Blog-Posts from ago 06, 2014

Chile

Proyecto de ley de licitaciones de suministro se presentará en las próximas semanas.

Miércoles 06 de Agosto de 2014.- A paso firme avanza el Ministerio de Energía para cumplir el tren legislativo que la agenda energética tiene programado, a través de 11 iniciativas legales que están tomando forma para ser debatidas en el Congreso.

Al proyecto de ley que potencia a la cartera y que fue aprobado hace unos días en la Cámara de Diputados, se añadirá uno nuevo en las próximas dos semanas.

“Vamos a ingresar el proyecto de ley de licitaciones para distribuidoras y generadoras. Además, tenemos el compromiso de presentar antes de fin de año el proyecto de asociatividad”, dijo  el Ministro de Energía, Máximo Pacheco.

La primera iniciativa busca modificar el sistema de licitaciones de suministro eléctrico y encaminarlo a uno con más control del Estado. También considera dar ciertas garantías a las empresas al momento de participar, pues incluirá -entre otros aspectos- que las firmas puedan terminar anticipadamente un contrato si sus proyectos son judicializados. Todo ello, con el objetivo de alcanzar mejores precios y el ingreso de más actores al mercado.

El proyecto de asociatividad, en tanto, busca que las empresas que desarrollan proyectos eléctricos entreguen ciertos beneficios a las localidades donde se ubiquen dichas iniciativas.

Pacheco detalló que para ello se está trabajando en conjunto con los ministerios del Interior, Hacienda y con la Comisión Presidencial de Descentralización y Desarrollo Regional, encabezada por Esteban Valenzuela. Entre los temas que se deben afinar, agregó, está definir sobre qué tamaño los proyectos deberán apegarse a la nueva modalidad.

“Estamos incorporando una mirada de asociatividad en el desarrollo de la energía en Chile. Las comunidades deben ser parte del desarrollo económico y social que conlleva el desarrollo de proyectos. Para esto vamos a presentar una Ley de Asociatividad, que se complementará con la creación de estándares participativos de desarrollo de proyectos, con una mirada integral de generación de valor compartido”, dijo.


Democratización

Pacheco también señaló que hay consenso a nivel mundial sobre el cambio de era que se está viviendo frente a la energía. “Muchos concuerdan en que está concluyendo la era del carbono”, advirtió, añadiendo que las futuras generaciones no podrán entender la actividad humana del siglo XX sin considerar el consumo desmesurado de combustibles fósiles, por lo que el diálogo y la consulta, a través de lo que llamó “la democratización de la energía”, se tornarán en puntos importantes al momento de querer desarrollar un proyecto.

“Esta democratización de la energía ya nos está exigiendo, tanto en Chile como en otros países, habituarnos a nuevas formas de hacer negocios, a un rol más activo del Estado como responsable del bien común, a una educación más sensible respecto del uso de la energía, entre otras cosas. Estamos volviendo a lo más básico: a escucharnos. Después podemos hablar, actuar o ejecutar obras”, aseveró.

La Tercera

Chile

La estatal plantea que el escenario en el que la minera capitaliza USD 4.000 millones -lo que ocurrió- y ejecuta todas sus iniciativas, su valor actual neto (VAN) alcanza esa cifra.

Miércoles 06 de Agosto de 2014.- Varios cálculos -públicos y privados- se han hecho para saber cuánto vale la principal empresa pública del país, Codelco. Para la empresa, esa duda tiene una respuesta: USD 50.500 millones.

Esto, de acuerdo con un documento interno de la Corporación, enviado a Hacienda en medio de la discusión por la capitalización para el período 2014-2018.

Ese documento establece tres escenarios, uno con capitalización cero -que obligaba a paralizar todos los proyectos e iniciar el plan de cierre de yacimientos emblemáticos como Chuquicamata-, otro con un aporte estatal del orden de USD 3.000 millones y un caso “C”, en el que se materializaban todos los proyectos, es decir, con inversiones con la capitalización necesaria para preservar los parámetros, que la empresa estimó en USD 3.945 millones.

Finalmente, ese fue el escenario que decidió apoyar Hacienda, con una capitalización por USD 4.000 millones, incluso levemente superior que lo que el propio Directorio de la Corporación había solicitado.

Según el documento, en ese escenario el valor actual neto (VAN) de Codelco llega a USD 50.500 millones, lo que incluye el inicio del proceso de ejecución de los proyectos Chuquicamata Subterránea, Súlfuros RT, Rajo Inca (Salvador) y Andina 244.

A ello se suma la ejecución de Nuevo Nivel Mina El Teniente, que ya está en marcha y que se espera esté operativo en 2018.

Todo este plan de inversiones suma, si se agregan las inversiones necesarias para mantener la capacidad productiva actual de las instalaciones existentes, USD 22.370 millones para el período 2014-2018.

Para llegar al VAN de USD 50.500 millones, debe considerarse todos los proyectos, algo que ha estado en duda precisamente por la dificultad para conseguir financiamiento por parte de Codelco. La propia empresa reconoció, en un informe remitido al Ministerio de Hacienda, que si no hay recursos para desarrollar los proyectos, hay que iniciar el plan de cierre de divisiones como Chuquicamata y Salvador.

En el caso “A” (sin capitalización y con los proyectos estructurales paralizados), el VAN bajaba a USD 33.914 millones, mientras que en el “B”, que sólo permitía poner en marcha la mitad de la cartera, se empinaba a USD 43.026 milones.

¿Corresponde el VAN efectivamente al valor de una empresa? Al no estar abierta en bolsa, no es posible saber cuál es el valor que el mercado asigna a Codelco, por lo que el VAN puede dar algunas pistas. La economista de Banchile Inversiones, Cristina Acle, plantea que como el precio en bolsa es el valor presente de los flujos futuros, el cálculo debe incluir tanto el ingreso como la inversión que se debe hacer para obtener los flujos. “Por eso se usa el VAN, que es neto (de inversión)”, señala.

Por ello, si una empresa calcula en una cifra determinada su VAN, estima que ese es efectivamente su valor.

En 2005, la empresa encargó un estudio de valorización a Goldman Sachs, el que reveló que la minera estatal tenía entonces un valor económico de USD 23 mil millones. Eso sí, se trata de dólares de ese año, por lo que el cálculo puede no ser del todo homologable.

En ese estudio se calculó la suma de los flujos que aportan las distintas divisiones al Fisco, así como los ingresos de otras áreas de negocios como los nuevos recursos minerales, el uso de mejor tecnología y otros factores.

Comparación. ¿Qué tan alto es este valor respecto de la industria? Una empresa comparable es Antofagasta plc, la matriz de Antofagasta Minerals, que ha concentrado su producción en cobre, al igual que Codelco, aunque consolida otros negocios como agua o ferroviario. Al día de ayer, Antofagasta plc tenía una capitalización en bolsa (Londres) de USD 13.450 millones.

Otra empresa minera que compite con Codelco es BHP Billiton. Su valor en bolsa, de acuerdo al cierre de ayer, es de USD 185 mil millones. Sin embargo, BHP es una minera con intereses en otros negocios y no sólo en el cobre, lo que multiplica su valor.

Pulso

Chile

Ambas compañías firmaron un acuerdo técnico, donde la estadounidense va a aportar en la definición de áreas de interés para la exploración y explotación de petróleo y gas natural no convencional.

Miércoles 06 de Agosto de 2014.- La Empresa Nacional del Petróleo (Enap) junto a la estadounidense ConocoPhillips firmaron un acuerdo técnico, cuyo objetivo es desarrollar de forma conjunta estudios geológicos, geofísicos y de ingeniería para dimensionar el potencial de hidrocarburos no convencionales en el área de Magallanes.

El acuerdo entre ambas compañías se concretó luego de las reuniones que sostuvo el Gerente General de Enap, Marcelo Tokman, durante su viaje a Estados Unidos en compañía del Ministro de Energía, Máximo Pacheco, y empresarios del sector.

La firma norteamericana va a aportar con su experiencia y tecnología a la realización de los estudios para definir áreas de interés para la exploración y explotación de petróleo y gas natural no convencional.

En la suscripción del acuerdo, Marcelo Tokman actuó en representación de Enap, en tanto que en nombre de la empresa estadounidense lo hizo David Jones, Vicepresidente de ConocoPhillips Ventures Limited para Sudamérica.

Tras sellarse la firma, Tokman destacó que se trata de una iniciativa adicional esfuerzo que ya despliega la estatal por reforzar la exploración y explotación de petróleo y gas no convencional en la región. En esa línea, destacó que “nuestro compromiso con Magallanes es asegurar el suministro de gas en el largo plazo”.

La Tercera

Chile

Fecha para concretar acuerdo de compra del barco regasificador con noruega Höegh LNG ya venció, y compañía europea lo volvió a poner en el mercado.

Miércoles 06 de Agosto de 2014.- El plan de las generadoras Colbún y AES Gener de contar con gas propio para operar sus centrales, a través de la instalación de un terminal flotante de regasificación de GNL, deberá seguir esperando.

Las compañías desecharon el acuerdo que firmaron en septiembre de 2012 con la noruega Höegh LNG para la construcción y compra de un barco regasificador, retrasando nuevamente la concreción del terminal, que se ubicaría en la V Región y debía estar operativo a fines de 2014.

Ignacio Cruz, Gerente General de Colbún, señaló que la unidad que se construía en los astilleros de Hyundai Heavy Industries en Corea -y que estaba destinada al proyecto que impulsan con AES Gener- fue puesta en el mercado por la noruega para ser adquirida por un tercero.

“En el acuerdo que teníamos efectivamente ya vencieron los plazos, pero seguimos trabajando con ellos en el desarrollo de ese proyecto. El contrato que teníamos, que aplicaba sobre un barco específico, venció. Ese barco hoy está en el mercado”, precisó Cruz.

El ejecutivo dijo que esto no significa que hayan cerrado la puerta a la idea del terminal de GNL, aunque precisó que hoy se están analizando distintas alternativas técnicas y de ingeniería, cuestión en la que la noruega los seguirá asesorando.

“Este proyecto nunca ha sido muy concreto. Hemos estudiado alternativas de un terminal de regasificación flotante con un muelle, o mar adentro, o una regasificación en tierra. No hemos cerrado ese proceso, ninguna alternativa está descartada. Aquí hay ingeniería por hacer, y estamos trabajando con ellos respecto de eso. Nos están ayudando a terminar nuestro proceso de ingeniería y definir qué tipo de barco necesitamos”, dijo.

Cruz adelantó que una vez concluido ese proceso, las eléctricas podrían optar a contar con un nuevo barco.

El terminal flotante, que tendría un costo de unos USD 350 millones, permitiría a Colbún contar con GNL para el complejo Nehuenco y Candelaria, mientras que AES Gener lograría abastecer Nueva Renca.


Nuevos mercados?

Por su parte, la eléctrica sigue buscando proyectos para diversificar sus inversiones y llegar a los mercados de Perú y Colombia -donde ingresarán comprando activos térmicos e hidroeléctricos-, y ya han tenido contacto con interesados, aunque sin resultados concretos, dice Cruz.

“Se nos ha acercado gente para ofrecer cosas en Perú y Colombia, hemos podido identificar algunos (proyectos), pero seguimos mirando y prospectando. Nada de eso que se nos ha ofrecido lo hemos tomado”, dijo.

La compañía no descarta que en un futuro, y dependiendo del tamaño de la inversión que deban realizar para llegar a estos mercados, contraten un banco de inversión que los asesore en el proceso. Hoy la búsqueda la están haciendo con sus propios recursos.

“Si en algún momento nos parece interesante un activo que sea muy grande, vamos a requerir un cierto tipo de estructuración para ir a ese negocio, y probablemente entonces tendremos que contratar un banco de inversión que nos ayude”, dijo.

Cruz añadió que “El tamaño no es una de las restricciones fundamentales. Estamos buscando por rentabilidad, diversificación, y si eso lo encontramos en tamaños pequeños, lo podemos abordar”.

En todo caso, dijo, hay inversiones más avanzadas en su proceso de decisión. La construcción de la segunda unidad del complejo carbonero Santa María (350 MW) se podría definir hacia fines de año, aunque ven con preocupación los problemas que ha enfrentado Endesa en la zona.


SAN PEDRO: EIA A FINES DE 2014

A fines de este año, o comienzos de 2015, Colbún ingresará al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental las modificaciones al Estudio de Impacto Ambiental (EIA) de la central hidroeléctrica San Pedro (150 MW). Según señala Cruz, una vez que termine el proceso de socialización de las modificaciones que actualmente llevan adelante con las comunidades, la iniciativa retomará su cauce normal.

"En San Pedro estamos trabajando y eso requiere de un ingreso al sistema de evaluación de impacto ambiental, que pretendemos se de hacia fines de este año o principios del próximo. Entonces, para tomar la decisión de seguir con la construcción de ese proyecto hay que esperar la aprobación ambiental", dijo el ejecutivo.

El proyecto -que demandará una inversión de unos USD 500 millones- está detenido desde 2010, cuando se detectaron fallas en la presa, y se sometió a nuevos estudios de ingeniería, cuyos resultados fueron entregados a la empresa el primer semestre del año. Según la eléctrica, las modificaciones no afectan los principales parámetros ambientales del proyecto.

Diario Financiero

Chile

El alegato del proceso constitucional quedó fijado para el próximo 12 de agosto. Cada parte tendrá 15 minutos para sus presentaciones.

Miércoles 06 de Agosto de 2014.- La defensa de Aldo Motta criticó duramente la decisión de la Superintendencia de Valores y Seguros (SVS) de contratar abogados particulares para enfrentar el requerimiento de inaplicabilidad por inconstitucionalidad interpuesto por el ejecutivo de las sociedades cascada ante el Tribunal Constitucional. Esto, contra el proceso investigativo que lleva a cabo la entidad.

“Existe una contradicción y una manipulación de las normas que rigen la materia. Por un lado, la SVS señala que no tiene la capacidad para asumir su propia representación en sede judicial -como lo es el reclamo de ilegalidad-, ya que afectaba el desarrollo de sus actividades ordinarias, y por el otro, ahora en sede de inaplicabilidad, tiene la capacidad de defenderse, no requiriendo la intervención del CDE, sino que es el mismo superintendente quien contrata abogados particulares para su defensa”, explicó el abogado Germán Pfeffer en el documento enviado al tribunal.

Según Pfeffer, “el Presidente del Consejo del Estado olvida las normas de la ley del CDE, que establece que cuando una institución ha asumido su propia defensa judicial, el CDE sólo puede supervigilar las actuaciones respectivas”. En esa línea, concluye que el CDE no está habilitado para actuar en esta etapa del proceso de inaplicabilidad -salvo referido a la supervigilancia extraproceso-, ya que es la propia Ley Orgánica Constitucional del Tribunal Constitucional la que determinaría cuándo deben comparecer los órganos constitucionalmente interesados.

Para resolver dicho proceso constitucional y la admisibilidad del requerimiento de Motta, el TC fijó fecha para el próximo 12 de agosto, a las 13.00 horas, donde cada parte tendrá hasta 15 minutos para alegar.

La acción de Motta ocurre luego de que el CDE apelara y presentara un recurso de reposición contra la orden de no innovar en el proceso presentada por él en la Corte de Apelaciones.

La Tercera

Chile

“Vamos a abrir una nueva dirección regional en Rancagua, y a transformar las actuales oficinas técnicas de Puerto Varas y Coihaique en direcciones regionales", dijo la ministra.

Miércoles 06 de Agosto de 2014.- Con el objetivo de incrementar la presencia territorial de la fiscalización pública en las regiones de Chile, la ministra de Minería, Aurora Williams, anunció la creación de 3 nuevas sedes regionales del Servicio Nacional de Geología y Minería (Sernageomin), en el trasfondo del aniversario del accidente de los 33 mineros en Copiapó, el 4 de agosto de 2010.

“Vamos a abrir una nueva dirección regional en Rancagua, y a transformar las actuales oficinas técnicas de Puerto Varas y Coihaique en direcciones regionales. Actualmente, estas dos sedes se abocan a responsabilidades que la ley entrega al Sernageomin en materia de Geología, entre ellas el monitoreo de volcanes, pero prontamente van a tener competencias sobre fiscalización minera en las regiones de Los Lagos y Aysén, respectivamente”, informó Aurora Williams.

La secretaria de Estado señaló que el lamentable accidente de los 33 mineros “marcó un antes y un después en materia de seguridad minera en Chile”, a la vez que precisó que “no queremos que incidentes como el ocurrido en agosto de 2010, y que por lo demás involucró no sólo a los trabajadores mineros, sino también a familias enteras, vuelvan a suceder”.

Por su parte el director nacional del Sernageomin, Rodrigo Álvarez Seguel (pt), adelantó que “en el caso de la región de O’Higgins, debemos dar respuesta a la necesidad de fiscalización en yacimientos como el de la División El Teniente de Codelco, y muchas instalaciones de pequeña minería, que requieren un control más cercano”. Asimismo, Álvarez destacó que este sector de la minería “es el que presenta más falencias en materia de seguridad y cumplimiento de las metodologías de extracción aprobadas por el Estado. Lo mismo ocurre en las regiones de Los Lagos y de Aysén, donde sin duda hay actividad minera, aun cuando la gente asocia normalmente la minería con el Norte de Chile”.

En esta línea, la autoridad precisó que lo que se necesita es “más, pero sobre todo mejores fiscalizaciones de la seguridad minera”, para lo cual el Sernageomin va a pasar este año de 69 a 80 profesionales fiscalizadores al término del presente año, los que desde julio de este año operan con el programa computacional SIMIN on line, que permite ingresar el resultado de las fiscalizaciones a una red institucional, con lo cual se asocia faltas pesquisadas in situ con tipificaciones de los artículos del Reglamento de Seguridad Minera. De esta manera se estandariza la fiscalización y los profesionales conocen de inmediato las sanciones de cada caso.

El anuncio de la apertura de sedes regionales, se suma a la creación, en mayo pasado, del nuevo Departamento de Depósitos de Relaves, con el cual el organismo busca atender la mayor sensibilidad ciudadana sobre los 183 depósitos de relaves presentes en Chile (151 de los cuales son tranques), particularmente en lo referido al resguardo de su estabilidad geotécnica y el control de impactos directos, indirectos, acumulativos y sinérgicos sobre agua, suelo y aire.

Argentina

Esta iniciativa la desarrolla el grupo minero argentino Ciminas en plena Patagonia argentina, quienes invertirán USD 56 millones para extraer oro de los depósitos epitermales del sector.

Miércoles 06 de Agosto de 2014.- En el primer semestre de 2015 iniciaría su producción el Proyecto Don Nicolás que desarrolla el grupo argentino Ciminas en el distrito de oro del Macizo del Deseado, sector de Tres Cerros en la Provincia de Santa Cruz, en plena Patagonia Argentina.

Según la Base de Proyectos de Portal Minero este proyecto prevé una inversión de USD 56 millones y consiste en la explotación de 280.000 hectáreas, cuya formación geológica alberga numerosos y nuevos depósitos de oro epitermales de alta y baja sulfuración, constituyéndose en un importante distrito de metales preciosos.

El proyecto Don Nicolás está basado en recursos de dos distritos, La Paloma y Martineta. De acuerdo a la última estimación, existe un recurso medido e indicado de 381,000 onzas de oro más un recurso Inferido de 145,000 onzas de oro.

Según el Gerente de Proyectos de Ciminas, Alberto Carlocchia Don Nicolás es un proyecto “chico” en comparación con otras iniciativas existentes en la región, “pero creo que le va a dar dinamismo a una zona como es Tres Cerros, Jaramillo y Fitz Roy, por más chico que sea el proyecto siempre trae beneficios comerciales”.

“El proyecto hay que desarrollarlo de la manera más eficiente”, indicó y agregó que    “hay que destacar que la zona tiene un potencial muy grande, a veces es importante tener muchos proyectos chicos que dinamicen la actividad, para el proveedor local y la dinámica comercial siempre es mejor tener varios proyectos chicos y creo que hacia eso vamos”.

Para más detalles del proyecto, click aquí.

Perú

Entre los países cuyos costos son mayores que para la industria peruana están Brasil, Chile, Colombia y México.

Miércoles 06 de Agosto de 2014.- El 53.3% de la energía eléctrica que se consume en el Perú proviene de centrales hidroeléctricas y un 42.9% de centrales térmicas a gas natural (el combustible fósil más limpio), en su mayoría de ciclo combinado, afirmó la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE).

El Perú tiene la cuarta tarifa eléctrica para la industria más baja de la región, después de Venezuela, Argentina y Paraguay, de los cuales los dos primeros subsidian sus tarifas de energía, reportó la SNMPE.

De esta manera, el costo de la energía para la industria en el Perú es de 7.4 centavos de dólar por kilovatio/hora (KWh), mientras que en Venezuela, Argentina y Paraguay es de 0.5, 2 y 4.1 centavos de dólar por KWh, respectivamente.

En el caso de Paraguay, su menor costo de energía eléctrica respecto al Perú se explica porque su generación eléctrica es esencialmente hidráulica, y este país además exporta electricidad a Brasil y Argentina.

Entre otros países cuyos costos son mayores que para la industria peruana están Brasil, Chile, Colombia y México con 8.7, 10.4, 13.5 y 21.7 centavos de dólar por KWh.

Además, el Perú cuenta con una matriz eléctrica que ofrece a los usuarios una energía limpia y a tarifas competitivas, lo que se ha logrado porque se ha privilegiado el potencial que posee el país, el costo de las diferentes tecnologías de generación y sus respectivos niveles de eficiencia.

Igualmente, mencionó que el país cuenta con amplios recursos hidroeléctricos por aprovechar, pues a la fecha solo se ha utilizado el 5% del potencial técnicamente aprovechable (69,445 megavatios).

“Esto nos permite, a diferencia de otros países, poder optar por alternativas de generación eléctrica que, además de limpias, tengan el costo más eficiente posible”, indicó.

Gestion.pe

Argentina

El año pasado, la segunda productora de petróleo y gas natural de Argentina país produjo 100.000 barriles de petróleo por día y 18 millones de metros cúbicos de gas

Miércoles 06 de Agosto de 2014.- Pan American Energy (PAE), la empresa petrolera controlada por British Petroleum (BP) y el grupo Bridas de la familia Bulgheroni y la corporación china Cnooc International Limited, destinará USD 1.500 millones este año para incrementar la exploración y producción de hidrocarburos en el país.

La inversión será destinada a las cuatro cuencas que opera. Es decir a las del Golfo San Jorge, la Neuquina y la del Noroeste (Salta) y la Cuenca Austral.

El año pasado, la segunda productora de petróleo y gas natural del país produjo 100.000 barriles de petróleo por día y 18 millones de metros cúbicos de gas, lo cual representó un crecimiento del 27% y del 75% respectivamente.

Ahora, el objetivo es alcanzar mayores niveles. De hecho, Danny Massacese, Director de Operaciones de PAE, confirmó el monto a invertir. Lo hizo durante un acto organizado para informar sobre la llegada de dos equipos de perforación automáticos destinados al Golfo San Jorge, donde se ubica el yacimiento Cerro Dragón.

"Para este año estimamos realizar una inversión en el país de USD 1.500 millones", dijo el ejecutivo, sin brindar mayores detalles sobre cómo se distribuirán los fondos.

De todos modos, PAE mantendrá su estrategia de crecer en exploración y producción, tal como ya lo viene haciendo. De hecho, desde 2001 lleva invertidos USD 9.500 millones en el país.

Actualmente, PAE produce el 18% del petróleo y el 16% del gas natural que se extrae del subsuelo y tiene 1.410 millones de barriles de petróleo equivalente de reservas probadas. Emplea a más de 10.000 personas y en 2012 completó la compra de los activos locales de Esso, a las que rebautizó bajo la bandera de Axion Energy.

La operación incluyó los negocios de refinación de petróleo crudo y venta de combustibles y lubricantes de ExxonMobil en Argentina, Paraguay y Uruguay. En ese marco, la petrolera encaró un plan de inversiones en la refinería de Campana para aumentar un 50% su actual producción de naftas y un 60% la de diesel.

El martes, los ejecutivos de PAE anunciaron el arribo de los dos equipos de perforación llegados de Estados Unidos al Puerto de Comodoro Rivadavia que se suman a otros dos de similares características adquiridos en abril.

En este sentido, Massacese señaló que los equipos le permitirán a PAE ?incrementar la eficiencia de perforación, reducir los riesgos de accidentes y optimizar el aprovechamiento de la energía producida.

Se trata de unidades de tierra basados en experiencias de automatización off shore, que poseen una mayor potencia en el cuadro de maniobras, tienen capacidad de perforar a 3.500 metros de profundidad, permiten optimizar la manipulación hidráulica de tuberías y poseen un sistema de rotación e inyección eléctrica de última generación.

Además, pueden ser monitoreados, controlados y accionados con un sistema central computarizado.

Estas nuevas adquisiciones se realizaron en el marco del Decreto N´927/2013, a través del cual el Gobierno estableció un régimen para las nuevas tecnologías que permitan mejorar las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos.

Iprofesional.com

Bolivia

La burocracia y también una falta de seguimiento de los interesados a las presentaciones están entre las principales causas.

Miércoles 06 de Agosto de 2014.- Los trámites de licencia ambiental tardan entre 6 meses y un año en Bolivia, debido fundamentalmente a la burocracia y a la negligencia de los interesados, que inician el trámite y no hacen un seguimiento; informaron representantes del Ministerio de Medio Ambiente y Aguas de Bolivia.

Ivanna Bellido, del departamento de Potosí, refirió que muchos de los interesados que tienen concesiones en lugares alejados de los centros urbanos presentan documentación incompleta, se olvidan de hacer seguimiento, no subsanan a tiempo las observaciones, abandonan los trámites y se dejan vencer los plazos, mientras se dedican a trabajar sus minas aún sin los documentos.

“Las licencias ambientales a las unidades productivas mineras las otorga el Ministerio de Medio Ambiente y Agua, previa revisión del Ministerio de Minería que siempre tiene observaciones de forma y fondo, antes de devolver la documentación al Ministerio de Medio Ambiente, donde las categorizan y después emiten informes complementarios antes de otorgar la licencia”, detalló Bellido.

El lunes pasado, en tanto, Félix Callata, del departamento de Oruro, reportó que el 40% de las 200 empresas mineras identificadas en la zona no contaba con licencia ambiental. Consultado sobre las razones, dijo que algunas están en pleno proceso de trámite, otras en etapa de cierre y algunas en procesos administrativos justamente por incumplimiento de normativas medioambientales. En este sentido, Bellido agregó que un 80% de las empresas que operan sin licencia en el municipio de Tacopaya, cercano al río Pilcomayo, se encuentran en proceso de legalizar su situación, tanto en el Ministerio de Medio Ambiente y Aguas como en el de Minería y Metalurgia.

Callata y Bellido clarificaron que, en todo caso, las gobernaciones no otorgan licencias ambientales a las operadoras mineras, sino solamente para trabajos de exploración y que son los municipios los que otorgan licencias a las comercializadoras de minerales. Sin embargo, el control de licencias sí es competencia de las gobernaciones.

Félix Callata advirtió a las empresas mineras que fueron encontradas trabajando de manera clandestina en Oruro que no podrán reiniciar sus labores si no presentan la licencia ambiental. Además, anunció una inspección conjunta con el Ministerio de Minería y Metalurgia a las operaciones mineras de la región, para controlar el cumplimiento de normas medioambientales. 

Los municipios con más operadores mineros son Huanuni, Poopó, Machacamarca, El Choro, Toledo y Oruro; indicó.

Los Tiempos

Colombia

Las exportaciones pasaron de 17,4 millones de toneladas en el primer trimestre de 2013 a 15,1 millones de toneladas en igual periodo de 2014.

Miércoles 06 de Agosto de 2014.- La meta de producción de 2014 está en 89,1 millones de toneladas de acuerdo con la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme). De las 18,4 millones de toneladas producidas en el primer trimestre de 2013, la cifra pasó a 24,6 millones de toneladas en los primeros tres meses de 2014, equivalente a un incremento de 33,8% respecto al año anterior, según cifras de la Agencia Nacional de Minería (ANM).

La autoridad minera reportó que para el periodo en cuestión se observó que el 97% de la producción total se envía a los mercados internacionales, mientras que un 3% suple el consumo nacional, cuyo uso se dedica especialmente en las industrias cementeras, metalúrgicas y de generación termoeléctrica.

Las exportaciones pasaron de 17,4 millones de toneladas en el primer trimestre de 2013 a 15,1 millones de toneladas en igual periodo de 2014, con una disminución del 13,1%. Dicha reducción fue el resultado de las restricciones impuestas por las autoridades ambientales reflejadas en la suspensión de cargue de buques en los Puertos de Drummond  y Colombian Natural Resources (CNR).

Del total de  producción nacional, el 93,4% se concentró en  Cesar con el 56,8% y  en la Guajira con el 36,6%, el 6,6% restante corresponde a la producción de carbón del interior de país que alcanzó los 1,6 millones de toneladas. Aquí se destacan Norte de Santander con el 2,6%,  Cundinamarca con 2,1%, y Boyacá con 1,4% en pequeña y mediana minería.

Larepublica.co

Chile

El Vicepresidente Ejecutivo de Cochilco, Sergio Hernández, detalló además que la cartera de proyectos del segmento considera inversiones por cerca de USD 3.200 millones en cinco años.

Miércoles 06 de Agosto de 2014.- El Vicepresidente Ejecutivo de la Comisión Chilena del Cobre (Cochilco), Sergio Hernández, aseguró que es fundamental fortalecer a la mediana minería, ya que es uno de los pilares que sustentan el modelo económico del país. Durante una intervención en el seminario “Mediana Minería: época de desafíos”, realizado en casa Piedra, el ejecutivo señaló que “una mediana minería fortalecida permite legitimar al sector, dada la gravitación que ésta tiene en términos económicos y sociales en el país".

En efecto, complementó Hernández, "tiene un tremendo impacto en términos de empleo, concentra el 28% del total de la industria, y superó el año pasado en exportaciones a sectores tan emblemáticos como el vitivinícola, forestal y de la celulosa”. Según el timonel de Cochilco, además de una pequeña y mediana minería robusta, es crucial tener un Codelco estatal y eficiente, una Gran Minería que sea sustentable, y una Empresa Nacional de Minería (Enami) sólida.

“Cochilco tiene mucho que aportar en el fortalecimiento de Codelco y Enami, a través de la revisión de los proyectos de inversiones que ambas empresas presentan a la Institución, así como mediante la fiscalización de su gestión”, precisó Hernández

Señaló además que entre los principales desafíos que enfrenta la mediana minería están la reducción de costos de producción, la escasez hídrica, la falta de mano de obra calificada y alto precio de la energía. Además se requiere - dijo- aumentar y diversificar las fuentes de financiamiento para las inversiones, aprovechar asociaciones con empresas de la gran minería para explotar yacimientos de tamaño medio, y aumentar las inversiones propias para desarrollar exploración, o vía joint ventures con terceros.

Inversiones

Respecto a la cartera de proyectos que mantiene el sector, Cochilco estima que éstas ascienden a USD 3.200 millones para los próximos cinco años, en proyectos de cobre y oro. 

Las iniciativas en carpeta son el proyecto Diego de Almagro, con cerca de USD 570 millones; el proyecto Prospección Productora, de Hot Chili, con inversiones por USD 700 millones; y el proyecto Inca de Oro, de PanAust, con USD 600 millones de inversión, todos ubicados en la III Región. A ello se suma la ampliación de la mina Valle Central, propiedad de Amerigo Resources (USD 152 millones)  en la VI Región; y dos iniciativas de Pucobre: El Espino (USD 624 millones) y el proyecto Tovaku (USD 600 millones), ubicadas en las regiones de Coquimbo y Antofagasta, respectivamente.

Asimismo, el Vicepresidente Ejecutivo de Cochilco señaló que las medianas empresas mineras destinaron durante el año 2013 inversiones por USD 25,5 millones para exploración, con un 14% en oro y el resto en cobre.

Perú

Es la reserva de gas natural más importante que posee Perú, con recursos probados y probables que ascienden a 10 trillones de pies cúbicos.

Miércoles 06 de Agosto de 2014.- El Consorcio Camisea, integrado por la argentina Pluspetrol (27.2%), Hunt Oil (25.1%), SK (17.6%), Tecpetrol (10%), Sonatrach (10%) y Repsol (10%), anunció que invertirá unos USD 500 millones hasta 2016 en diversos proyectos en Perú. Uno de los más importantes sería la exploración y desarrollo del Lote de gas 88, ubicado en el Cuzco, sobre el cual incluso se firmó un acuerdo con el Gobierno peruano, para destinar su producción exclusivamnente al mercado interno.

En el marco de la celebración de los diez años de la llegada del conglomerado al país, ejecutivos y autoridades destacaron las inversiones realizadas hasta ahora por Camisea en el país, que llegan a USD 3.700 millones. Las inversiones derivadas del proyecto, en tanto, superarían los USD 10.000 millones.

La rererva de gan natural de Camisea es la más importante de Perú: con recursos probados y probables que ascienden a 10 trillones de pies cúbicos, con líquidos asociados por alrededor de 600 millones de barriles.

El Presidente de la Sociedad Nacional de Industrias del país, Luis Salazar, señaló que la recuperación del Lote 88 del gas de Camisea para uso exclusivo en el mercado nacional, contribuirá con el Plan Nacional de Diversificación Productiva, especialmente en cuanto a recuperar un crecimiento del PIB en torno al 6% en 2015. “Vemos este plan con muy buenos ojos, y creemos que el gas de Camisea va a contribuir a mejorar el crecimiento”, aseguró Salazar.

En el contexto de la celebración de este décimo aniversario, el Ministro de Energía y Minas de Perú, Eleodoro Mayorga, dijo que "Camisea marca un hito en la historia de la energía de Perú" y destacó que "ha incentivado la creación de nuevos proyectos". "El gas natural ha sido el motor de crecimiento de la economía en la última década. El principal beneficio ha sido la reducción en las tarias eléctricas y una menor dependencia del país sobre otros combustibles", aseguró Mayorga, que prometió además "seguir avanzando en descentralizar el gas".

Argentina

La petrolera provincial participa de siete concesiones de explotación y 55 permisos para exploración, que hasta fines de 2013 movilizaron cerca de USD 640 millones.

Miércoles 06 de Agosto de 2014.- Gas & Petróleo de Neuquén (G&P) contemplaría inversiones por USD 2.000 millones en exploración, un monto cuatro veces superior a lo que desembolsó la empresa hasta fines del año pasado por este mismo concepto (USD 640 millones); según reconoció su Director de Exploración y Producción, Gustavo Nagel.

La información la entregó el ejecutivo en el contexto de un seminario, y es reproducida por Revista Petroquímica, de Argentina. La empresa -apuntó- cuenta con un portafolio de 89 áreas hidrocarburíferas, que controla por medio de su ley de creación, en la que la provincia le traspasó la titularidad de todas las áreas de exploración que no estaban permisionadas; señala la información. De ellas, 60 áreas ya están activas: cinco como concesiones de explotación y las 55 restantes como campos en los que se está buscando depósitos de hidrocarburos.

Neuquén es una de las provincias que ha liderado la oposición al proyecto de una nueva Ley de Hidrocarburos, con la que se restringiría el poder de los gobiernos locales en el negocio petrolero.

“En estos seis años de trabajo generamos 2.100 puestos de empleo directos en todas las actividades ligadas al sector. Hoy en día, nuestros activos están valorizados en USD 1.400 millones, partiendo desde cero cuando iniciamos”, destacó Nagel -quien también es representenatante de Neuquén en el Directorio de YPF- a favor del rol que han cumplido las provincias en este sentido. 

El ejecutivo remarcó también, en esta línea, que han llegado a la provincia 15 empresas internacionales para desarrollar los yacimientos no convencionales, y que “en shale oil ya tenemos un pozo horizontal que produce de manera continua más de 700 barriles, además de otros tres de petróleo neto que suman 1.600 barriles”. “Esto muestra el avance y el desarrollo de todas las empresas que trabajan en el área no convencional”, señaló.

Para este año, agregó, la empresa proyecta llegar a 54 nuevas perforaciones. “Con esto buscamos delinear y conocer la cuenca, ya que varía mucho horizontal y verticalmente. Para 2015 rondaremos, en total, una inversión tanto en exploración como en producción de USD 3.200 millones”, precisó Nagel.