho una correcta inversión y pagos a tiempo a los acreedores, “el Estado decidió endeudar a la nación, manejaron de muy mala manera la economía y éstas son las consecuencias”.
En bancarrota
El diputado Mejía dijo que «la empresa refinadora venezolana, como parte de Pdvsa, fue sometida a un endeudamiento bárbaro, tanto en la emisión de bonos como a préstamos de empresas de otros países como el caso de la rusa Rofnet, poniéndola en riesgo». Destacó que la valoración de Citgo ronda entre los 6 y los 10 mil millones de dólares estadounidenses, pero que más allá de lo económico tiene una valoración estratégica para la industria petrolera venezolana. Mejía precisó que Crystallex fue declarada en bancarrota en 2011. A partir de entonces introdujo una demanda contra Venezuela ante el CIADI, Internacional de Arreglos de Diferencias Relativas, que produjo un resultado en 2016 mediante la que se le otorga a la empresa la posibilidad de cobrar un monto alrededor de los 1.400 millones de dólares por la expropiación en 2011 del yacimiento de oro Las Cristinas -uno de los depósitos auríferos más grandes del mundo- ubicado en el estado Bolívar. Expresó que hoy el dinero que reclama Crystallex es «una cifra muy importante”, que deja a Venezuela en “bancarrota” si se suma a los más de 9.000 millones de dólares que debe pagar el país en servicios de bonos este 2018. Asimismo, recalcó que el dinero que ingresó al país durante esos años «fue robado y despilfarrado» y advirtió que acciones como la de Crystallex probablemente no se detengan. “Tenemos ante el CIADI 21 demandas y 44 acciones interpuestas”. Pdvsa controlaba a través de Citgo Petroleum tres refinerías en los estados de Texas, Illinois y Luisiana, así como una red de aproximadamente 10.000 gasolineras en todo Estados Unidos.
*Comentario de XDT Ingenieria: La capacidad del chavismo para destruir Venezuela ha sido increíble. La mezcla de incapacidad y corrupción más brutal que uno pudiera imaginar.
10.08.2018 – EI (SANTIAGO, CHILE)
La ministra de Energía, Susana Jiménez, señaló que el proyecto de ley de Eficiencia Energética que se enviará próximamente al Congreso contempla otorgarle la facultad a esta cartera para “normar la interoperabilidad del sistema de recarga de vehículos eléctricos con el fin de facilitar el acceso y conexión de los usuarios de estos a la red de carga”. La autoridad encabezó el evento “Electromovilidad: Proyección y propuestas para avanzar”, en un evento organizado por la Agencia Chilena de Eficiencia Energética (AChEE), donde se presentaron los resultados del Estudio de Movilidad Eléctrica en Chile, cuyo objetivo fue identificar las brechas existentes, y presentar propuestas que permitan favorecer la penetración de esta tecnología en el país. Jiménez dijo que otra iniciativa para el impulso de la electromovilidad es avanzar “hacia una infraestructura más homogénea y armonizada que asegure el libre acceso a los cargadores públicos y también se está desarrollando un informe técnico con la factibilidad eléctrica, a nivel de distribución, con los diferentes puntos de los terminales de las líneas del Transantiago y un documento con recomendaciones en materia de seguridad e interoperabilidad que deban tener las instalaciones para la carga de los buses eléctricos”. La ministra dijo además que el Ministerio comenzó a realizar los análisis “para establecer la estandarización y normativa de la red de cargadores para vehículos eléctricos medianos y livianos, y una normativa de diseño de instalaciones de electrolineras y una propuesta de homologación de cargadores. Por su parte, el director ejecutivo interino de la AChEE, Sebastián Jure, indicó que el estudio de electromovilidad es un aporte para el desarrollo de políticas públicas, precisando que el documento reconoce varias fortalezas en este tema dentro del país, como la existencia de recursos como el cobre y litio, además de la disponibilidad de energías renovables. Los detalles del estudio fueron explicados por David Cabieles, Profesional de la AChEE, quien destacó que las proyecciones para la electromovilidad muestran un escenario futuro, donde los vehículos eléctricos alcanzarían una participación de mercado del 14% en 2040, mientras que el consumo eléctrico de estos vehículos llegarían a un total de 5.000 GWh al año. Cabieles dijo que el estudio no prevé impactos relevantes de este desarrollo en las redes de distribución.
10.08.2018 – LA PATILLA (CARACAS, VENEZUELA)
La Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) es un organismo internacional fundado en septiembre de 1960 en Bagdad, Irak, por los entonces presidentes de Venezuela e Irak, Rómulo Betancourt y Muhammad Najib ar-Ruba’i respectivamente. Los países miembros fundadores fueron Arabia Saudita, Kuwait, Irán, Irak y Venezuela, el único perteneciente al Hemisferio Occidental. La producción combinada de esos países en 1960 sumaba 8,27 millones bpd, con Venezuela bombeando 2,85 millones bpd, es decir el 34,4% de la Opep. La Opep con los años resultó una poderosa herramienta geopolítcia, en la medida que los miembros fundadores fueron elevando la producción y se fueron incorporando miembros a la organización. Con el pasar del tiempo, la Opep ha tenido varias etapas, la primera, como lucha contra el dominio internacional de las exportaciones petroleras por las grandes empresas privadas, principalmente estadounidenses, luego en los años 70 y 80 en las estatizaciones de las empresas privadas y la intervención política de los precios. Después de ello una etapa de debilitamiento durante los años 80 y 90 con precios estables por aumento de la oferta de países no Opep. En la década del 2000 la demanda mundial creció vigorosamente impulsando los precios a niveles récord durante años, para que luego cayeran por la disminución de la demanda y exceso de oferta. En la actualidad la Opep se vuelve a comportar como un cartel antimercado al restringir la oferta para elevar los precios del crudo. La importancia de Venezuela dentro de la organización fue disminuyendo con el tiempo y con la llegada del chavismo al país, se ha vuelto marginal. El socialismo trajo una monumental crisis socio económica con la destrucción de la economía nacional y de la empresa bandera del país, Pdvsa, que es hoy una empresa chatarrizada en vías de implosión. En 1970, la producción de Venezuela fue de 3,70 millones de bpd, es decir el 16,5% de la producción total Opep de 22,53 millones bpd. En el año 2000 de 2,89 millones bpd, el 10,15% del total Opep de 28,48 millones bpd. Entre los años del boom de precios del petróleo 2003- 2012 la Opep produjo entre 27 y 32 millones bpd de crudo. Y Venezuela pudo mantener una participación de 10% y 7,8% del total Opep, pero declinando desde el año 2011. Ya la crisis en Pdvsa comenzaba a brotar con fuerza.
Con la llegada de Maduro al poder, comenzó la debacle. Según cifras preliminares de julio, de la encuesta Platts, la producción de Venezuela alcanzó un mínimo de más de 60 años al producir apenas 1,24 millones bpd, el 3,80% de la producción Opep de 32,66 millones bpd. De ser uno de los cuatro grandes productores de la Opep durante décadas, con el paso del tiempo redujo su participación a alrededor del 10% de la organización, hasta colapsar con la llegada de Maduro al poder. En julio, el país fue el octavo productor de la organización, ahora con 15 miembros, donde sólo 5 miembros producen más de 2 millones bpd, y Venezuela cayendo abruptamente al 8vo puesto, detrás de Nigeria y Angola. Hoy Arabia Saudita (32,5%), Iraq (13,99%), Irán (11,395) y EAU (9,095) concentran el 67,02% de la producción Opep. Las dos principales ventajas geoplíticas del país, una presencia poderosa dentro de la Opep y como suplidor seguro en el mercado premiun mundial de crudo, los EEUU, despareció con el saqueo socialista al país. Hoy Venezuela es una enana sin fuerza tanto en la Opep como en los mercados de EEUU. El chavismo acabó con el modelo industrial petrolero que le había servido por décadas al país. Habrá, con muchísima urgencia que instaurar otro, fundamentalmente privado, si no queremos que “las reservas más grandes del mundo” se queden permanentemente ahí. En el subsuelo.
08.08.2018 – EL NACIONAL (CARACAS, VENEZUELA)
Debido a la crisis económica en Venezuela y el bajo costo que representa el costo de la gasolina, los venezolanos han tenido que optar por realizar maniobras y trueques para pagar el combustible. Un video compartido en Instagram, por un conductor que viajaba desde el Zulia hasta Carabobo, muestra cómo este intercambió un cambur con un trabajador de una estación de servicio para surtir su vehículo de gasolina. Cientos de venezolanos y conductores han rechazado la nueva medida del presidente Nicolás Maduro de censar todo el parque automotor, en medio de la crisis de transporte público.
07.08.2018 –EL CRONISTA (BUENOS AIRES, ARGENTINA)
David Sheppard – La comercializadora suiza de materias primas Trafigura presentó planes para construir una terminal de exportación de petróleo de aguas profundas, la primera en Estados Unidos, capaz de operar con los superpetroleros más grandes del mundo. Según el plan, la comercializadora de commodities construiría un puerto de aguas profundas offshore en Corpus Christi, Texas, sobre el Golfo de México, con la idea de operar con buques petroleros muy grandes capaces de transportar más de 2 millones de barriles de crudo. El proyecto requiere la aprobación de la división marítima del Departamento de Transporte de EE. UU. Trafigura ya se posicionó como uno de los mayores exportadores de crudo norteamericano desde que en 2015 se levantaron restricciones a las ventas al extranjero de crudo vigentes hacía décadas. Esto se dio mientras el auge del shale oil más que duplicó su producción a cerca de 11 millones de barriles diarios. Pero las terminales de exportación actuales ubicadas sobre el Golfo de México norteamericano no pueden recibir buques petroleros de muy grandes dimensiones -que son la manera más eficiente de transportar por mar grandes volúmenes de crudo- por lo que buques más chicos deben trasladar el petróleo a mar abierto para luego cargar los superpetroleros más grandes.
Corey Prologo, director de Trafigura con sede en EE. UU. que lidera el Proyecto Terminales del Golfo, dijo que el plan brindará a los productores de crudo norteamericanos “un acceso más seguro, más limpio y más eficiente” a superpetroleros más grandes, lo que “garantizará que se aprovechen en su totalidad los beneficios económicos de la mayor producción local de petróleo”. Se pronostica que las exportaciones de petróleo crudo de EE. UU. , que subieron a cerca de 2 millones b/d en los últimos meses, serán de 5 millones b/d en 2022. Si bien EE. UU. sigue importando crudo de Canadá, Arabia Saudita y otros países, el shale oil producido localmente es más liviano que los barriles que bombean algunos rivales y no siempre es el adecuado para las refinerías de la Costa del Golfo, que están preparadas para procesar barriles más pesados. Eso hace que sea más eficiente enviar parte del crudo al extranjero, e importar barriles más convenientes para su sistema de refinación. La terminal de Trafigura es un proyecto que requiere la construcción de tanques de almacenamiento y conexión a oleoductos. Tendría una capacidad aproximada de 400. 000 b/d, según un allegado al proyecto.
7.08.2018 – DIARIO CONCEPCIÓN (SANTIAGO, CHILE)
Bío Bío suma cuatro concesiones de explotación, tres vigentes y una cuarta en trámite. Ninguna ha logrado desarrollarse para poder inyectar energía, de ahí el desafío del Gobierno de crear las condiciones para concretarlas. Dentro de las Energías Renovables No Convencionales (Ernc) destaca una por su alto potencial que concentra Chile, no obstante, es la menos explotada. Se trata de la geotermia, que a nivel nacional suma un sólo proyecto en operación en la Región de Antofagasta (Enap/Enel), pero con algunos otros tres desarrollos que llevan distinto grado de avance. Destaca acá el proyecto Tolhuaca, ubicado justo en el límite entre Bío Bío y Araucanía, además de un segundo ejemplo que avanza en la cordillera de Ñuble, que aún forma parte de la Región del Bío Bío. “Desde 2010 se han entregado una decena de concesiones de exploraciones, proceso que ha permitido partir con la primera central geotérmica en el norte de Chile, pero otros ya pasaron desde la etapa de exploración a la explotación, que son los casos de Tolhuaca y Ñuble”, explicó el seremi de Energía, Rodrigo Torres. No obstante, se trata de una tecnología nueva y cara, ya que la fase de exploración encarece el proceso debido a la escasez de personal capacitado, así como el propio instrumental, que compite con la exploración petrolera, sostiene Torres, razón que, junto al actual costo de la energía, provocaron que el proyecto se paralizara hasta el día de hoy,
07.08.2018 – PULSO (SANTIAGO, CHILE)
En la última fase de construcción se encuentra el proyecto termosolar, Cerro Domindaor. La torre de 250 metros de alto captará el calor proyectado por los casi 11 mil heliostatos que rodean la estructura para poder producir cerca de 210MW que servirán para potenciar el mercado eléctrico. La última etapa del proyecto que verá la luz a inicios de 2020 se da en medio del anuncio de que la empresa a cargo de las obras, Concentración Solar de Potencia (CSP), logró un “acuerdo de financiamiento en mayo de este año, contando así con el respaldo de la banca, principalmente de entidades internacionales, las cuales han avalado la calidad técnica de este proyecto y también la solidez de nuestra compañía, que ha cumplido todos los compromisos planteados en este período”, según informó la compañía. La primer planta termosolar en Chile y Latinoamérica habría significado una inversión total de US$ 1.400 millones. Desde CSP destacaron que almacenamiento térmico de 17,5 horas, permitiría generar energía las 24 horas del día, lo cual haría que este proyecto sea único entre las iniciativas de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) existentes en el país. El proyecto, ubicado en la comuna de María Elena, a 60 kilómetros de Calama, evitararía la emisión de unas 870.000 toneladas de CO2 por año. Además, la planta evitaría la emisión a la atmósfera de aproximadamente 643.000 tCO2 al año, equivalentes a las emisiones de 357.000 vehículos circulando durante un año, una vez que entre en operación. Según comentó el CEO de Cerro Dominador,Fernando González, Chile está tomando una posición de vanguardia en tecnología solar no solo a nivel latinoamericano, sino que a nivel mundial.
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07.08.2018 – EI (SANTIAGO, CHILE)
A 59,4 kilómetros de Calama, en la comuna de María Elena, la planta de Concentración Solar de Potencia, Cerro Dominador, se impone en el paisaje. Y es que su torre principal, que llegará a 250 metros una vez que finalice la construcción, será la más alta de Chile (después del Costanera Center). Con más de un 60% de avance, y con la visita de la ministra de Energía Susana Jiménez, el proyecto inició su última etapa de construcción, reactivándose. Cabe recordar que en 2015, su anterior dueño, Abengoa, enfrentó una reestructuración financiera paralizando las obras. Actualmente las obras de la iniciativa serán terminadas por un Consorcio formado por Abengoa y Acciona. Su actual promotor, el fondo estadounidense EIG Global Energy Partners, tomó el control a fines de 2016 y en mayo de este año logró llegar a un acuerdo de financiamiento con entidades bancarias locales e internacionales. La inversión total del proyecto, que se ubica en 700 hectáreas, supera los US$1.400 millones. “Esta planta destaca por su innovación y cambio de paradigmas respecto de lo existente hasta ahora en energías renovables en nuestro país. Ello porque viene aparejado con el almacenamiento, lo que permite transformar la energía solar en un suministro de base para la generación eléctrica”, detalló la ministra Susana Jiménez. Cerro Dominador contempla un
almacenamiento térmico de 17,5 horas, lo que permitirá generar energía, a diferencia de las otras ERNC, las 24 horas del día.
Contratos
“El proyecto tiene contratos con las distribuidoras de electricidad, los que se obtuvieron en la licitación de 2014, sin embargo, tendremos una capacidad de excedentes de 200 GWh por año, es decir entre un 15% a 20% aproximadamente de la producción total, y estamos trabajando con nuestro departamento comercial para buscar oportunidades para vender la energía al sector minero”, detalló a este medio Fernando González, CEO de Cerro Dominador, compañía local controlada por EIG . Si bien los precios spot están bajos, reconoció González, “creemos que al brindar energía de base limpia, las 24 horas del día, tenemos un valor adicional par nuestros futuros clientes”. La iniciativa tienen un periodo de puesta en marcha de seis meses, lo que sucederá, según lo planeado, a fines de 2019, por lo que la planta podría estar operando en el segundo trimestre de 2020.
Cómo funciona
La iniciativa considera el desarrollo de dos plantas combinadas:
Una termosolar de concentración solar de potencia, que generará 110 MW y que tiene aproximadamente un 50% de avance. Y una fotovoltaica que produce 100 MW y que actualmente está en operación. Para hacer funcionar el sistema de almacenamiento la energía es captada a través de más de 10.600 heliostatos (grandes espejos) distribuidos concéntricamente en más de 700 hectáreas. Los heliostatos siguen la trayectoria del sol con un movimiento de dos ejes y concentran la radiación en un receptor ubicado en la parte superior de la torre, localizada en el centro del círculo. El receptor calienta una corriente de sales fundidas hasta una temperatura de 565o, sales que son almacenadas en un sistema de tanques ubicados al pie de la torre. Las sales son almacenadas y utilizadas posteriormente para generar vapor y así, energía eléctrica. Las sales frías son almacenadas para ser recalentadas nuevamente en un circuito cerrado.
