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Propuestas de empresas serían inconsistentes, aseguran analistas. Estudios de Kuntur, Transfer y Suez revelan técnicamente que la infraestructura tiene capacidad de exportar gas a Chile

Contradictorias e inconsistentes serían algunas propuestas presentadas por las empresas interesadas en la concesión del gasoducto que se espera construir al sur del país. Así lo advirtieron analistas del sector gasífero, quienes refirieron además que los estudios presentados al Ministerio de Energía y Minas (MEM) revelan que técnicamente la infraestructura de los tres gasoductos (tres propuestas de las tres empresas) permite exportar gas a Chile.

MAYOR DEMANDA

El especialista en el sector, Rafael Laca, sostuvo que las tres empresas interesadas en el proceso (Energy Transfer, Kuntur y Suez Energy) justifican la viabilidad de sus proyectos con la demanda a futuro. Sin embargo, agregó que luego de revisar las respectivas proyecciones de consumo para los próximos 30 años, Kuntur considera el doble de consumo (10,4 trillones de pies cúbicos) con respecto a Suez (4,8 TPC).

Esta diferencia–según precisó– se debería principalmente a la construcción de nuevas centrales termoeléctricas a gas, puesto que la empresa Suez ha proyectado utilizar 1,69 TPC, mientras que Kuntur 7,21 TPC.

El especialista en el sector explicó que plantear la construcción de plantas térmicas –como lo hace Kuntur– para cubrir la demanda a nivel nacional implicaría dejar de lado a las hidroeléctricas.

“La propuesta contradice el principio económico en el que se establece que la generación eléctrica debe tomar en cuenta el mínimo costo, es decir, las que incluyen los recursos más baratos como son aquellas que trabajan a base de agua”, apuntó.

ALGUNAS DISTORSIONES

Asimismo, dijo que existe una distorsión en el monto de inversión según demanda entre los dos proyectos que apuestan por construir el gasoducto sur por la sierra (Kuntur y Transfer). El primero plantea invertir US$ 1,210 millones para una demanda de 10,4 TPC, mientras que Energy Transfer invertiría US$ 1,844 millones para una demanda de 5,4 TPC. “Esto no tendría lógica”, señaló.

Sobre el tema, Auerlio Ochoa, experto en el sector de hidrocarburos, sostuvo que si finalmente es inviable el proyecto por temas como la inversión y la demanda, será el sector privado quien enfrente los riesgos. Lo importante–resaltó–es que el Estado no asuma ningún tipo de subsidio como ocurrió con el ducto de Camisea.

EL DATO

Anillo energético. Los especialistas en el sector, como son Aurelio Ochoa y Rafael Laca, coincidieron que la mejor manera de desarrollar un verdadero polo económico en el sur del país es creando un anillo energético regional. Es decir, con gasoductos por la costa y sierra. Esto permitirá asegurar el abastecimiento eléctrico en todo el sistema interconectado. Agrega que con ello se tendrá energía barata, lo que vendría a ser un aspecto atractivo para el ingreso de nuevas inversiones.

Reservas de gas natural en Perú

1) El Ministerio de Energía y Minas (MEM) informó que las reservas comprobadas de gas natural ascienden en el Perú a 13,4 trillones de pies cúbicos. Es decir, 10,4 TPC que corresponden al Lote 88 (Camisea) y 3 TPC del Lote 56 (Pagoreni). Mientras que las reservas de gas que todavía están por confirmar suman 2 TPC y se ubican en el Lote 57.

2) En tal contexto, el despacho ministerial revela que nuestro país no se caracteriza por ser gasífero como ocurre con Bolivia (50 TPC) y Venezuela (150 TPC).

3) Las empresas Kuntur y Energy Transfer llevarían el recurso gasífero por la sierra sur. El primero desde Camisea hasta Ilo, pasando por Cusco, Arequipa y Moquegua, con una derivación a Puno. Mientras que el segundo pasaría por Cusco, Arequipa y Moquegua, con derivaciones a Apurímac y Puno.

Fuente:Diario La República

Un nuevo gigante francés de la energía, agua y tratamiento de residuos, GDF Suez, nacerá hoy después de que voten a favor de la fusión sus respectivos accionistas, quienes desde el primer año recibirán un dividendo excepcional.

Reunidos en sendas asambleas generales extraordinarias, los accionistas de ambos grupos aprobarán sin sorpresa esta unión, que pondrá fin a una larga y complicada crónica de boda anunciada en febrero de 2006, entre el grupo público de gas Gaz de France (GDF) y el privado de energía, agua y residuos Suez.

Los administradores de GDF y Suez ya habían aprobado a principios de junio el proyecto de fusión, validado posteriormente a mediados de ese mes por la Autoridad de los Mercados Financieros.

El decreto de privatización de GDF será publicado en el Diario Oficial el jueves, día en que los patrones de ambos grupos se dirigirán a la prensa en la sede del nuevo gigante, en el centro de París.

GDF Suez se estrenará en la Bolsa de París el 22 de julio, con una primera cotización que permitirá conocer su valor a ojos de los inversores y cifrado el martes en 93.000 millones de euros, con la suma de la capitalización de ambos grupos.

El nuevo grupo abonará desde este mismo año a sus accionistas, el primero de ellos el Estado francés (35,6% del capital), un dividendo excepcional de 0,80 euros por acción, que se agregará al dividendo ordinario.

En cambio, para los hogares, este nacimiento no augura buenas noticias.

El futuro número dos de GDF Suez, Jean-François Cirelli, afirmó que las tarifas del gas, que ya han aumentado un 10% desde enero para los particulares, podrían progresar si los precios del crudo permanecen por encima de los 140 dólares el barril.

La cuestión nuclear también centrará la actualidad del grupo fusionado. Antes de inicios de 2009, ha prometido desvelar en qué país pretende construir un reactor nuclear de tercera generación de tipo EPR.

En caso de que se trate de Francia, cuyo primer EPR ya está en fase de construcción, GDF Suez ha asegurado que será erigido en asociación con otros grupos.

No obstante, la cuestión avivará la competencia entre este gigante y la eléctrica EDF, principal explotadora de las centrales francesas.

La nueva versión del proyecto de fusión, presentada a inicios de septiembre tras arduas negociaciones con la presidencia de la República, prevé el canje de 22 acciones de Suez por 21 de GDF y, para compensar la diferencia de su valor bursátil, Suez sacará a Bolsa su filial de aguas y residuos, que cotizará en el parqué parisino a partir también del 22 de julio.

El volumen de negocios acumulado de GDF y Suez rozaba los 75.000 millones de euros a finales de 2007.

Ambos grupos, que emplearán a cerca de 200.000 asalariados, han previsto invertir un total de 10.000 millones de euros anuales, de media, entre 2008 y 2010.

Fuente: AFP

El parlamento Europeo adopotó una directiva que tiene como objetivo la plena liberalización del mercado del gas. Los diputados proponen que los Estados puedan elegir entre la separación de la propiedad o permitir a las empresas integradas verticalmente mantener sus activos garantizando la independencia de la gestión del transporte. Además apoya limitar el control de las redes europeas por parte de empresas de terceros países, así como reforzar los derechos de consumidores.

El llamado “paquete energético” aborda el mercado del gas y la electricidad. Los objetivos de estas normas son corregir algunas deficiencias que se han observado en la puesta en práctica de la legislación comunitaria existente y lograr un mercado europeo de la electricidad “eficiente y competitivo” que no plantee obstáculos a la entrada de competidores y garantice la seguridad del suministro. Además de reforzar la protección de los consumidores y que éstos puedan elegir suministrador con total libertado y sin constes.

Sobre el mercado de la electricidad, los diputados respaldaron la separación total de la propiedad y rechazaron todas las alternativas que permitían a las empresas mantener sus activos. El mercado de la electricidad es muy distinto del gas, puesto que este último se genera en países terceros y está marcado por una fuerte dependencia del exterior.

La fragmentación del mercado en las fronteras nacionales, el elvado índice de integración vertical y la alta concentración del mercado son el origen de la falta de un verdadero mercado interior. La Eurocámara propone que las empresas generadoras puedan seguir siendo propietarias de los gaseoductos siempre y cuando la gestión de éstos corra a cargo de un “gestor de redes de trasnsporte independiente”, que tendrá “poderes efectivos de decisión”. Los diputados aprobaron una enmienda en la que piden a la Comisión que evalúe la posibilidad de crear un único gestor europeo de redes de transporte.

Aunque con unas condiciones más duras, esta solución tiene como referencia el compromiso presentado por la Comisión Europea basado en la llamada “tercera opción” promovida por ocho Estados miembros, entre ellos Francia y Alemania, en la que las empresas podrían mantener sus activos, pero garantizando una “separación efectiva de intereses”, con equipamiento, personal e identidades distintos para la generación y el transporte.

El diputado italiano Romano La Russa (UEN, Italia), que ha elaborado el informe, coincide con la Comisión en que ni las redes de transporte ni los gestores de redes podrán estar controlados por personas de terceros países a no ser que haya un acuerdo internacional entre la UE y un país tercero.

Protección de los consumidores

Los Estados miembros reconocerán la pobreza energética y establecerán definiciones del concepto de cliente vulnerable. También tendrán que adoptar “las medidas adecuadas para tratar la pobreza energética en sus planes de acción nacionales en materia de energía, con el fin de garantizar la disminunción en términos reales del número de personas” en esta situación. Asimismo, los países “adoptarán medidas para proteger a los clientes finales de las zonas apartadas”

El informe defiende la creación de un defensor del pueblo independiente en el ámbito de la energía. Los diputados subrayan la necesidad de que los países de la UE cooperen para abaratar los costes de la energía y en esta misma línea, las autoridades reguladoras nacionales encargarán a las empresas de gas natural que “introduzcan fórmulas de precios que se incrementen para niveles de consumo más elevados”

Según el informe de La Russa, entre las competencias de las autoridades nacionales figuran garantizar la eficiencia energética y la integración de la producción, a pequeña y gran escala, de energías renovables (por ejemplo, el biogás); asegurar la seguridad del suministro, facilitar el acceso a las redes a los nuevos operadores, aprobar los planes de inversión anuales de los gestores de redes de transporte, establecer las tarifas de transporte y distribución e imponer sanciones a las empresas, como máximo del 10 % del volumen anual de negocios del gestor de redes de transporte, por incumplimiento de sus obligaciones.

El informe del socialista búlgaro Atanas PAPARIZOV, trata las competencias de la Agencia de reguladores de energía y de las Redes Europeas de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad y de Gas. Los diputados exigen que se refuerce el papel de la Agencia, que en la propuesta de la Comisión sólo tiene poder consultivo.

Fuente: Parlamento Europeo

El Parlamento Europeo pidió hoy en un informe una evaluación del impacto medioambiental independiente sobre el proyecto de construcción del gaseoducto que unirá Rusia y Alemania a través del mar Báltico. No obstante, aunque se aprobó el informe, el pleno rechazó durante el voto someter el proyecto a la aprobación de todos los países implicados(Finlandia, Suecia, Estonia, Letonia, Lituania, Rusia, Polonia, Dinamarca y Alemania).

El texto señala que Gazprom no debería dominar el mercado de gas comunitario si las empresas de la UE no pueden acceder en igualdad de condiciones al mercado energético ruso. Marcin Libicki (UEN), presidente de la comisión de Peticiones y ponente del informe, recuerda que debido a las dimensiones políticas y estratégicas del proyecto, éste debería concebirse como parte de una política europea común en el ámbito de la energía y no jugar un papel marginado como el que está haciendo.

Los diputados hacen hincapié en que se debe “respetar el principio de reciprocidad” en la política de inversiones y piden que se adopten “las medidas necesarias para evitar que Gazprom ejerza una fuerza dominante en los mercados de gas comunitario sin que las empresas de la UE tengan garantizado el derecho recíproco a acceder al mercado energético ruso”

Impacto medioambiental

La Eurocámara pide que se someta una evaluación de impacto ambiental pendiente a una consulta en profundidad además de “tomar en consideración los pareceres de todos los Estados implicados”, puesto que cualquier fallo importante en el gaseoducto North Stream “puede dar lugar a complicaciones para los Estados implicados y podría tener efectos debastadores para el medio ambiente marino”. Por eso, el Parlamento Europeo, además de abogar por un sistema de control común del gaseoducto, emplaza al Consejo, la Comisión y los países de la EU que “velen por que la construcción del gaseoducto cumpla plenamente la legislación de la UE en materia de impacto ambiental y todos los convenios internacionales”

Contexto

Este gaseoducto fue uno de los últimos proyectos firmados por Gerhard Schröeder como Canciller alemán en septiembre de 2005. Poco después se convirtió en el presidente del cuerpo supervisor de Nordstream AG, la empresa contructora propiedad de Gazprom (un 51%), BASF Wintershall (20%), E.ON (20%) y N.V. Nederlanse Gasunie (9%).

El proyecto de construcción consiste en dos gaseoductos paralelos que irán desde Rusia a Alemania atravesando Zonas Económicas Exclusivas de Rusia, Finlandia, Suecia, Dinamarca y Alemania. La longitud del gaseoducto será de 1.198 km y su capacidad asciende hasta los 55.000 millones de m3 por año.

Dado que aún no existe una política energética común, el proyecto se ha concluido por medio de acuerdos bilaterales. El gasoducto está sujeto a una evaluación de impacto ambiental de acuerdo con la Convención Internacional Espoo. Según estas normas, sólo los Estados cuyas aguas territoriales atraviese el gasoducto podrán vetar el proyecto. Otros países vecinos (Polonia y las repúblicas bálticas) carecen de poder de veto.

Fuente: Xornalgaicia

Los ministros de energía de Irán, Qatar y Argelia (tres de los cuatro mayores poseedores de reservas de gas) afirmaron ayer que el precio de esa energía se acercará al del petróleo en los próximos años, gracias a su mayor atractivo por emitir menos dióxido de carbono. En la actualidad, el gas es un 40% más barato que el crudo.

Los tiempos del gas natural barato (en términos relativos) pueden estar llegando a su fin. Los ministros responsables de la energía de Irán, Qatar y Argelia vaticinaron ayer que en los próximos ejercicios el precio del gas se igualará al del petróleo, cuando en la actualidad se compra un 40% más barato (la cantidad que genera energía equivalente a un barril de crudo cuesta 85 dólares, por 143 de este último). Irán, Qatar y Argelia lideran la tabla mundial de reservas probadas de gas natural, sólo por detrás de Rusia.

Los ministros, que participaron ayer en la tercera jornada del Congreso Mundial del Petróleo que se celebra en Madrid, se refirieron a las tensiones en el suministro de crudo y a las ventajas ambientales del gas para pronosticar ese rápido acercamiento en las cotizaciones. Abdullah al-Attiyah, ministro de Petróleo de Qatar, afirmó que el gas es una ‘clara alternativa al crudo, por lo que su precio debería ser, al menos, competitivo con el de éste’. Chakib Khelil, ministro de Energía de Argelia y presidente de la OPEP, afirmó rotundamente que ‘los precios del gas seguirán a los del petróleo y llegarán a converger’. La demanda de gas natural creció un 3,1% el año pasado, frente al 1,1% del petróleo.

El ministro de Energía de Irán, Gholam Hussein Nozari, afirmó que ‘hay una relación natural entre el precio del petróleo y el del gas; dado que éste es un combustible limpio, tendrá un papel creciente en el mercado y su precio también crecerá’. Nozari reclamó el fin de las sanciones económicas internacionales a su país para que las empresas multinacionales puedan colaborar en la creación de nuevas plantas de licuefacción de gas, así como en exploraciones de yacimientos petrolíferos.

En los últimos días, uno de los factores que han mantenido el crudo en récord, ayer se situó en 144,26 dólares, ha sido la creciente tensión entre Irán e Israel, al temerse un posible ataque desde éste último país para interrumpir el programa nuclear de Teherán. El ministro iraní fue claro ayer cuando se le preguntó al respecto: ‘Irán es un país muy, muy grande, y si hay cualquier tipo de actividad bélica, Irán reaccionará de forma fiera’, aseguró Nozari.

Reciprocidad para la OPEP

Por otra parte, el secretario general de la OPEP, Abdalla Salem El-Badri, pidió ayer reciprocidad para poder operar en países consumidores y puso como ejemplo que las compañías nacionales del cártel han quedado fuera de las exploraciones marinas de Estados Unidos. Salem El-Badri reclamó también más regulación para moderar la actual situación del mercado del crudo y cifró en el 75% el peso que, a juicio de la organización, tiene la especulación en el alza del petróleo.

Salem El-Badri adelantó que la organización se reunirá con la AIE en los próximos meses para elaborar un estudio sobre la situación financiera del petróleo. Según afirmó, la capacidad de producción de la OPEP supera las previsiones de la AIE. El martes, el presidente del cártel petrolero, Chakib Khelil, afirmó que la organización espera copar el 52% de la producción mundial de crudo dentro de cuatro años, frente al actual 40%. Ello implicará producir cuatro millones de barriles diarios adicionales, para lo que los países miembros invertirán 150.000 millones de dólares.

Salem El-Badri aseguró ayer que, a medio plazo, los países productores dispondrán de ‘capacidad efectiva’ para garantizar el suministro y aseguró que la subida de precios estimulará la inversión en nuevos yacimientos, lo que provocará un abaratamiento del crudo.

Los altos precios del barril de petróleo, que se han multiplicado por dos sólo en los últimos doce meses, ‘fomentarán inversiones en el futuro en busca de yacimientos con costes de extracción más elevados, como las exploraciones off-shore’ (adentradas en el mar), añadió el secretario general de la OPEP.

Fuente: cincodías

El ministro uruguayo de Industria, Energía y Minería de Uruguay, Daniel Martínez, presentó en Madrid los estudios que ha llevado a cabo su país para la detección de bolsas de gas en su litoral y con el objetivo de captar inversiones extranjeras para su exploración y explotación.

Martínez participó en una de las sesiones ministeriales del XIX Congreso Mundial del Petróleo, donde explicó la campaña de análisis de cerca de 10.000 kilómetros cuadrados de las tres cuencas del país (las de la Plata, Punta del Este y Pelotas).

A falta de procesar los datos de menos de un tercio de ese territorio las autoridades uruguayas han detectado depósitos de gas, alguna de las cuales podría suministrar hasta doce millones de metros cúbicos de gas al día, indicó el ministro.

Acompañado por el director de Exploración y Explotación de la petrolera estatal ANCAP, Héctor de Santa Ana, el ministro Daniel Martínez, detalló esos estudios en una exposición por medio de gráficos ante analistas y empresarios y anunció la apertura de una campaña de licitación de bloques.

Está previsto que a primeros de diciembre, ya con todos los datos de los análisis sísmicos en su poder, el Gobierno de Uruguay haga una presentación en Montevideo destinada a las empresas y que estará complementada por campañas en otros países.

Las empresas interesadas podrán presentar sus ofertas el 1 de julio y las autoridades adjudicarán entre trece y quince bloques de explotación “off-shore” de entre 4.000 y 8.000 metros cuadrados cada uno.

Daniel Martínez subrayó la estabilidad democrática de Uruguay y la legislación favorable a las inversiones, con una ley de promoción que prevé la exoneración de impuestos durante un período.

El ministro confirmó que la intención es que el beneficio de la explotación sea repartido entre el Estado y la empresa adjudicataria y que habrá un mínimo para aquél, pero todavía no se ha precisado cuál.

Aparte de cuestiones como el proyecto de desarrollo y la transferencia de tecnología, las autoridades de Montevideo evaluarán en las ofertas a la hora de la licitación qué porcentaje de los beneficios quiere destinar la empresa al Estado y cuál retener para sí.

En el último cuarto de siglo Uruguay apenas ha hecho estudios geológicos para saber si posee recursos energéticos en su subsuelo, sea continental o marítimo.

“Nos queríamos quitar la duda”, dijo después Martínez a la prensa, ante la que puso énfasis en su optimismo sobre la potencialidad de hallar recursos.

Uruguay tiene una dependencia energética superior al setenta por ciento, por lo que encontrar bolsas de gas supondría un alivio en la factura y un elemento para el desarrollo, no sólo en la producción en general, sino para promover infraestructuras.

Fuente: Finanzas.com

Según declaraciones del ministro de Industria de la República Oriental del Uruguay y como ratificó posteriormente el presidente Tabaré Vázquez, en la plataforma martítima uruguaya hay yacimientos gasíficos y, eventualmente, petróleo. Las declaraciones de Vázquez fueron formuladas a medios de prensa uruguayos.

“Me han confirmado que, efectivamente, lo que se había detectado en la plataforma marítima de Río de la Plata como una reserva de gas natural, es una reserva de gas natural. Pero me han confirmado, además, que existe otra reserva, ésta primera a la que estoy haciendo referencia, es en la Cuenca Punta del Este, a 150 kilómetros de la costa (océano Atlántico)”

Vázquez añadió que hay otra cuenca, que los estudios geológicos que se han llevado adelante, ahora han demostrado de otra existencia de gas y casi seguro, de una reserva de petróleo todavía no determinada cuantitativamente, pero se estima que la profundidad del yacimiento es de unos 600 metros.

Aunque manifestó la información eufóricamente de acuerdo a las publicaciones de El País, El Observador y Ultimas Noticias y radio El Espectador, entre nosotros, el mandatario dijo que se trata de datos firmes pero indirectos que necesitan una confirmación directa. El hallazgo de estos posibles yacimientos había sido anticipado en la víspera por el ministro de Industria y Energía, Daniel Martínez, y por el presidente del ente estatal refinador, Ancap, Raúl Sendic.

Sendic infirmó que la interpretación de los primeros informes de sismología confirman la existencia de gas en aguas semiprofundas, entre 200 y 2.500 metros, y no hay inicios claros de que hay petróleo, pero puede haber. Se ampliará la investigación con métodos de interpretación más nuevos y se ordenará un relevamiento satelital. Sendic agregó que una eventual explotación comercial de esos yacimientos recién podrían comenzar en 2015 y dijo que la inversión financiera para la Cuenca Punta del Este se ubica entre 5.000 y 8.000 millones de dólares.

En diciembre, en una reunión de empresas petroleras en Montevideo, se pondrá en marcha la eventualidad de la explotación y podría haber más datos sobre esos hallazgos. Y, aunque Vázquez mencionó que una de las cuencas gasíferas se ubicaría 600 metros de profundidad muy cerca de la superficie de la roca, el experto en geología de Ancap, Héctor de Santa Ana, sostuvo que el gas está a 6.000 metros, citado por Ultimas Noticias.

De Santa Ana sostuvo que la información que da cuenta de la existencia de un yacimiento a sólo 600 metros de la roca submarina no es correcta, y que seguramente esos datos se refieren a hidratos de gas, que fue un primer enunciado realizado hace muchos años, y que no tienen posibilidades de ser explotados.

Esos hidratos, dijo el experto, son acumulaciones cristalinas de gas en la superficie marina (entre el agua y el sedimento hasta 600 metros de profundidad). Este tipo de acumulaciones, hoy en el mundo, no son explotables. Nada es a 600 metros. En el caso particular de lo que hemos detectado ahora, estamos hablando de determinadas zonas, a 750 metros de agua alguna de ellas y a unos 5.200 metros de profundidad.

Fuente: Ecopeiodico

La petrolera estatal brasileña petrobras anunció hoy dos acuerdos para la compra de gas natural licuado (GNL) de la británica BG Group, con los que reducirá su dependencia de las importaciones de Bolivia.

El volumen que será importado por la empresa brasileña “aún no está definido” y “dependerá del momento del mercado”, pero inicalmente oscilará entre los 75.000 y los 130.000 metros cúbicos diarios, explicó en una rueda de prensa la directora de Gas y Energía de la estatal, María das Graças Foster.

El primer acuerdo establece la entrega de cargas en la terminal de compresión de gas que Petrobras está construyendo en el puerto de la localidad de Pecém, en el estado nororiental de Ceará, y será importado de la planta BG en Singapur.

El segundo acuerdo firmado prevé la entrega de cargas de GNL con flexibilidad para que Petrobras defina si el destino será Pécem o la nueva terminal de comprensión que está construyendo en la bahía de Guanabara, en la ciudad de Río de Janeiro, y que estará operativo a partir de octubre. El volumen de este segundo acuerdo dependerá de la demanda interna de Brasil.

El pasado marzo, la petrolera firmó otro acuerdo de suministro con la anglo-holandesa Shell.

La estrategia a mediano plazo de Petrobras apunta a importar unos 20 millones de metros cúbicos diarios de GNL para completar la demanda interna. Cerca del 60 por ciento del gas natural que hoy consume Brasil proviene de Bolivia, a través de un gaseoducto con capacidad 30 millones de metros cúbicos por día.

Otra parte de la demanda interna es satisfecha con la producción propia de Petrobras en sus campos en el océano Atlántico y en el estado de Amazonas (norte).

Fuente: Terra

El comisario de Energía, Andris Piebalgs, firmó hoy en Bruselas, en presencia del presidente turkmeno, Gurbankuly Berdymuhammedov, un protocolo de acuerdo para reforzar la cooperación energética entre la Unión Europea y Trurkmenistán. El documento oficializa la colaboración bilateral en materia de energía en dominios como la investigación, la producción, las tecnologías energéticas, la eficiencia energética, las fuentes renovables y el transporte e intercambios de productos energéticos.

“Turkmenistán puede constituir un objetivo atractivo para los inversores de la UE que quieren explotar nuevos yacimientos de petróleo y de gas y, por su lado, la UE representa un mercado interesante para los productos energéticos de Turkmenistán”, dijo Piebalgs a través de un comunicado.

La firma del protocolo de acuerdo fue el punto fuerte de una breve visita del comisario de Energía a Turkmenistán, durante la cual se reunió con el presidente, el vicepresidente Tachberdi Tagiev, y con el director ejecutivo de la agencia pública que controla la gestión y utilización de los recursos energéticos, según informó el Ejecutivo comunitario.

Durante la visita del presidente Berdymuhammedov a Bruselas en noviembre de 2007, el presidente de la Comisión, José Durao Barroso, y el comisario Piebalgs ya acordaron concluir un protocolo de acuerdo en el dominio de la energía. El Ejecutivo comunitario ha firmado protocolos similares con Azerbayán, Kazajistán y Ucrania.

Al reforzar sus relaciones en materia de energía con Turkmenistán, la Comisión pretende proseguir sus esfuerzos para promover, en cooperación con sus socios de la región, un nuevo corredor energético en el eje Caspio-Mar Negro.

En el marco de su estrategia sobre Asia central, la UE ya colabora con Turkmenistán en un amplio abanico de sectores como la educación, el medio ambiente y el desarrollo económico.

Fuente: Finanzas

La energía es la clave sobre la que será construida la Unión Suramericana de Naciones (Unasur), en Brasilia y con un nuevo desafío para países que todavía arrastran una serie de trabas en su camino integrador.

El petróleo, el gas natural, la electricidad y los biocombustibles son las nuevas y ambiciosas fronteras de este embrionario proceso regional.

Juntos, los socios reúnen uno de los mayores potenciales de energía del mundo, con fuentes bien diversificadas en hidrocarburos, hidroelectricidad y combustibles alternativos como el etanol de caña de azúcar en Brasil.

Por ahora sólo hay una lista enmarañada de acuerdos multilaterales y bilaterales de cooperación de asociaciones estratégicas, o simples manifestaciones de buena voluntad que en algunos casos arrastran desde los años 90. La mayor parte de estos acuerdos disgregados corren en el marco de la Asociación Latinoamericana de Integración (Aldi), en el Mercado Común del Sur (Mercosur) y la Comunidad Andina (CAN), estructuras previas que se supone serán punto de de partida de la instancia política Unasur.

Mercosur y Asociados (Colombia, Chile, Ecuador y Venezuela) ya manejan un “Acuerdo de Cooperación Energética”, en el que el proceso debe atender las particularidades de cada país; ser equilibrado y compatible con regulaciones internas.

Al menos en el papel, en el futuro, Unasur identificará actividades, proyectos y obras; aumentará el intercambio comercial de hidrocarburos; la interconexión de redes de electricidad, de gaseoductos y oleoductos; la producción y exploración de crudo y gas y desarrollo de fuentes renovables y energías alternativas.

La Organización Latinoamericana de la Energá (OLADE) ha destacado que toda América Latina y el Caribe es autosuficiente en recursos energéticos, pero distribuidos de forma desigual.

Entre los desfíos está garantizar el abastecimiento energético sustentable, con seguridad, eficiencia en la exploración y consumo racional.

Este tipo de integración permitiría atender de manera más expedita una demanda que, en el caso de la electricidad, crecerá en 73% en 2018, según OLADE.

También mejorará el balance de cada país, gracias al intercambio de excedentes, expandiría mercados, diversificaría las fuentes, complementaría economías y recursos y disminuiría la vulnerabilidad ante sequías, picos de mercado y alzas de hidrocarburos.

Hay mucho por hacer todavía. Según el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), la necesidad de inversiones de América Latina en este área es “extremadamente elevada”. Hoy las interconexiones sólo cubren el 5,0% de la demanda de Mercosur y el 3,0% de la región andina, según la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL)

Solamente en la Comunidad Andina, una mayor integración eléctrica permitirá ahorrar cerca de 310 millones de dólares por año en costos operaciones y en el Mercosur otros 160 millones.

Algunos gobiernos ya han emprendido pasos concretos en el mundo de los negocios, especialmente Brasil, sediento de energía y con fronteras con todos los países de Unasur, menos Chile y Ecuador.

Brasil mantiene proyectos bilaterales de energía con casi todos sus vecinos, lo que le convierte en una especied de encrucijada y motor de una integración a escala regional de la que ha sido pionero.

De un acuerdo de integración con Paraguay -para construir la represa binacional de Itaipú- Brasil obtiene el 20% de la electricidad que consume.

De otro acuerdo con Bolivia -para construir un gaseoducto bilateral- importa el 60% del gas natural que requiere su mercado interno.

Fuente:Terra