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  • SOS de la industria petrolera al Gobierno

    La industria petrolera colombiana está atravesando una de las peores crisis por la grave coyuntura actual.
     

    El presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo habla sobre la grave crisis del sector.

     
    El exministro Francisco Lloreda preside actualmente la Asociación Colombiana del Petróleo, que agrupa a las 50 compañías petroleras que operan en el país. Lloreda lanza un dramático SOS al Gobierno para que no castigue tributariamente a la industria, y propone emprender ya la explotación de yacimientos con sistemas no convencionales y en el mar.
     
    Lloreda fue ministro de Educación del expresidente Andrés Pastrana y consejero de seguridad del presidente Santos. Se educó en Oxford.
     
    “El impacto de la decisión de la Opep –mantener la producción de petróleo a pesar de la baja del precio del barril– es negativo para el país y para la industria. Abrirá un hueco en las finanzas, ya que cada dólar que baje el barril equivale a 300.000 millones de pesos menos que le ingresan al Estado en un año, descontado el efecto positivo de un dólar alto. La decisión de la Opep obliga a las empresas a ajustar sus costos y a ser más selectivas en la inversión”, dice Lloreda.
     
    ¿Cómo son esas cuentas?
     
    El marco fiscal de mediano plazo se definió sobre un precio por barril de 98 dólares promedio. Si el promedio del precio del barril durante un año fuera de 70 dólares, los 28 dólares menos en el precio significarían 300.000 millones de pesos, es decir, un hueco de alrededor de 8,4 billones de pesos. Nuestra preocupación son tres factores perversos: precios bajos, costos altos de operación y más impuestos.
     
    ¿Costos de operación altos por la inseguridad?
     
    Operar es costoso por tres razones: demoras en licenciamiento ambiental, por seguridad, pese a que los atentados han disminuido; por las consultas previas prolongadas que frenan las operaciones, y por los bloqueos.
     
    ¿Bloqueos de las comunidades?
     
    Hay bloqueos propiciados por las comunidades, pero cada día son más las vías de hecho que tienen detrás a personas o grupos con intereses particulares. Una industria del chantaje.
     
    ¿De chantaje en qué sentido?
     
    Que la empresa contrate con alguien en particular el transporte, que contrate laboralmente a unos, o que pague una obra que le corresponde al Estado.
     
    ¿Qué tiene de malo que pidan una obra pública?
     
    Lo malo no es que lo pidan sino que se apele a las vías de hecho, y que pretendan que la industria reemplace al Estado. En el 2013, además de 8 billones de pesos en regalías, invirtió 35 billones en bienes y servicios, 700.000 millones en proyectos sociales, 300.000 millones de pesos en vías y en 120.000 empleos. Sin contar 24 billones de pesos para el Gobierno central.
     
    ¿La producción en yacimientos no convencionales utilizando ‘fracking’ le permitirá a EE. UU. ser autosuficiente?
     
    Ya le permitió ser autosuficiente en gas. Ahora aspira a serlo con el petróleo. Es lo que la Opep quiere impedir con precios bajos, pues el fracking es más costoso. La apuesta es a que no les sea rentable producir y que no lleguen a ser autosuficientes.
     
    ¿Esa es la causa primordial del desplome del precio?
     
    En parte. Lo que no quieren es que otros países se vuelvan productores importantes. México, con los cambios en materia regulatoria, le está apostando a incrementar de nuevo su producción. Algo similar ocurre con Perú, Brasil y Colombia. Es potencialmente interesante en no convencionales, además de costa afuera.
     
    ¿En qué estado nos encontramos en Colombia en materia de exploración?
     
    Se ha avanzado, pero debemos hacer más. Las reservas de petróleo son muy precarias, 2.450 millones de barriles; a millón de barriles día, alcanza para 6,6 años. De ahí, la urgencia de explorar más. Este año vamos a perforar 110 pozos, cifra interesante, pero aún baja. Necesitamos 200 o 230 al año.
     
    ¿Cuánto tendríamos de reservas no convencionales?
     
    Entre 3.000 y 10.000 millones de barriles.
     
    ¿Qué son yacimientos convencionales, en lenguaje sencillo?
     
    Cuando el petróleo o el gas está concentrado en un sitio. Un hidrocarburo que se acumuló ahí durante millones de años. Digo que se acumuló porque no se originó ahí, se originó a más profundidad, donde está la roca generadora. Como esa roca era porosa logró migrar hacia arriba y poco a poco se fue acomodando en un sitio.
     
    ¿Y los no convencionales?
     
    Es ir directamente a la roca, que al no ser porosa no facilitó que el petróleo o el gas saliera. Para sacarlo se estimula la roca, pues el hidrocarburo está atrapado.
     
    ¿Cuántos campos de exploración hay hoy en no convencionales?
     
    Siete bloques.
     
    ¿Ya hay actividad exploratoria en no convencionales?
     
    No. El Gobierno ya elaboró los términos de referencia en lo técnico y lo ambiental para la labor exploratoria. Algunas empresas están empezando el trámite de licencia ambiental. La perspectiva es realizar pozos exploratorios entre 3 y 4 años.
     
    ¿Qué quiere decir eso?
     
    Vamos a verificar si contamos con el potencial.
     
    Hay quienes han pedido una moratoria…
     
    Así es, y es absurdo. Más, cuando lo que se va a realizar es actividad exploratoria, que en el mejor de los casos nos llevará a perforar 20 pozos. En Estados Unidos se perforan 30.000 al año. Y a decir verdad, Colombia ya estuvo en moratoria pues los primeros bloques se asignaron en el 2012 y hasta ahora tenemos términos de referencia. Fueron dos años donde el Gobierno hizo la tarea, con asesoría de expertos internacionales.
     
    Un ejemplo de un campo no convencional en Estados Unidos…
     
    Eagle Ford, en Texas, un millón de barriles día. Igual a la producción de Colombia.
     
    ¿Entonces, el futuro de Colombia está en los no convencionales?
     
    Colombia necesita de los no convencionales e incrementar el recobro en los campos existentes, buscar más petróleo en convencionales y en costa afuera.
     
    ¿Si la explotación en no convencional resulta exitosa, será nuestra salvación?
     
    En no convencionales puede estar parte de la solución al problema de reservas.
     
    ¿Cuándo podría comenzar la exploración de no convencionales?
     
    Depende de lo que tarde la autoridad ambiental en otorgar licencias.
     
    ¿Y si en la exploración de uno convencional se encuentra un no convencional?
     
    Freno de mano. Revisar el contrato con la ANH (Agencia Nacional de Hidrocarburos) y pedir licencia. El lío es que ese proceso puede tardar mucho tiempo y hay yacimientos mixtos. La normatividad colombiana es un poco rígida.
     
    ¿Qué pasa si no incrementamos las reservas?
     
    Sería imposible sostener una producción de un millón de barriles al día, nos veríamos abocados a volver a importar petróleo, y seguramente estaríamos en unos años en una crisis fiscal sin precedentes.
     
    ¿Por qué considera la reforma tributaria “inequitativa”?
     
    En momentos en que los precios del petróleo se han desplomado y operar es difícil y costoso, llega una propuesta de reforma tributaria que además golpea a la industria petrolera de manera desproporcionada. Al paso que vamos terminará pagando el 20 por ciento de la reforma, 2,6 billones de pesos al año, el costo de una campaña exploratoria al año.
     
    ¿Pero qué artículo de la reforma grava la industria petrolera?
     
    Toda la reforma. No es deliberado del Gobierno lastimar a la industria petrolera, y es consciente de su importancia, pero el hecho real es que esta industria va a terminar siendo particularmente golpeada, entre otros, por el impuesto a la riqueza, el Cree y el cuatro por mil, que afecta en especial a los distribuidores mayoristas.
     
    ¿Pero de qué manera?
     
    La exploración requiere inversiones muy altas. Un pozo cuesta entre 6 y 10 millones de dólares, y si es costa afuera, entre 100 y 200 millones de dólares. La probabilidad de que un pozo exploratorio termine siendo productor es de entre el 0 y el 20 por ciento. Es decir, un 80 por ciento de esa inversión no va a ser productiva, no va a generar riqueza, pero va a pagar un impuesto a la riqueza. En el caso del Cree, la tarifa de 9 puntos es onerosa; las empresas tendrán que pagar impuestos en vez de invertir en exploración y en producción.
     
    Una de las solicitudes que le hemos hecho al Gobierno es que no grave los activos en período improductivo. No se acepta.
     
    ¿Con qué argumentos?
     
    Temen que se abra un boquete en otros sectores, que en periodos improductivos terminen pasando por activos los que no lo son. En el caso de la industria petrolera es muy fácil determinarlos y cuantificarlos.
     
    ¿Cuánto paga hoy la industria petrolera en impuestos?
     
    Por cada dólar que le ingresa, 70 por ciento va para el Estado. No creo que exista una industria más gravada. Con la reforma llegaría a 75 por ciento.
     
    ¿Por qué dice que con la reforma Colombia puede perder competitividad?
     
    Porque es la verdad. No solo porque un government take del 75 por ciento es alto, sino porque la sumatoria de renta y Cree llegaría hasta el 43 por ciento. En México es el 30 por ciento; en Perú, 26 por ciento; en Brasil, 35 por ciento; en Estados Unidos, entre 15 y 35 por ciento, y en Canadá, 15 por ciento.
     
    ¿El riesgo es que los inversionistas emigren hacia allá?
     
    Ya está pasando. En la medida en que México abre sus puertas, Colombia las cierra. Si esa reforma tributaria se aprueba, Colombia perdería competitividad en la región, dejaría de ser atractiva para muchas empresas. Sobre eso no tengamos duda alguna. La reforma tributaria impacta de manera severa el desarrollo del petróleo.
     
    ¿Pero no le parece justo que las empresas que explotan nuestro petróleo y que se lo llevan paguen por lo que ganan?
     
    Como le dije, de cada peso que le ingresa a la industria, el 70 por ciento va para el Estado. El verdadero dueño de ese petróleo es el Estado. La idea de unos extranjeros explotadores que llegan y se llevan todo es una falacia.
     
    El Presidente ha dicho que la reforma lucha para combatir la desigualdad…
     
    La industria está en total acuerdo con los tres pilares del Gobierno. Tan es así que el desarrollo económico y social del país en los últimos años se ha dado en gran parte gracias a esta industria. En lo que disentimos con Hacienda es en que por captar unos recursos de corto plazo, que se necesitan, se pueda poner en riesgo la sostenibilidad fiscal en el mediano y largo plazos, porque si no exploramos ahora, nos fregamos. La intención del Gobierno, con el que tenemos una excelente relación de trabajo, no es esa, pero es el riesgo. Mal haríamos si desde la industria no lo advertimos a tiempo.
     
    ¿Qué propone la industria?
     
    El mejor negocio fiscal es apostarle a la industria petrolera. Por cada 100.000 barriles diarios, el Estado recibe 3 billones de pesos. Es decir, si a esta industria le va bien, le va bien al país. Si le va mal, le va mal al país; lo estamos viendo. Y en especial, a los colombianos, porque peso que no produzca esta industria se convierte en impuestos.
     
    Las exigencias al Ministro de Trabajo
    Escuché que hay problemas con el Ministerio de Trabajo...
     
    No. El Ministerio desea organizar la intermediación laboral en las regiones, y estamos de acuerdo. Para ello impulsa el servicio público de empleo. Donde tenemos algunas diferencias es en que a esta industria se le exijan condiciones que a ningún otro sector se le piden, como porcentajes de contratación de mano de obra calificada y no calificada. Lo anterior, pese al compromiso de la industria petrolera con el empleo local. El 97 por ciento de la mano de obra no calificada es local, y el 53 por ciento de la mano de obra calificada. Y tuvimos unas diferencias en la implementación, porque cada región es distinta. Hay regiones donde hay más mano de obra calificada; en otras no. La búsqueda en espiral en los municipios circundantes es compleja, pues no existen sistemas de información y se retrasan las operaciones. Pero estamos de acuerdo en organizar la intermediación laboral en cabeza del Estado.
     
    YAMID AMAT
    Especial para EL TIEMPO
  • ¨Fracking¨, freno a declive de reservas petroleras

    En los últimos tres años se han perdido unos 500 millones de barriles de crudo de las reservas nacionales
     
    La autosuficiencia petrolera está amenazada si no se adicionan más reservas.  Foto Trabajador de  ShellLa autosuficiencia petrolera está amenazada si no se adicionan más reservas. Foto Trabajador de ShellLa autosuficiencia petrolera del país se encuentra en entredicho y la tabla de salvación podría ser el desarrollo de proyectos de fracking (fracturación hidráulica). Ecopetrol, que aporta el 70 % de la producción nacional, admitió desde comienzo de este año una caída del 14 % en sus reservas asociadas a los bajos precios; y por este mismo factor se estima que ha perdido al menos el 20 % de sus reservas. Estos factores ayudan a que las reservas del país difícilmente lleguen a los 1.700 millones de barriles, lo que alcanzaría hasta el año 2023.
     
    En los últimos tres años se han perdido unos 500 millones de barriles de crudo de las reservas nacionales, reveló el presidente de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet), Julio César Vera, al advertir que la exploración y la sísmica se mantienen en niveles bajos. “En la medida en que la producción va cayendo, así mismo lo hacen las reservas”, dijo.
     
    El principal potencial del país para hacer fracking se encuentra en el cinturón del Magdalena Medio, es decir, Santander, Cesar y el norte de Boyacá. “Eso permitiría pasar de reservas de 1.600 millones de barriles a unas superiores a los 7.000 millones”, dijo Vera. Este potencial en un escenario bajo podría producir 5.000 millones de barriles de crudo y en uno alto llegar a los 8.000 barriles, dice Acipet. También habría un potencial de gas de 60 terapiés. Actualmente el país tiene unas reservas inferiores a las siete teras.
     
    La Corporación Defensora del Agua, Territorio y Ecosistemas (Cordatec) ha insistido en que esta forma de búsqueda de hidrocarburos en el territorio es perjudicial para el medio ambiente.
     
    “Nosotros no estamos preparados para el fracking. No hemos hecho las investigaciones científicas y profundas para estar seguros y acá debe imperar el principio de precaución”, dijo Óscar Vanegas, de Cordatec y catedrático de la Universidad Industrial de Santander. “El fracking sí nos va a impactar”, dijo el analista.
     
    La Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) reconoció que hasta el momento sólo se ha registrado una solicitud de la multinacional ExxonMobil para hacer este tipo de trabajo en Puerto Wilches. “Tenemos una solicitud que hizo ExxonMobil para el Valle Medio del Magdalena y todavía no nos hemos pronunciado”, dijo un vocero de la entidad estatal.
     
    Juan Carlos Rodríguez, director ejecutivo de Acipet, señaló que “nosotros tenemos toda la capacidad para desarrollar ese tipo de proyectos, porque en Colombia la estimulación hidráulica viene desde hace muchos años atrás”. Insistió en que hay impactos que se pueden presentar pero todos son controlables con la tecnología actual.
     
    Julio César Vera insistió en que “es posible desarrollar el sector de hidrocarburos y explotar los potenciales que el país tiene con las mejores prácticas disponibles en materia técnica, social y ambiental”.
     
    Acipet anunció acciones legales para defender los derechos ante acciones populares que frenarían trabajos de búsqueda de petróleo en Cumaral (Meta). “Ver un escenario de posible pérdida de una autosuficiencia petrolera de 40 años, es muy preocupante”, dijo Vera.
     
    ELESPECTADOR.COM
  • ¿Quién le teme al fracking?

    La solución energética para Estados Unidos está a punto de entrar en Colombia. Un experto de ese país explica los riesgos y las posibilidades.
     
    El mercado mundial del petróleo dio un giro de 180 grados por cuenta del fracking. Para Colombia, el asunto será central en su agenda sobre el futuro energético. El próximo 1o de diciembre, Publicaciones Semana organiza el Foro Preguntas y respuestas sobre el fracking. David Yoxtheimer, investigador asociado del Centro Marsellus de divulgación e investigación de Pensilvania, Estados Unidos, es uno de los especialistas que estará en el evento. Yostheimer respondió a Revista Dinero preguntas clave sobre el tema. 
     
    ¿Cuáles son los impactos del fracking en el agua?
     
    Realmente tiene un potencial mínimo de contaminar las aguas subterráneas. Simplemente, la presión usada no es suficiente para crear fracturas que se extiendan más allá de 500 metros; por lo tanto, si se está desarrollando una fuente a profundidades de 2.000 metros y hay aguas subterráneas a 300 metros, aún queda una gran distancia de roca sin fracturar en el medio. El verdadero riesgo del desarrollo de un proyecto shale está relacionado con cualquier derrame en la superficie de químicos, combustibles o fluídos producidos que podrían filtrarse hacia abajo por la fuerza de la gravedad. Por lo tanto, manejar y almacenar apropiadamente los fluidos en la superficie es esencial, incluyendo el uso de revestimiento en las plataformas y un apropiado entrenamiento para el personal en sitio. Otro asunto clave es la integridad del pozo y garantizar que esté apropiadamente diseñado y construido para impedir cualquier fuga de metano o fluido.
     
    ¿Cuánta agua es necesaria para hacer fracking?
     
    Un típico pozo de shale en los Estados Unidos requiere entre 10 y 30 millones de litros de agua para fracturar, con un promedio de 20 millones de litros. Si los ‘laterales’ (tubos que taladran horizontalmente la tierra, a grandes profundidades, para llegar a los hidrocarburos atrapados en rocas) son más largos, será necesario utilizar más agua, cerca de 4 millones de litros por cada 300 metros.
     
    El Servicio Geológico de los Estados Unidos ha advertido sobre el incremento de la sismicidad en las zonas de fracking. ¿Qué piensa usted del tema?
     
    El fracking de pozos de shale ha causado solo pequeños eventos sísmicos a lo largo del planeta, ninguno de los cuales ha ocasionado daños significativos porque la naturaleza de tensión del fracking no causa sismicidad significativa.
     
    ¿De qué manera la regulación puede evitar los impactos negativos?
     
    Una apropiada planeación y colocación de plataformas lejos de áreas ambientalmente sensibles, vigilancia de la perforación y cementación, uso de terminaciones verdes y monitoreo de calidad del aire, son claves para minimizar los impactos ambientales. 
     
    ¿Cómo funciona la regulación de fracking en Estados Unidos?
     
    Cada Estado tiene el control de las regulaciones de petróleo y gas. También, cada uno de ellos tiene su entidad regulatoria en petróleo y gas que supervisa permisos y actividades de campo.
     
    ¿Cómo opera el control y sanción en EE.UU.?
     
    Si una compañía de energía no sigue las regulaciones y esto resulta en derrame de fluidos en aguas someras o que contaminen aguas subterráneas, entonces es emitida una novedad de violación, son impuestas multas y la compañía debe remediar la contaminación hasta limpiarla completamente.
     
    Fuente: Dinero.com
  • 'Colombia va a tener que adoptar el fracking'

    Un auténtico vuelco en la política colombiana en materia de exploración de yacimientos de gas y petróleo, incluyendo el uso de la técnica fracking, anuncia el nuevo presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), el ingeniero de petróleos Mauricio De La Mora Rodríguez. Estuvo a cargo de la gerencia general de Transocean Colombia, una compañía internacional líder de servicios de perforación costa afuera.
     
    Colombia tiene reservas de petróleo para siete años, lo que representa más o menos 2.500 millones de barriles de reservas probadas, por lo que resulta angustiosamente urgente hallar nuevos yacimientos.
     
    ¿Nos va bien en materia de nuevos descubrimientos?
     
    Desafortunadamente, no tan bien como quisiéramos. Hay muchos aspectos de orden público, ambiental, social que impactan la ejecución de la actividad exploratoria. Y, obviamente, también la crisis mundial provocada por la caída del precio. Estábamos esperando una actividad mucho más alta frente a la que tenemos hoy. No se está perforando ni siquiera el 20 por ciento de los pozos exploratorios planeados.
     
    ¿La situación no es ni siquiera promisoria?
     
    No. Por este mismo defecto que le acabo de decir. Uno, precios; dos, parte social; tres, parte ambiental, y cuatro, alguna parte de seguridad.
     
    Pero si el descenso en el precio del petróleo es una de las causas de la caída de la inversión exploratoria, ¿por qué fracasó la ronda Colombia en el año 2014 cuando todavía los precios estaban altísimos?
     
    Creo que los requisitos en materia de producción, reservas e inversión en la ronda 2014 estuvieron muy altos frente al apetito de la inversión extranjera. Pero se explica por la alta cotización del barril de petróleo en esa oportunidad.
     
    En el 2014 se ofertaron más o menos 90 bloques y se asignaron un poco más de 20. ¿Usted proyecta seguir ofreciendo una ronda cada dos años, como ocurre hoy?
     
    No. Lo que tenemos planeado es un proceso continuo y dinámico de asignación de áreas. Estamos trabajando con el Ministerio de Minas en calentar las áreas de tal manera que cualquier empresa, a través de una negociación directa con un marco jurídico que estamos estructurando, tenga la oportunidad de ofertar.
     
    ¿Quiere decir que habrá nuevas reglas del juego?
     
    Exactamente. Queremos volvernos atractivos para nuevos inversionistas.
     
    ¿Cómo lo harán?
     
    El Acuerdo 02, recientemente expedido por la ANH, permite extender los plazos del periodo exploratorio y trasladar la inversión de un bloque a otro, siempre que no se reduzca el monto de inversión pactado.
     
    Si la parte tributaria influyó mucho en el fracaso de la pasada ronda, ¿qué harán?
     
    Estamos trabajando con los ministerios de Hacienda y Minas, con el propósito de establecer incentivos en impuestos.
     
    ¿Qué tipo de incentivos?
     
    La creación de zonas libres de impuestos. En lo que concierne a la Agencia, hemos identificado la necesidad de modificar los derechos económicos del contrato, con el propósito de incentivar la inversión.
     
    ¿Hoy cómo aplica la cláusula de precios altos estipulada en el contrato?
     
    El derecho económico por precios altos aplica cuando un campo alcanza un volumen determinado de producción acumulada bajo unas condiciones de precio establecidas contractualmente. Lo que estamos revisando es la posibilidad de adecuar las condiciones a las circunstancias del mercado.
     
    ¿Es decir, actualizando precios a la realidad del mercado?
     
    Correcto.
     
    ¿Han pensado modificar el régimen de regalías?
     
    Con el Ministerio de Hacienda, estamos revisando la posibilidad de establecer una regalía escalonada por inversión.
     
    ¿En qué consiste esa idea de la regalía escalonada?
     
    Se podría pensar en crear una regalía variable sujeta a la inversión, por ejemplo. A mayor inversión exploratoria, una disminución en la escala de regalía.
     
    ¿Usted está anunciando, realmente, que habrá nuevas reglas en Colombia para la exploración de petróleo?
     
    Definitivamente, tenemos que escuchar el mercado nacional e internacional.
     
    ¿Nuevas reglas de acuerdo con el mercado?
     
    Totalmente. El mercado de hoy no es el mismo de hace un año. Por eso, en la ANH estamos trabajando en la expedición de nuevas medidas
     
    ¿En qué consisten?
     
    Primero, un proceso de asignación de áreas permanente y dinámico; segundo, revisión de las condiciones económicas del contrato –puntualmente, derechos económicos por concepto de precios altos y participación en producción–; tercero, negociación directa de bloques; cuarto, estímulo tributario.
     
    ¿En qué consiste la participación en producción?
     
    Es un derecho económico estipulado en el contrato, que corresponde al ofrecimiento realizado por el proponente de un porcentaje de participación sobre la producción, una vez descontadas las regalías. ¿Qué estamos buscando? Trabajar en un esquema que sea viable económicamente, con el ajuste al porcentaje de participación.
     
    ¿De ninguna manera eliminarlo?
     
    Se podría considerar para los nuevos contratos. Sin embargo, las medidas que estamos evaluando implican un ajuste del porcentaje de participación de los contratos ya suscritos. No se trata de eliminarlo, simplemente, ajustarlo para viabilizar otros proyectos de exploración y producción de hidrocarburos.
     
    ¿Estas medidas no favorecen excesivamente a las multinacionales en detrimento del país?
     
    No. Definitivamente, el interés nacional prima sobre el interés particular. El interés del país es incorporar más reservas de petróleo y gas, para garantizar la suficiencia energética, e incrementar la producción, para viabilizar los proyectos de inversión social e infraestructura. Todo lo anterior, sobre la base de aumentar la actividad exploratoria, que además es fuente de empleo e inversión para el país.
     
    ¿Es un poco lo que ha ocurrido con México, que se abrió a la inversión extranjera?
     
    Correcto. Nosotros estamos abiertos a la inversión extranjera hace mucho tiempo, pero tenemos que redireccionar el barco.
     
    ¿Quitarle las barreras jurídicas a la inversión extranjera?
     
    Buscar flexibilidad para hacer más atractiva la inversión extranjera.
     
    ¿Cuándo se expiden las nuevas medidas?
     
    Estamos trabajando muy fuertemente en su preparación. Espero que en uno o dos meses podamos presentarlas a la industria.
     
    ¿Están ustedes consultando a las compañías extranjeras?
     
    Estamos trabajando de la mano de los gremios, la Asociación Colombiana del Petróleo y Campetrol. Este mismo ejercicio se realizó para la elaboración del Acuerdo 02 de 2015.
     
    ¿Cuál es la principal petición que hacen los operadores?
     
    Piden incentivos tributarios.
     
    ¿Y se va a atender?
     
    Espero que podamos atenderlos. No es un asunto de competencia de la Agencia, sino del Ministerio de Hacienda.
     
    ¿Qué tanto nos está afectando la decisión de México de abrirse a la inversión del capital privado?
     
    No podemos ser ajenos al impacto de la apertura del mercado mexicano. Existe un interés notable de la inversión privada hacia México. Además, no se puede desconocer que, a diferencia de Colombia, México cuenta con cuencas productoras con potencial identificado, de mayor tamaño y con una infraestructura idónea ya existente. Indudablemente, estas condiciones atraen la atención internacional, razón por la cual Colombia debe implementar medidas para mantener y atraer la inversión extranjera, y no perder nuestro papel como foco principal de inversión en América Latina.
     
    Hace unos días se anunció que cerca de 50 compañías contratistas petroleras estaban en riesgo financiero…
     
    Sí. Son compañías prestadoras de servicios a la industria del petróleo. Hay muchísimas compañías que tuvieron que suspender actividades; sus deudas y sus compromisos no dan espera. Es por ello por lo que, junto a Campetrol, estamos diseñando estrategias para minimizar el impacto –minimizarlo definitivamente– y que estas compañías tengan la oportunidad de reactivarse lo antes posible.
     
    ¿Cuál es el futuro de compañías como Pacific Rubiales en Colombia?
     
    Pacific Rubiales es la compañía más grande del país y tiene muchos bloques a raíz de muchas adquisiciones que ha hecho, como Petrominerales, SAR Energy. Pacific ha comprado muchas compañías, que le han dado mucho potencial exploratorio.
     
    Ecopetrol ha pedido operar el campo Rubiales. ¿Usted es partidario de eso?
     
    Ecopetrol cuenta con los técnicos y la capacidad técnica y financiera para tomar la operación. Ecopetrol puede llegar a operar sin ningún problema.
     
    ¿Qué opina de la técnica ‘fracking’ que ha propuesto Pacific para recobrar más crudo en los pozos?
     
    El fracking es el boom de las arenas con gas y las arenas con crudo en países como Canadá y Estados Unidos. Colombia necesita el fracking. Nuestro futuro está en los yacimientos no convencionales y el off shore. Lo que hay que tener es una regulación ambiental, social y técnica clara. No podemos seguir viviendo de los yacimientos convencionales. Los grandes descubrimientos del país están enfocados hacia los yacimientos no convencionales y costa afuera.
     
    Cuando usted dice que Colombia necesita el ‘fracking’, ¿qué quiere decir?
     
    Que si realmente queremos salir de la dependencia de los yacimientos convencionales, necesitamos traer tecnología como el fracking, que puedan ser manejadas ambiental y socialmente.
     
    ¿Por qué los ambientalistas atacan tanto el sistema?
     
    El sistema es una técnica de recuperación o de recobro secundario, en el cual se va a unas arenas más profundas, que están muy apretadas, que son rocas, y, por medio de presión y agua, se rompe la formación a profundidad, se fractura la roca. Eso permite el flujo de líquidos hidrocarburos hacia el orificio, hasta la superficie. Los ambientalistas se oponen por desconocimiento de la técnica; creen que se atacan los mantos de agua superficialmente. Las formaciones que estamos fracturando están por debajo de los 8.000, 10.000 y 12.000 pies, o sea, muy lejos del agua superficial.
     
    ¿Pero sí se requiere un proyecto ambiental?
     
    Sí. Esta técnica se debe aplicar con una legislación ambiental correspondiente a nuestras necesidades.
     
    ¿Ya hay ofertas para aplicar esa técnica?
     
    Sí. La autorización la solicitó la compañía ExxonMobil en Magdalena Medio. Vamos a mejorar el factor de recobro, o sea, el porcentaje de crudo que usted puede extraer de la roca.
     
    ¿Qué porcentaje puede tener Colombia de ese factor de recobro?
     
    Entre el 17 y el 19 por ciento. Pero, mire: el factor de recobro en Noruega es del 47 por ciento, es decir, sacan tres veces más de la roca que lo que sacamos nosotros. Hay que ir hacia allá, tenemos que meter más técnicas para poder aumentar.
     
    YAMID AMAT
    Especial para EL TIEMPO
     
  • 'Fracking' contra corriente: aumenta el número de torres petroleras en el mundo gracias a EEUU

    Al contrario de lo acordado en la OPEC, la cantidad de plataformas extractoras de petróleo en el mundo ha incrementado. Los expertos vinculan esta tendencia con el aumento de la extracción por fracturación hidráulica en Estados Unidos.
     
    Según cálculos de la compañía de servicios petroleros Baker Hughes, para finales de mayo, la cantidad de plataformas petroleras a nivel global era de 1.935 unidades, un 1% más que en abril, mes en el que contabilizaron 1.917 unidades, informa Reuters.
     
     
    Si bien la tendencia global es de disminución de la extracción de hidrocarburos, EEUU muestra un movimiento contrario, sumando 40 plataformas a las 853 activas para el mes de abril. Esta tendencia está vinculada con el crecimiento de la extracción hidráulica en el país norteamericano, particularmente en los campos de Eagle Ford (Texas) y Bakken (Dakota del Norte), destaca el analista Alexandr Kornilov, citado por Kommersant.
     
     
    Según estimaciones de la Agencia de Protección del Medio Ambiente de EEUU (USEPA), entre 25.000 y 30.000 nuevos pozos de fracturación hidráulica han sido abiertos en EEUU solo entre los años 2011 y 2014.
     
    A finales de 2016, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) acordó reducir los niveles de extracción para combatir los bajos precios del crudo provocados por su sobreproducción. Al acuerdo se sumaron varios países que no integran el organismo, con Rusia a la cabeza.
     
    No obstante, varias figuras dentro de la industria consideran que el mercado petrolero encontrará próximamente su punto de equilibrio, favorecido por el crecimiento de la demanda. Así, el ministro de Energía ruso, Alexandr Nóvak, pronostica una recuperación de la demanda para el primer trimestre de 2018.    
     
    SputnikNews
  • ‘El fracking es un seguro para la autosuficiencia petrolera’

    La petrolera colombiana enfocará sus esfuerzos en la producción de petróleo de esquisto en el Valle Medio del Magdalena.
     
    En la cuenca del Valle Medio del Magdalena se calcula un depósito de al menos 5.000 millones de barriles de petróleo en los llamados Yacimientos No Convencionales (YNC) que, para los analistas, significaría el triple de las reservas actuales del país.
     
    En diálogo con Portafolio, Juan Carlos Echeverry Garzón, presidente de Ecopetrol, explica las razones por las cuales la petrolera le apostará al desarrollo de los yacimientos no convencionales en esta zona del país. El anuncio lo hizo a propósito de la realización en Barrancabermeja, del primer foro sobre esta clase de operación.
     
    ¿Por qué se deben iniciar lo antes posible los proyectos de los YNC?
     
    En el 2016, las reservas probadas de crudo del país fueron de 1.665 millones de barriles, lo que significó una reducción de 17% frente al año anterior. Si bien el balance estuvo impactado por el descenso en los precios internacionales, no puede pasar desapercibido que la relación de reservas-producción de Colombia es apenas de 5,1 años en crudo, con los niveles de extracción del año pasado. 
     
    ¿La producción de YNC ayudará a aumentar las reservas de crudo?
     
    Los YNC se podrían convertir a largo plazo en el ‘seguro’ para conservar nuestra autosuficiencia en materia petrolera. Evitarían la importación de derivados, a costa de un fuerte impacto para la economía nacional y las familias. Colombia no se puede dar el lujo de destinar millonarios recursos de sus divisas para importar combustibles. 
     
    ¿Cuál es el potencial de los YNC en Colombia?
     
    Estudios realizados por firmas independientes y el Gobierno Nacional dan cuenta de su potencial en el Valle Medio del Magdalena de al menos 5.000 millones de barriles de crudo y 20 terapies cúbicos de gas. Es decir, tres veces las reservas probadas de crudo y cinco veces las de gas. Aseguraría con holgura la autosuficiencia energética más allá del 2030 o 2040. Técnicos de Ecopetrol han calculado que el volumen de aceite original proveniente de los YNC puede ser tres veces superior al de los yacimientos convencionales. 
     
    ¿En beneficios para el ‘downstream’?
     
    De cristalizarse la extracción de una parte de esos recursos, habría crudo suficiente para cargar las refinerías. Esto viabilizaría proyectos como el Plan Maestro de la Refinería de Barrancabermeja; mejoraría el balance entre crudo pesado, liviano y gas de Colombia; y garantizaría el abastecimiento de hidrocarburos líquidos en el centro del país.
     
    ¿En la producción de los YNC hay afectación del medioambiente?
     
    Debemos liderar está discusión con argumentos técnicos y rigor científico. Podemos demostrar que la explotación se puede hacer con responsabilidad, sin poner en riesgo las fuentes hídricas, respetando el agua, el medioambiente y las comunidades circundantes. 
     
    Al revés, creando inmensas posibilidades para el Magdalena Medio. En cuanto al agua, los YNC requieren menos recursos que un desarrollo convencional. El líquido solo se necesita de manera puntual durante los primeros 30 o 40 días en los que se construye el pozo, y luego no se necesita reinyectar de forma permanente, a diferencia de los campos tradicionales donde utilizamos agua del mismo yacimiento continuamente.
     
    ¿Por qué el país debe desarrollar los YNC?
     
    Colombia no puede ser ajena a la nueva realidad del mercado mundial del petróleo. Este es un tema que toca la fibra de la soberanía energética tal como ha sucedido en otras latitudes. Contamos con una regulación moderna y estricta, incluso más severa en algunos aspectos que la de EE. UU., Canadá o Argentina, lo que obliga a la industria a ser en extremo rigurosa en la puesta en marcha de este tipo de iniciativas.
     
    ¿Los YNC pueden cambiar la tendencia petrolera de Colombia?
     
    El desarrollo de los YNC cambió la historia petrolera de Estados Unidos y del mundo. 
    Confío en que también, y para bien, cambiará la historia petrolera de Colombia. Ese petróleo permitirá pagar la paz, la salud y la educación de las próximas generaciones. Las ganancias sociales que ha dejado esta industria en los últimos treinta años no deben perderse. No podemos seguir con esta riqueza enterrada en el subsuelo. Sería un error histórico y una mala herencia para nuestros hijos.
     
    ¿Cuáles son los proyectos en YNC que tiene Ecopetrol y en cuánto se estima que comience su operación?
     
    Las áreas con mayor potencial para desarrollar interesantes proyectos de YNC se encuentran en el Valle Medio del Magdalena y están muy cerca a los actuales campos de producción de Ecopetrol. En superficie corresponden a escalas muy similares a campos convencionales que se han venido explotando por cerca de un siglo, como es el caso de La Cira-Infantas. Nuestra gente se encuentra estudiando las formaciones geológicas; no hay una fecha definida para iniciar un proyecto en particular.
     
    ¿Qué ventaja tiene estar en el Magdalena Medio?
     
    Allí nació la industria petrolera hace 99 años. La gente de esa región ha convivido toda la vida con pozos, taladros, una gran refinería y oleoductos. Esa es una ventaja. Allí se encuentra ya disponible el acceso a infraestructura de producción, transporte y refinación compatible con mayor explotación de petróleo. Además, estamos hablando de la posibilidad de tener petróleo liviano, ideal para la refinería de Barrancabermeja. En esta zona tiene presencia esa gran formación, denominada La Luna, que podría ser el tercer mayor reservorio de este tipo de yacimientos en el continente americano. 
     
    ¿Ecopetrol está interesado en ampliar su operación en YNC dentro o fuera del país?
     
    El principal beneficio de evaluar y probar el potencial de recursos atrapados en los YNC es que el país podría acceder a una fuente de hidrocarburos que le podría representar una opción de reemplazo de sus reservas más allá del 2020. Nos la queremos jugar por desarrollar estos proyectos no convencionales en Colombia antes que en el exterior, con beneficios de empleo y contratación de bienes y servicios para los colombianos. 
     
    En el caso de Ecopetrol, con la explotación de YNC, las reservas petroleras previstas por la compañía podría aumentar de 6,8 años a 11 años, según estimaciones iniciales de los técnicos de la petrolera.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • "El 'fracking' no contamina las fuentes de agua subterránea"

    Según David Yoxtheimer, la explotación de no convencionales es rentable, pero necesita una legislación rigurosa.
     
    David Yoxtheimer es un investigador asociado del Centro Marsellus de divulgación e investigación de Pensilvania, Estados Unidos. Foto:inteligenciapetrolera.comDavid Yoxtheimer es un investigador asociado del Centro Marsellus de divulgación e investigación de Pensilvania, Estados Unidos. Foto:inteligenciapetrolera.comDavid Yoxtheimer ha trabajado en uno de los centros de lutitas más importantes del mundo y una de las grandes fuentes de gas en ese país, el Marcellus, ubicado en Pensilvania, Estados Unidos.
     
    Por su conocimiento y los avances en la investigación sobre fracturación hidráulica, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), la Universidad de los Andes y la revista Dinero, invitaron al experto al país.
     
    P: En medio de la coyuntura de la caída de los precios del petróleo, ¿el ‘fracking’ sigue siendo una opción?
     
    El precio y los puntos de equilibrio, con respecto a los precios del petróleo, varían según donde se van a realizar las exploraciones. En este momento estamos hablando de un punto de equilibrio de US$70, pero hay que recordar que a medida que el proyecto avanza los costos de equilibrio van a ser más bajos. En el caso de Marcellus, en Pensilvania, operan por debajo de los costos de equilibrio de los no convencionales. En Colombia están en una etapa de exploración y en ese orden de ideas no aplica el valor de los no convencionales, porque no practican este tipo de exploración.
     
    P: Aun con el desconocimiento que hay sobre gran parte del territorio colombiano, ¿es viable hacer ‘fracking’?
     
    El primer paso en el desarrollo de los no convencionales es precisamente encontrar esa información que se necesita. Habría que hacer estudios sísmicos y hacer pozos exploratorios que confirmen los resultados.
     
    Hay un dilema entre la academia y la industria sobre si hacer primero la exploración o buscar primero la información para proceder a la exploración.
    Ese dilema se resuelve fácilmente, porque primero va la exploración y gracias a ella se obtiene la información.
     
    P: ¿Qué tan costoso es extraer no convencionales?
     
    Si tenemos dos pozos totalmente iguales, uno de convencionales y otro de no convencionales, con dos kilómetros de profundidad, el costo del convencional puede ser de US$2 a US$3 millones y con fracturamiento horizontal puede ser de US$8 millones. El horizontal tiene más retornos económicos con respecto al convencional, porque le va a pegar a la roca madre en un espacio de un kilómetro y medio.
     
    P: ¿Mitos y realidad del ‘fracking’?
     
    La fracturación hidráulica no contamina las reservas subterráneas de agua. En Estados Unidos no se ha visto el primer caso de que fluidos contaminen algún acuífero subterráneo. Donde hay más riesgo de contaminación es en el manejo de los fluidos en superficie, mas no el fracturamiento ni lo que pase en el subsuelo. Tampoco es cierto que este proceso va a secar los acuíferos subterráneos ni los recursos hídricos de una región, la realidad es que gasta un décimo de 1% de lo que gasta una población. La proporción que usa este proceso es muy pequeña. Hay un proceso químico con el metano que termina creando más agua, entonces eventualmente se podría generar más recurso hídrico del que había antes del fracturamiento.
     
    En algunas partes se cree que la explotación no convencional puede ser no viable económicamente, pero tampoco es cierto, porque si se hace bien el proceso y se escoge bien la cuenca, es generador de utilidades.
     
    Se cree que la industria no está regulada y los operadores pueden hacer lo que quieran, pero la verdad es que está fuertemente regulada y hay que hacer las cosas con rigurosidad.
     
    ¿Las petroleras deberían hacer solo ‘fracking’ o es un proceso que debe ir paralelo a la extracción convencional?
     
    La industria es muy inteligente financieramente y va a estar donde haya proyectos con más utilidades, esto sin decir que va de la mano de convencionales o no convencionales, pero sí pueden funcionar paralelamente.
     
    ¿La legislación sobre este proceso debe variar de acuerdo con el lugar donde se practique?
     
    Cada región tiene particularidades de biodiversidad que hay que atender, pero sí es universal cómo se construye un pozo, la disposición de los residuos y químicos que se utilizan.
     
    ¿Qué experiencia ha quedado en los países donde no hubo una regulación clara antes de comenzar a hacer inyección hidráulica?
     
    En Marcellus mucha gente operó no convencionales en un marco que no estaba diseñado para ello y a medida que vieron los errores se diseñó un marco regulatorio para esta práctica.
     
    ¿Cuáles fueron esos errores que se cometieron en Marcellus por la falta de un marco regulatorio?
     
    La industria no se dio cuenta de que cuando hacían las operaciones había metano, se escapaba y hubo emisiones dañinas. A raíz de esto se ideó la forma de hacer un pozo que no permitiera la salida del hidrocarburo. También el agua del proceso era enviada a una planta de tratamiento municipal para ser tratada como cualquiera y se dieron cuenta de que era una mala idea y que necesitaba protocolos especiales. Cuando hicieron los primeros pozos hubo problemas de presión y explotaron, a partir de eso creamos tres capas de instrumentación que controlan la presión.
     
    ¿Qué recomienda para hacer de esta práctica un proceso responsable?
     
    Es necesaria una legislación robusta, explicarles a las comunidades el proceso y hacerlo con calma y en su orden adecuado.
     
     
    Por: Óscar Guesgüan Serpa
     
     
    Fuente; ElEspectador.com
     
     
  • “Al país le urge aplicar la técnica del fracking”

    Durante el VIII Congreso Prospectiva de la Industria Petrolera Colombiana, uno de los temas centrales se refirió a los retos de la técnica fracking
     
    Uno de los temas centrales abordados la semana pasada en Barrancabermeja durante el VIII Congreso Prospectiva de la Industria Petrolera Colombiana fueron los retos que trae para el país la utilización de la técnica fracking.
     
    Y saliendo al paso a la controversia que el fracturamiento hidráulico ha generado en las comunidades ubicadas en zonas petroleras, el gerente de la firma Colombia Trican Independence Energy Services S.A.S., Jaime Martínez, advirtió que el fracking es una tecnología que se ha aplicado en el país desde hace muchos años.
     
    Además, el experto, invitado a dar una conferencia sobre el tema, dio importancia a la fecha en la que el país empezará a aplicarlo para el desarrollo de yacimientos no convencionales.
     
    “Hasta hace un tiempo el desarrollo de los yacimientos no convencionales no había sido posible, porque no se había dado el escenario propicio para desarrollarlo, en términos económicos, tecnológicos y geopolíticos. La fusión entre la perforación horizontal de pozos con el fracturamiento hidráulico (fracking) es la que ha permitido desarrollar los hidrocarburos no convencionales”, afirmó Martínez a Vanguardia Liberal.
     
    El experto señaló que se está hablando que Colombia tiene potencialidades entre 15 y 45 tera de pies cúbicos de gas de esquistos (algo así como entre 15 billones y 45 billones de pies cúbicos de gas).
     
    El gerente de la firma Colombia Trican Independence Energy Services S.A.S indicó que en la Ronda 2014 de la Agencia Nacional de Hidrocarburos salieron algunos bloques asociados a hidrocarburos no convencionales en el Valle Medio del río Magdalena, y en el Valle inferior del río Magdalena, que están asociados a la formación de la roca madre generadora de los hidrocarburos convencionales.
     
    “Este tipo de yacimientos no convencionales son aquellos que no tienen una conductividad adecuada para producir los hidrocarburos, están en el suelo, pero no se pueden recuperar. Con el fracturamiento hidráulico se generan los canales para que se puedan producir este tipo de hidrocarburos”, destacó el experto.
     
    Síntesis
     
    El fracturamiento hidráulico (fracking) se desarrolló en 1947 y se empezó aplicar comercialmente en 1949, entonces han pasado más de 60 años de desarrollo y optimización de esa tecnología. 
     
     
    Ante las críticas
     
    El gerente de la firma Colombia Trican Independence Energy Services S.A.S., Jaime Martínez, ante las críticas de la utilización de la técnica de fracking, manifestó que el país en este momento tiene reservas para aproximadamente siete años de autoabastecimiento, y con el desarrollo de hidrocarburos no convencionales Colombia podría extender en el tiempo su autosuficiencia. 
     
    “La única forma de extraer estos hidrocarburos no convencionales es a través de la aplicación de perforación horizontal asociada con fracturamiento hidráulico (técnica fracking). Entonces cualquier tecnología genera impactos, pero la manera en la cual esos impactos se gestionen, se regulen y se trabajen se van a poder aplicar de una manera responsable y sostenible”, argumentó. 
     
     
    Fuente: Vanguardia.com
  • “El ‘fracking’ ha revolucionado la economía de EE UU”

    El Comisario europeo de Energía y Clima, Miguel Arias Cañete (Madrid, 1950), tuvo un arranque difícil en Bruselas. Para acceder al Ejecutivo comunitario, la Eurocámara lo sometió a un duro examen por sus lazos con la industria petrolera y otros aspectos controvertidos de su extenso currículo.

    Pasó el trago y hoy conduce la cartera de Energía y Clima, convertida en prioridad por la imperiosa necesidad de reducir la dependencia de Rusia. Rodeado de papeles en su luminoso despacho de Bruselas, Cañete defiende su gran proyecto, un plan de unión energética clave para España porque desatasca las interconexiones con Francia. Y se muestra favorable —sin esconder los riesgos— al fracking y a la energía nuclear.

    Pregunta. Van varios intentos de unión energética, siempre frustrados porque la energía es un elemento sensible para los Estados. ¿Por qué ahora es diferente?

    Respuesta. Por dos razones. La energía europea tiene costes muy superiores a los de EE UU o China: eso resta competitividad. Simultáneamente, vivimos uno de los conflictos más importantes de los últimos tiempos y el riesgo de depender en un porcentaje altísimo de Rusia obliga a cambiar.

    P. ¿En qué dirección?

    R. Hace falta una reforma en profundidad e interconexiones de infraestructuras para poder trasvasar energía de un Estado a otro. Y hay que abordar el sistema de formación de precios en las tarifas, reduciendo las distorsiones a la competencia. La Comisión quiere que los precios regulados vayan desapareciendo.

    P. ¿Cuánto se puede reducir la dependencia de Rusia?

    R. Depende del éxito que tengan nuestras alternativas. Aún así, hay que normalizar la relación energética con Rusia, que seguirá siendo un gran proveedor.

    P. El conflicto ucranio, paradójicamente, despeja su trabajo.

    R. Ucrania es la ruta principal de gas ruso hacia Europa: el conflicto pone en evidencia vulnerabilidades, para la industria e incluso para calentar a los ciudadanos.

    P. ¿Corremos ese riesgo?

    R. Ya ocurrió una vez. La UE debe tener mecanismos por si eso se repite: en 2006 no había planes de contingencia. Hay que prever el peor de los escenarios.

    P. ¿Por qué cree que esta vez sí se harán las interconexiones?

    R. Estamos en otro contexto, por el conflicto con Rusia y los elevados costes energéticos. Y tenemos mecanismos de financiación, entre ellos el Plan Juncker.

    P. ¿Y si Francia no cumple?

    R. Hay un acuerdo político. Si Francia incumple, la Comisión activará los instrumentos adecuados para garantizar los compromisos porque se trata de un asunto de interés europeo.

    P. La UE destina 120.000 millones al año a subsidiar, entre otras cosas, energías contaminantes.

    R. Las renovables se llevan la parte del león.

    P. ¿Pero no es contradictorio seguir subvencionando el carbón después de insistir en las energías limpias y la eficiencia?

    R. Los apoyos al carbón están limitados, tienen fecha de caducidad y trabajamos en desarrollar tecnologías para hacerlo competitivo y cumplir objetivos medioambientales. El carbón permite utilizar fuentes autóctonas, de las que la UE no está sobrada.

    P. ¿Cómo puede diseñarse una cesta energética en una UE en la que Alemania solo quiere impulsar renovables y Francia prácticamente solo energía nuclear?

    R. El mix es competencia de los Estados. La Comisión intenta crear los incentivos adecuados: en renovables, que estén más orientadas al mercado; en nuclear, garantizar la seguridad. En gas buscamos abaratar costes con el gas natural licuado.

    P. ¿Y el fracking?

    R. La Comisión ha hecho recomendaciones para los Estados y no excluimos dictar una normativa vinculante en la regulación de esa tecnología.

    P. ¿Está a favor del fracking?

    R. Mi opinión personal es que en EE UU ha revolucionado su economía. Ha permitido un crecimiento espectacular, ha abaratado la energía, los ha hecho muy competitivos... el fracking ha cambiado completamente su política energética. Europa estudia regularlo. No descarte que pasemos a la fase normativa: establecer condiciones de evaluación medioambiental para poder desarrollar el fracking.

    P. ¿Y sobre la energía nuclear?

    R. La UE tiene tecnología puntera. Después de Fukushima han mejorado los estándares de seguridad. La energía nuclear contribuye a diversificar las fuentes.

    P. ¿Opina lo mismo como comisario de Clima?

    R. No existe el riesgo cero. Pero el medio ambiente es compatible con el progreso económico, siempre que se garantice la seguridad, sin interferencias políticas.

    P. El Parlamento le considera más proindustria que verde.

    R. La Comisión Europea tiene objetivos de reducción de emisiones del 40%, y también de reindustrialización del 20%. Hay que compaginarlos. Pero diría que en este momento mis mayores críticos están en la Comisión de Industria y en el Partido Popular Europeo.

    P. ¿Sus anteriores intereses en la industria energética le pueden ayudar a luchar contra algunos abusos o son un problema?

    R. Conocer el sector privado es fantástico para tener responsabilidades políticas; se entienden mejor los dossieres. Y cuando se establece una línea política, por supuesto con independencia, eso se puede poner en valor.

    P. La política energética española parece consistir en cargarlo casi todo a la factura del consumidor, incluido el proyecto Castor. ¿Es eso coherente?

    R. Vamos a revisar la formación de precios, en España y en toda de la UE. La factura de la luz tiene muchos elementos añadidos que no responden al coste de producción. Cuando se apoya a determinadas energías con la factura de la luz se distorsiona la competencia.

    Claudi Pérez / Lucía Abellán, Bruselas

     

    Fuente: elPais.es

     

  • Campetrol propone aprovechar el ‘fracking"

    Gremio dice que es la alternativa para no importar petróleo.
     
    Un análisis sectorial realizado por la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol) indicó que el aprovechamiento de los yacimientos de roca generadora (extraídos mediante la técnica conocida como fracking), ampliaría la autosuficiencia en materia de hidrocarburos de Colombia, que actualmente“tiene un preocupante horizonte de tan solo 5,1 años”.
     
    El gremio afirma que con la aplicación de esta tecnología se adicionarían 5 o 10 años de autosuficiencia, aun con escenarios conservadores. El ejercicio realizado analiza tres proyecciones, una vez se aplique esta tecnología (1.000, 2.000 y 3.000 millones de barriles de petróleo, respectivamente), las que son moderadas frente a otras estimaciones.  
     
    El presidente ejecutivo de Campetrol, Germán Espinosa, dijo que “la importación de petróleo tendría consecuencias nefastas para la economía del país, pues golpearía variables determinantes como la tasa de cambio, la inflación, la Inversión Extranjera Directa, los ingresos fiscales y desde luego nuestro PIB potencial”. 
     
    Reiteró que el recobro mejorado y el aprovechamiento de los yacimientos de roca generadora son “las  únicas opciones” para incorporar recursos en el corto y mediano plazo y mejorar los niveles de reservas y mantener la producción de hidrocarburos, que durante los últimos meses se ha desacelerado.
     
    Fuente: Elheraldo.co
  • Colombia enfrenta el dilema de la explotación de crudo de esquisto

    Colombia, cuarto productor de petróleo de Latinoamérica, enfrenta el dilema del crudo de esquisto, una solución ante la escasez de reservas convencionales, pero cuya extracción entraña un alto riesgo de desatar temblores en un país de intensa actividad sísmica.
     
    Buscar y encontrar hidrocarburos en yacimientos no convencionales es una "necesidad imperiosa y estratégica", dijo días atrás a periodistas Francisco Lloreda, presidente de la Asociación Colombiana de Petroleo (ACP).
     
    "Tenemos sólo seis o siete años de reservas. Si no, vamos a tener una debacle fiscal", agregó.
     
    Ante el desplome de los precios del crudo, que en los últimos dos meses ha caído 13%, cerrando el miércoles en 80,52 dólares por barril en el New York Mercantile Exchange (Nymex), la búsqueda de aumentar la producción es un dolor de cabeza para el gobierno colombiano, que obtiene cerca del 20% de los ingresos corrientes de la industria de los hidrocarburos y la minería.
     
    Colombia, que produce cerca de un millón de barriles por día (bpd), tiene cerca de 2.445 millones de barriles en reservas probadas de crudo. Sin embargo, según la ACP, el país tiene entre 500 y 3.000 millones de barriles en hidrocarburos no convencionales.
     
    Para Alejandra Méndez, analista de la firma colombiana Serfinco, ante la evidente maduración de muchos pozos en Colombia, si el país quiere mantenerse como un exportador, la explotación de arenas bituminosas y de campos "offshore" (costa afuera) es una apuesta obvia.
     
    "Este es un potencial que tiene Colombia, pero es muy difícil de explotar y el proceso hasta lograr producir va a tardar casi una década", dijo a la AFP. "Va a ser un poco complicado".
     
     "Es como poner una bomba" -
     
    La explotación del crudo de esquisto, que implica inyectar agua a alta presión para fracturar una roca que se ubica a profundidades de entre 1.500 y 2.400 metros, es cuestionada duramente por ambientalistas en el mundo.
     
    Fracturar las lutitas que contienen hidrocarburos, una técnica denominada "fracking", puede ser un gran problema para un país como Colombia, situado en el Cinturón de Fuego del Pacífico, donde se produce el 90% de los terremotos y se ubica el 75% de los volcanes del mundo.
    "Colombia tiene zonas de muy alta sismicidad. El 'fracking' es como poner una bomba en territorios tan activos sísmicamente", dijo a la AFP Margarita Flórez, directora de la ONG Ambiente y Sociedad.
     
    Además, en el caso de Colombia, se corre gran peligro de contaminar los acuíferos, que se sitúan cerca de la superficie, entre los 300 y 500 metros de profundidad.
     
    "Nadie puede garantizar que los ductos no filtren", señaló Flórez, quien también destacó la enorme cantidad de agua que requiere esta técnica de extracción - entre 7.000 y 29.000 litros de agua por pozo, según la ONG ambientalista Greenpeace.
     
    Lloreda admitió los problemas potenciales, pero dijo que la estimulación hidráulica rara vez genera sismicidad y, de presentarse, es muy baja -de unos 2 grados en la Escala de Richter-.
     
    "Tiene riesgos, pero si se hacen las cosas bien, los riesgos se reducen a un mínimo", señaló.
     
    Por su parte, Carlos Alberto Vargas, geólogo de la Universidad Nacional de Colombia, dijo a la AFP que si estas operaciones "se hacen con alto control de calidad, su aplicación no debería generar problemas".
     
    "Esta tecnología puede generar sismicidad, pero debido a que el proceso se desarrolla típicamente en zonas alejadas de comunidades e infraestructura, su impacto tiende a ser marginal", afirmó.
     
    En Colombia, donde hay un conflicto armado desde hace más de 50 años; la explotación de campos de crudo no convencionales puede presentar dificultades adicionales a las ambientales.
     
    Las dos grandes áreas donde se encuentran las rocas de esquisto, el Magdalena Medio y del Catatumbo, en el noroeste, están ubicadas en zonas donde las principales guerrillas del país, las Farc y el ELN, son muy activas
     
    Fuente: ElEspectador.com
  • Con menos interés de firmas, 'fracking' busca recuperar terreno

    Mientras a nivel académico y científico se intenta validar un compuesto llamado óxido de grafeno para tratar y limpiar las aguas producto de la estimulación hidráulica de rocas, conocida como ‘fracking’, la exploración petrolera mediante esta técnica busca reactivarse, tras varios años de mínima actividad, como consecuencia del declive de los precios mundiales del petróleo.
     
    Luego de que los gigantes Shell y ExxonMobil decidieran replantear sus estrategias en este frente y a la espera de una mejor señal de precios, el principal interés real en hacer actividad exploratoria en un plazo cercano es de la estadounidense ConocoPhillips, que en diciembre pasado decidió adquirir a la primera la participación del potencial no convencional que tenía en el bloque VMM 3, ubicado en los departamentos de Cesar y Santander.
     
    A través del único contrato adicional que se ha firmado hasta ahora (hay un potencial en 23 bloques convencionales), en el que tiene una participación del 80 por ciento, y cuyo 20 por ciento restante es de Canacol Energy, Conoco Phillips tiene proyectado hacer una prueba este año.
     
    Sin embargo, lograr que esta compañía decidiera hacer planes para desarrollar el primer proyecto de ‘fracking’ en el país no fue asunto fácil.
     
    Según conoció EL TIEMPO, en medio de la crisis de los precios del crudo y del replanteamiento en la estrategia de negocio de las petroleras, el año pasado esta firma fue la única que se acercó a la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) a decir que se iba del país por decisión de su casa matriz, ante lo cual se activaron en la entidad mesas de trabajo, que terminaron con la firma del contrato adicional en el bloque VMM 3.
     
    Debido a que Shell se está enfocando en proyectos costas afuera (off shore), se trabajó con las autoridades para que ConocoPhillps tuviera claro cómo, bajo la regulación ambiental expedida en el 2014, se debe presentar el programa exploratorio, teniendo en cuenta el tiempo que tardan las aprobaciones en su casa matriz, y tras un intenso trabajo la petrolera hizo una propuesta con una nueva inversión.
     
    Desarrollo afectado
     
    Pero mientras los bajos precios del petróleo hicieron que las compañías decidieran esperar antes de avanzar con actividades para el uso del ‘fracking’, las iniciativas de proyectos de petróleo y gas no convencional comenzaron a verse afectadas por los bloqueos de las comunidades, manifestaciones en contra de la estimulación hidráulica y los términos de referencia ambiental salieron solo hasta el 2014.
     
    “En la ventana que había para los primeros contratos no estaba toda la regulación. Ahí ya se perdió un tiempo y son solo 7 contratos”, señala una fuente conocedora del tema, quien dice que las empresas siguen esperando y de los 6 años del período exploratorio, en 5 de estos bloques ya han pasado tres años sin mayor actividad, todos ellos operados por Ecopetrol.
     
    El presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), Francisco José Lloreda, asegura que es importante para el país superar los mitos y las falacias que existen con los yacimientos no convencionales y entender no solo en qué consisten, sino su importancia para el incremento de las reservas del país, cuya caída para el 2015 se da por descontada tras los reportes realizados por Ecopetrol y por Pacific Exploration and Production (E&P).
     
    “Tenemos que darnos el permiso como país, de validar si es cierto o no que existe este recurso del hidrocarburo atrapado en la roca. Me parecería absurdo no validar esto y ya se tomará la decisión de si se produce o no”, indicó el directivo.
     
    En el caso de Canacol Energy, el presidente Ejecutivo de la compañía, Charle Gamba, señala que las iniciativas de hidrocarburos no convencionales en el país son proyectos de 8 o 10 años y que si bien la empresa está interesada y está monitoreando la situación, no va a invertir sino cuando el precio del crudo justifique la inversión. “ConocoPhillips es diferente y está interesado”, agrega Gamba.
     
    Francisco José Lloreda considera que como Colombia no es Arabia Saudita ni Venezuela, en el corto y mediano plazo, lo que puede contribuir al aumento de las reservas y de la producción son las técnicas de recobro mejorado (escurrir campos) y apostarles a cuencas de frontera que no se han desarrollado, pero complementando en el mediano plazo con los no convencionales (‘fracking’) y con los de costa afuera.
     
    Técnicas más eficientes
     
    Hasta hace unos años, los proyectos de hidrocarburos no convencionales, desarrollados principalmente por Estados Unidos, necesitaban un precio del barril de petróleo superior a los 80 dólares para ser rentables y viables, dependiendo del tipo de yacimiento y de la empresa que lo desarrolla.
     
    El presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), Francisco José Lloreda, sostiene que si una empresa a cargo está muy endeudada y no tiene respaldo financiero, se puede reventar, pero cuando hay compañías sólidas es factible operar dichos proyectos, cuyos costos cada día se van a ir equiparando con los de los proyectos tradicionales.
     
    “A la vuelta de unos años, cuando se hable de ‘fracking’ no se dirá que son no convencionales, ya que en Estados Unidos eso es lo convencional, lo normal”, señala.
     
    Para la ACP, el desarrollo de estos proyectos y el aumento de las reservas del país van a depender de que las autoridades del sector petrolero y tributarias mantengan un régimen fiscal flexible, que no castigue las inversiones en períodos de bajos precios del petróleo.
     
    ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
     
    Eltiempo.com
  • El ‘Fracking’ Aumentaría Reservas En 3.000 Millones De Barriles

     

    Un informe de Campetrol se centra en las estimaciones de este tipo de depósitos.

    Un informe que revelará hoy la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol) estima que los depósitos de crudo que se encuentran en los Yacimientos No Convencionales (YNC) son la solución para resolver el déficit de reservas.

    Según este gremio, el estudio indicaría que no solo el país debe apresurar la operación de los YNC, sino que de extraerse este crudo, los remanentes de hidrocarburos podrían extenderse por años. La técnica implementada es la de la estimulación hidráulica, denominada fracking.

    En varios escenarios, Francisco José Lloreda Mera, presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), ha explicado que esta técnica no es nueva en Colombia, y ya ha sido utilizada para mejorar el rendimiento de algunos pozos convencionales.

    A su vez ha insistido que la producción de hidrocarburos de YNC debe superar los mitos y falencias que existen alrededor de la técnica.

    El dirigente de este gremio también afirmó que el fracking le permitiría a Colombia tener reservas adicionales de petróleo, las cuales se estiman en 3.000 millones de barriles. 

    OPERACIÓN EN EL PAÍS

    Datos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) indican que en el país existen 43 bloques de hidrocarburos con YNC ubicados en Norte de Santander, Santander, Cesar, Antioquia, Boyacá, Cundinamarca y Tolima.

    En contraste, el documento “Q&A Yacimientos No Convencionales”, desarrollado por la ACP, y al que tuvo acceso Portafolio, señala que la estimulación hidráulica (técnica del fracking para extraer petróleo de esquisto) se viene utilizando en el territorio nacional desde hace varias décadas, habiendo sido implementada en cerca de 16 campos petroleros por diferentes compañías operadoras, en cuencas geológicas como: El Piedemonte Llanero, Llanos, valle superior del Magdalena, Putumayo, valle medio del Magdalena, Catatumbo y La Guajira. 

    De ese total, seis bloques hacen parte de los Proyectos de Interés Estratégico para la Nación (Pines), lo cual significa que están entre las prioridades económicas del Estado. Por eso reciben tratamiento especial para que sus procesos de licenciamiento, consulta previa y compra de predios sean más rápidos.

    En la ronda petrolera 2012, la ANH entregó para exploración y producción los primeros bloques de YNC. Ese es el caso de Ecopetrol, empresa que tiene para exploración y producción en YNC tres bloques –dos en asocio con ExxonMobil–, y que el próximo 14 de julio en Barrancabermeja realizará un foro sobre el tema.

    “Con el nuevo Plan Estratégico que se trazará en el 2020, Ecopetrol tendrá en cuenta los proyectos YNC; sin embargo, en los depósitos de estos proyectos está la solución para aumentar las reservas del país”, afirma un vocero de la petrolera a este diario.

    No obstante, no se descarta que los YNC en Colombia inicien operación antes de lo esperado.

     

    Fuente: Portafolio.co 

  • El ‘fracking’, arma y víctima de la guerra del petróleo

    La rentabilidad de la fracturación hidráulica disminuye al depreciarse el oro negro
     
    El fuerte descenso del precio del petróleo se ha cobrado su primera víctima excelente en el mundo de la fracturación hidráulica, el llamado fracking. El multimillonario Harold Hamm, quien en EE UU fue pionero en la extracción de crudo y de gas a través de fracturas provocadas en la roca por medios hidráulicos y químicos, ha perdido más de la mitad de su fortuna en los últimos tres meses, alrededor de 12.000 millones de dólares (unos 9.730 millones de euros), debido a la guerra de precios.
     
    Mientras el West Texas Intermediate (WTI) se desliza por debajo de los 70 dólares por primera vez desde 2010 y circulan rumores sobre la posibilidad de que este índice se hunda incluso hasta los 40 dólares, el CEO de la compañía petrolera Continental Resources prevé un frenazo en la producción estadounidense “hasta una recuperación de los precios”, dijo en una entrevista a Bloomberg.
     
    La tendencia a la baja del precio del petróleo –un descenso del 35% en el último año– no tiene visos de moderarse, tras la negativa de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) de rebajar su producción, decidida en la reunión de la semana pasada. De esta forma, algunos shale plays (proyectos de fracturación hidráulica), empiezan a perder rentabilidad.
     
    De cara a los próximos cinco años, “algunas compañías petroleras están cancelando proyectos que requieren que el precio de equilibrio del petróleo esté por encima de 80 dólares el barril, dado que cubrir un precio superior se califica de reto en el mercado de futuros", afirma el analista de Citigroup, Edward Morse.
     
    Aún así, la creciente producción de petróleo de esquisto de EE UU –que podría pasar de los 4,5 millones de barriles por día actuales a los 9,2 millones en 2020, en el escenario más optimista de la consultora– no rebajaría su ritmo en el corto plazo, opina el mismo experto. De esta forma, la producción de petróleo a nivel mundial seguiría aumentando, lo que a su vez alimentaría el proceso de disminución del precio del petróleo.
     
    “Serán necesarios seis meses entre una desinversión en las plataformas y la desaceleración de la producción”, señala el jefe de investigación en Energía del Investment Technology Group, Manuj Nikhanj. Lo que peligra son las explotaciones futuras, puesto que de momento el dinero ya invertido en los pozos activos sigue pesando. Por su parte, el vicepresidente ejecutivo de Pimco, Greg Sharenow, dijo ayer que, para que se recortara la producción, el crudo tendría que caer otros 15-20 dólares. En este caso, “los primeros en hacer recortes serían las compañías petrolíferas canadienses, seguidas por los operadores de los nuevos yacimientos de esquisto estadounidenses, entre ellos Niobrara, South Central Oklahoma Oil Province y Mississippi Lime”, explicó. “De lo que se trata ahora es de llegar a un nivel de precio donde la producción continúa creciendo, pero a un ritmo más lento que en años anteriores”.
     
    La decisión de la OPEP de no producir por debajo de los 30 millones de barriles por día, un nivel establecido desde 2011, podría revelarse un boomerang. Bien es verdad que el mayor exportador del cártel, Arabia Saudí, puede mantener de esta forma su cuota de mercado en Estados Unidos, pero los analistas subrayan que el abaratamiento del barril perjudica sobre todo a aquellos socios de la organización –Irán, Iraq, Libia y Venezuela entre ellos– cuyos presupuestos dependen de forma significativa del precio del crudo.
     
    “Es mucho más fácil para las empresas acometer ajustes, que para estos países adaptarse a precios tan bajos”, dijo Hamm. De ahí que el CEO de Continental, una compañía que ha perdido el 50% de su valor en Bolsa desde agosto, rechace “el pánico”. “No es necesario”, asegura.
     
    Claves de la batalla de precios
     
    LA FUERZA DE ESTADOS UNIDOS. Gracias al fracking, EEUU ha recortado la importación neta de petróleo unos 8,7 millones de barriles por día desde 2006, lo que equivale a la exportación de Arabia Saudí y Nigeria juntas. La consultora Citi prevé que EE UU consiga el equilibrio comercial en este mercado en 2018.
     
    EL 'NO' DE LA OPEP. “Si bien se prevé que la demanda mundial de crudo aumentará en 2015, este ascenso se verá compensado por el aumento de la producción de 1,36 millones de barriles por día por parte de los países no pertenecientes a la OPEP”, declaró la organización, al rechazar una disminución de su producción por debajo de los 30 millones de barriles por día.
     
    EL ESQUISTO. El objetivo del principal exportador, Arabia Saudí, es el de conseguir detener el crecimiento de la producción de esquisto.
     
    LOS CÁLCULOS. “La resistencia del mercado de esquisto en EEUU puede revelarse mayor que la resistencia de la OPEP”, afirma el analista de Nomura, Alistair Newton. Si el WTI llegara a 60 dólares en 2015, este precio solo “haría disminuir la producción unos 500.000 barriles por día”, según advierte Citi
     
     
    Fuente: Cincodias.com
  • El ambientalista que explica las bondades del 'fracking'

    Con frecuencia, las intervenciones de los ambientalistas terminan en arremetidas contra las industrias extractivas, como la de petróleo y gas, pero el holandés Bjorn Lomborg es una de las excepciones.
     
    Es director del Consenso de Copenhague y es autor del 'best seller' 'El ecologista escéptico'.Es director del Consenso de Copenhague y es autor del 'best seller' 'El ecologista escéptico'.Con un refinado inglés británico, este renombrado autor y profesor adjunto de la Escuela de Negocios de Copenhague (Dinamarca), considerado en el 2008 por The Guardian, del Reino Unido, una de las 50 personas que podrían salvar el planeta, comenzó a explicar sus tesis, que para muchos son polémicas.
     
    Lomborg será conferencista en el XVIII Congreso Naturgás, del 27 al 29 de abril, en Medellín.
     
    ¿Cuál es su posición sobre la exploración y explotación de recursos como gas o petróleo frente a los efectos sobre la biodiversidad?
     
    Hay que reconocer que el mundo necesita mucha energía para el desarrollo de la humanidad, y eso está fuertemente relacionado con el crecimiento económico. Vivimos en un mundo en el que hay miles de millones de personas sufriendo por la contaminación del aire y por la mala calidad de los combustibles que aún se usan. Con estos antecedentes, si vemos las proyecciones de la Agencia Internacional de Energía (AIE), se va a doblar el consumo de energía en los próximos 25 años (2040), y también estiman que esto va a venir de combustibles fósiles, por lo que las energías renovables y lo que llaman energías verdes aún no están listas. Actualmente, el 82 por ciento de la energía consumida proviene de combustibles fósiles, y para el 2040, con el doble de energía que se consume ahora, entre el 74 y 79 por ciento va a ser de esos mismos combustibles. En ese contexto, trato de explicar que casi todas las cuentas dan que esa energía se va a obtener del gas natural, que, en comparación con el carbón, es mucho mejor en impactos de calentamiento global. El gas natural contribuye solo a la mitad de la contaminación por cada unidad de energía generada frente al carbón. Adicionalmente, no produce todos los materiales particulados que salen al ambiente, como por ejemplo el esmog.
     
    ¿Y en cuanto a los costos?
     
    Por supuesto, también es posible decir que el fracking actualmente hace que este combustible sea barato. Todos estos hechos tienen impacto en la biodiversidad, y cada fuente de desarrollo de petróleo o gas va a tener impacto en el medioambiente local, y es muy común decir que va a ser negativo, pero tenemos que recordar que todo esto es un intercambio que hacemos como seres humanos al decir que si algunas cosas van a ir mal es con el objetivo de darles a cientos de personas la oportunidad de salir de la pobreza en todo el mundo.
     
    Recordemos que el gas es mucho menos invasivo que las turbinas de viento o los paneles solares. Estudios serios muestran cuánta tierra se necesita para producir la misma cantidad de energía utilizando una planta de gas, o cuánta con esos paneles: dos hectáreas para producir la planta térmica con gas; y con turbinas de viento, más de 14.000 hectáreas, y con paneles solares, 8 hectáreas. Básicamente se necesita 700 veces más tierra si se quiere producir la misma cantidad de energía con turbinas de viento que con gas.
     
    ¿Qué experiencias hay en el mundo sobre intervención en paisajes delicados similares al caso de los páramos en Colombia, y cómo los han manejado?
     
    En términos generales, es muy claro que no se puede explorar en todas partes. Por ejemplo, no sería lógico hacer una exploración de gas natural en el parque de Yellowstone, en Estados Unidos, o en las cataratas del Niágara y, por supuesto, en los lugares que son similares en Colombia porque queremos mantenerlos fuera de los límites de la exploración, pero hay que reconocer que si vamos a hacer uso de más energía, se deben hacer ciertas excepciones para tener energía más barata, y se va a tener que hacer exploración en algún lugar y se tendrán que invadir áreas para poner una planta de energía, una de gas, una turbina eólica o un panel solar. El problema aquí es decir cuál fuente va a dejar el menor impacto en el largo plazo en ese terreno. En emisión de gases y de impacto a la biodiversidad, el gas natural es mejor que el carbón, porque desde este punto de vista este gas contamina mucho menos que el carbón y también es más limpio que los otros hidrocarburos que se pueden utilizar.
     
    ¿Qué conocimiento tiene usted sobre yacimientos no convencionales? ¿Es una práctica recomendable o dañina, pensando en biodiversidad?
     
    Debemos separar el impacto ambiental, ya que la biodiversidad es uno solo de esos impactos y probablemente es una parte muy pequeña. Si exploramos en un área muy limitada, ya sabemos por lo anterior que si se quiere tener la misma cantidad que se produjo con gas frente a las energías verdes, se puede tener 700 veces más impacto. La mayor parte de la discusión que se da sobre el impacto ambiental es más sobre la emisión de CO2, y aquí tenemos que recordar que efectivamente la exploración de gas de esquisto va a hacer que se emitan más gases de efecto invernadero, y hay una gran cantidad de estudios, como el de la Universidad de Texas, del año pasado, que indican que el impacto es mucho menor que lo que dicen las organizaciones ambientales del mundo, y hay que tener claro que la mayor cantidad de extracción de gas de esquistos con fracking se hace en los Estados Unidos, y son ellos mismos las que hacen los estudios de estos impactos, comparado con la extracción del gas natural de yacimientos convencionales. Pero esa es una pequeña fracción, comparada con el benéfico cambio que se puede obtener al hacer el cambio de carbón a gas, y se ve que es en Estados Unidos en donde, en los últimos 5 o 6, años han cambiado 5 o 7 por ciento de su generación eléctrica de carbón a gas, y este cambio ha hecho que la emisión de CO2 en los EE. UU. haya disminuido en 300 megatoneladas. Para ponerlo en contexto, toda la energía solar y de viento en Europa reduce la emisión de CO2 en solo 100 megatoneladas; entonces, la decisión de EE. UU. de cambiar de carbón a gas, aparte de que se haga más fracking y de que los precios del gas natural se bajen, reducen también la emisión del CO2 tres veces más que la que se tiene en Europa con energía solar y de viento.
     
    Europa paga mucho dinero al año para subsidiar este tipo de energía, en comparación con Estados Unidos, que en realidad están recibiendo un beneficio económico teniendo un gas barato, del orden de 280.000 millones de dólares al año.
     
    ¿Según los estudios, cómo está Latinoamérica, y en especial Colombia, en materia de biodiversidad y qué se está haciendo para su preservación?
     
    No sé mucho sobre biodiversidad en Colombia; en ideas generales, la conexión entre desarrollo económico y la conservación de la biodiversidad es muy clara. Primero, cuando empiezas a desarrollarte, la biodiversidad se va para atrás y se comienzan a destruir las reservas naturales para empezar a sembrar más comida; pero a largo plazo, cuando ves que la reforestación empieza a proteger el medioambiente con el fin de preservar la biodiversidad de esa área, es dado ya que eres lo suficientemente rico como para cuidar esa zona.
     
    Expertos economistas dicen que hay una gráfica en la que al poner en la línea X el desarrollo económico y el problema de la biodiversidad en la Y, lo primero que pasa es que los problemas empiezan mal y terminan bien, y es lo que se ve en los países desarrollados, como Estados Unidos y la mayor parte de Europa, ya que estas naciones son lo suficientemente ricas para poder cuidar las tierras que han sido utilizadas, y ese es un proceso en el que Latinoamérica está entrando, porque si la idea fuera mantener la biodiversidad intacta, los humanos no deberían existir, pero ya es demasiado tarde.
     
    ALEJANDRO RAMÍREZ PEÑA
     
    REDACCIÓN ECONOMÍA Y NEGOCIOS
     
  • El fracking es la alternativa para mejorar reservas de hidrocarburos

    Según la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol), las alternativas del recobro mejorado y el aprovechamiento de los yacimientos de roca generadora, son las únicas opciones para incorporar recursos en el corto y mediano plazo. 
     
    “Colombia está ante una paradoja porque necesitamos petróleo para alejar la importación, pero nos negamos la posibilidad de realizar proyectos petroleros", Campetrol.“Colombia está ante una paradoja porque necesitamos petróleo para alejar la importación, pero nos negamos la posibilidad de realizar proyectos petroleros", Campetrol.Esto con el fin de mejorar los niveles de reservas y mantener la producción de hidrocarburos, que durante los últimos meses ha experimentado una desaceleración. 
     
    De acuerdo con el gremio, luego de analizar el sector, se evidencia que el aprovechamiento de los yacimientos de roca generadora (extraídos mediante la técnica conocida como fracking), ampliaría la autosuficiencia de Colombia.
     
    Según explica Campetrol la aplicación de esta tecnología adicionaría cinco o 10 años de autosuficiencia, aun con escenarios conservadores. 
     
    Esto dado bajo tres escenarios esperados una vez se aplique esta tecnología (1.000, 2.000 y 3.000 millones de barriles, respectivamente) que resultan moderados frente a otras estimaciones. 
     
    “La importación de petróleo tendría consecuencias nefastas para la economía del país pues golpearía variables determinantes como la tasa de cambio, la inflación, la Inversión Extranjera Directa, los ingresos fiscales y desde luego nuestro PIB potencial”, advirtió el presidente ejecutivo de Campetrol, Germán Espinosa. 
     
    A esto agregó que “Colombia está ante una paradoja porque necesitamos petróleo para alejar la importación, pero nos negamos la posibilidad de realizar proyectos petroleros y de probar nuevas tecnologías con resultados positivos en otros países”.
     
     
    PORTAFOIO.CO
  • El fracking ya flaquea en EEUU: las plataformas petroleras activas caen a niveles de 2010

    El número de plataformas petroleras activas en EEUU se ha reducido en 26 unidades, por lo que según los últimos datos semanales quedan 734 plataformas activas. Este dato supone el peor desde noviembre de 2010, según la empresa de perforación Baker Hughes.
     
    En términos globales (combinando las plataformas de gas y petróleo) la caída ha sido de 34 unidades hasta las 954 plataformas activas, el peor dato desde julio de 2009. Los bajos precios del petróleo y el gas están haciendo mella en la industria, que por ahora continúa cerrando las plataformas más antiguas y menos productivas.
     
    Con estos datos ya son alrededor de 3 meses consecutivos en los que las plataformas petroleras activas no paran de caer. Lejos de estar cerca del final del declive, Morgan Stanley mandó una nota informativa a sus clientes advirtiendo de que aún podrían quedar otros 3 meses más de cierres de plataformas.
    Sube el precio del crudo
     
    Con estos datos no es de extrañar que los futuros de petróleo se hayan revalorizado esta semana cerca de un 9%. Y es que parece que la industria petrolera de EEUU está reaccionando de una forma decepcionante ante la caída del petróleo. Muchos eran los expertos que habían asegurado que la producción de crudo no comenzaría a verse afectada hasta finales de este año en la mayor potencia del mundo.
     
    Sin embargo, los últimos datos de la US Energy Information Administration ya anunciaron que la producción de crudo había caído en 30.000 barriles diarios la semana pasada, desde los 9.420.000 barriles al día hasta los 9.420.000 contados la semana anterior, un dato que hizo rebotar con fuerza el precio del crudo, que acumula unas subidas mensuales cercanas al 20%.
     
    Eleconomista.es
  • El tesoro que EEUU esconde hasta que suba el precio del petróleo

    Las petroleras norteamericanas que utilizan el fracking para explotar sus reservas están desarrollando una nueva técnica para sortear el golpe de la caída del precio del crudo: en vez de sacar el petróleo y almacenarlo, lo están manteniendo bajo tierra a la espera de que suba la cotización. Estados Unidos guarda un tesoro en su subsuelo que no quiere tocar hasta que el mercado se recupere, pero que puede acabar por hundir aún más los precios.
     
    La caída de los precios del petróleo ha provocado la aparición de nuevas técnicas para optimizar la producción. Y es que los productores de crudo, y también de gas, que se estaban viendo afectados por el hundimiento de la cotización desde el pasado verano han encontrado la fórmula para contener los riesgos para su negocio a la espera de que los precios se recuperen.
     
    El boom petrolero que vive Estados Unidos, gracias a la explotación de hidrocarburos no convencionales (singularmente a través del polémico fracking), está siendo uno de los principales afectados por la baja cotización del crudo (al menos a corto plazo), al poner en peligro la parte de la producción que necesita altos precios para alcanzar la rentabilidad. Y es en Estados Unidos donde los productores están recurriendo a lo que los expertos llaman fracklog como novedosa medida para esperar tiempos mejores para el negocio.
     
    ¿Qué es el fracklog? Las petroleras estadounidenses que explotan los hidrocarburos no convencionales están optando por parar la producción de los pozos que ya tienen perforados y guardar el petróleo bajo tierra. De tal manera, el crudo no puede considerarse stock (lo que ayudaría a seguir tirando de los precios a la baja) y las reservas se quedan simplemente congeladas y esperando una evolución más favorable de los precios internacionales.
     
    La roca como almacén
     
    Las compañías norteamericanas están demostrando una flexibilidad inesperada ante los vaivenes del mercado. En la segunda mitad del año pasado el precio del crudo se hundió desde los máximos de 115 dólares de julio hasta el entorno de los 50 dólares. Las empresas energéticas empezaron a finales de 2014 y principios de 2015 a frenar la perforación de nuevos pozos de crudo no convencional (shale oil) por la baja rentabilidad. De hecho, han llegado a recortar un 58% el número de plataformas operativas, hasta las 680 desde el máximo de 1.609 del pasado octubre, según los datos de Baker Hughes.
     
    Las petroleras norteamericanas están recurriendo al 'fracklog' a la espera de que el crudo esté más caro
    Y ahora que la cotización se ha venido recuperando en los dos últimos meses (el West Texas está cerca de los 60 dólares y el Brent por encima de los 65), compañías como Occidental Petroleum o EOG se muestran dispuestas a volver a elevar el número de pozos operativos si las cotizaciones del crudo siguen recuperándose en las próximas semanas o incluso si se mantienen en los niveles actuales.
     
    En paralelo, esa flexibilidad de las petroleras se está ahora demostrando especialmente en su capacidad de innovar y crear nuevos escudos que les protejan del impacto de la caída de los precios. Las petroleras estadounidenses disponen de más de 3.000 pozos perforados pero no explotados, según datos de los fondos de inversión Wood Mackenzie y RBC Capital Markets, y la cifra podría superar los 4.700, según la Bloomberg Intelligence Unit. El número de pozos en los que ya se ha realizado la perforación pero en los que no se ha procedido a romper la roca inyectando agua y arena (fracking o fracturación hidráulica) se habrían así duplicado o incluso triplicado en sólo un año.
     
     
    Miles de pozos totalmente preparados pero en los que la extracción no ha comenzado a la espera de que el precio del crudo sea aún mayor y, mientras, las compañías utilizan como almacén la propia roca en que está atrapado el crudo. De hecho, según Continental Resources, cerca del 85% de los pozos de Estados Unidos no han sido completados y disponen de reservas sin explotar.
     
    El fracklog es pues una especie de versión renovada del contango. Un mercado está en contango cuando el precio del producto para su entrega inmediata es inferior al precio de los futuros, por la previsión de que la cotización seguirá creciendo. En el caso del sector petrolero, cuando se produce esta situación algunos proveedores, brokers u otros intermediarios almacenan el crudo (en depósitos o en buques petroleros) a la espera de poder venderlo a un precio superior. Con el fracklog se utilizala propia roca para almacenar el crudo bajo tierra.
     
    ¿Un nuevo desplome del crudo?
     
    Según Goldman Sachs, esos pozos latentes guardan unas reservas superiores a los 100 millones de barriles de petróleo. Y Bloomberg calcula que podrían aportar al mercado de manera inmediata una producción de más de 320.000 barriles de crudo cada día, o incluso la oferta adicional podría ser de 500.000 barriles diarios si el West Texas (el barril de referencia en el mercado americano) escala por encima de los 65 dólares de manera sostenida.
     
    Un volumen que, aunque está a la espera de que suba el crudo para empezar a explotarse, puede, sin embargo, representar una bomba de relojería que amenaza con hundir de nuevo el precio del petróleo. De hecho, según un informe reciente de Goldman Sachs la actual sobreoferta y la capacidad adicional que ofrece el fracklog podría volver a hundir los precios del petróleo hasta los 45 dólares, echando por tierra la recuperación de las últimas semanas.
     
    Las compañías están dejando sin explotar pozos ya perforados y almacenan el petróleo en la roca en que está atrapado
    El petróleo se había instalado en los últimos años cómodamente por encima de los 100 dólares. En la segunda mitad del año pasado, y hasta ahora, los precios se han desplomado. La combinación de una caída prevista de la demanda mundial de crudo, la sobreoferta evidente causa especialmente por el aumento de producción de petróleo no convencional en EEUU y la constatación de que la inestabilidad en Oriente Medio y el Norte de África no estaba teniendo efectos sobre la producción global.
     
    La decisión de una dividida OPEP, el pasado noviembre, de no recortar su producción para sostener el precio provocó un hundimiento histórico de los precios. Un movimiento con el que Arabia Saudí, el mayor productor del cártel, buscaba mantener el escenario de petróleo barato para 'castigar' a sus rivales geopolíticos (golpeaba simultáneamente a sus rivales regionales Irán e Irak, y también a Rusia por su respaldo al régimen sirio y a Teherán) y económicos (buscaba poner en jaque la rentabilidad de algunos proyectos de fracking en EEUU y futuras inversiones en otros proyectos nuevos, al tiempo que mantiene su cuota en el mercado global del crudo aunque sacrifique ingresos).
     
    El punto crítico en que los proyectos que utilizan el fracking dejan de ser rentables es difícil de determinar. Según diferentes analistas, la inmensa mayoría de los campos de explotación de hidrocarburos no convencionales de EEUU es rentable con precios del barril de crudo que oscilan entre los 50 y los 80 dólares (aunque algunos proyectos necesitan que se sitúe incluso por encima de los 100 dólares para no entrar en pérdidas). En el actual contexto de precios, parte de los proyectos crudo no convencional están en riesgo y la posibilidad de captar inversiones para nuevos proyectos se reduce. Los productores de de crudo no convencional de Estados Unidos han sabido aguantar el tipo en los últimos meses y están consiguiendo contener el golpe. Pero la estrategia de ralentizar las perforaciones (primero) y recurrir al fracklog (después) puede estar escondiendo unos riesgos que siguen siendo evidentes.
     
     
    Por: David Page
     
    Fuente: Sabemosdigiltal.com
  • En dos años, el país tendría 20 pozos usando ‘fracking’

    El Gobierno dice que con las normas vigentes se puede aplicar esta tecnología. Ya hay seis contratos firmados.
     
    El auge de los yacimientos no convencionales (YNC), una de las grandes apuestas para incrementar las reservas petroleras del país, ya empezó en Colombia.
     
    Actualmente, la Agencia Nacional de Hidrocarburos cuenta con 22 bloques asignados para este tipo de áreas y seis contratos firmados para iniciar en forma la exploración de estos yacimientos en el Valle del Magdalena Medio y el Catatumbo.
     
    “Yo pensaría que para los próximos dos años podríamos tener unos 20 pozos exploratorios. No en todos los bloques asignados tendremos actividad en ese periodo, hay que hacer sísmica inicialmente, pero ya en la perforación, que es donde se hace la estimulación hidráulica (‘fracking’), estimamos 20 pozos”, precisó el viceministro de Energía, Orlando Cabrales Segovia.
     
    La técnica del fracturamiento o estimulación hidráulica es necesaria para explorar y explotar en estos yacimientos no convencionales, en los que se estima que, en Colombia, hay reservas de 31,7 terapies cúbicos de gas.
     
    Para desarrollar los YNC se requiere perforar horizontalmente el pozo e inyectar un fluido con agua y químicos a alta presión para crear microfracturas en la roca generadora donde está atrapado el hidrocarburo.
     
    “Los recursos no convencionales están atrapados en lutitas, que tienen una textura esquista, dura, no permeable y por eso se deben estimular de esta forma”, explica el ingeniero Óscar Vanegas, docente de la Escuela de Ingeniería de Petróleos de la Universidad Industrial de Santander.
     
    EL DEBATE AMBIENTAL
     
    Pese a la eficiencia de la técnica, las dudas en torno a sus impactos ambientales han generado una ola de movimientos ‘anti-fracking’, al punto de que en países como Francia, Holanda, Luxemburgo y la República Checa han declarado moratoria y hasta prohibición explícita del fracturamiento hidráulico.
     
    La preocupación más común tiene que ver con posibles filtraciones en los pozos que puedan contaminar los acuíferos cuando el líquido utilizado para la estimulación es devuelto a la superficie. También hay dudas con respecto a los efectos que pueda tener la perforación horizontal en la actividad sísmica.
     
    Un estudio de la Liga de Mujeres Votantes de Pensilvania, uno de los estados norteamericanos más beneficiados por el auge de los no convencionales, indica que la aplicación de esta técnica está asociada con el deterioro en la calidad de aire y agua, y afectaciones a la salud de los vecinos de los campos.
     
    En Colombia, en el 2012, la Contraloría General de la República emitió un control de advertencia en el que previno a las autoridades de los impactos que podría generar el ‘fracking’ al ambiente y a la salud pública.
     
    De acuerdo con el ingeniero Vanegas, es posible hacer bien la explotación, siempre y cuando se haga un control estricto y un estudio muy detallado de cada uno de los proyectos.
     
    “Depende, por ejemplo, de cada cuenca y de la profundidad a la que se perfore. En la cuenca de los Llanos Orientales, por ejemplo, hacer ‘fracking’ a menos de 5.000 pies de profundidad sería riesgoso; el cóctel de químicos que se utiliza también debe regularse y debe garantizarse que el fluido que retorna no se reinyecte en pozos menos profundos”, explicó el experto.
     
    REGLAS LISTAS
     
    En el país, el reglamento técnico para explotación de YNC del Ministerio de Minas y Energía fue emitido en marzo de este año y los términos de referencia del Ministerio de Ambiente, en julio.
     
    Con esas dos resoluciones, ya las empresas que tienen contratos para exploración de no convencionales pueden empezar a solicitar licencias.
     
    “Yo sé que Exxon, Shell y Conoco están casi listos para iniciar el trámite ambiental”, reveló el viceministro de Energía.
     
    Si normalmente una licencia para no convencionales se tarda entre 8 y 14 meses para ser tramitada, entonces a mediados del próximo año podría estar la primera actividad de estimulación hidráulica en el país.
     
    “La tranquilidad que tenemos como Gobierno es que hemos hecho un ejercicio muy serio, en los últimos dos años, de reglamentación. Cada uno de los riesgos asociados a la actividad están debidamente atendidos con medidas claras de prevención y mitigación. A quienes se oponen, les pedimos que miren las resoluciones que sacamos y si ven que hace falta algo lo miramos, pero no podemos atacar por atacar”, dijo el Viceministro.
     
    Sin embargo, ya en redes sociales se pueden ver movimientos sociales ‘anti-fracking’ que prometen atizar otro gran debate en torno a la industria petrolera.
     
     
    Fuente: portafolio.co / Nohora Celedón
     
     
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  • Finalizó en la Universidad de los Andes el Foro “Preguntas y Respuestas del Fracking”

    Finalizó con éxito el Foro “Preguntas y respuestas del Fracking”, en el que más de 10 expertos nacionales e internacionales se dieron cita en la Universidad de los Andes para discutir sobre los beneficios y riesgos del desarrollo de Yacimientos No Convencionales en Colombia. En el grupo de los panelistas estuvieron académicos, representantes de ONG’s medioambientales y líderes de opinión, quienes sostuvieron una discusión científica, académica y multidisciplinaria sobre los principales cuestionamientos y realidades asociadas a la técnica de la estimulación hidráulica. Asimismo, este espacio de discusión sirvió como plataforma ideal para profundizar y reflexionar sobre la reglamentación ambiental y técnica colombiana que regula las actividades hidrocarburíferas de Yacimientos No Convencionales.
     
    Algunos de los reconocidos panelistas que participaron en el evento fueron: Mark D. Zoback, profesor de Geofísica de la Universidad de Stanford; David Yoxtheimer, profesor asociado del Marcellus Center for Outreach and Research de la Universidad de Penn State; David Neslin, exdirector de la Comisión de conservación de Petróleo y Gas del Estado de Colorado, Carlos Vargas, presidente de la Sociedad Colombiana de Geología, Diana Rodríguez, investigadora principal del Centro de Estudios de Derecho, Justicia y Sociedad - Dejusticia y Julio Fierro Morales, Profesor geólogo de la Universidad Nacional de Colombia.
     
    Una de las grandes conclusiones del Foro, es que si bien es prioritario el desarrollo de los Yacimientos No Convencionales en Colombia, éste no se puede hacer a cualquier precio. No en vano el Gobierno Nacional tardó más de dos años en la preparación de la normatividad para la fase exploratoria de los Yacimientos No Convencionales, la cual incluyó visitas a campos de explotación en el extranjero, talleres con expertos en esta materia, y reuniones con diferentes organismos reguladores de Estados Unidos y Canadá.
     
    Las experiencias de otros países en esta materia contribuyeron para conocer, prever y acotar los riesgos que existen en el desarrollo de la técnica de la estimulación hidráulica. Y fue gracias a esta importante información que la normatividad de Colombia tuvo en cuenta y responde a los riesgos reales asociados a esta técnica. En este importante trabajo se logró una perfecta coordinación y articulación entre las entidades gubernamentales competentes: el Ministerio de Minas y Energía, el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, la Agencia Nacional de Hidrocarburos y la Agencia Nacional de Licencias Ambientales.
     
    En el marco de este escenario, los expertos internacionales explicaron cómo los Yacimientos No Convencionales representan una de las opciones primordiales de Colombia para ampliar su frontera hidrocarburífera, y aumentar así la relación de reservas y producción (R/P), tan necesaria para asegurar la autosuficiencia energética y los recursos fiscales necesarios para el desarrollo del país. Y si bien la técnica para la exploración de estos recursos conlleva riesgos reales, los cuales fueron expuestos durante las ponencias y ampliamente discutidos de manera técnica y científica, el país cuenta con un marco normativo ambiental y técnico robusto que reúne las mejores prácticas a nivel global, siendo incluso más exigente que muchas de las normas internacionales en esta materia.
     
    ·         El primero de diciembre se dieron cita más de diez expertos nacionales e internacionales para discutir sobre las oportunidades y los retos para el desarrollo de los Yacimientos No Convencionales en Colombia.
    ·         Una de las conclusiones ­a las cuales llegaron los expertos es que el país cuenta con un marco normativo robusto, incluso más exigente y preciso que muchos a nivel internacional, el cual estará sujeto a ajustes conforme avance la implementación de los proyectos.
    ·         Otro de los puntos sobre los cuales los conferencistas fueron enfáticos, es que el desarrollo de los Yacimientos No Convencionales está revolucionando la geopolítica del petróleo en el mundo; razón por la cual Colombia no se puede quedar atrás, pero no a cualquier precio.
  • Fracking convirtió a EU en superpotencia de hidrocarburos

    El informe destaca que casi dos tercios de la producción de gas natural de Estados Unidos es por medio de este tipo de extracción
     
     
    DALLAS. La técnica de extracción de petróleo y gas mediante fracturación hidráulica, conocida como “fracking”, cumple 35 años, periodo en el cual ha venido a provocar una revolución energética que ha convertido a Estados Unidos en una superpotencia en la producción de hidrocarburos.
     
    Un reporte emitido esta semana por la Asociación del Norte de Texas por Gas Natural, detalla cómo la técnica del “fracking” en la cuenca Barnett Shale, una rica zona de yacimientos de gas en el norte de Texas, condujo a una revolución energética global.
     
    El informe: “Una revolución energética: 35 años de Fracking en el Barnett Shale”, vincula el trabajo del empresario George Mitchell a partir de 1981 en el pozo “C.W Slay #1” cerca de Newark, en el condado de Wise, a los beneficios económicos y de seguridad de energía que los residentes de Texas y de todo Estados Unidos gozan actualmente.
     
    La compañía de Mitchell, “Mitchell Energy”, fue la primera en descubrir el secreto para desbloquear formaciones de esquisto, tras lo cual se reveló la enorme cantidad de petróleo y los recursos de gas natural que existían en Estados Unidos.
     
    “Estados Unidos está en medio de una revolución energética”, sostiene el reporte.
     
    “Pocos expertos vieron la transformación que venía y que fue posible gracias a la utilización de la fractura hidráulica (fracking) y la perforación horizontal, lo que permitió el petróleo y el gas natural a ser desbloqueados de formaciones rocosas de esquisto”.
     
    El reporte destaca que hoy en día casi dos tercios de la producción de gas natural de Estados Unidos proviene de la extracción por “fracking”.
     
    Sostiene que si Texas fuera un país, sería el segundo mayor productor de gas natural del mundo y entre las naciones de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), sólo Arabia Saudita produce más petróleo que Texas.
     
    La cuenca de Barnett Shale ha proporcionado 11 mil 800 millones de dólares en el producto interno bruto por año y ha creado más de 107 mil puestos de trabajo permanentes en el norte de Texas.
     
    Gracias a la técnica del “fracking” en la extracción de petróleo y gas, las importaciones de petróleo de Estados Unidos están ahora en su nivel más bajo en 20 años, y las importaciones netas de gas natural se encuentran en su nivel más bajo desde 1986. | A.V.
     
    Notimex
  • Fracking en Colombia requiere más estudios: Contraloría

    Al hacer seguimiento a su Función de Advertencia de 2012 sobre el fracking, la Contraloría considera que subastar bloques para la explotación de hidrocarburos no convencionales, sin definiciones ambientales, como hizo la ANH, implica riesgos innecesarios.
     
    Tras analizar y evaluar las medidas que ha adoptado el Gobierno ante los potenciales riesgos que implica permitir en Colombia la explotación de hidrocarburos no convencionales, empleando el llamado fracturamiento hidráulico o “fracking”, la Contraloría General de la República consideró que no se ha atendido el Principio de Precaución y falta adoptar determinaciones que permitan prevenir o evitar efectos negativos sobre los recursos naturales, el recurso agua y la salud pública.
     
    En una Actuación Especial de Seguimiento de la Contraloría Delegada de Medio Ambiente a la Función de Advertencia que sobre el mismo tema emitió la CGR en septiembre de 2012, se establecieron tres hallazgos administrativos con posible incidencia disciplinaria relacionados con las decisiones que sobre el tema han tomado el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, el Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).
     
    La Contraloría recordó que el deterioro de la calidad de las aguas, fuente de vida para las siguientes generaciones, es un riesgo que ha llevado a la prohibición o restricción de las actividades de explotación de hidrocarburos no convencionales alrededor del mundo.
     
    En este nuevo pronunciamiento, el organismo de control es claro en señalar que “la apuesta en Colombia de esta actividad falta a principios constitucionales como los de Prevención y Precaución y a los desarrollos filosóficos y jurídicos que constituyen los llamados derechos de tercera y cuarta generación, en particular en referencia al ambiente sano, la calidad de vida y a evitar las deudas y pasivos intergeneracionales a costa de los recursos del Estado”.
     
    En la Función de Advertencia a la que se hizo seguimiento, la Contraloría había señalado los posibles riesgos que implica permitir en Colombia la explotación de hidrocarburos no convencionales mediante el llamado “fracturamiento hidráulico”, que ha sido prohibido, suspendido o restringido en países como Francia, Bulgaria, Rumania, República Checa y Australia, al comprobarse varios efectos negativos en materia ambiental.
     
    Igualmente, la Contraloría consideró en esa Función de Advertencia, que el fracturamiento hidráulico, como herramienta empleada para la explotación de los hidrocarburos no convencionales, conlleva un riesgo latente para el patrimonio ambiental, por los potenciales riesgos de contaminación de aguas superficiales y subterráneas y las posibles afectaciones por el desencadenamiento de sismos.
     
    La Función de Advertencia emitida en 2012 solicitó a las entidades correspondientes (Ministerios de Ambiente y de Minas, la ANH y la ANLA) adoptar las medidas necesarias y suficientes para asegurar la preservación del patrimonio natural de los colombianos.
     
    Al evaluar ahora las medidas adoptadas desde entonces, la Contraloría señaló que el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible no ha emitido oportunamente los términos de referencia ambientales para la fase de explotación de hidrocarburos no convencionales dentro del principio de precaución enunciado en la Ley 99 de 1993 (artículo 1, numeral 6).
     
    Además, que el Principio de Precaución tampoco fue tenido en cuenta por el Ministerio de Minas y Energía al expedir la norma técnica para la explotación de Yacimientos de Hidrocarburos no Convencionales, Resolución No. 90341 del 27 de marzo de 2014, que según la Contraloría presenta deficiencias dado que aborda la generación de la línea base técnica y toca tangencialmente aspectos como hidrogeología y sismotectónica de forma muy general y a escalas que no son las adecuadas si se requiere realizar un control riguroso (técnico y ambiental) a los efectos potenciales generados o asociados a la actividad de exploración y explotación de yacimientos de hidrocarburos no convencionales.
     
    En cuanto a la ANH, la CGR consideró que la subasta de 19 bloques para la exploración de hidrocarburos convencionales que realizó esta entidad el 23 de julio de 2014 (Ronda Colombia 2014) se hizo sin que existiesen previamente los términos de referencia ambiental específicos para la fase de explotación, dejando de lado o desconociendo así los riesgos que implica la carencia de esta normativa sobre el proceso extractivo y los recursos naturales.
     
    “Subastar bloques sin las definiciones ambientales del caso, implica entre otros, riesgos innecesarios de orden legal y ambiental, que no son aceptables dado que el escenario de efectos negativos potenciales frente al tema es conocido en el mundo del petróleo”, advirtió la CGR al respecto.
     
    La CGR considera que hubo falta de coordinación entre la ANH y la autoridad ambiental ANLA en el proceso de la adjudicación o de subastas de bloques en la ronda 2014, en el cual se recibió solicitud para apenas 1 bloque.
     
    A la fecha no se tiene un estudio especializado en manos del Gobierno, Ecopetrol o el Instituto Colombiano del Petróleo ICP y la Agencia Nacional de Hidrocarburos, que establezca un panorama de riesgos de esta metodología de producción. Y si existe, no fue remitido a la CGR, para su respectivo análisis y conocimiento. 
     
    Según la Contraloría se requiere estudios adicionales, ya que “no están desarrollados de forma previa, en escala adecuada, con el cubrimiento requerido y debidamente actualizados los estudios base previos y requeridos para la explotación de los yacimientos de hidrocarburos no convencionales (YHNC)”, sostiene el informe del organismo. 
     
    A criterio de la Contraloría, el programa de gestión representa un avance en el tema del fracking, sin embargo, presenta deficiencias dado que se soporta más en los desarrollos de Estados Unidos y Canadá y no se ajusta a las condiciones geológicas propias del país.
     
    La situación anterior ha implicado que se requiera de estudios adicionales por parte del Servicio Geológico Colombiano y Colciencias, que no aseguran estén concluidos o con resultados finales antes del inicio de la fase de explotación con la utilización de la técnica del fracking.
     
    Aunque la Contraloría reconoce la labor que el Gobierno ha desarrollado para contar con marcos normativos de orden técnico y ambiental en el tema de la explotación de los yacimientos de hidrocarburos no convencionales y los adelantos en materia de ampliación de conocimientos de orden técnico sobre el proceso de explotación de hidrocarburos no convencionales mediante fracking, considera que se requieren mayores adelantos en materia de generación y aplicación de conocimiento técnico y ambiental local para evitar efectos negativos sobre los recursos naturales, el recurso agua y la salud pública.
     
     
    Fuente: Dinero.com
     
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  • Fracking: ¿sí o no?: el tema entra al debate en Latinoamérica y Europa

    La polémica por el gas de esquisto mediante fracking está en el aire. Las palabras claves son emisiones, agua, cambio climático, independencia energética. Comisión Europea y Eurolat se pronuncian pronto al respecto.
     
    Esta controvertida técnica fue el tema de 16 recomendaciones (no vinculantes) a los países de la Unión Europea en enero de 2014.Esta controvertida técnica fue el tema de 16 recomendaciones (no vinculantes) a los países de la Unión Europea en enero de 2014.En el panorama de la extracción de gas de los yacimientos de esquisto, el intenso uso del agua y su repercusión en el entorno natural y las poblaciones son el ángulo del análisis de dos informes y un documental presentados esta semana en una conferencia en el Parlamento Europeo. Ante la perspectiva de que más países europeos y latinoamericanos opten por el fracking, el tema está en el aire.
     
    Esta controvertida técnica –que fractura la roca con alto uso de químicos y agua y con emisiones de gas metano- fue el tema de 16 recomendaciones (no vinculantes) a los países de la Unión Europea en enero de 2014. Dieciocho meses tienen los Estados miembros de la UE para implementarlas.
     
    Especial atención merece la que prevé la realización previa de estudios de referencia sobre el impacto en el flujo de las aguas superficiales y subterráneas.
     
    Hasta ahora, según informa a DW Antoine Simon, de Friends of the Earth Europe, los países europeos han hecho de ellas una lectura muy individual.
     
    “Polonia ha decidido que sólo para las perforaciones a más de 5.000 metros de profundidad debe hacer un estudio de impacto preliminar”, dice Antoine. Según informa la plataforma europea Ecologistas en Acción esto se debió a que empresas extractivas presionan por una relajación legislativa.
     
    Oportunidades y desafíos. Cabe resaltar que, reconociendo el derecho a los Estados a determinar las condiciones de explotación de sus recursos energéticos, la primera de las recomendaciones europeas condiciona la explotación a “preservar, proteger y mejorar la calidad del medio ambiente”.
     
    La extracción de las reservas de este recurso abre perspectivas económicas y energéticas codiciadas. Para muchos países europeos donde se han detectado yacimientos representaría una holgura energética considerable.
     
    Pero los datos hablan en contra de su bondad ambiental: por cada fracturación se usan 23 millones de litros de agua mensualmente. Entre un 90 y un 95% de esta agua no puede ser reutilizada. Dado que los yacimientos se encuentran en zonas donde el recurso agua no abunda, “el estrés hídrico va de la mano con la extracción de este hidrocarburo no convencional”, explicaTianyi Luo, especialista del World Resources Institute (WRI).
     
    Argentina, un ejemplo. El informe de WRI pinta entre amarillo pálido y rojo intenso el estrés hídrico.En América Latina amarillo tiene Colombia, naranja muy intenso Paraguay, rojo intenso México, naranja Argentina.
     
    “Hay que tener en cuenta los verdaderos costos del fracking”, explica a DW Juliette Renaud, productora del documental Fracking Patagonia, basado en la extracción del gran yacimiento de Vaca Muerta.
     
    “Las comunidades no son consultadas, su territorio es destruido; la contaminación del agua y del suelo impacta su salud y sus actividades productivas tradicionales. Europa debe aprender del caso de Argentina y no dejar que las empresas capturen el poder político para hacer las leyes a su favor y no a favor del interés público”.
     
    Algunas opiniones. “Pertenece al pasado y deberíamos prohibirla”, opina Ignazio Corrao, europarlamentario italiano del Movimiento Cinco Estrellas. “En las energías renovables deberíamos concentrar nuestros esfuerzos”, recalca Molly Scott Catto, europarlamentaria inglesa de la bancada ecologista.
     
    “La extracción masiva de este gas y petróleo de esquisto alejaría definitivamente a Europa de su objetivo de haber logrado reemplazar hasta 2050 entre un 80% y 90% de energías fósiles”, recuerda Jude Kirton-Darling, europarlamentaria inglesa de la bancada socialista y también miembro de la Asamblea Eurolat.
     
    En su opinión, tanto Europa como los países América Latina y el Caribe deberían optar por una moratoria general hasta que no haya un marco legal vinculante que regule oportunidades y desafíos del gas de esquisto.
     
     
    Por: Deutsche Welle
     
     
  • Freno al fracking

    El bajo precio del petróleo está logrando lo que no habían podido los ambientalistas: demorar su implementación en Colombia.
     
    Los vientos para la industria petrolera nacional están soplando en contra. La caída en los precios internacionales del crudo pintó un nuevo panorama en Colombia. A enero de 2015 se desplomó cerca de 58 por ciento desde su valor más alto en junio de 2014, cuando marcó USD 115,4 por barril.
     
    Aunque el país no es petrolero, el sector genera 110.000 puestos de trabajo y con el escenario de contracción, según cálculos del gobierno, 25.000 trabajadores quedarán desempleados.
     
    A lo anterior se suma el impacto negativo en las rentas petroleras del país, pues cerca de 20 por ciento de los ingresos totales del gobierno provienen de la actividad petrolera y son la principal fuente de ingreso por regalías de las regiones.
     
    El año pasado, el gobierno había hecho cuentas con un precio del barril de petróleo de USD 98, para el presupuesto general de la nación. Hoy día, este está por debajo de los USD 50.
     
    Mientras que la tormenta cae sobre el sector petrolero, al mismo tiempo se abre un rayo de luz para los ambientalistas, quienes han visto que los menores precios del petróleo tienen en veremos los proyectos de extracción de hidrocarburos no convencionales (aquellos que están atrapados entre las rocas conocidas como lutitas).
     
    “El descenso en los precios del crudo puede significar una especie de moratoria al fracking que podría ser positiva para realizar los estudios que faltan. Nosotros hemos pedido esta prórroga por considerar que no existen los estudios ni el conocimiento suficiente que permita minimizar los riesgos de la fracturación hidráulica”, explica.
     
    Advierte, sin embargo, que esta coyuntura actual de precios también puede retrasar la transición a energías más limpias, las cuales requieren de inversiones importantes.
     
    Frente al tema, Marcela Bayona, consultora y socia de M&M Estudio Jurídico, señala que “el no convencional es un hidrocarburo más difícil de buscar, de encontrar, y de producir, es 10 veces más costoso. Hasta ahora se estaban entregando los bloques y lo que está pasando a nivel mundial afecta muchísimo la exploración, infortunadamente”.
     
    Como dice Bayona, la explotación de hidrocarburos no convencionales es mucho más costosa, y en la actual coyuntura de precios, las empresas no están dispuestas a invertir más en este tipo de producción porque no es rentable.
     
    La controversia
     
    La producción de este combustible fósil se realiza a través de la tecnología fracking (fracturación hidráulica), que consiste en inyectar grandes cantidades de agua y sustancias químicas a presión para romper las rocas y liberar el petróleo o el gas.
     
    Aunque esta técnica se ha usado desde hace seis décadas en más de 1 millón de pozos en el mundo, ha generado controversia, debido a que, si no se hace bajo prácticas sociales y ambientalmente responsables, tiene serias consecuencias.
     
    Entre los daños que puede ocasionar está la contaminación de los acuíferos y del aire por la emisión de gases de efecto invernadero; en las áreas pobladas puede generar aumento de movimientos telúricos y para los ecosistemas, deforestación y degradación del hábitat. Todo esto, en últimas, puede llegar a afectar a las comunidades de las zonas de influencia de los proyectos.
     
    Los impactos asociados a esta práctica han hecho que países como Francia prohibieran su uso. Otros como Australia, Bulgaria, Irlanda, República Checa, Rumania y Sudáfrica han impuesto moratorias u otras prohibiciones temporales, por mencionar algunos ejemplos.
     
    En el caso colombiano, aunque ya hay unos bloques asignados por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) para yacimientos no convencionales, el fracking está en una fase incipiente, de análisis y estudios.
     
    Al respecto, la Contraloría General de la República –que ha hecho una Función de Advertencia desde 2012 al fracking– manifestó a comienzos de este año que “subastar bloques para la explotación de hidrocarburos no convencionales sin definiciones ambientales, como hizo la ANH, implica riesgos innecesarios”.
     
    Igualmente, señaló el organismo que hacen falta más estudios y que no hay garantías para prevenir los efectos negativos sobre los recursos naturales, el agua y la salud pública.
     
    La experta en el sector petrolero afirma que cuando se realiza un análisis ambiental a un proyecto de cualquier industria, y especialmente de la extractiva, se tiene que dar un debate serio con el rigor técnico que corresponde; este no se ha dado en Colombia porque, actualmente, las empresas no han terminado de hacer sus estudios. “Toca ver qué dicen y que permitan demostrar cuáles son los impactos y las medidas para compensarlos”, asegura.
     
    Ecopetrol, por ejemplo, ha adelantado estudios de geología, geofísica e ingeniería con información del subsuelo. También ha perforado pozos verticales en el Valle Medio del Magdalena, con el propósito de obtener información de los yacimientos, las rocas y los hidrocarburos.
     
    Sin embargo, aún sigue en fase de evaluación y no cuenta con información definitiva que permita establecer con certeza si dichos yacimientos deben ser intervenidos con tecnología convencional o no convencional.
     
    Ante el escenario actual de precios, la empresa señala que los proyectos que involucran tecnologías no convencionales están siendo revisados para determinar el ritmo en el que se van a desarrollar, tal y como sucede en los demás proyectos exploratorios.
     
    Según un estudio de la Agencia Internacional de Energía, EIA, el potencial en Colombia asociado a yacimientos no convencionales es del orden de 8 a 10 billones de barriles de petróleo equivalente.
     
    Con una balanza energética que está pasando por un momento difícil, sin grandes hallazgos y con hidrocarburos que se están agotando, el país vio en el fracking una oportunidad de oro. De implementarse, sus reservas petroleras tendrían un aumento de hasta seis veces, lo que significaría mayores recursos sociales y empleo para el país.
     
    Sin embargo, la presión de los ambientalistas, la Contraloría con los ojos bien abiertos y el desplome de los precios del petróleo, hacen que el futuro de esta práctica sea aún más incierto.
     
    La pregunta obligada que se tienen que hacer las autoridades, las empresas, los ambientalistas y las comunidades es qué es lo que más necesita Colombia. Necesita petróleo, pero también recursos naturales. ¿Valdrá la pena arriesgar lo más valioso que tiene?
     
    Fuente: Semana.com
     
  • Opinión - ¿Fracturar o no fracturar?

    Para algunos, se trata de cruzar una frontera que le permitirá a Colombia alejar el fantasma de la pérdida de la autosuficiencia en materia de hidrocarburos. Para otros, es una opción que hay que evitar a toda costa, pues los riesgos superan con creces a los posibles beneficios. Así se podría resumir el debate que tiene lugar en el país sobre la posibilidad de explotar gas o petróleo mediante técnicas no convencionales.
     
    La polémica se nutre con las experiencias de otras naciones. Los promotores del nuevo camino señalan que Estados Unidos cambió de manera radical su realidad energética, gracias al desarrollo de métodos que le han permitido aumentar su producción de combustibles. De seguir las cosas como van, los norteamericanos serían exportadores netos antes de que termine la década. Desde ya, muchas actividades en ese lado del mundo se han beneficiado de la caída en los precios de la electricidad, pues ahora cuesta mucho menos generarla.
     
    En cambio, un grupo creciente dice que en parte de Europa esta puerta se encuentra cerrada. Peligros como la contaminación de las fuentes de agua o la aparición de movimientos telúricos en zonas consideradas geológicamente estables, son citados para insistir en que lo mejor que se puede hacer en este caso, es no hacer nada.
     
    ¿Cuál es el meollo del asunto? En los yacimientos convencionales el hidrocarburo se encuentra atrapado entre diferentes clases de roca, de manera que cuando se produce un hallazgo la presión ayuda a que salga a la superficie. En los no convencionales, el petróleo y el gas se encuentran en condiciones geológicas que no permiten que este fluya.
     
    Debido a ello, hay maneras de estimular la permeabilidad y sacar el combustible.
     
    La forma usada es el fraccionamiento hidráulico (fracking, en inglés), que consiste en la inyección a alta presión de un compuesto que incluye agua y en menor proporción (8 por ciento) arena, además de aditivos químicos (1 por ciento). El empuje de esta mezcla rompe las formaciones de lutita que se encuentran a profundidades superiores a los mil metros, con lo cual se forman pequeñas grietas que se miden en milímetros de espesor, a través de las que sale el hidrocarburo.
     
    La técnica no es nueva, pues proviene de 1947. De hecho, en Colombia se ha usado en varias oportunidades con el fin de aumentar la vida útil de algunos yacimientos. Voceros de la industria sostienen que su utilización abarca unos 400 pozos de 16 campos y más de 800 fracturas en diversas zonas geológicas.
     
    Aun así, esas cifras son minúsculas. Además, cuando el auge estadounidense comenzó, las compañías del ramo empezaron a examinar las posibilidades en distintas latitudes y concluyeron que tenemos una formación que se ve muy promisoria.
     
    Por tal motivo, las autoridades colombianas empezaron a promover esta opción. En la ronda petrolera del 2012 se ofrecieron varios bloques de alta prospectividad y en la del 2014 también. De forma paralela, los ministerios de Minas y Ambiente comenzaron un trabajo conjunto que incluyó dos docenas de talleres con expertos locales y foráneos.
     
    El resultado de este esfuerzo fue un reglamento técnico, contenido en una resolución. La meta es contar con un marco regulatorio adecuado, en donde uno de los objetivos es evitar la contaminación de acuíferos y la protección de las aguas subterráneas, según la entidad.
     
    Ese esquema ha sido sujeto de alabanzas, pues, de hecho, es más estricto que el estadounidense. Sin embargo, la ofensiva en contra de los no convencionales comenzó, pasando por alto que apenas ha empezado una fase exploratoria, sin que existan solicitudes de explotación.
     
    Y si bien la petición de proscribir la actividad es lo que desearían los más extremos, lo que le conviene al país es que esta se desarrolle con reglas de juego duras para que se minimicen los riesgos y Colombia no tenga que importar otra vez hidrocarburos.
     
     
    Fuente: Portafolio.co / Ricardo Ávila Pinto
     
     
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  • Petróleo: el ‘fracking’ repunta en EEUU ¿tiembla la OPEP?

    La Agencia Internacional de Energía estimó que la producción de petróleo de esquisto se incrementará debido a la mejora de los precios del crudo. Con el barril a US$56-57, "tiene sentido" la vuelta de los pozos de 'fracking'.

    Foto de ExxonFoto de ExxonLos futuros de petróleo se tiñeron ayer de rojo en una jornada marcada por las expectativas de crecimiento de la producción en Estados Unidos, según deja entrever el último informe de la Agencia de la Energía de ese país, que muestra que habrá un incremento de la producción de crudo por parte de nuevos pozos durante febrero en las principales regiones productoras de shale oil. No obstante, la producción global de crudo en Estados Unidos sigue siendo inferior respecto al mismo mes de 2015.
     
    Así las cosas, los futuros de Brent y West Texas corregían más de un 2% en la sesión. El petróleo de referencia en Europa intenta apoyarse en los US$54 el barril mientras que el de referencia en Estados Unidos cae por debajo de los US$52 la unidad.
     
    Según el informe de actividad perforadora publicado por la Agencia de la Energía de Estados Unidos, las regiones clave en la producción de shale oil incrementarán la producción de crudo procedente de nuevos pozos en el mes de febrero respecto al mismo periodo del año anterior.
     
    Bob Yawger, analista de Mizuho Securities USA, dijo que el director de la Agencia Internacional de Energía estimó que la producción de petróleo de esquisto se incrementará debido a la mejora de los precios del crudo. Eso, añadió Yawger, ayudó a la baja de precios este miércoles.
     
    Con el barril de crudo a US$56 o US$57 "tiene sentido la producción en muchos yacimientos de Estados Unidos", dijo el analista Fatih Birol en Bloomberg Television.
     
     
  • Trump propone vender la mitad de las reservas de petróleo de EEUU

    El 'fracking' -es decir, la técnica consistente en extraer petróleo a base de bombear toneladas de arena y productos químicos en el subsuelo y acceder así a reservas cuya extracción no es rentable por métodos convencionales- ha entrado de lleno en la ecuación fiscal y geoestratégica de EEUU. 
     
    Donald Trump, Presidente de Estados UnidosDonald Trump, Presidente de Estados UnidosEl proyecto de Presupuestos presentado este martes por el Gobierno de Donald Trump propone la venta de la mitad de la Reserva Estratégica de Petróleo, creada en 1973 tras el primer 'shock' del petróleo, en los próximos 10 años, y la liquidación completa de otra reserva de gasolina en el Noreste del país creada en 2013, después de que el huracán 'Sandy' provocara situaciones de escasez de combustible en el área metropolitana de Nueva York. 
     
    La razón de esas propuestas es simple: la dependencia de EEUU de los hidrocarburos importados "ha caído dramáticamente cuando tenemos un aumento de la producción como el que tenemos hoy", explicó este martes Mick Mulvaney, el director de la Oficina Presupuestaria de la Casa Blanca al anunciar el proyecto. 
     
    Desde que hace una década el petrolero texano George Mitchell desarrolló de forma masiva el 'fracking' y la perforación horizontal -es decir, hacer que los tubos de prospección giren dentro de la tierra para buscar reservas de petróleo de apenas dos metros de ancho- la producción de petróleo en EEUU se ha duplicado. Hoy, es rentable extraer crudo con 'fracking' aunque el barril esté a menos de 50 dólares. 
     
    Sólo Dakota del Norte produce más de un millón de barriles diarios, es decir, casi tanto como Argelia y Qatar, y más que Omán, en su inmensa mayor parte con 'fracking'. 
     
    Eso ha pulverizado el poder de la OPEP y sus aliados - Rusia y Noruega - para fijar el precio de esa materia prima. Pero la idea de vender la mitad de la Reserva Estratégica del Petróleo para reducir 16.600 millones en 10 años la deuda del país es sólo una pequeña parte de un proyecto de presupuestos que continúa la línea del presentado hace dos meses para lo que quedaba del año fiscal, o sea, hasta el 30 de septiembre. 
     
    Entonces, la propuesta fue aniquilada por el Congreso de EEUU, donde los propios republicanos, correligionarios del presidente, aprobaron exactamente lo contrario de lo que éste les había pedido. Trump y su equipo, firmes creyentes del 'sostenella y no enmendalla', mantienen en estos nuevos presupuestos la misma línea, que se resume en dos conceptos: partir de unos principios que necesitarían un milagro para que se produjeran, y aniquilar económicamente a la clase media y media-baja a la que le debe la presidencia. 
     
    El Congreso tampoco ha cambiado su actitud. "Ya sabemos que el proyecto de Presupuestos del presidente Trump no va a ser aprobado", declaró ayer el senador republicano John Cornyn.

     elmundo.es

  • Una 'fractura' que le mueve el piso al Estado

    Esta polémica resurgió luego de dos años de que el Gobierno realizara los estudios que le permitieron expedir las reglas de juego para el uso del ‘fracking’. La Contraloría expidió una nueva alerta por permitir ofertar bloques para este sistema.
     
    El ‘fracking’ se abre paso en medio de controversiasEl ‘fracking’ se abre paso en medio de controversiasEl país está enfrascado en una discusión bizantina por un tema que a muchos se les antoja calificar como “una fractura entre la política y la ciencia”.
     
    Se trata de la estimulación hidráulica, conocida también como fracking, bautizada por algunos como la “pócima mágica”, que le permitirá al gobierno del presidente Juan Manuel Santos triplicar las reservas de petróleo, tal y como lo hizo Estados Unidos, y de paso mejorar las alicaídas finanzas del Estado.
     
    Pero qué es el tal fracking o estimulación hidráulica, como ahora el Gobierno le llama a este controvertido sistema de extracción, por el cual están enfrentados ambientalistas, industriales, académicos y simples mortales que desconocen qué es, cómo funciona y cuáles son sus consecuencias en el medio ambiente y las comunidades.
     
    Se trata de una técnica que utiliza agua a presión para provocar pequeñas fisuras en la roca, conocida también como fracturamiento hidráulico, lo que permite liberar el petróleo que se encuentra allí atrapado.
     
    Pero esta acción está acompañada de la inyección de algunos productos químicos que podrían provocar la contaminación de acuíferos; sin embargo, expertos contratados por el Gobierno durante dos años, para definir las reglas que regirán el uso de esta técnica, desmintieron que su práctica sea peligrosa si se hace bien.
     
    Desde hace 50 años se viene desarrollando este sistema en la exploración de yacimientos convencionales en Colombia. De acuerdo con Ecopetrol, los aditivos que son utilizados en el fluido que se inyecta para fracturar la roca son de uso doméstico.
     
    Asimismo, señala la estatal petrolera, que “de acuerdo con los estudios de los campos donde se ha practicado esta técnica, en los últimos 20 años no se ha evidenciado actividad sísmica asociada con estas operaciones”.
     
    Y si bien la preocupación es válida para las comunidades y para los ambientalistas, es necesario que un tercero sea el encargado de dar una solución a esta controversia que cada vez divide más a los colombianos y pone en riesgo la autosuficiencia petrolera de 6,6 años y reaparezca el fantasma de la importación de hidrocarburos en un país con un alto potencial petrolero.
     
    El presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), Francisco José Lloreda, señaló recientemente “que al defender la utilización del fracking, la industria no está pidiendo que las autoridades ambientales se relajen, sino que se hagan las cosas bien”.
     
    “El país ya se tomó dos años para establecer los términos de referencia para la exploración, que son de los más exigentes en el mundo, por lo que ya es hora de avanzar”, recalcó.
     
    Mientras que la posición de la ACP es avanzar de manera responsable, el exministro de Medio Ambiente Manuel Rodríguez Becerra considera que la decisión adoptada por el Gobierno es un riesgo muy alto.
     
    El exfuncionario sostiene que si no existiera incertidumbre por la aplicación de esta técnica, no hubiera sido prohibida en Francia, Alemania, y no estuviera cuestionada en Inglaterra y en más de 300 comunidades de Estados Unidos.
     
    Ya el viceministro de Energía había señalado que la normatividad expedida es clara y que las empresas exploradoras que usen el fracking están obligadas a revelar los productos químicos que mezclarán con el agua para fracturar las rocas, lo que permitirá hacer un estricto control y evitar daños ambientales. Además recalcó que se requerirá una licencia ambiental de la autoridad ambiental para dar vía libre a su aplicación.
     
    Y pese a que crecen las dudas sobre la conveniencia del fracking y se mantiene el afán del Gobierno por poner en práctica este mecanismo que les permita superar los 2.485 millones de barriles de reserva, Rodríguez considera que es necesario crear una unidad de fracking que designe una comisión independiente que le diga de una vez por todas al país, de manera transparente y responsable, cuáles son los riesgos reales de este procedimiento.
     
    Muchos dicen que provoca cáncer, que la fracturación de la roca y la reinyección de aguas residuales generan temblores y contamina el agua y el aire con productos radiactivos o tóxicos que alimenta el efecto invernadero, el cual se traduce en calentamiento global. Mitos o realidades, el país tiene derecho a saber la verdad, por cruda que sea, y tomar partido.
     
    Hace pocos días las autoridades de Nueva York prohibieron su utilización por considerarla inconveniente para la salud; sin embargo, en otros estados no sólo se está usando hace varios años, sino que se proyecta su ampliación. Así mismo en la Universidad de Ohio, demostró que el sismo que se registró en Poland (Estado de Ohio) fue como consecuencia de la utilización de fracking.
     
    Además de Estados Unidos y Canadá, países que hoy lideran la exploración y producción de no convencionales, 21 países más lo utilizan, entre los que se destacan México, Polonia, Suecia, China, Argentina, España, Lituania y Dinamarca.
     
    Pero en Colombia la controversia cada día se polariza más. Hace apenas unos días la Contraloría General de la República llamó la atención a los ministros de Minas y Energía y Medio Ambiente por haber permitido subastar bloques para la exploración de hidrocarburos no convencionales, sin definiciones ambientales, como lo hizo la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) durante la Ronda Colombia 2014, lo que representa riesgos innecesarios.
     
    El ente de control considera que los ministerios no atendieron el control de advertencia sobre los riesgos de la explotación de hidrocarburos no convencionales por medio del fracturamiento hidráulico, que ha sido prohibido, suspendido o restringido en países como Francia, Bulgaria y Australia, al comprobarse los efectos negativos en materia ambiental.
     
    De acuerdo con la Contraloría, el Ministerio de Ambiente no respetó el Principio de Precaución consagrado por la Constitución, que determina “que en caso de que no haya certeza sobre efectos nocivos, el Ministerio deberá propender por la prevención en pro de impedir la degradación del medio ambiente, y no lo hizo”. Por ahora seguirá el debate, pero lo importante es que se llegue a una conclusión transparente que beneficie a cada unos de los colombianos.
     
    Por Jairo Chacon
     
    Fuente: ElEspectador.com
     
     

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