mayo 9, 2014 | Medio Ambiente, Mundo
(Diario Financiero) A fines de abril, el primer ministro Stephen Harper recibió una noticia que cayó como un balde de agua fría sobre sus planes de convertir a Canadá en una superpotencia energética, una meta que está en la base misma de su programa.
La administración del presidente Obama había resuelto postergar la aprobación del proyecto para construir el gigantesco oleoducto de Keystone que uniría los 2.700 kilómetros entre las refinerías de Texas con la región de Alberta en Canadá, con reservas estimadas en 168 mil millones de barriles de petróleo.
Esta era la segunda vez que el proyecto, iniciado en 2008, era aplazado debido a problemas políticos y ambientales, tendiendo un manto de dudas sobre la viabilidad de la iniciativa, que está generando fricciones entre ambos socios.
En la aislada región de Alberta se extiende una amplia área de arenas bituminosas que esconde enormes reservas de un tipo de crudo espeso y pegajoso llamado bitumen (betún). Los avances tecnológicos de los últimos años han reducido sus costos de extracción, haciendo viable su comercialización, y posicionando a Canadá como un potencial gigante de la industria global de energía.
En 2008, TransCanada, el consorcio a cargo del proyecto, inscribió una solicitud para la construcción de un oleoducto que permitiría a Canadá llevar ese petróleo a las refinerías de Houston, desde donde podría ser distribuido al resto del país o embarcado a distintos mercados. En noviembre de 2011, tres años después del inicio de los trámites, el propio Obama llamó a Harper para informarle que la iniciativa debería ser aplazada para definir un nuevo trazado debido a las objeciones de Nebraska, que temía que las obras afectaran al acuífero de Ogallala, que irriga casi la mitad de las tierras de plantaciones del estado.
El segundo trazado debía ser revisado nuevamente por los reguladores, pero hasta hace unas semanas todo iba bien. En enero, de hecho, el Departamento de Estado emitió una evaluación favorable para el proyecto. Pero por segunda vez la iniciativa fue paralizada por problemas legales.
Una fortuna en juego
Para Canadá, el fracaso del proyecto podría tener un costo de
US$ 573 mil millones en ingresos perdidos en los próximos 25 años.
Y para EEUU tampoco sería gratis. La construcción de la tubería contribuiría a crear 3.900 empleos a nivel local durante dos años, inyectando US$ 3.400 millones al crecimiento de la economía, según cálculos del Departamento de Estado citados por Bloomberg. En el Golfo de México, empresas como Total y Royal Dutch Shell han invertido más de US$ 25 mil millones en sus refinerías para procesar los enormes flujos de petróleo que se esperaban desde Canadá.
El proyecto ha tensado las relaciones entre ambos socios. En una entrevista con Bloomberg en enero, Harper culpó a Obama por la demora y denunció que los obstáculos son políticos “y de una política de una naturaleza muy estrecha”, se quejó.
La carta de los chinos
Para aumentar la presión, el premier canadiense lanzó una dura advertencia a su socio del sur. Si el proyecto muere, se lo llevarán a los chinos. La dependencia de Canadá de EEUU para comercializar su petróleo ha impuesto un descuento en el precio que las autoridades estiman en US$ 16.600 millones en ingresos perdidos al año.
Pero la carta del chantaje había perdido fuerza, ya que la revolución del shale gas, unos años antes, ya estaba comenzando a revolucionar el panorama energético en la mayor economía del mundo.
Y la alternativa china, por otra parte, tampoco resultó ser la
respuesta esperada por Canadá.
Tras la primera demora del proyecto, Harper comenzó a explorar
esta opción, y durante una visita
al Delta del Río Perla, el hub de negocios chino, el primer ministro planteó a los empresarios locales
una alianza para construir un oleoducto desde Alberta al Pacífico, desde donde exportar el petróleo a China.
Pero las relaciones entre Ottawa y Beijing no son buenas. El Partido Conservador de Harper es un duro crítico de sus políticas en materia de derechos humanos y libertad religiosa. Ambas cancillerías se han enfrentado además por el arresto de Husseyin Celil, un disidente chino de la etnia Uighur que en 2001 obtuvo ciudadanía canadiense. Y Beijing tampoco parece haber olvidado la decisión de Canadá de otorgarle la ciudadanía honoraria al Dalai Lama, en 2006.
Por otra parte, los grupos ecologistas en la Columbia Británica han amenazado con un masivo movimiento de desobediencia civil y demandas si se aprueban los distintas propuestas para un oleoducto en sus costas. Ahora, el gobierno canadiense deberá tomar una decisión sobre este tema para mediados de junio.
marzo 18, 2014 | Industria
(AméricaEconomía / Télam) La producción de naftas en Argentina alcanzó en 2013 los 7.610 millones de litros, el volumen más alto de los últimos diez años, lo que llevó a la mayoría de las empresas a trabajar con su capacidad instalada a pleno.
El Indicador Sintético de Energía (ISE) que elabora el Instituto Nacional de Estadísticas y Censos (Indec) para medir el desempeño del sector, informó que la producción de gasolina batió un nuevo récord.
Según los datos oficiales citados por el portal especializado Surtidores.com, la elaboración de los tres tipos de naftas creció 21,7% respecto a 2003.
Al precisar cada uno de los rubros, 1.709 millones litros correspondieron a nafta Premium; 5.780,6 millones a Súper y 119,9 millones al tipo Común, y agosto fue el período de máxima actividad, seguido por diciembre y julio.
Este escalamiento ininterrumpido se mantiene desde hace una década con máximos de 30 puntos si se compara con lo sucedido en 2008.
La petrolera YPF, a pesar del incendio que afectó su destilería de La Plata en abril pasado, explicó el 53,1% de la producción total de naftas, en tanto Shell tuvo una participación del 19,5% y Axion Energy, 14,7%.
El documento del Indec vaticina que el escenario continuará siendo positivo en 2014. Según revela una encuesta efectuada del organismo en el sector petrolero, la mitad de las empresas prevé utilizar entre el 80% y el 100% de la capacidad instalada, mientras que el 40 utilizará entre el 60 y el 80 de sus instalaciones.
marzo 7, 2014 | Industria
(América Economía) Petrobras, mayor empresa de Brasil, informó este jueves que en enero produjo un promedio diario de 2.310 millones de barriles de petróleo y gas equivalentes, con una caída del 2,2% con respecto a la producción de diciembre (2.362 millones) principalmente por problemas en dos de sus plataformas marinas.
La producción tan sólo de petróleo en Brasil en enero fue de 1.917 millones de barriles diarios, volumen 2,4% inferior al del mes inmediatamente anterior (1.964 millones), según un comunicado divulgado por la empresa.
La empresa extrajo en enero en Brasil un promedio de 62,51 millones metros cúbicos de gas por día, sin variación con respecto a diciembre.
La producción de petróleo y de gas en el exterior en enero fue de 202.000 barriles diarios equivalentes, con un aumento del 7,2% y de los que 112.000 fueron de crudo, con un crecimiento del 11,8%, y el restante de gas natural (15,15 millones de metros cúbicos diarios), cuya producción creció en 2,0%.
La compañía, una de las petroleras que más crece en el mundo, atribuyó la reducción de su producción en enero a la interrupción temporal de operaciones en la plataforma marina P-20 para la reparación de daños provocados por un incendio y a la paralización de otra plataforma para mantenimiento.
Las dos unidades paralizadas, la primera con una producción promedio de 22.000 barriles diarios y la segunda con 29.000, extraen petróleo en la cuenca marina de Campos, frente al litoral del estado de Río de Janeiro y el principal polo productor de crudo de Brasil.
etrobras informó de que su producción también se redujo debido a la venta de la participación en una concesión que compartía con la multinacional Shell y en la que su parte correspondía a 12.000 barriles diarios de crudo.
La empresa agregó que, pese a la reducción de la producción en la cuenca de Campos, su extracción en el presal en enero alcanzó el récord diario de 358.000 barriles, por encima de los 345.000 barriles diarios de diciembre.
El presal es un nuevo horizonte de explotación descubierto por Petrobras en aguas muy profundas del océano Atlántico por debajo de una capa de sal de dos kilómetros de espesor y cuyas gigantescas reservas pueden convertir a Brasil en uno de los grandes exportadores mundiales de crudo.
Según la petrolera, la reducción de la producción por la paralización de plataformas fue compensada en parte por la entrada en operación de cuatro nuevos pozos, uno de ellos en el presal.
La compañía prevé que conseguirá recuperar la producción con la entrada en operación de nuevos pozos en el presal, en donde alcanzó el 27 de febrero pasado una extracción récord de 412.000 barriles diarios.
Este mes entrará en operación una nueva plataforma en el presal, la P-58, ya enviada a la región conocida como Parque de las Ballenas, y para el primer semestre la empresa prevé colocar en funcionamiento otra de estas estructuras.
«Los pozos de todas estas plataformas, en la medida en que sean conectados, contribuirán para el crecimiento sostenible de la producción a lo largo de 2014», afirma la nota.
Según las metas del plan de negocios aprobado por la empresa el mes pasado, la producción de crudo de Petrobras crecerá este año un 7,5%, hasta 2,076 millones de barriles diarios, y llegará a 3,2 millones de barriles diarios en 2018 y a 4,2 millones de barriles diarios en 2020.
El plan de negocios también prevé que la producción de petróleo y gas de la empresa saltará desde 2,32 millones de barriles diarios equivalentes en 2013 hasta 3,9 millones en 2018 y hasta 5,2 millones en 2020.
marzo 3, 2014 | Industria
(La Tercera) Gasolinas con precios históricos, por sobre los $1.000 el litro y con posibilidad de que las alzas sigan sucediéndose, es lo que el mercado local ha vivido en las últimas cinco semanas.
¿Y cómo llegamos a este peak? Primero, por lo que el sector denomina la tormenta perfecta y segundo, los componentes que se consideran para fijar el precio de los combustibles a nivel interno.
Nunca se había dado la explosiva mezcla entre el aumento en los valores de las gasolinas en el Golfo de México, Estados Unidos, y un dólar al alza en Chile. A esto se suma, explica el gerente general de Copec Combustible, Lorenzo Gazmuri, la menor capacidad de refinación de Estados Unidos, las inclemencias climáticas del invierno del hemisferio norte y las tensiones geopolíticas. “Al 27 de febrero, el costo de la gasolina 93 de Enap a las distribuidoras en la Región Metropolitana ha experimentado un alza de US$65 por litro. De este incremento, $35 obedecen al cambio en los precios de paridad internacional, $185 por el aumento en el tipo de cambio y $12 por litro por los impuestos”, explica Gazmuri.
Y el efecto se siente incluso en los extremos. Comprar un litro de bencina de 95 octanos en la estación de servicio Petrobras que está en Los Trapenses, en Lo Barnechea, bencinera que según la Comisión Nacional de Energía (CNE) registra el mayor valor del combustible ($911 el litro), sale $70 más que comprar el mismo litro en la estación JLC Combustibles ($841 el litro), ubicada en Vargas Fontecilla, de Quinta Normal, la más barata de la Región Metropolitana, según la CNE.
Pese a estos incrementos, el Sipco, herramienta que busca moderar las alzas bruscas de las gasolinas, no ha funcionado desde septiembre de 2013. Los precios, explica Jorge Hermann, director de Hermann Consultores, son históricos también en términos reales (sumando IPC). De acuerdo con sus estimaciones, con la última alza el valor actual es de $890 por litro.
Mercado y demanda
Durante 2013, el país consumió cuatro millones de metros cúbicos de gasolina y para este año se estima un crecimiento de 4% en la tasa, por lo que Enap espera proveer entre 4,3 millones y 4,4 millones de metros cúbicos de gasolina, cuenta una fuente del sector. Este mercado es abastecido, desde el año pasado, en un 100% por Enap, cosa que no sucede con los otros combustibles, donde la estatal abastece 66,7% de la demanda nacional. Una de las razones de que Enap sea la empresa que compra las gasolinas es por la competitividad que tiene respecto de otras refinerías que abastecen a Chile, como las mismas del Golfo de México o las de Corea o Europa, explican fuentes de la industria.
En el mercado interno, la tasa de crecimiento del consumo de gasolina registró un estancamiento en 2010, pero en los últimos tres a cuatro años se ha mantenido en torno al 3% y 4%. “Ha crecido el parque automotor, pero también los autos eficientes, lo que hace que se consuma menos bencina. A su vez, en la capital los tacos han aumentado”, explica un ejecutivo del sector. Como referencia detalla que, por ejemplo, Estados Unidos, que tiene una plaza automotriz mayor, consume en tres días la demanda anual de Chile.
Gazmuri explica que el año pasado compraron 4,5 millones de metros cúbicos de combustibles a Enap, lo que incluye gasolinas, diésel y kerosene de aviación. Para este año esperan obtener un volumen similar. Lo que más importa a la mayor petrolera del país son los últimos dos tipos de combustibles. “El suministrador natural de este mercado, que es Enap, no tiene capacidad de abastecer la totalidad de la demanda (…) lo que no es cubierto por Enap debe ser importado”, explica. Copec, que en 2013 logró una participación de mercado de 51,6%, con un 39% de las estaciones de servicio -de un universo total de 1.600 bombas de bencina-, le compró a Enap 1,7 millones de metros cúbicos de petróleo diésel, monto que representó 30% del total de los requerimientos de la petrolera del grupo Angelini. En relación con el kerosene de aviación, adquirió un volumen equivalente a 194 mil metros cúbicos, que permitió abastecer sólo un 27% de su demanda. “Lo que motiva nuestra decisión de importar regularmente es garantizar a los clientes y al mercado en general, el acceso internamente a precios realmente competitivos, que reflejan fielmente la situación del mercado internacional”, señala.
En Enex, petrolera de los Luksic y segunda mayor del mercado bajo las marcas Shell y Terpel, señalan que todos los combustibles, con excepción del diésel, son aportados en su totalidad por Enap. El gerente de Asuntos Corporativos de la firma, Juan Eduardo López, explica que en la zona norte, principalmente, Enap ha disminuido la disponibilidad de ese producto. “La disponibilidad de diésel de Enap es deficitaria respecto de la demanda, por lo cual, hay que importar”, explica. La compañía cuenta a la fecha con 450 estaciones de servicio y a septiembre de 2013, registraba una participación de mercado en esta área de negocio de 23,7% (14,2% por Shell y 9,5% por Terpel), según la última presentación para inversionistas de Empresas Copec. Más atrás se ubica Petrobras, con una participación de mercado de 12,5% y con 256 estaciones de servicio (según datos a diciembre de 2012).
Lo que viene
Pero el impacto en el bolsillo por el alza de las bencinas se mantendrá. Así lo estimó Econsult, que en su informe del viernes proyectó una nueva alza en las bencinas, la que llegaría a $ 11 por litro. Con esta previsión, la gasolina de 93 octanos llegaría a $ 866 por litro, la de 95 se ubicaría en $ 887 y la de 97 alcanzaría los $ 920, registrando en todos los casos un máximo histórico. Las proyecciones fueron realizadas utilizando un tipo de cambio promedio semanal de $ 561 y los precios del mercado de la Costa del Golfo de Estados Unidos. Enap anticipaba un nuevo incremento, aunque estimó una moderación de las alzas, dada una desaceleración en el ritmo de avance de los precios en el Golfo de México.
Juan Eduardo López, de Enex, indica que, según las estimaciones de la firma, “los precios de los combustibles deberían estabilizarse en un valor cercano a los actuales”. Esto, agrega, considerando que según sus cálculos, para el resto del año se prevé un valor del crudo WTI en alrededor de US$ 100 el barril, con un tipo de cambio y márgenes de refinación similares a los actuales.
Para el economista jefe de Bice Inversiones, Cristóbal Doberti, “el precio de los combustibles a nivel local debería moderarse hacia fines de año”. Esto, estimando que la moneda local no muestre depreciaciones adicionales. “De hecho, ya hemos comenzado a esperar una estabilización de su valor en los niveles actuales”, señala. En lo que respecta al precio del petróleo WTI, puntualiza que su valor debería comenzar a disminuir hacia fines de año.
febrero 26, 2014 | Industria
(Estrategia) Los pequeños distribuidores de combustibles, han profundizado sus complicaciones financieras, tras el alza de la concentración en la industria donde Copec del grupo Angelini y Enex de los Luksic suman más del 80% del sector si se consideran las ventas totales. Por sí solo, el primer conglomerado abarca el 60% de los ingresos, y en los últimos años no se ha alejado de esa cifra.
Y recientemente, los distribuidores de combustibles de menor tamaño, en su mayoría fueron los que se quedaron con las 61 bencineras Shell y Terpel que tuvo que rematar Enex, obligada por la Corte Suprema. Estas pymes cuentan, después de esta operación, con casi un 11% de las estaciones de servicio del país, lo que representa sobre 200.
En esa línea, Copec cuenta con más del 40% de las estaciones de servicio a nivel nacional, con poco más de 600, mientras que Enex suma cerca de un 32% con aproximadamente 500 puntos de venta de bencina. Por su parte, el gigante brasileño Petrobras tiene cerca del 17% de las operaciones de distribución minorista de combustibles, sobrepasando las 260.
Esta industria vende anualmente unos US$15.000 millones, y debido a la fuerte concentración –encabezada por Copec y por ENAP, que provee más del 70% de los combustibles en el país-, ha visto entrar y salir una gran cantidad de actores internacionales, como es el caso de Esso, que aunque cuenta con importantes espaldas financieras no han sido capaces de introducir mayor competencia a este mercado.
