Resumen de principales noticias : Petróleo y Gas

WEPRINCIPALES NOTICIAS HIDROCARBUROS: 4/8/2010
1.- BP intenta de nuevo el sellado del peor vertido de todos los tiempos
2.- Precio del petróleo en 82.55 dólares.
3.- EE UU investiga a BP por uso de información privilegiada
4.- Ecuador protege selva amazónica
5.- El problema del Gas natural y el GLP
6.- Argentina corta el gas a las grandes empresas por la crisis de suministro
Miércoles 4 Agosto 2010 - 09:35:44
Petróleo crudo
$82.41
▼0.14
0.17%
9:37 AM EDT - 2010.08.04
Precio del Petróleo Crudo por OIL-PRICE.NET ©
Precio
09:13 - $ 82.41
Diferencia
0.14 0.17%
Max/Min Abierta 52 Semanas
81.62 - 82.63 82.42
58.08 - 87.00
Tendencia Volumen
25,851
40,634
Pronostico anual
$ 95 / Barril
1.- BP intenta de nuevo el sellado del peor vertido de todos los tiempos
La nueva tentativa de tapar el pozo con lodo se inició con una fuga hidráulica
EEUU estima que la marea negra asciende a 795 millones de litros de petróleo
Miércoles, 4 de agosto del 2010 EMILIO LÓPEZ ROMERO / Nueva York Votos: +0
-0 Comentarios (0)
Una pequeña fuga hidráulica volvió a poner en vilo a los operarios de BP, que ayer
estaban pendientes de los resultado de una nueva prueba de presión para dar paso a la
que esperan que sea la operación de sellado definitivo del pozo Macondo, dañado hace
más de tres meses y que ostenta ya el triste privilegio de haber provocado el peor
vertido de todos los tiempos. Los científicos de la administración Obama han
confirmado que el volumen de la marea negra asciende a casi a cinco millones de
barriles de petróleo: unos 795 millones de litros en aguas del Golfo de México, más de
100 veces superior al vertido del Prestige.
La operación ha sido bautizada como Static kill y consiste en la inyección de toneladas
de lodo pesado y cemento en el pozo averiado para lograr que el crudo vuelva a su
yacimiento, situado a unos 4.000 metros de profundidad. La técnica ya fue probada
hace semanas, pero entonces los resultados no fueron los esperados porque la presión
puso en peligro la integridad del sistema. Con la campana de contención no debería
haber ese problema y por eso era vital que las pruebas de ayer dieran resultados
positivos.
Thad Allen, responsable del operativo de contención y limpieza del vertido, explicó a
primera hora que las fugas hidráulicas que hicieron saltar las alarmas habían
desaparecido y que todo estaba listo para bombear la mezcla desde la superficie,
operación que durará casi tres días. Sin embargo, advirtió de que podrían seguir
produciéndose filtraciones una vez concluida la técnica, por lo que insistió otra vez más
en que la respuesta definitiva pasa por los pozos alternativos. «La clausura de Macondo
no será completa hasta tener los nuevos pozos». Se espera que el primero esté listo el
próximo 15 de agosto.
MULTA MILLONARIA Los trabajos de BP comenzaron solo unas horas después de
que el equipo de ingenieros y científicos contratado por el Gobierno estadounidense
confirmara en un informe los peores pronósticos que se venían manejando las últimas
semanas. Con un margen de error del 10%, el informe sitúa en unos 53.000 barriles
diarios el volumen de crudo expulsado al mar hasta que BP logró acoplar la campana de
contención sobre el pozo, el pasado 15 de julio.
A medida que los números crecen aumenta también la cuantía de la sanción económica
que deberá pagar la petrolera por el desastre. La legislación estadounidense establece
una multa de 830 euros por barril que puede subir hasta 3.250 euros en caso de que el
Gobierno determine que hubo negligencia. De momento está claro que BP deberá
desembolsará como mínimo 4.000 millones de euros y está por ver si finalmente la
multa asciende a 15.900 millones de euros.
«Nunca habíamos tenido un derrame de esta magnitud en alta mar», reconoció ayer Ian
R. MacDonald, un oceanógrafo de la Universidad de Florida que advirtió de que las
repercusiones por el mayor desastre ecológico de la historia se prolongarán durante
muchos años. Esta tragedia eclipsa la catástrofe que se vivió en 1979 en aguas de la
bahía mexicana de Campeche tras el accidente de la plataforma
2.- Precio del petróleo en 82.55 dólares.
Petroleo : Agosto 4, 2010 a las 4:53
El petróleo de Texas aumento su cotización alejándose por el nivel superior de la
barrera de los 80 dólares dentro de poco alcanzaría el valor registrado en su máximo
anual el 4 de mayo.
El precio del barril de crudo de Texas subió en Nueva York el 1,48%, a 82,55 dólares,
debido en parte al debilitamiento del dólar frente al euro y otras divisas, a su vez al
finalizar la sesión en la Bolsa Mercantil de Nueva York, los contratos de Petróleo
Intermedio de Texas para entrega en septiembre subió en unos 1,21 dólares al precio
del lunes y cerraron por cuarta sesión consecutiva con alzas.
Los contratos de gasolina para entrega en septiembre subieron unos 3 centavos y
cerraron a 2,19 dólares el galón. El miércoles se revisaran las reservas de crudo y de
combustibles almacenadas la pasada semana en EEUU y algunos analistas prevén un
descenso de algo más de un millón de barriles de petróleo.
La Bolsa de Nueva York cerró la sesión del martes con bajas, tras algunos datos
económicos en Estados Unidos y de ganancias empresariales que no cumplieron con lo
que se esperaba. El promedio industrial Dow Jones bajó un 0,36% a 10.636,38
unidades. En tanto, el índice Standard & Poor’s 500 perdió un 0,48% a 1.120,46
unidades, mientras el índice tecnológico Nasdaq Composite cayó un 0,52% a 2.283,52
unidades.
3.- EE UU investiga a BP por uso de información privilegiada
La SEC ha empezado una investigación contra la empresa petrolera sobre la posible
venta, por parte de algunos de sus empleados, de información privilegiada relativa al
vertido de petróleo en el Golfo Pérsico.
La Comisión del Mercado de Valores estadounidense (SEC) ha abierto una
investigación para averiguar si algunos trabajadores de BP sacaron provecho del vertido
en el golfo de México vendiendo información privilegiada a los inversores.
Según informa Reuters citando fuentes cercanas a la investigación, unos días tras el
derrumbe de la plataforma Deepwater Horizon, algunos empleados de BP habrían
negociado con la información sobre las operaciones que iba a realizar la compañía para
enfrentarse al accidente. Esa información podría haber ayudado a algunos inversores a
esquivar los desplomes en la cotización de BP, vendiendo con antelación la acciones. El
título de BP cayó de forma vertical en las semanas tras el accidente del 20 de abril,
perdiendo el 53,8% de su valor bursátil.
La misma empresa petrolera reconoció la semana pasada en un comunicado que "la
Comisión de Valores y el Departamento de Justicia están realizando investigaciones
informales sobre asuntos de valores que han surgido en relación al incidente" de la
plataforma en el golfo de México. Ni BP ni la SEC han hecho comentarios al respecto.
Antes del derrumbe de la plataforma, el director ejecutivo de BP, Tony Hayward,
vendió acciones de su misma empresa por el valor de 1,4 millones de libras (unos
1.650.000 euros), evitando una grave pérdida bursátil. Paralelamente, algunas gestoras
de fondos realizaron ventas de paquetes de acciones de BP por aquellas fechas , como
las de los bancos estadounidense Goldman Sachs y Wachowia, que se deshicieron
respectivamente del 43% y del 97% de su cartera de títulos de la petrolera, según datos
de la SEC.
La SEC investiga además si BP dio al mercado toda la información disponible sobre los
riesgos relacionados a sus operaciones petroleras en aguas profundas en el Golfo de
México, agregó una de las fuentes. BP, en el informe anual del 2009, mencionó algunos
riesgos operativos de sus perforaciones, como potenciales derrames de petróleo. "El
fracaso en administrar esos riesgos podría causar heridos o en pérdida de vidas, daños
medioambientales, o la caída de la producción y podría resultar en acciones
regulatorias, obligaciones legales y daños a nuestra reputación", dijo la compañía en su
informe.
La compañía afirmaba que las perforaciones estaban sujetas a "riesgos naturales y otras
incertidumbres, incluyendo aquellas relacionadas con las características físicas de un
campo de petróleo o gas natural".
4.- Ecuador protege selva amazónica
Fecha: 03/08/2010
Zona protegida
QUITO - Ecuador anunció que firmará un fideicomiso con el Programa de las Naciones
Unidas para el Desarrollo (PNUD) en Quito para evitar la extracción de unos 846
millones de barriles de petróleo en el parque nacional Yasuní, en la selva amazónica.
"La firma del fideicomiso Yasuní-ITT se realizará el próximo martes (...) en el salón
Los Próceres de la cancillería de Ecuador", indicó el ministerio de Patrimonio en un
comunicado.
El documento será suscrito luego de que el presidente Rafael Correa planteara ante la
ONU en 2007 mantener indefinidamente inexplotadas los campos Ishpingo,
Tambococha y Tiputini (ITT), con 846 millones de barriles de crudo que representan un
20% de las reservas ecuatorianas.
A cambio propuso que la comunidad internacional contribuya con al menos 3.600
millones de dólares (50% de lo que el país percibiría por extraer el petróleo).
Cuidado ambiental
Al acto de la firma del fideicomiso asistirán la administradora del PNUD, Rebeca
Grynspan, el vicepresidente de Ecuador, Lenín Moreno, y varios ministros.
De esa manera, Quito "podrá comenzar a recibir los aportes de los países
contribuyentes" después de que la iniciativa Yasuní-ITT ha sido apoyada por miembros
de la Unión Europea (UE) como Alemania, Bélgica, Italia y España, según la cartera de
Patrimonio.
El plan evitará la emisión de CO2 -el principal gas de efecto invernadero que provoca
el cambio climático- en 407 millones de toneladas métricas, equivalentes a la emisión
anual de naciones como Brasil y Francia.
Pueblos indígenas
El parque Yasuní, ubicado en la cuenca del alto Napo en la Amazonia, tiene 982.000
hectáreas y alberga a los Tagaeri y Taromenane, los dos últimos pueblos indígenas en
aislamiento voluntario de Ecuador.
La reserva ha sido considerada uno de los lugares de mayor biodiversidad en la Tierra.
Fue creado en 1979 y declarado Reserva Mundial de la Biósfera por la UNESCO en
1989.
5.- El problema del Gas natural y el GLP
Frecuentemente en el debate de los negocios públicos paraguayos, por desconocimiento
o intereses sesgados, se manejan conceptos errados que luego se instalan como verdad
y finalmente como política pública si es que no pasa al olvido una vez superada la
coyuntura problemática. Esto es lo que probablemente sucederá en el caso del gas
licuado de petróleo. Aportamos algunos conceptos y estadísticas básicas e ilustrativos.
El gas natural (GN, 97% metano) y el gas de cocina o gas licuado de petróleo (GLP,
70% propano y 30% butano) son de uso o aplicación similares pero son muy diferentes
en cuanto a su producción, suministro, transporte, distribución, comercialización y
precio. Es más, el GLP se utiliza como combustible sustituto del GN en zonas en donde
no hay red distribución local de GN o en zonas alejadas del sistema nacional de ductos
(usualmente las más pobres) por lo que se considera un gas eminentemente social.
El GN no es un substituto ni automático, ni simple ni barato del GLP como parecen
pensar el gobierno y la gente. La inserción del gas natural en la matriz energética es de
necesidad estratégica para la industrialización, pero ello requiere una bien diseñada y
compleja combinación de políticas y acciones concretas: diversificación de nuestra
precaria matriz energética (hidroelectricidad y combustible 100% importado, 55%
biomasa), crear condiciones para desarrollo del mercado de gas, política de desarrollo
agrícola (fertilizantes, urea) e industrial (calor, química, insumos), política social de
combate a la extrema pobreza (bienestar de la madre que cocina con dañina leña), etc.
Pero por sobre todo, se requiere intervención en la geopolítica energética pues ante el
neonacionalismo energético de los estados, se hace imprescindible la participación del
Estado para lograr la seguridad del suministro energético (la mentada soberanía
energética es solo una quimera).
En los tiempos que corren, como ha sucedido con Chile, Uruguay, Brasil y ahora
nosotros, las reglas y contratos comerciales por sí solas ya no pueden garantizar el
suministro.
El GLP casi no se transporta a grandes distancias, y si se lo hace, no es mediante
gasoductos sino con camión-tanques o barcaza-tanques y con flete elevado por ambos
medios. Luego se lo fracciona en botellones (garrafas) para la casa o a granel para las
industrias. Prácticamente no se usan redes de distribución de GLP.
El gas natural (GN) se transporta a grandes distancias (hasta unos 2-3 mil km) por
medio de gasoductos a elevadas presiones y en forma de gas natural licuado (GNL)
desde ultramar mediante grandes barcos criogénicos especiales. Luego en el destino el
GN se distribuye a los usuarios, viviendas e industrias, mediante redes de gasoductos
menores. No se distribuye en garrafas, excepto el gas natural vehicular. Todo esto
demanda cientos de millones de dólares y solo se justifica a partir de un elevado
consumo del gas, que no es el caso de nuestro país que tiene baja demanda.
En nuestro país, así como en otros vecinos, el GLP está orientado esencialmente al uso
doméstico para cocción, aunque actualmente hay una tendencia al consumo del GLP
como combustible automotriz, ya que las legislación vigente no establecen ninguna
diferencia entre los productos para ambos usos (doméstico y automotriz). El consumo
local de GLP el año 2008 fue de 83.00 Tn, según la Asociación Iberoamericana de
GLP, con sede Río de Janeiro, y contabilizando el consumo no registrado se puede
estimar en unos 95.000 Tn por año. El 55% de la demanda es para uso residencial
(cocinar y calentar agua), el 15% es para industrias, y el 30% restante para consumo
automotor. El 75% de la demanda es abastecido por garrafas y el resto es granel para
industrias (10%) y estaciones de servicio (15% vehicular).
El GLP se produce básicamente con la extracción de GN en los yacimientos, o junto
con la extracción de petróleo crudo y/o mediante refinación del crudo en las refinerías.
Los yacimientos de GN del Paraguay en el Chaco no son explotables comercialmente
(por ahora por lo menos) y la refinería de Petropar está inactiva desde el año 2002.
Petropar posee tres tanques para GLP construidos al precio de unos 8 millones de
dólares en el predio de la Refinería de Villa Elisa, pero no están operativos. Por lo
tanto, la demanda es totalmente satisfecha con la importación realizada por empresas
fraccionadoras privadas.
No se puede traer GLP de Bolivia pues no siempre abastece su demanda interna y el
flete es prohibitivo. Lo mismo se puede decir del Brasil. Por lo tanto el 90% de la
demanda nacional proviene de la Argentina. El problema es que Argentina durante el
invierno simplemente no abastece su consumo interno ni de GN ni GLP. Para peor, su
industria gasífera está en declinación por lo que a su vez desde hace años se ve obligada
a importar desde Bolivia y últimamente desde Venezuela y Trinidad en forma de GNL.
El restante 10% y no con regularidad, proviene desde Bolivia y del Brasil, pero en
forma de comercio fronterizo no registrado. Los principales proveedores argentinos son
Repsol-YPF, Petrobras (Refisan), Esso (Campana) y Shell (Dock Sud). No existen
contratos de largo plazo y el suministro depende esencialmente del mercado spot de
corto plazo del Río de la Plata. Uruguay se abastece del GLP producido en su refinería
de petróleo de La Teja y no tiene saldo exportable.
Está esperanzado en Urupabol, para combinar las demandas de Paraguay y Uruguay
que pueda justificar un gasoducto de 2.000 km desde Bolivia a Uruguay, pasando por
Paraguay. El problema es que ya tiene tres gasoductos con Argentina, los cuales están
prácticamente ociosos.
Para el GN, la fuente natural es Bolivia con reservas comprobadas de 1,5 billones de
m3 (49 trillones de pies cúbicos) de gas, siendo la segunda reserva probada y probable
más importante de América del Sur, después de Venezuela. Si bien el decrecimiento de
la compra brasileña (30 millones de m3 diarios), aun con el aumento de la compra
argentina (7 millones de m3 diarios), y el esperado aumento de producción en la
extracción de GN, los problemas principales para importar GN son: i) El costo de un
gasoducto depende de varios factores, entre ellos el diámetro de la tubería y la longitud,
de las características del territorio que recorra, de su geología, su relieve, su dotación de
infraestructura y de los costos ambientales que involucre su instalación.
Según la regla “a dedo” (Rule-of-Thumb) del Banco Mundial que tiene en cuenta solo
dos variables, el diámetro y la longitud, el costo se sitúa entre 15 y 30 dólares por cada
pulgada de diámetro y por cada metro de longitud, recomendando inclusive usar 20
dólares para un primer cálculo. Por lo tanto, para una tubería de 10”, el costo es
200.000 US$/km (en realidad el rango de costo es entre 200 mil y 500 mil dólares/km).
Por ejemplo si un gasoducto se extendiera desde Vuelta Grande (B) hasta Villa Hayes
(Py), unos 800 Km, costaría unos 160.000.000 de dólares a lo que hay que sumar la red
de distribución en las principales ciudades del país. ii) El volumen de demanda debe ser
tal que el proyecto pueda pagarse en 15 años o menos.
No es casual que los proyectos (anteproyectos, en realidad) de gasoductos más
conocidos en Paraguay siempre incluyen o se basan en una central termoeléctrica a gas,
sea en Vallemí, en Loma Plata o en Villeta, también incluye abastecer la cementera
Vallemí y la acería Acepar, y en un caso incluye una planta de Urea y Metanol para
consumo interno y exportación. Sujeto a mejor evaluación, y para fijar ideas, se puede
decir que ningún proyecto que transporte menos de 1.000.000 m3/día puede justificar
un gasoducto de 10”.
La pequeña demanda del mercado paraguayo, el costo del gasoducto principal, el costo
de la red de distribución, son las principales dificultades para traer gas natural
directamente desde Bolivia. Y para vencerlas, hacen falta políticas públicas,
instituciones apropiadas y reforma sectorial que no están a la vista. El planteo (pedido)
paraguayo al Brasil de un oleoducto o poliducto, demuestra que la improvisación sigue
siendo nuestra marca registrada, es decir, que las cosas seguirán como hasta ahora.
Guillermo López Flores
Ingeniero Consultor
6.- Argentina corta el gas a las grandes empresas por la crisis de suministro
Los expertos denuncian falta de inversiones para hallar nuevos yacimientos
SOLEDAD GALLEGO-DÍAZ - Buenos Aires - 04/08/2010
El intenso frío que caracteriza este invierno en Argentina, con más de 11 provincias
bajo cero, ha generado un problema secundario en todo el país: la escasez de gas. Tanto
el suministro de bombonas como el de gas natural por cañería experimentan desde hace
semanas grandes altibajos, hasta el extremo de que el Gobierno ha organizado cortes
sistemáticos en el abastecimiento a más de 300 grandes empresas, fuertes consumidoras
de energía, a fin de evitar protestas en los hogares.
Argentina
A FONDO
Capital: Buenos Aires. Gobierno: República. Población: 40.482 millones (est. 2008)
La noticia en otros webs
webs en español
en otros idiomas
El invierno dispara el consumo y la industria ya habla de crisis energética
La Unión Industrial de Córdoba, por ejemplo, denunció ayer "cortes casi totales" en
todo el sector industrial de la provincia. Uno de los dirigentes de la organización
empresarial, Ercole Felipa, explicó que la crisis energética que padece el país es
consecuencia, no solo de un mayor consumo, sino también de una falta notable de
inversión en explotación y producción. El Gobierno, por su parte, mantiene que el
consumo privado está garantizado con el aumento de importaciones de gas a Bolivia y
reconoce exclusivamente una "falta de garrafas" a nivel de distribución comercial. En
Argentina, el gas supone el 50% de las necesidades energéticas, incluido uno de cada
cinco vehículos de motor.
El precio de la bombona de 10 kilos (el combustible más utilizado por los sectores más
pobres) ha pasado de 16 pesos a entre 30 y 60 pesos (de tres a entre seis y 12 euros). El
consumo de energía está fuertemente subvencionado por el Gobierno de Cristina
Fernández de Kirchner, que ejerce el control sobre las tarifas. Al margen de las
dificultades provocadas por la ola de frío, varios expertos vienen señalando un creciente
déficit energético estructural. Según el presidente del Instituto Argentino de Energía
General Mosconi (una entidad privada), Jorge Lapeña, "cada vez se produce menos y
cada vez se importa más". Según Lapeña, no existe suficiente inversión privada ni
créditos para nuevos proyectos, "porque el sector energético, con tarifas subsidiadas, es
un demandante gigantesco de fondos públicos".
La consultora Econométrica, SA, hizo público este mismo mes un informe elaborado
por Aliato Guadagni, secretario de Energía durante la época de Eduardo Duhalde, en el
que mantiene que existe una disminución en la producción de gas desde 2004 y que no
se están realizando nuevas búsquedas con la suficiente rapidez y volumen. Según este
informe, durante la década de los ochenta "se perforaron como promedio 116 pozos
exploratorios al año; en 2008, pese al alto precio del petróleo, apenas se perforaron 39
pozos y en 2009 no superaron los 42". Guadagni mantiene que "influye en esta
reducción del esfuerzo exploratorio el comportamiento declinante de YPF (Repsol)".
La filial argentina de la multinacional española, con un 15% de capital en manos de la
familia Eskenazi, aporta el 35% de la producción total de petróleo del país y el 25% del
gas, cuando en los noventa suponía más del 43% del petróleo y el 35% del gas.
Según Repsol YPF, la compañía sigue incrementando sus beneficios a buen ritmo, de
4.343 millones de euros en el periodo enero-junio de 2009 a 5.369 millones en igual
periodo de este año. En esos meses, las inversiones de YPF aumentaron de 437
millones a 597 millones. Sin embargo, en 2009 bajaron respecto a 2008, pasando de
1.508 millones a 956.