El gobernador Celso Jaque, de la Pcia de Mendoza, Argentina, realizó estos anuncios luego de asistir a una reunión con la Federación de Industrias del Estado de San Pablo (FIESP), en esa ciudad brasileña. El gobernador anunció que Brasil piensa invertir en petróleo y gas, en los próximos cinco años, unos “690 mil millones de dólares, y Petrobras (empresa estatal) tiene previsto hacer lo propio por 240 mil millones”.

Ricardo Martins, director de Relaciones Internacionales y Comercio Exterior de la FIESP, dijo que de los 240 mil millones de dólares que Petrobras invertirá en la explotación petrolera en ese país, 10 por ciento corresponderá a negocios con empresas argentinas, y de ese porcentaje, unos 5 mil millones de dólares irán a parar a empresas de servicios petroleros y de metalmecánica de la provincia de Mendoza.

La idea es que las PYMES argentinas le provean de material y personal capacitado a Petrobras para uno de los emprendimientos más ambiciosos de los últimos años en Brasil, como la explotación de crudo mar adentro. El Gobierno de Jaque buscará ahora que las firmas mendocinas se asocien a las brasileñas para lograr, al mismo tiempo, el financiamiento de sus actividades por intermedio de Petrobras y el Estado de Brasil.

Reproducido de El Sol, Mendoza (Argentina), del 27 abril 2011; editado por CLAES.

Odebrecht concretó la compra de Kuntur para el Gasoducto del Sur. Además, Petrobras terminaría la exploración de gas en el lote 58, de donde saldrían reservas para alimentar la petroquímica.

La empresa brasileña Odebrecht concretó la compra de la mayoría de acciones de Kuntur Transportadora de Gas, que desarrolla el proyecto del Gasoducto Andino del Sur. Así lo informó a Gestión el viceministro de Energía, Daniel Cámac, quien precisó que ya recibió una comunicación de la firma Odebretch en la que le informaban oficialmente que habían adquirido el 51% de las acciones de Kuntur.

Tras la compra se ha producido un cambio en el directorio de esta última empresa. Hasta ahora, Kuntur era controlada exclusivamente por Latin Power III, L.P., uno de los fondos de capitales privados administrados por Conduit Capital Partners, firma con sede en Nueva York, dedicada a la gestión de fondos privados de inversión especializados en activos del sector energético en América Latina y el Caribe.

De esta forma, tras el ingreso de Odebrecht, Conduit Capital Partners, que presentó la iniciativa privada, se ha quedado con el 49% del proyecto. En su momento, Kuntur indicó que estaba en proceso de venta de parte del 49% del proyecto que quedaría correspondiente a Conduit, una vez se concretara la venta de la mayor parte de acciones.

El proyecto prevé llevar gas natural desde la zona de Camisea, en la provincia cusqueña de La Convención, hasta las ciudades del Cusco, Arequipa, Puno, Moquegua y Tacna, con una inversión de US$ 1,500 millones.

Esta compra, indicó Cámac, hace más viable el proyecto de construcción del gasoducto, por el tema de la provisión de gas natural. Se refería a que la también brasileña Petrobras, que ha encontrado gas en el lote 58, se había comprometido, en la alianza que tiene con Odebrecht, a abastecer el gas a ser transportado por el proyectado gasoducto.

Al respecto, el viceministro indicó que hasta el momento hay tres trillones de pies cúbicos (TCF por sus siglas en inglés) de gas natural, asegurados a ser transportados por el citado gasoducto. Dos TCF provienen del lote 58 de Petrobras, y 1 TCF proviene del lote 88, operado por Pluspetrol, y perteneciente al Consorcio Camisea.

Esta transacción también permitiría concretar el proyecto para construir una planta petroquímica en el Perú de la también firma brasileña Braskem, que es el brazo de Odebrecht en la citada industria, la cual le da valor agregado al gas natural.

No obstante, Cámac observó que los 3 TCF que se han asegurado para el gasoducto, solo alcanzarían para abastecer el consumo doméstico, vehicular y para plantas térmicas, pero no para la petroquímica.

Sin embargo, añadió que el próximo mes, Petrobras debe terminar de perforar un tercer pozo en el lote 58, de un total de cinco pozos que faltan explorar, y se espera que en ese momento la empresa haga algún anuncio de incremento adicional de reservas, lo que, acotó, serviría para la petroquímica.

A fines del 2010 el presidente de Odebrecht, Marcelo Bahia, había anunciado que esa firma estaba interesada en invertir más de US$ 2,000 millones para desarrollar una planta petroquímica en el Perú.

Aunque Kuntur comentó en febrero pasado que esperaba conseguir más gas de Bolivia si es que no encontraba mayores reservas de ese carburante en el Perú, la empresa, anotó Cámac, ha descartado eso.

Reproducido en un artículo de E. García, de Gestión (Perú), del 25 Abril 2011; editado por CLAES.

Bajo el nuevo acuerdo, cambió la composición accionaria de los socios del bloque, la cual quedó dividida de la siguiente forma: el mayor accionista es Petrobras Colombia con el 40% y seguirá siendo el operador. Ecopetrol conservará su participación del 30% y el 30% restante le corresponderá a Repsol Exploración Colombia.

Este acuerdo está sujeto a la autorización de la cesión de intereses por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), entidad que aún no se ha pronunciado sobre este asunto.

El bloque Tayrona corresponde al primer contrato de exploración y explotación de hidrocarburos costa afuera, firmado a mediados del año 2004. El bloque, que tiene una extensión aproximada de 1`657.900 hectáreas, hace parte de los proyectos en costa afuera del Caribe colombiano, donde Petrobras adelanta varias actividades de exploración con otros socios estratégicos.

La petrolera brasileña Petrobras tiene en Colombia en el segmento de exploración y producción de hidrocarburos, participación en 7 campos de producción (actuando en 5 como operador) y en 15 bloques exploratorios (siendo operadora en 7 de ellos).

Petrobras de Colombia tiene unidades de negocio también en la distribución y comercialización de lubricantes Petrobras Lubrax y combustibles y adicionalmente opera una red de 86 estaciones de servicios. La producción total operada por Petrobras en territorio colombiano es de 49 mil barriles de petróleo equivalentes por día (bped); El potencial de exploración de nuevas zonas, en los bloques de Tayrona, RC6, RC7, Cebucan, Balay, Cerrero, Guadual y en los bloques no operados, permite que se vislumbre un buen escenario de crecimiento para Petrobras.

Basado en El Universal, Colombia, del 5 enero 2011; procesado por CLAES.

Odebrecht tendrá el control de Tía Juana, yacimientos de hidrocarburos tanto en tierra como en el lago de Maracaibo, por medio de una operación de cesión de la petrolera estatal venezolana PDVSA. Además, las dos empresas crearon una compañía conjunta para operar en otros sitios.

Petróleos de Venezuela (PDVSA) sigue entregando sus campos a empresas extranjeras, pese que en el país se impulsó desde el año 2005 la llamada “soberanía petrolera”, que según el presidente Hugo Chávez es uno de los logros de la revolución.

La estatal venezolana decidió la entrega del área de yacimientos de hidrocarburos de Tía Juana, en el municipio Simón Bolívar de la Costa Oriental del Lago (COL), a la brasileña Odebrecht y la china CNPC, informaron a La Verdad fuentes ligadas al sector.

Todo indica que el manejo del campo se realizará bajo el esquema de empresas mixtas, en las que PDVSA tendrá la mayoría accionaria, mientras que las transnacionales tendrán el derecho a las operaciones en la zona. Una vez oficializada la entrega, la empresa china y la brasilera podrán tener el control de uno de los campos más importantes de la COL, que tiene un área en tierra y un área en el lago de Maracaibo.

El área de yacimientos de hidrocarburos de Tía Juana tiene reservas probadas por 617 millones 354 mil barriles de crudo, de acuerdo con cifras del ingeniero Diego González Cruz, consultor internacional de energía.

Recientemente Odebrecht y PDVSA acordaron la conformación de una empresa mixta para operar en cuatro campos ubicados en el estado Zulia. Tras la constitución de la compañía de capital compartido, la empresa brasileña tiene la potestad de funcionar en las áreas Mara Oeste, Mara Este, La Paz y Sibucara.

China National Petroleum Corporation (CNPC) también opera en el estado Zulia a través de la empresa mixta Petrosivén, a la que se le entregó una parte del campo Bachaquero.

José Gil, ingeniero petrolero y consultor internacional de energía, aseguró que recientemente hubo “reuniones de alto nivel” entre PDVSA y las empresas mixtas. En los encuentros se planteó la posibilidad de que la estatal venezolana cediera aun más áreas petroleras a las compañías de capital compartido. El ingeniero comentó que Tía Juana es un campo importante del estado Zulia, que en el pasado llegó a tener una producción por el orden de los 300 mil barriles diarios de petróleo.

González Cruz explicó que en las empresas mixtas que se crearon durante la gestión de Hugo Chávez, las petroleras extranjeras tienen una participación de hasta 40 por ciento. Consideró que el esquema ideado por el Presidente de la República pone en manos de empresas transnacionales una parte del subsuelo venezolano. El ingeniero explicó que desde que se crearon las empresas de capital compartido, Venezuela “está entregando 40 por ciento de las riquezas” a firmas extranjeras, lo que -a su juicio- indica “que no existe la soberanía petrolera”. “Antes sólo había convenios operativos, donde las transnacionales no tenían ninguna participación accionaria, sólo realizaban el servicio, pero ahora con las empresas mixtas tienen participación”.

Basado en un reporte de La Verdad, Venezuela; editado por CLAES.

La empresa petrolera estatal de Uruguay, Ancap, recomendó la adjudicación de los bloques 3 y 4 de la plataforma marítima uruguaya a un consorcio petrolero integrado por Petrobras e YPF que invertirían en esa etapa cerca de US$ 16 millones.

La empresa estatal uruguaya ANCAP recomendó otorgar los contratos de la nueva fase de exploración a Petrobras de Brasil e YPF de Argentina. La empresa uruguay no pondrá dinero en estas nuevas operaciones.

El gerente de negocios y desarrollo de Petrobras en Uruguay, Marco Latgé, dijo que si bien la estrategia y el panorama de la petrolera “cambiaron” con las nuevas reservas de gas y petróleo que se encontraron, hecho que en un futuro puede llevar a que haya dificultades para acceder a medios técnicos y personales para desarrollar proyectos afuera de Brasil, aclaró que en el caso de Uruguay no se darían “problemas” en este sentido.

Si bien el consorcio petrolero ya tiene una medición sísmica que le compró a Ancap por un costo entorno a los US$ 6 millones, Latgé señaló que tanto Petrobras como YPF podrían invertir entre US$ 7 y US$ 8 millones cada una solamente en la base exploratoria -de cuatro años- que no incluye ningún tipo de perforación.

Los estudios son diferentes para cada área ya que en el bloque 4 que operará Petrobras, la profundidad es menor a la del bloque 3 que investigará YPF.

El resultado de los estudios será clave para determinar si efectivamente hay certezas de si hay gas y/o petróleo en el mar uruguayo.

El gerente de negocios de Petrobras, Marco Latgé, precisó que si bien la propuesta que elevó a Ancap al Poder Ejecutivo para habilitar la exploración de hidrocarburos en la plataforma off shore sólo incluye a YPF y Petrobras, la portuguesa GALP entregará la documentación que resta y se sumará al proyecto con un 20% de participación, el restante 80% se divide en partes iguales entre la petrolera argentina y la brasileña.

Antes de decidir si realiza perforaciones, Petrobras evaluará la ecuación económica en base los resultados de la sísmica. “Usualmente Petrobras demora entre 4 y 8 años antes de realizar una perforación”, dijo Latgé.

Artículo de A. Oyhenard, El País, Montevideo, 23 Octubre; procesado por CLAES.

La empresa petrolera estatal de Uruguay, Ancap, recomendó la adjudicación de los bloques 3 y 4 de la plataforma marítima uruguaya a un consorcio petrolero integrado por Petrobras e YPF que invertirían en esa etapa cerca de US$ 16 millones.

La empresa estatal uruguaya ANCAP recomendó otorgar los contratos de la nueva fase de exploración a Petrobras de Brasil e YPF de Argentina. La empresa uruguay no pondrá dinero en estas nuevas operaciones.

El gerente de negocios y desarrollo de Petrobras en Uruguay, Marco Latgé, dijo que si bien la estrategia y el panorama de la petrolera “cambiaron” con las nuevas reservas de gas y petróleo que se encontraron, hecho que en un futuro puede llevar a que haya dificultades para acceder a medios técnicos y personales para desarrollar proyectos afuera de Brasil, aclaró que en el caso de Uruguay no se darían “problemas” en este sentido.
Si bien el consorcio petrolero ya tiene una medición sísmica que le compró a Ancap por un costo entorno a los US$ 6 millones, Latgé señaló que tanto Petrobras como YPF podrían invertir entre US$ 7 y US$ 8 millones cada una solamente en la base exploratoria -de cuatro años- que no incluye ningún tipo de perforación.

Los estudios son diferentes para cada área ya que en el bloque 4 que operará Petrobras, la profundidad es menor a la del bloque 3 que investigará YPF.

El resultado de los estudios será clave para determinar si efectivamente hay certezas de si hay gas y/o petróleo en el mar uruguayo.

El gerente de negocios de Petrobras, Marco Latgé, precisó que si bien la propuesta que elevó a Ancap al Poder Ejecutivo para habilitar la exploración de hidrocarburos en la plataforma off shore sólo incluye a YPF y Petrobras, la portuguesa GALP entregará la documentación que resta y se sumará al proyecto con un 20% de participación, el restante 80% se divide en partes iguales entre la petrolera argentina y la brasileña.

Antes de decidir si realiza perforaciones, Petrobras evaluará la ecuación económica en base los resultados de la sísmica. “Usualmente Petrobras demora entre 4 y 8 años antes de realizar una perforación”, dijo Latgé.

Artículo de A. Oyhenard, El País, Montevideo, 23 Octubre; procesado por CLAES.

Se anuncian construcción de gasoducto en el sur de Perú para el 2010. Inversión de más de 1 300 millones de dólares. Se aguarda la evaluación de impacto ambiental.

Se explicó que Odebrecht está apoyando a Kuntur en la elaboración de los estudios de impacto ambiental (EIA) y trazado del ducto, los cuales deben presentarse al Ministerio de Energía y Minas (MEM) en enero del 2010.

El viceministro peruano de Energía, Daniel Cámac, ha indicado que el Gasoducto Andino del Sur contará con gas proveniente del Lote 88 y dijo que para la construcción del gasoducto se invertirá mil 300 millones de dólares. El ducto tendrá una capacidad de trasporte de 400 millones de pies cúbicos por día y que se prevé que entrará en operación a fines del 2012 ó inicios del 2013, según Cámac.

El estudio de impacto ambiental debe evaluar todo el recorrido del ducto, que cruzará las regiones de Cusco, Puno, Arequipa, Moquegua y Tacna.

Diversas fuentes de prensa; editado por CLAES.

Petrobras anunció que espera extender sus contratos petroleras en Bolivia hacia el año 2050. La participación de la corporación brasileña sigue en aumento, y hoy maneja aproximadamente el 60% de la producción de gas y petróleo en Bolivia.

La petrolera brasileña Petrobras anunció, a comienzo de octubre, que mantendrá la demanda del gas boliviano, incluso hasta después de cumplir el contrato vigenre, en el 2019. La directora de Gas y Energía de Petrobras, Maria das Graças, afirmó que a Brasil le interesa mucho una extensión del contrato de comercialización de gas natural con Bolivia, vigente hasta el año 2019, porque lo ideal sería hasta el año 2050.

Brasilia y La Paz suscribieron en 1999 un contrato por 20 años para la compraventa de gas natural que estipuló una escala de suministro que empezaba con cinco millones de metros cúbicos diarios y que debía estabilizarse en 2005 en 31 millones.

Autoridades del Instituto Boliviano de Comercio Exterior (IBCE), una organización empresarial, ven positivamente esa decisión, señalando su importancia para las finanzas del Estado, de las prefecturas, de los municipios y las universidades, pues habrá más IDH (Impuesto Directo a los Hidrocarburos) para repartir.

Alrededor del 60 por ciento de la producción de gas y petróleo de Bolivia es generada en la actualidad por la empresa brasileña Petrobras, que de manera progresiva aumenta su peso y presencia en el sector energético de la nación andina.

Según informa el Centro de Estudios para el Desarrollo Laboral y Agrario (Cedla), en 2008 la compañía generó el 58,8 por ciento de la producción boliviana de hidrocarburos. Esa cifra está muy por encima de la registrada en el año 2001, cuando su aporte era tan sólo del 13,5 por ciento del total, añade el documento citado hoy por el diario Cambio

Entre 2001 y 2008, la producción de gas y petróleo de Petrobras ha ido en constante aumento, tanto en volúmenes como en proporciones. En los últimos tres años (2006-2008) la empresa brasileña se ha consolidado como el mayor operador de gas y petróleo de Bolivia.

La creciente participación de Petrobras en la producción de hidrocarburos se explica fundamentalmente porque es el operador de los megacampos San Alberto y Sábalo, en el sureño departamento de Tarija.En la última década la producción de petróleo y gas creció en 228 por ciento.

Basado en reportes de Prensa Latina; edición CLAES.

Más de 50 empresas brasileñas esperan luz verde para ingresar a Perú, en áreas que van desde la energía a la construcción. Entre los emprendimientos se destacan las represas hidroeléctrias. Perú redobla su alianza con Brasil.

Para este semestre está previsto el arribo de una misión empresarial de Brasil para ver temas vinculados a los biocombustibles.

¡Interés de invertir existe, facilidades para hacerlo no! Con estas palabras, el presidente de la Cámara Peruano-Brasileña (Capebras), Miguel Vega Alvear, aseveró que las trabas burocráticas están aletargando el ingreso de capital fresco del Brasil a Perú.

Así reveló que a la fecha más de 50 empresas cariocas (del sector forestal, agroindustrial, químico, petroquímico, turístico, entre otros) se encuentran realizando un trabajo preparatorio y de gestión, a la expectativa de que les otorguen luz verde para ingresar.

Unas empresas están en la cola de espera de ProInversión, otras aguardando licencias y permisos, y también en procesos de negociación y conversación, así como en fase de análisis ante el actual panorama político y social, informó.

“El mundo está en un proceso de cambios y las oportunidades son inmediatas, si no se aprovechan en su momento se pierden y este es un tiempo para el Perú, pero lamentablemente vivimos con un lastre que arrastramos de hace años”, anotó.

Hidroeléctricas

El presidente de Capebras remarcó que uno de los proyectos que está retrasado, pese a haberse ratificado el compromiso a fines de marzo por los presidentes de Brasil y Perú en Río Branco, es el desarrollo de 15 hidroeléctricas, aunque en la fase inicial solo se contempla la construcción de seis de ellas al sur del país (Inambari, Sumabeni, Paquitzapango, Urubamba, Vizcatán y Cuquipampa).

“Ya el primer semestre está perdido, pero esperamos que en breve el Ministerio de Energía y Minas peruano, el de Brasil y Electrobras resuelvan la homologación de un tratado para la regulación de la venta y compra de energía; para poder establecer una línea de transmisión”, enfatizó.

Cabe señalar que una de las iniciativas que ha mostrado mayor avance es la central hidroeléctrica de Inambari, en la cual han surgido en el Congreso cuestionamientos a la empresa encargada de realizar el estudio de factibilidad (Gestión 30.06.2009).

Otros proyectos

Asimismo, Miguel Vega Alvear comentó que en torno al tema energético también están amarradas, y por ende detenidas, las nuevas inversiones en las exploraciones de gas, principalmente, que viene desarrollando Petrobras.

En el caso de las inversiones en biodiesel (Gestión 10.09.2008), mencionó que las conversaciones con las empresas agroindustriales peruanas siguen en camino, por lo que para el segundo semestre arribará al norte del Perú una misión empresarial para incrementar las negociaciones en los temas de biocombustibles.

Las empresas

Las constructoras Odebrecht, Camargo Correa y Andrade Gutiérrez son algunas de las empresas que han presentado sus iniciativas para participar en los proyectos hidroeléctricos.

La constructora OAS y Furnas Centrales Eléctricas de Brasil llevará a cabo el proyecto hidroélectrico en Inambari (en Madre de Dios) y el Grupo Engevix tomó la iniciativa en la región de Junín en Paquitzapango y Puerto Prado.

- El Perú está destinado a convertirse en la plataforma industrial del Pacífico en su alianza con Brasil, pero para ello se necesita principalmente de infraestructura vial, ferroviaria, portuaria, interportuaria y de energía.

CIFRAS & DATOS

- Las inversiones brasileñas en el país ascienden a US$ 5,000 millones, pero estas podrían sumar los US$ 15,000 millones en los próximos cinco años.
- El costo estimado en el desarrollo del proyecto hidroeléctrico Inambari ascendería a los US$ 4,000 mlls.
- La intención brasileña es comprar 5,000 megavatios de electricidad en el Perú.
- Actualmente, participan en el país más de 50 empresas brasileñas.

Basado en Gestión, Lima, 6 julio 2009, procesado por CLAES.

El gerente general de Petrobras Energía Perú, Pedro Grijalba Vásquez, es de Talara, concretamente de El Alto, pequeño distrito en el cual está la famosa playa Cabo Blanco y en donde la gigantesca empresa brasileña centra sus operaciones en el norte peruano.

Sobre la industria petrolera hay toda un aura negativa, ¿no?
Yo creo que lo que tienen muchas de las industrias como la petrolera o la minera son pasivos. Hoy en día el mundo de la explotación petrolera se hace en un entorno realmente limpio. En el caso de Petrobras, el respeto por el medio ambiente, la responsabilidad social y aplicar lo último en tecnología son los pilares básicos en cualquier lugar donde actúe. Nosotros trabajamos pensando en la responsabilidad social y el respeto al medio ambiente. Si no podemos lograr eso, entonces no hay negocio. Seguramente que hay pasivos ambientales en la industria petrolera, pero las empresas modernas son muy autoexigentes.

Sin embargo, en Talara hay casos de derrame de petróleo, reclamos de los trabajadores; de repente no contra ustedes, pero sí contra las empresas vecinas…
Sí, puede pasar. Talara es un campo muy viejo, que tiene producción desde fines de 1800. De ahí se extrae al máximo lo que hay en el subsuelo, hay muchas instalaciones viejas y pueden haber ocurrido problemas. Pero nosotros en Petrobras trabajamos muchísimo en eso, tenemos una supervisión constante de Osinerg y muchísimo cuidado con el medio ambiente.

¿Cómo va la producción de la empresa?
En Talara estamos realizando un gran esfuerzo. Producimos 15.000 barriles diarios, para lo cual hay que hacer mucho esfuerzo porque son campos viejos y marginales a los cuales hay que ponerle mucha creatividad para hacerlos rentables.

¿Hay planes de ampliación?
Sí, contantemente. Estamos con un equipo nuevo de perforación y tenemos un plan estratégico en el cual constantemente trabajamos para aumentar la inversión.

¿Cuál es la inversión que se va a realizar este año y el próximo?
En Petrobras podemos hablar de dos temas: en desarrollo, que es el área del Lote X, este año vamos a invertir entre US$60 millones y US$70 millones. En la Selva estamos iniciando la exploración en el Lote 58. En un mes iniciamos la perforación de dos pozos, cada pozo tiene un costo de US$50 millones.

¿Podrían explorar en Piura, quizás en el mar?
No. Es un área donde no tenemos una concesión. Nosotros solo estamos en el Lote X (donde cuentan con más de 100 pozos).

Secciones de un artículo en El Comercio, Lima, 8 de mayo 2009.