Imitar a Eagle Ford para desarrollar Vaca Muerta

El Estado de Texas creó en 2011 una Comisión ad hoc para el desarrollo del yacimiento Eagle Ford de shale oil & gas. Esta comisión se encarga de promover la actividad económica en el área y definir las reglas del arte que deban aplicarse en la exploración y desarrollo de Eagle Ford.

El yacimiento de Eagle Ford está localizado en el sur de Texas y produce petróleo y gas a profundidades entre 1.500 y 5.000 metros. El Rig Count a febrero es de 252 Rigs operando lo que comparado con el Rig count de toda la Argentina de 69 a enero de 2013 da una idea de la magnitud de esa operación.

Me pregunto si con las limitaciones que tenemos hoy en la extracción de crudo y gas natural; con el potencial de reservas de crudo y gas natural de Vaca Muerta que requiere de grandes inversiones pero más importante aún de legislación estable y aplicada coherentemente por los Gobiernos Provinciales y el Nacional; con las organizaciones defensoras del medio ambiente con respecto a unas prácticas y una tecnología que aunque innovadoras han sido cuestionadas en cuanto a seguridad, contaminaciones de napas de agua fresca, etc.; con la necesidad imperativa de contar con recursos energéticos para el desarrollo de nuestra economía; con todo esto en cuenta ¿no podríamos animarnos a constituir una Comisión de este estilo y lograr el desarrollo esperado?

Los objetivos de esta Comisión serían:

1.       Abrir líneas de comunicación entre las partes intervinientes.
2.       Establecer conjuntamente lo que se consideran estándares de operación para la exploración y desarrollo de los pozos en Vaca Muerta.
3.       Promover beneficios económicos locales y provinciales para quienes estén involucrados en el proyecto.

¿Quienes debieran ser miembros de esta Comisión?

Los líderes vecinales, los diputados provinciales, los técnicos especialistas en agua, los grupos de protección al medio ambiente, las compañías petroleras, las de servicios anexos que incluye a las que hacen fractura hidráulica, los propietarios de las tierras donde se perforan los pozos.

Ricardo Falabella

 

Borrador de Regulación sobre Fractura Hidráulica en California

El Estado de California ha publicado un borrador de Reglamento sobre fractura hidráulica (HF). Esta narrativa intenta describir, en términos sencillos, la situación de la normativa vigente sobre la que las regulaciones de HF se basan y describir los efectos del proyecto como si hubiera sido adoptado.

 

Antecedentes

Todos los pozos de petróleo y gas en California están construidos para cumplir con un estándar alto. El Departamento de Petróleo, Gas y Recursos Geotérmicos revisa bien los diseños antes de comenzar para asegurar que los planes de perforación  cumplirán con las estrictas normas de perforación  de pozos. Algunos Estados tienen estándares más bajos para los pozos de petróleo y gas natural típicos y luego elevan sus estándares para pozos a través del cual una práctica de producción como la estimulación HF se va a producir. California mantiene un nivel elevado, o superior, como norma de perforación  para todos los pozos.

Las normas de perforación  de pozos tienen un propósito fundamental - garantizar "el aislamiento zonal". Aislamiento zonal significa que el petróleo y el gas que llega de un pozo de la zona geológica subterránea productiva no se escape del pozo y migre a otras zonas geológicas, incluyendo las zonas que puedan contener agua fresca[1]. El aislamiento zonal también significa que los fluidos que el  operador pone en un pozo por cualquier propósito, se quedarán en esa zona y no migrarán a otra. Para lograr el aislamiento zonal, las regulaciones actuales requieren de una barrera de cemento sea colocada entre el pozo y los estratos geológicos circundantes. La cementación del pozo a la roca circundante forma una barrera contra la migración de fluidos. La cementación debe cumplir con ciertas normas de solidez y ​​estabilidad. Si no cumplen con las normas, se deben reparar o cambiar. Cubiertas de metal - a veces varias capas de metal, dependiendo de la profundidad del pozo - también separan los líquidos de la geología de la zona. Si la estabilidad de un pozo se ve comprometida por temblores de tierra u otros mecanismos, los operadores deben reparar el pozo.

Una vez que los operadores perforan en formaciones geológicas de petróleo y gas, si hay petróleo o gas recuperable, comienzan la extracción del recurso. En algunos casos, el petróleo o el gas natural no fluyen libremente y el pozo debe ser estimulado. Hay una variedad de técnicas de estimulación, incluyendo HF, destinados a mejorar el flujo de petróleo o gas natural de los estratos geológicos al pozo para mejorar la producción.

 

La práctica de HF conlleva la aplicación temporal de alta presión a los estratos de petróleo y gas con el objetivo de crear nuevas fisuras a través de las cuales el petróleo o el gas puedan fluir hacia el pozo y producir. Sin estas fisuras, la zona geológica no liberaría tan fácilmente el petróleo o el gas. Las presiones aplicadas deben ser lo suficientemente altas para romper la formación geológica (es decir, una "presión de fractura" mayor que la de los estratos). En HF, el fluido con productos químicos y aditivos destinados a lograr ciertos fines se inyecta a presión en la formación. Un "agente sostén" (normalmente arena, resina de pequeños tamaños o bolitas de cerámica) se añade para que las fracturas creadas no colapsen sobre sí mismas por el peso de miles de metros de roca. Si las fracturas se cerrasen, ningún flujo adicional de petróleo o gas se produciría. Algunos productos químicos y aditivos en el fluido de fracturación ayudan a que el agente sostén permanezca como una solución similar a un gel (en lugar de depositarse en el fondo del fluido) para la circulación en las fisuras. Otros aditivos disuelven el gel después de las fracturas para permitir que el "fluido de fracturación" vuelva a la superficie y deje los agentes sostén en las fisuras. En otros casos se inyecta un fluido para asegurar que bacterias de la superficie no contaminen accidentalmente los estratos geológicos, donde pueden formar membranas o cultivos que podrían obstruir el flujo del pozo. Algunos de los productos químicos utilizados en los fluidos de fractura no son tóxicos pero otros, en ciertas concentraciones, tienen propiedades potencialmente peligrosas para la salud. La mayor parte de los fluidos que se inyectan se recuperan en la superficie del pozo.

 

El petróleo y gas natural de los yacimientos de California están casi siempre asociados con "agua producida" - es decir, el agua salobre existente en la formación. En general, hay mucha más agua que petróleo o gas natural en una formación; en California 80-90% de agua no es infrecuente. Esto significa que, el promedio de todos los pozos en el estado, por cada 100 barriles de fluido producido, más de 80 son agua salobre. Tres cosas pueden hacerse con esta agua: ser utilizada para la operación; ser inyectada en pozos de desecho de aguas residuales; o se puede tratar. Cuando HF se produce, la mayor parte del fluido de fracturación se bombea a la superficie junto con el agua de formación, haciendo imposible la separación de los fluidos de fractura del agua del pozo. El fluido de fracturación es entonces co-dispuesto con el agua del pozo. Las regulaciones actuales especifican los requisitos de eliminación de estos líquidos. Por ejemplo, las regulaciones existentes señalan cómo los fluidos deben ser inyectados en pozos de aguas de desecho; la forma en que se utilizan para aumentar la producción de petróleo de yacimientos existentes; o la forma en que deben ser tratados.

Procedimiento para la aprobación de perforación

Los operadores deben solicitar autorización al Departamento de Petróleo, Gas y Recursos Geotérmicos antes de perforar un pozo de petróleo y gas. Si su propuesta cumple con los estándares de perforación de pozos existentes se aprueba la propuesta. Una vez que el pozo está autorizado, el operador está autorizado debe perforar y cumplir con las normas existentes. Si el pozo pierde estabilidad - por ejemplo, daños al pozo resultan en la incapacidad para proporcionar aislamiento zonal - el operador tiene que solucionar esta situación. Además, si el operador requiere un cambio en la profundidad del pozo o cambiar de un "pozo de producción" a un "pozo de inyección" o un "pozo de eliminación", el Departamento / División debe examinar el cambio propuesto. Regulaciones existentes buscan proteger las aguas subterráneas, la salud pública y la seguridad, y el medio ambiente mediante la adhesión a las normas de perforación  y el mantenimiento de la estabilidad íntegra del pozo. Estas protecciones deben permanecer intactas, independientemente de las técnicas de producción y estimulación aplicadas a la formación geológica a través del pozo.

¿Qué requieren estas regulaciones?

 

1.         Prueba previa a la fractura. Antes del HF, los operadores tendrán que asegurarse que el pozo a través de la cual el HF va a ocurrir puede resistir las fuerzas utilizadas. El reglamento propuesto exige que el operador pruebe la estabilidad y fortaleza del pozo en varios puntos de la perforación para asegurarse que aguante las presiones y fuerzas de la HF. Si el pozo tuviera debilidades por lo que revelan las pruebas de presión, no podría ser utilizado para HF antes de que sea reparado o  reforzado. El operador también tendrá que probar el espesor y la fortaleza de los enlaces de cemento existentes para asegurar que el pozo no se romperá en o fuera de las zonas aisladas bajo presiones de HF. Los operadores también tendrá que probar la estabilidad de pozos cerca del HF para asegurarse que no se pueda, después del HF, crear un canal fuera de la zona prevista y en otros estratos geológicos. Operadores modelarán dónde y hasta qué punto las fracturas se producirán durante HF; el proyecto de reglamento del Departamento requeriría la evaluación de las características y las posibles fuentes de migración a otras zonas y a una distancia de dos veces la considerada en el modelo. Por ejemplo, si un operador modela una HF que produciría una fractura de 100 pies, la normativa propuesta exigiría una evaluación de la estabilidad y fortaleza de cualquier pozo dentro de 200 pies del lugar.

 

2.         Aviso previo. Los operadores estarán obligados a informar al Departamento en un formulario específico los resultados de estas pruebas por lo menos 10 días antes de la operación de HF. Los operadores también proporcionarán información específica sobre la ubicación del pozo, la profundidad, y otros detalles. La regulación propuesta exige que el Departamento / División tenga 24 horas de aviso previo antes de las operaciones reales de HF para permitir a los ingenieros / inspectores de la División presenciar la operación. Este plazo es coherente con otras pre-aviso de requisitos, tales como la notificación requerida para las pruebas a los sistemas de prevención de explosión. El Departamento publicará en su sitio web de acceso público las copias del formulario - "HF1" - dentro de los 7 días de la recepción de la HF1.

 

3.         Control durante las operaciones de fractura. Durante la operación de HF, los operadores estarán obligados a controlar permanentemente los pozos. Si notare cambios inesperados, se requiere detener las operaciones, investigar las razones y remediar el problema antes de reanudar la operación de HF. Por ejemplo, un pico de presión repentina en una parte del pozo a que se supone debe estar protegida podría indicar una posible falla de un componente del pozo. De manera similar, caídas repentinas de presión podrían indicar una falla en la contención de la presión del pozo. En cualquier caso, el operador estará obligado a detener las operaciones inmediatamente e investigar, reportar y reparar antes de reanudar las operaciones de fractura.

 

4.         Control posterior a la operación de HF. Para asegurarse de que las operaciones de fractura no dañaron el pozo, los operadores estarán obligados a controlar las presiones específicas, condiciones y tasas de producción diaria durante los primeros 30 días después de la fractura y en forma mensual durante los 5 años posteriores a la operación de fractura. Por la regulación propuesta, los operadores deberán conservar los datos de la operación de fractura - incluyendo los fluidos utilizados - que permitan el control a largo plazo, para el caso de preguntas futuras sobre el potencial daño de la práctica actual.

 

5.         Publicación. Después de la operación de fractura, los operadores estarán obligados a publicar la información sobre estas operaciones en un "registro de divulgación química." La regulación propuesta señala el sitio FracFocus.org, pero en caso que no se pudiera utilizar con este propósito, el Departamento especificará otro medio para publicar cierta información. Esto incluye cosas tales como el nombre del operador, el pozo y la ubicación, la profundidad, el nombre de la formación geológica fracturada, la lista de los productos químicos utilizados en el proceso de fractura, el volumen total de fluido utilizado y la colocación del fluido usado para fracturar .

 

6.         Secretos comerciales. Algunos operadores y contratistas de los operadores afirman que la composición química de los fluidos de fractura que usan están protegidos como secreto comercial. La protección de secretos comerciales está contemplada en el Código Civil de California. Para invocar esta protección, en el contexto del proyecto de regulación, el dueño del secreto comercial deberá demostrar que el secreto le confiere a su titular una ventaja económica significativa, que la divulgación del secreto pondría en peligro esa ventaja, que la información no ha sido revelada en otras partes, y que la sustancia o fluido no puede ser descubierta en su composición haciendo ingeniería inversa. La regulación propuesta requerirá que el titular de la información considerada como secreto comercial declare bajo pena de perjurio que la información retenida cumple con los requisitos del secreto comercial. También requiere que si el Departamento u otra agencia, como resultado del derrame o liberación accidental de fluido de fracturación, necesitase conocer la composición específica del fluido de fractura con fines de investigación o de respuesta de emergencia, la misma se pondrá a disposición del Departamento u otra agencia inmediatamente. La regulación propuesta requiere la divulgación al médico, enfermera u otro profesional médico que estuviera tratando un paciente con sospecha de exposición al líquido de fractura, de la composición química específica de ese fluido. La División apoyará la legislación, con las garantías adecuadas, que permitan al público a cuestionar directamente la afirmación del secreto comercial.

 

7.              Almacenamiento y Manipulación de Fluidos de fractura hidráulica. La ley actual y los reglamentos aplicados por el Departamento de Petróleo, Gas y Recursos Geotérmicos contiene disposiciones relativas a la notificación, la respuesta y la limpieza de derrames en un campo petrolero. La regulación propuesta aclarara que los fluidos de fractura están sujetos a los requerimientos de informes, de respuesta y de limpieza. Los fluidos de fractura concentrados almacenados en el lugar antes de mezclar, los fluidos de fractura ya mezclados y los fluidos producidos, incluyendo el reflujo de fractura, todos estarán sujetos a estos requisitos. Además, la regulación propuesta aclara que los fluidos de fractura hidráulica  nunca se pueden guardar en sumideros o pozos sin revestimiento. Además, en el caso de una fuga o derrame, los operadores estarán obligados a presentar un informe al Departamento detallando las actividades que condujeron al derrame, los tipos y volúmenes derramados, la causa del derrame, las acciones tomadas para detenerlo, controlarlo e informar del derrame y las medidas adoptadas para prevenir futuros derrames.

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[1] NT Si bien parece bonito que esto se haga con fines ambientales, la realidad es que si el pozo no se cementa la formación se derrumba con cañería, trépano y todo lo que tuviera adentro. Se hace así desde siempre.

California anuncia una Regulación preliminar para Fracking

La autoridad regulatoria de California publicó el primer proyecto de norma del Estado para pozos con uso de fractura hidráulica (fracking). La industria ve esta medida como un comienzo positivo para impulsar el desarrollo de petróleo y gas en California, que tiene también una de las más estrictas normas de seguridad. La regulación podría resultar en una intensa expansión de la perforación en la formación Monterey Shale que podría contribuir sustancialmente en la provisión de energía doméstica del Estado de California.

El 18 de diciembre de 2012, el Departamento de Conservación de California publicó el primer proyecto de regulación para la fractura hidráulica de pozos perforados en formaciones de esquisto, después de una serie de debates públicos para hacer frente a los problemas ambientales. El proyecto de reglamento, de aprobarse, obligaría a las empresas de perforación para probar la integridad  del pozo e informar los resultados de las pruebas a los reguladores antes de comenzar las operaciones de fracking. La propuesta también tiene por objeto exigir a las empresas a mantener una base de datos en línea con los lugares donde se hace fractura hidráulica y la composición química de los fluidos de fracking. Sin embargo, establecería una exención para los operadores que buscan la protección de información confidencial sobre la composición química. El proceso formal de reglamentación, que se espera comience a principios de 2013 con más audiencias públicas, podría finalizar en aproximadamente un año.

La fractura hidráulica en California se remonta a la década de 1960 y se centró principalmente en la producción de petróleo en el condado de Kern y zonas del sur. Monterey Shale  que es el recurso de esquisto más grande del estado, se estima que es cuatro veces más grande que el Bakken, donde la extracción de petróleo ha puesto a Dakota del Norte a la vanguardia de la industria.

Aunque los geólogos han conocido la formación de Monterey como una roca productiva para la extracción de petróleo, el interés en el aprovechamiento del recurso comenzó después de los avances en fractura hidráulica y perforación horizontal en otras formaciones de todo el país. La fractura hidráulica consiste en inyectar grandes volúmenes de agua y químicos cargados de arena en el suelo a alta presión. La técnica impulsó el auge en EE.UU. del gas de esquisto y potenció las economías ricas en esquisto en estados como Pennsylvania, Texas y Dakota del Norte. Esto ha permitido el acceso económico de grandes cantidades de gas, lo que redujo los precios del gas natural de manera significativa.

La práctica también ha sido ponderada por su beneficio ambiental al permitir el acceso a gas natural más barato y ha llevado a las compañías eléctricas a consumir menos carbón, un recurso con mayores emisiones de carbono. Actualmente, los ojos de la industria están puestos en la expansión de Monterey Shale, que se extiende a través de los condados de Central Valley, San Benito y Monterey. El EIA estima los recursos en tierra de petróleo de esquisto en los 48 estados en 23,9 mil millones de barriles (BBL). Monterey Shale contiene 15,42 BBL, aproximadamente 64% del total. En comparación con el Bakken (estimado en 3,59 BBL) y Eagle Ford (estimado en 3,35 BBL), la capacidad de Monterey es significativamente mayor. Las estimaciones muestran la formación de Monterey como más grande que todas las demás formaciones combinadas. Las formaciones Monterey / Santos de esquisto abarcan una superficie de unos 1.750 millas cuadradas y depósitos de esquisto por un total de 1.000 - 3.000 pies de espesor, ubicadas entre 8.000 y 14.000 pies de profundidad.

California ya es un importante productor de petróleo. A pesar de que se basa en varias fuentes de energía, como la geotérmica, eólica y la energía solar para la generación de electricidad, el desarrollo de gas no convencional contribuirá sustancialmente a la economía local. Las estadísticas muestran que California produce alrededor de 60-65% de su energía con gas natural, un 15% con fuentes hidroeléctricas, el 10% con energías renovables, y el resto de la energía es nuclear. La formación de Monterey contiene aproximadamente un 60% más de petróleo que otras formaciones de esquisto en todo el país, incluyendo Bakken y Ford Eagle. Por lo tanto, es probable que se convierta en el próximo polo importante de exploración petróleo no convencional. El 12 de diciembre de 2012, el Bureau of Land Management (BLM) arrendó 18.000 acres de tierra para la exploración de petróleo y gas en el Condado de Monterey. California reconoce el papel crucial que la fractura hidráulica puede desempeñar en el fomento de la economía y el suministro de energía del Estado.

Angelique Mercurio, autora de este artículo es una analista de la política energética y socia fundadora de Energy Solutions Forum Inc.

Mi contribución has sido simplemente es revisar que la traducción al castellano refleje fielmente lo expresado en su idioma nativo.

Sin embargo, los procesos de fractura hidráulica si bien tienen un muy alto porcentaje de agua incluyen químicos que podrían ser perniciosos. Por tanto, regulaciones como las de California

podrían servir como modelo para nuestra Vaca Muerta.

Ricardo Falabella

Perspectivas energéticas a corto plazo del Energy Information Administration

·                     El EIA espera que el precio spot del crudo Brent de petróleo alcance un promedio de 110 dólares por barril en el cuarto trimestre de 2012, mientras que el precio spot del West Texas Intermediate (WTI) tendrá un promedio de $ 89 por barril. Estos mismos productos tendrían un precio spot en promedio de $ 104 por barril y US $ 88 por barril, respectivamente, en 2013. La diferencia de precios entre ambos fue  de un promedio de 23 dólares por barril en noviembre de 2012 y se prevé una caída de esta diferencia hasta $ 11 por barril en el cuarto trimestre de 2013. Esta previsión se basa en la suposición de que el GDP de EE.UU. crece un 2,1 por ciento en 2012 y 1,8 por ciento en 2013, mientras que el consumo mundial de petróleo ponderado con el GDP crece un 2,7 por ciento y 2,4 por ciento en 2012 y 2013, respectivamente. Como comentario, el EIA pronostica una caída en la tasa de crecimiento del GDP (PIB) de los EE.UU. y siguen siendo el motor del mundo.
 

·                     En los Estados Unidos los precios en promedio de nafta al por menor se redujo de $ 3.85 por galón en septiembre de hasta $ 3.45 por galón en noviembre, cuando los precios del crudo cayeron y el mercado de la nafta pasó de “calidad de verano” a las especificaciones de nafta de menor costo para invierno. Las estimaciones de precios promedio de nafta al por menor son de $ 3.63 por galón para el 2012 y 3,43 dólares por galón en el 2013, comparado con $ 3,53 por galón en el 2011. El Pronóstico de precios del combustible diesel al por menor en promedio de $ 4,02 por galón durante el cuarto trimestre de 2012, antes de caer a un promedio de $ 3,84 por galón en el 2013.  Comentario, el galón americano tiene 3,7854 litros. El precio por litro de la nafta en noviembre es de 91,13 centavos que al tipo de cambio oficial es de pesos 4,4367. En el ACA el precio de la súper es de pesos 5,879 o un 32,5% más cara.

·                     EIA estima la producción total de EE.UU. del petróleo crudo en un promedio de 6,4 millones de barriles por día (bbl / d) en 2012, lo que representa un aumento de 0,8 millones de bbl / d con respecto al año anterior. La proyección para 2013de la producción de EE.UU. de petróleo crudo es de 7,1 millones de bbl / d, lo que sería la tasa anual promedio de producción más alta desde 1992.

·                     Los inventarios de gas natural (no es lo mismo que reservas probadas), que alcanzaron a principios de noviembre el récord semanal más alto de todos los tiempos cerró el mes en 3,8 TCF, casi igual al nivel en el mismo período del año pasado. EIA estima que el precio spot en Henry Hub natural, que tuvo un promedio de 4,00 dólares por MMBtu en 2011, tendrá un promedio de $ 2.78 por MMBtu en 2012 y $ 3.68 por MMBtu en 2013.  Comentario, En su paso por Buenos Aires Jerôme Ferrier (Presidente del IGU) estimó que los pequeños productores americanos (independents) producen gas a precios muy bajos contribuyendo de manera significativa al exceso de gas en EE.UU. Esto explicaría por qué tanta diferencia de precios entre Henry Hub y NBP.

La publicación del EIA es en inglés y mi contribución se limita a la traducción al español y a hacer algunos comentarios en cursiva. Ricardo Falabella

En batalla judicial, un juego de la política arriesgada con Argentina

Reconozco que no tiene que ver con la energía directamente, pero el hecho es tan grave que merece conocerse bien. Además, la Corte de Apelaciones aplazó la sentencia pero en algún momento de 2013 volveremos a tener este caso en la tapa de los diarios.
Traduje este artículo de Deal Book que me pareció muy explicativo.

Por STEVEN M. DAVIDOFF

¿Ejecutar la hipoteca de un país?

Suena descabellado, pero una corte de Estados Unidos dice que Argentina debe separar $ 1.330 millones para algunos fondos de cobertura estadounidenses y otros. Esta decisión amenaza con sumir al país sudamericano y todo el mercado de la deuda soberana en el caos.

Este “game of Chicken” (cuando 2 autos se enfrentan a toda velocidad para ver quién cede primero que resulta fatal si ninguno lo hace) es una lección sobre los peligros para los Estados Unidos tribunales de interferir en los asuntos internacionales.

El origen de la confusión surge de la condición de la Argentina como deudor incumplidor. En 2001, el país incumplió en pagar unos  $ 80.000 millones en bonos soberanos. Históricamente, el incumplimiento de los tenedores de bonos como este deja pocas opciones. No existe un proceso de bancarrota global y los individuos no pueden obligar a un país a pagar. Un siglo atrás, los países acreedores enviaban barcos de guerra y tropas para lograr el pago.

En estos días, los abogados y los banqueros son enviados y por lo general se llega a una restructuración de la deuda del país. Por lo general, los acreedores están obligados a aceptar una gran quita, mientras que el país paga algo para tratar de mantener el acceso a los mercados de crédito globales.

Esto es lo que ocurrió en Argentina. En 2005 y 2010, la Argentina restructuró su deuda ofreciendo canjear los viejos bonos por nuevos en la mísera suma de 25 a 29 centavos de dólar. Argentina fue capaz de empujar los tenedores de bonos a aceptar un precio tan bajo porque la oferta se acopló con una nueva ley aprobada por su Asamblea Legislativa, por lo que es ilegal en el país para pagar los bonos viejos. En otras palabras, era aceptar los nuevos bonos o nada.

Pero había holdouts, incluyendo miles de jubilados italianos, que son dueños de lo que hoy es cerca de $ 11.000 millones en deuda.

Los holdouts también incluyeron una serie de fondos de cobertura, algunos de los cuales habían adquirido esta deuda en la década de 1990, viendo la oportunidad con un gran retorno, a pesar del riesgo. El grupo incluye a Elliott Management y Aurelius Capital.

Elliott, un fondo de cobertura de $ 20 mil millones fundada por Paul Singer, es uno de los líderes en este campo . Obtuvo grandes retornos al invertir en deuda soberana en default y tratando de forzar al país a pagar para tener control de sus bienes. Por alrededor de $ 2 millones, por ejemplo, Elliott compró deuda soberana con un valor nominal de más de $ 30 millones que fueron emitidos por la República del Congo. El fondo fue capaz de ganar un juicio de $ 100 millones en Inglaterra e interceptar $ 39 millones de dólares en petróleo propiedad de la República del Congo. En el caso de Argentina, Elliott recientemente fue capaz de obtener que un corte de Ghana ordenara la incautación de una fragata argentina.

Mientras que la disputa por la fragata es vergonzosa para la Argentina, es parte del espectáculo en el litigio por Elliott y Aurelius en Nueva York.

Hace unos años, Elliott y Aurelius cambiaron su táctica legal. Argumentaron ante el tribunal que la cláusula pari passu en los documentos de renta fija - lenguaje común en tales documentos, que dice que los inversionistas no pueden ser tratados de manera diferente - requiere que si la Argentina paga algún dinero por sus nuevos bonos, también tiene que pagar a los tenedores anteriores de bonos impagos. "Pari passu" es una frase latina que significa más o menos "en igualdad de condiciones". El objetivo es garantizar que si un deudor emite deuda nueva, no puede ser superior a la deuda anterior.

Argentina se presentó en la Corte Federal para el Distrito Sur de Nueva York a través de sus abogados que argumentaron con vehemencia que estas cláusulas se limitaba a exigir Argentina tratar a los tenedores de bonos legalmente igual, no hacer pagos iguales, como los fondos argumentan.

Este es un misterioso argumento y la mayoría de eruditos legales y los del mercado estuvieron de acuerdo con Argentina, afirmando que se trataba de cómo las restructuraciones de deuda habían sido hechas durante décadas.

Pero en octubre, la Corte de Apelaciones para el Segundo Circuito interrumpió este precedente, poniéndose del lado de los fondos de cobertura. El tribunal sostuvo que la cláusula pari passu requería que Argentina pagase a los fondos de cobertura por la deuda vieja toda vez que algún pago se hiciera a la nueva deuda.

Argentina tiene un pago de $ 3 mil millones por los bonos nuevos que deben pagarse el 15 de diciembre. La semana pasada, el juez Thomas P. Griesa de la Corte de Distrito Federal se montó a cuestas de la decisión del Tribunal de Apelaciones, ordenando que si la Argentina hiciera este pago ella junto a los terceros a través de los cuales se transfiera el dinero,  deberían reservar $ 1.330 millones, lo que es todo el monto adeudado a los fondos de cobertura, para pagar la deuda vieja de la misma manera.

Ahora es el caos. Muchos creen que la Argentina simplemente dejará de pagar toda su deuda, negándose a pagar la nueva deuda para evitar el pago de los fondos de alto riesgo - que han sido considerados "buitres" por los políticos del país.

Hernán Lorenzino, ministro de Economía de Argentina, reaccionó airadamente a las decisiones de la corte, diciendo que eran "una especie de colonialismo jurídico" y que todos "necesitamos ahora es que Griesa que nos envíe la Quinta Flota."

La incertidumbre ha afectado a los mercados de capitales de la Argentina. Su mercado de valores cayó debido a estas noticias y los precios de credit-default swaps de la deuda argentina se dispararon ya que los mercados creen en otro default argentino.

Elliott y Aurelius son, sin duda vertiginosos. Los tenedores de bonos actuales se preguntan cómo fueron arrastrados a esta disputa.
Esta decisión también tendrá efectos reales sobre las finanzas mundiales. La mayoría de los bonos emitidos por gobiernos contienen cláusulas pari passu  que son aceptadas las restructuraciones de deuda de los países (Pensemos en Grecia). Y mientras que los bonos han cambiado en los últimos años para dar cabida a nuevas formas  y pueden estar bajo las leyes de los diferentes países, todavía no está claro si estas circunstancias afectarán a la sentencia del Tribunal de Apelaciones, como Anna Gelpern, una destacada académica en este ámbito, ha escrito. La capacidad de un país para lograr un acuerdo y evitar este tipo de guerrilla acaba de ponerse más difícil y más incierto el momento de una restructuración de deuda en Europa.
Esto no debe suceder.

La Ley de Inmunidad Soberana Extranjera de 1976, que exime a las naciones soberanas de litigio, se promulgó para eso. Evita que los tribunales estadounidenses confisquen la propiedad de países extranjeros, lo que es la razón por la que no vemos acreedores estadounidenses apoderarse de fragatas argentinas en el puerto de Nueva York. Pero en el litigio con Elliott y Aurelius, los tribunales eludieron este acto al declarar que su decisión refleja cómo la Argentina debe actuar, sin que le obligue a pagar. Si la Argentina decide no pagar la deuda nueva, no tiene que pagar la deuda anterior. Sin embargo, el espíritu de la ley parece violado. Y es una mala noticia cuando los jueces de los Estados Unidos son vistos como el control de los países extranjeros.
Argentina no es un ángel.  Evitó deliberadamente pagar a estos tenedores de bonos y utilizó su inmunidad soberana para forzar una situación desventajosa. El país está ocupado nacionalización de otros activos, incluyendo la empresa de energía YPF, lo que indica cada vez más que es un mal ciudadano del mundo globalizado.
Sin embargo, el Tribunal de Distrito Federal que supervisa este caso, a través de una década agotadora de litigios parece más centrado en estrechas interpretaciones jurídicas y la moralidad de la deuda que en las amplias consecuencias de sus decisiones. El juez en la materia, incluso llamó las acciones de la Argentina "inmorales" – por lo que pueda significar para fondos de cobertura y otros inversionistas en el mundo de las finanzas, donde sólo los números importan.
Y los tribunales federales voluntariamente entraron en esta arena movediza, reversando décadas de costumbre y la práctica en estos acuerdos. Porque unos pocos jueces federales hayan tomado una medida extrema y alterado los mercados de deuda, no sólo los mercados de capital de Argentina, parece ser una medida un poco arriesgada.

El siguiente paso corresponde a la Argentina, que está apelando la medida. Pero pase lo que pase en la apelación, es poco probable que el país pague a los fondos cobertura en el corto plazo, lo que significa que esta batalla entre los tribunales federales americanos y los del país, es probable que se intensifique. Qué desastre.

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Steven M. Davidoff, profesor de la Michael E. Moritz College of Law de la Ohio State University

El Gigantesco Apagón de ayer miércoles

Ayer una de las líneas de 220 kV que une las centrales de Dock Sud y Costanera con la mega estación de Transener en Abasto, tuvo una contingencia a 13 km al sur de Buenos Aires. Por razones de la gran demanda debido al calor reinante, esta contingencia arrastró a la otra línea de 220 kV. Su consecuencia inmediata fue que se desconectaron las Centrales de Dock Sud y Costanera. Pero como también estaba conectada a ese subsistema una máquina de Central Puerto, el efecto látigo desconectó a ésta también.
La segunda línea de 220 kV se repuso inmediatamente. La primera tuvo que repararse y eso toma un tiempo dependiendo del tipo de falla.

Sabemos que los problemas de subtransmisión y de transformación son, generalmente, producto de la falta de buen mantenimiento y de inversión para abastecer de electricidad a una demanda incrementada (y que se preveía incrementada). Estamos al límite en algunas áreas y cualquier contingencia se paga cara.

En este punto quiero referirme a mis predicciones de 2004 y 2005 escritas en sendas notas para el diario La Nación. En abril de 2004 concluía:

• "Los problemas de rentabilidad persisten. Esta situación es insostenible en el largo plazo y conlleva una eventual falta de inversión ante un aumento sostenido de la demanda.
• ¿No debería el Estado ejercer el control, pero dejar que los privados lo resolvamos eficiente y eficazmente?
• Cuando estaban la Chade y la Italo, el gobierno de ese entonces no les dio tarifas retributivas y terminamos en Agua y Energía y Segba. Como tampoco el gobierno de turno les dio tarifas acordes pasamos por los cortes de 1989. Luego, en 1992, tuvimos que privatizarlas por falta de capital de inversión. ¿Cuál es el próximo paso? "

En diciembre de 2005 escribía..."a las tarifas establecidas políticamente durante años se le había sumado la progresiva falta de control en la dirección por parte del Estado. La falta de inversión y de mantenimiento al sistema eléctrico provocada por falta de tarifas apropiadas fue de tal magnitud que, con el tiempo, se hizo crítico... Los aumentos de costos no se reflejaron en aumentos de precios o tarifas al público, lo que no es sostenible en el tiempo. Hemos vuelto a las tarifas subsidiadas. ¿Volveremos también a la calidad de los servicios de antes? Si no hacemos algo, esto será inevitable".

No me satisface haberlo previsto. Quisiera que tuviéramos un sistema eléctrico que exportara fuertemente a Brasil y Chile como teníamos planeado cuando hicimos la interconexión con Itá y con el SING de Chile. Una industria eléctrica próspera hubiera creado muchos empleos y favorecido el desarrollo industrial del país. En cambio tenemos problemas todo el año.

La teoría conspirativa de bajar la palanca no convence a nadie. Fue una contingencia técnica que tuvo consecuencias superiores a las normales debido a la fuerte demanda y la pobreza en subtransmisión y distribución.

Si esto último es producto de la falta de ingresos suficientes en el sector, deberá discutirse en el marco de una reprogramación de la política energética de la Argentina de 2012.

La Situación Energética de Ecuador según el EIA

October 26, 2012

Antecedentes

Ecuador es el miembro más pequeño de la OPEP

De acuerdo con estándares globales, Ecuador es un productor y exportador de petróleo relativamente pequeño. Sin embargo, el sector petrolero desempeña un papel prominente en la política y la economía del país. El sector petrolero representa alrededor del 50 por ciento de los ingresos de exportación de Ecuador y alrededor de un tercio de todos los ingresos tributarios. A pesar de ser un país exportador de petróleo crudo, Ecuador todavía debe importar productos refinados del petróleo, debido a la insuficiente capacidad de refinación para satisfacer la demanda local. Como resultado, el país no siempre puede aprovechar los beneficios de los altos precios mundiales del petróleo. Mientras que estos altos precios traen al Ecuador mayores ingresos por exportaciones, también se aumentan los montos de refinado importados.
Ecuador se reincorporó a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) en 2007, tras abandonar la organización a finales de 1992. A pesar de un entorno de inversión cada vez más desafiante, el Ecuador ha logrado aumentar ligeramente la producción desde 2009.
El mix energético depende en gran medida del petróleo, que en 2010 representó aproximadamente el 70 por ciento del consumo total de energía del país. La energía hidroeléctrica es la segunda mayor fuente de energía, aunque su participación en la generación de electricidad de Ecuador - casi dos tercios en 2008 - ha disminuido en los últimos años debido a las sequías. Las energías renovables no hidráulicas constituyen otra parte importante de la matriz energética del Ecuador, casi todos los cuales se puede atribuir al uso de bagazo en la industria y el uso tradicional de la biomasa en los hogares rurales. Sin embargo, las estimaciones de consumo de biomasa Ecuador son intrínsecamente imprecisas debido al hecho de que la madera de combustible tradicional, no se suele comprar y vender en los mercados comerciales.

 

 

Petróleo

 

Ecuador es el quinto productor de petróleo de América del Sur y una de las principales fuentes de las importaciones de petróleo crudo en la Costa Oeste de los EE.UU.

 

Ecuador, aunque sólo el quinto mayor productor de petróleo de América del Sur, es uno de los únicos dos países del hemisferio occidental que pertenecen a la OPEP. Ecuador produce 500.000 barriles de crudo por día (bbl/día), la mayoría de los cuales se exporta. Los Estados Unidos es el mayor cliente de petróleo crudo, pero Ecuador ha comenzado a mirar hacia el mercado asiático (China) como mercado de exportación y fuente alternativa de inversión. Nacionalismo, debates acerca de las implicaciones económicas, estratégicas y ambientales de la función de desarrollo del sector petrolero ocupa un lugar destacado en la política de Ecuador y las políticas de su gobierno.

 

 

Reservas

 Según Oil & Gas Journal (OGJ), Ecuador tenía reservas probadas de petróleo de 7.200 millones de barriles al cierre de 2011, un aumento con respecto al año anterior. Ecuador afirma que las reservas de petróleo del tercer más grande de Sudamérica después de Venezuela y Brasil. La mayor parte de las reservas petroleras del Ecuador están en la cuenca Oriente en la parte oriental del país, detrás de la Amazonía.

Sector organización

Petroecuador, la compañía petrolera nacional, controla la mayor parte de la producción de petróleo crudo de Ecuador. Petroamazonas Ecuador es otra gran empresa estatal petrolera, que el gobierno tentativamente planea fusionarse con Petroecuador, mientras que Río Napo actúa como una empresa conjunta de Petroecuador y Petróleos de Venezuela. Las principales compañías de propiedad extranjera petroleras que operan en Ecuador incluyen Repsol (España), ENI (Italia), ENAP (de propiedad estatal de Chile de la empresa), y Andes Petroleum, que es un consorcio de la China National Petroleum Corporation (CNPC, 55 por ciento de participación) y la Corporación Petroquímica de China (SINOPEC, el 45 por ciento de participación). El Ministerio de Recursos No Renovables (Ministerio de Recursos No Renovables) tiene la supervisión reguladora del sector petrolero.
Ecuador permite la inversión extranjera en sus recursos de hidrocarburos, que están exclusivamente en manos del Estado, pero la naturaleza de los términos contractuales y las incertidumbres jurídicas han disuadido la inversión privada. En noviembre de 2010, el gobierno de Ecuador completó sus renegociaciones de contratos bajo una nueva ley de hidrocarburos, que sustituyó a acuerdos de producción compartida para las empresas privadas por un precio fijo por barril en pago por sus actividades de exploración y producción. El nuevo marco está diseñado para estimular la participación del gobierno, pero han llevado a algunas compañías - como Noble Energy y Petrobras - a abandonar su presencia en el upstream en Ecuador.
Los cambios en el marco jurídico del Ecuador siguen una tendencia hacia políticas de nacionalización de recursos en el sector petrolero. En 2006, Petroecuador se hizo cargo de los activos de producción de Occidental Petroleum, como resultado de los contratos vencidos. En 2009, a raíz de una disputa de impuestos, el gobierno también asignó dos bloques asignados a Perenco. La larga batalla legal de Chevron con los demandantes ecuatorianos es un asunto muy diferente, pero también plantea interrogantes sobre los posibles costos de la inversión en el Ecuador. En febrero de 2011, un tribunal ecuatoriano ordenó a Chevron a pagar más de $ 18 mil millones en daños y perjuicios a comunidades indígenas que habían sido perjudicadas por las operaciones de Texaco en Ecuador entre 1964 y 1990 (la compañía fue adquirida por Chevron). Chevron apeló el fallo y un tribunal internacional debe a pronunciarse sobre la cuestión en 2014.
Desde 2009, Ecuador ha firmado tres contratos de préstamo por separado con China, que están respaldados expresamente por exportaciones de petróleo. En virtud de estos acuerdos, el Ecuador está obligado a invertir una parte de los préstamos en los proyectos de infraestructura que involucren a empresas chinas y repagar los préstamos con envíos de petróleo crudo. Además de estos acuerdos formales, China ha hecho muchos otros grandes préstamos a Ecuador que han coincidido con los acuerdos de suministro de petróleo.

Exploración y producción

Ecuador produjo 499.000 bbl/día de petróleo en 2011, los cuales eran casi todos crudo. La producción de petróleo de Ecuador ha aumentado ligeramente desde 2009, pero se mantiene por debajo del máximo de 2006 de 536.000 bbl/día. Hasta ahora, en 2012, la producción de petróleo de Ecuador ha fluctuado alrededor de 500.000 bbl/día. Las empresas estatales produjeron más del 70% del crudo del país en 2011, mientras que el resto is atribuible a los campos operados por empresas privadas.
Los bloques de petróleo más productivos del Ecuador se encuentran en la parte noreste del país. Shushufindi y Auca son dos de los campos más prolíficos. La producción de petróleo crudo aumentó considerablemente en 2003 con la apertura del Oleoducto de Crudos Pesados ​​(OCP), que eliminó un cuello de botella en el transporte de crudo pesado en el país. Sin embargo, la producción se ha estabilizado en los últimos años como resultado de la declinación natural de los yacimientos, la falta de desarrollo de nuevos proyectos y las dificultades operativas en los campos petroleros existentes. La inauguración del campo Pañacocha, en la Amazonia Ecuatoriana - la primera expansión de la producción desde que el actual gobierno llegó al poder en 2007 - es una de las razones para el aumento de la producción en los últimos dos años.
Ecuador aspira a aumentar la producción en alrededor de 50.000 bbl/día en el próximos dos años, una meta más obtenible que la de 600.000 bbl/día, que las autoridades habían esperado lograr para el año 2013. Con el fin de aumentar la producción, Petroecuador se encuentra en proceso de negociación de contratos con Schlumberger, Baker Hughes, Halliburton, y la ecuatoriana SERTECPET empresa de servicios para llevar a cabo proyectos de recuperación secundaria de petróleo en algunos de las grandes aunque maduros campos del país. Ecuador planea hacer el 11º llamado a licitación de licencias para la exploración de petróleo en noviembre de 2012, que incluirá 13 bloques en la Amazonia.
Ecuador está llevando a cabo una novedosa iniciativa en lo que respecta al desarrollo, o la falta de ella, de Ishpingo-Tambococha-Tiputini (ITT) en el Parque Nacional Yasuní. En 2007, el gobierno ecuatoriano propuso una moratoria indefinida sobre la extracción de petróleo del ITT, que tiene 850 millones de barriles de reservas probadas, con el fin de proteger la biodiversidad y evitar la relocalización de dos culturas indígenas aisladas. La moratoria propuesta estaba condicionada a las contribuciones de la comunidad internacional, que debe rembolsar a Ecuador el 50% del costo de oportunidad - o los ingresos no percibidos - de no desarrollar el petróleo en un área ambientalmente sensible. Aportes de al menos 3,6 mil millones dólares de la comunidad internacional se depositaría en un fondo - administrado por el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) - que se invertirían en proyectos para promover la conservación, la energía renovable y los esfuerzos de desarrollo social en Ecuador. Sin embargo, las contribuciones internacionales han sido decepcionantes, en parte porque han habido informes de actividades de exploración alrededor de los bloques en cuestión y además porque persisten los cuestionamientos sobre la credibilidad del compromiso por parte de este o futuros gobiernos ecuatorianos de no desarrollar estas reservas en el futuro, después de haber aceptado hoy estos aportes de la comunidad internacional. Como resultado, aunque Yasuní-ITT representa un enfoque innovador en la sustitución de los efectos negativos al medio ambiente de la producción de petróleo por otros  proyectos diseñados para tener efectos positivos, el pronóstico es incierto.

Comercio

Ecuador exportó 333.500 bbl/día de petróleo crudo en 2011, según las estadísticas de su Banco Central. Se comercializan dos tipos de petróleo: Oriente, que representa dos tercios de las exportaciones totales y Napo, que es un grado más pesado. Estados Unidos fue el cliente más grande de petróleo crudo de acuerdo con los informes de comercio internacional y el análisis de las descargas de tanqueros petroleros hecho en un Análisis de Inteligencia de Lloyd´s que además indican que los otros destinos importantes para el crudo ecuatoriano son Panamá, Perú y Chile. A pesar de los informes de prensa sobre estrechar las relaciones bilaterales entre China y Ecuador, China no fue un gran importador de crudo ecuatoriano en 2011 y los datos preliminares indican un aumento moderado de los flujos a China en 2012.
Estados Unidos importó 203.000 bbl/día de crudo de Ecuador en 2011, frente a un máximo de 276.000 bbl/día en 2005. Ecuador ocupó el 11º lugar entre los proveedores de petróleo a los Estados Unidos y representó sólo el 2% del total de las importaciones estadounidenses de crudo. Sin embargo, el Ecuador fue la segunda mayor fuente de petróleo extranjero para la Costa Oeste, que fue el destino de casi todas las exportaciones ecuatorianas de petróleo a Estados Unidos. Por consiguiente, el Ecuador es una fuente más significativa de la oferta regional para la Costa Oeste, que está relativamente aislada de otras partes del territorio continental de Estados Unidos debido a la menor cantidad de gasoductos de interconexión.
A pesar de su estado como un exportador de petróleo crudo, Ecuador es un país importador neto de productos refinados del petróleo. En general, el Ecuador exporta productos refinados pesados, como el fueloil, e importa productos más ligeros, incluyendo la gasolina, diesel y gas licuado de petróleo (GLP). Según datos del Banco Central, Ecuador exportó 32.000 bbl/día de productos refinados en el 2011, mientras al tiempo que importó aproximadamente 100.000 bbl/día. Los Estados Unidos exportaron a Ecuador 59.000 bbl/día, siendo la mayor parte gasolina y el fueloil destilado.

Oleoductos

Ecuador tiene dos sistemas de oleoductos primarios. El mayor y más ampliamente utilizado es el Sistema Oleoducto Trans-Ecuatoriano (SOTE), que fue construido en la década del ´70. El SOTE 310-millas, 400.000 bbl/día se extiende desde Lago Agrio a la terminal petrolera de Balao en la costa del Pacífico. El segundo oleoducto de Ecuador es el Oleoducto de Crudos Pesados ​​(OCP). El OCP de 300-millas y 450.000 bbl/día corre en su mayor parte paralelo al SOTE. El OCP inició sus operaciones en septiembre de 2003 y duplicó la capacidad de oleoductos de Ecuador facilitando una mayor producción. El SOTE transporte el 70% del crudo del y el resto es transportado a través del OCP.
Ecuador tiene un oleoducto internacional, el Transandino, de 50.000 bbl/día que une los campos de petróleo de Ecuador con el puerto colombiano de Tumaco. El oleoducto Transandino en ocasiones ha sido el blanco de ataques por los rebeldes en Colombia. Aunque la situación de seguridad ha mejorado en los últimos años fue atacado en julio de 2012.

Refinación

Según OGJ, Ecuador tiene tres refinerías comerciales de petróleo, con una capacidad combinada de 176.000 bbl/día. La refinería más grande de Ecuador, Esmeraldas (110.000 bbl/día), se encuentra en la costa norte del país. Esmeraldas y dos refinerías más pequeñas, La Libertad y Shushufindi, son operados por Petroecuador.
El gobierno ecuatoriano está buscando activamente oportunidades para aumentar la capacidad de refinación, en particular para aumentar la producción de productos livianos. Los planes incluyen una actualización de la refinería de Esmeraldas para procesar los crudos pesados de Ecuador. Ingeniería de la surcoreana SK está actualmente bajo contrato para reparar, reacondicionar y modernizar la refinería de Esmeraldas, que en ocasiones ha tenido problemas de funcionamiento. También ha habido discusiones entre Ecuador y Venezuela sobre la construcción de una nueva refinería en Ecuador. Los dos países establecieron una empresa conjunta para construir una planta en la costa del Pacífico, en la provincia de Manabí, con una capacidad de destilación de crudo de 300.000 bbl/día. Sólo una pequeña parte del proyecto se ha realizado hasta la fecha debido a la falta de financiamiento externo. De acuerdo con informes recientes de la industria, la china SINOPEC y/o CNPC podría financiar una parte del proyecto.
Ecuador consumió aproximadamente 201.000 bbl/día de petróleo en 2011. Según la Agencia Internacional de Energía, una tercera parte del consumo de petróleo de Ecuador es combustible diesel y una cuarta parte es nafta. Los precios de los combustibles están controlados por el gobierno.

 

Gas natural

Ecuador tiene relativamente pequeñas reservas probadas de gas natural y un mercado limitado gas natural.

Según OGJ, el Ecuador tenía 282 mil millones de pies cúbicos de reservas de gas natural a finales de 2011, una de las reservas más pequeñas de América Latina. Ecuador produjo aproximadamente 50 millones de pies cúbicos de gas natural en 2010, casi todos los cuales estuvieron asociados con la producción de petróleo crudo y sólo 12 millones de pies cúbicos se comercializaron como gas natural seco. Ecuador ventea y quema unos 17 millones de pies cúbicos, cifra que se encuentra entre las más altas tasas de Sudamérica de acuerdo a la Administración Nacional Oceánica y Atmosférica. Sus bajas tasas de utilización de gas naturales se deben principalmente a la falta de infraestructura para la captura y comercialización de gas natural.
El único proyecto de gas natural digno de mención en el Ecuador es el campo Amistad, ubicado en el Golfo de Guayaquil, que produce un estimado de 24 millones de pies cúbicos por día. Petroecuador se hizo cargo del proyecto Amistad después que la estadounidense Noble Energy decidió salir del país en lugar de renegociar su contrato de producción. Toda la producción de gas natural de Amistad fluye hacia la planta de Machala, una  central eléctrica de 130 MW, que suministra energía eléctrica a la región de Guayaquil.

Electricidad

Ecuador generó 17.000 GWh de electricidad con sus 4,9 GW de capacidad en 2009, el año más reciente con estimaciones completas disponibles. La hidroelectricidad representó más del 50 por ciento de la generación del país, pero una. La otra fuente importante de suministro de energía eléctrica son las centrales térmicas convencionales, que en Ecuador están en su mayoría equipadas para quemar líquidos. Hay también una pequeña cantidad de energía térmica generada con bagazo y también generación y solar que son subvencionadas a través de la tarifa. Ecuador que cuenta con interconexiones de red de transmisión con Colombia y con Perú es un pequeño importador neto de electricidad.
La red eléctrica no llega a toda la población de Ecuador. Las tasas de electrificación urbana son aproximadamente el 95 por ciento de acuerdo con Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC), y posiblemente superior según otras fuentes. Sin embargo, la Agencia Internacional de Energía (AIE) informa que 1,1 millones de personas - o casi el 8 por ciento de la población - no tienen acceso a la electricidad, sobre todo en las zonas rurales. Los usuarios residenciales son aproximadamente un tercio de la demanda eléctrica, según las estadísticas CONELEC, seguidos de cerca por el sector industrial.

La hidroelectricidad

La mayor parte de la capacidad hidroeléctrica de Ecuador se encuentra en la provincia del Azuay, en la sierra sur-central. Paute-Molino es el complejo hidroeléctrico más grande del país con una capacidad nominal de casi 1.100 MW. Las sequías de finales de 2009 afectaron los caudales del Río Paute y llevó al gobierno a implementar cortes de suministro desde noviembre 2009 a enero de 2010. Para hacer frente a la falta de capacidad instalada, Ecuador planea construir seis nuevas centrales hidroeléctricas en la próxima década. La financiación para todos estos nuevos proyectos viene de China.


Artículo publicado por U S Energy Information Administration y traducido por nosotros