jueves, 29 de septiembre de 2016

YPFB niega reducción en las nominaciones de Petrobras



La estatal YPFB y el Ministerio de Hidrocarburos aseguran que la petrolera brasileña Petrobras en ningún momento pidió una reducción de las nominaciones de gas natural a Bolivia después del 2019. Actualmente, se mantiene el envío de volúmenes estipulados en el contrato vigente.

“Hay una distorsión de la información. El gas boliviano garantiza el abastecimiento de un 30% de la demanda de Brasil. El hecho de reducir el 50% tendría serias repercusiones en el vecino país. Eso es algo que no va a suceder. Han dicho que Petrobras reducirá de 33 millones de metros cúbicos día de gas a unos 16,5 millones, pero el restante no se dejará de importar, sino que van a entrar nuevos actores a comprar esos volúmenes”, afirmó el titular de YPFB, Guillermo Achá.

Agregó que el ingreso de nuevos actores en el negocio es una conveniencia para YPFB, pues se tendrán nuevos mercados y compradores, con los que se podrá obtener mejores precios que el que se tiene con Petrobras. “Es una oportunidad para Bolivia”, indicó.

Se abre el mercado
El ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, calificó como una gran oportunidad para Bolivia la apertura del mercado en Brasil para la venta de gas.

“Lo mejor que le puede pasar a Bolivia es abrir el mercado brasileño y que podamos negociar directamente con las empresas distribuidoras y llegar a acuerdos importantes para vender a mejores precios”, dijo.
Agregó que al abrirse el mercado para Bolivia, el país tiene la opción de realizar una subasta del gas y elegir al mejor postor, “con ello se confirma que los precios de venta de gas serán mejores”.

Consultado sobre una supuesta reducción en las nominaciones de Petrobras, aclaró que no existe ninguna nota oficial del Gobierno de Brasil ni de Petrobras y que “en caso de que fuera cierto, estos volúmenes serían asumidos por las distribuidoras”.

De acuerdo con las proyecciones de YPFB, el 2020 estaría la producción por los 74 (MMm3/d), con reservas cerca de los 17 trillones de pies cúbicos (TCF), lo que permite hacer proyecciones en un escenario de oferta y demanda en la región.

Ayer, durante el encuentro de rendición de cuentas, Sánchez se reunió con el director presidente de Petrobras Bolivia, Marcos Benício Pompa Antunes y la titular de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos, Claudia Cronenbold. El ejecutivo de Petrobras expresó su predisposición de seguir trabajando con Bolivia.

Denuncias de corrupción
El jefe de la Unidad de Transparencia del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, Edmundo Novillo, informó de que recibió 75 denuncias de supuestos actos de corrupción en la estatal petrolera y que evalúa cada caso.
Solicitó un mejor acceso a la información tanto en YPFB como en ENDE

El petróleo frena subida pese al acuerdo de OPEP

El petróleo frenó su subida este jueves tras dispararse por el acuerdo sorpresa de los países de la OPEP para reducir su producción, mientras algunos analistas creen que el efecto sobre las cotizaciones podría ser sólo temporal.

Poco después del acuerdo, anunciado el miércoles por la noche, los precios se dispararon un 6% pero luego se fueron frenando en los mercados asiáticos.

Hacía las 9H15 GMT, el WTI para entrega en noviembre perdía 34 centavos, hasta 46,71 dólares el barril. Por su parte el Brent del Mar del Norte perdía 45 centavos, hasta 48,24 dólares.

Y en la bolsa de Londres las acciones de las petroleras Royal Dutch Shell y BP ganaban respectivamente 5,5% y 4,4%.

Hacia las 05:00 GMT, el WTI para entrega en noviembre perdía 7 centavos, hasta 46,98 dólares el barril, en los intercambios electrónicos en Asia. Por su parte el Brent, también para entrega en noviembre, cedía 18 centavos, hasta 48,51 dólares.

Tras seis horas de reunión y semanas de negociaciones, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) anunció su decisión de rebajar su producción a entre 32,5 y 33 millones de barriles diarios (mbd), frente a los 33,47 mbd que producían los países del cartel en agosto.

Se trata del recorte de producción más importante desde 2008, en plena crisis financiera.

El acuerdo, alcanzado durante una reunión informal en Argel, en la que también participó Rusia, que no forma parte de la OPEP, fue posible porque Arabia Saudí aceptó finalmente que Irán quedara excluido del pacto.

Los iraníes eran contrarios a congelar la producción porque quieren recuperar su nivel de producción anterior a las sanciones internacionales.

En abril otro intento de acuerdo similar fracasó por la negativa de Irán a frenar su producción.

"Claramente fue Arabia Saudí quien cedió primero, permitiendo a Irán, su principal rival, aumentar su producción", dijo al la AFP Jeffrey Halley, un analista de OANDA.

Arabia Saudí, un país sunita, e Irán, chiita, son las dos potencias rivales en Oriente Medio y tienen posiciones opuestas en muchas cuestiones, entre ellas los conflictos en Yemen y Siria.

Según los analistas, la caída de los ingresos petroleros ha sido clave en el acuerdo para intentar reactivar el precio del crudo, muy débil desde mediados de 2014 y que rondaba los 45 dólares el barril antes del anuncio.

Los inversores también estarán atentos a lo que hagan los demás productores de petróleo que no están en la OPEP, como Rusia, Estados Unidos o Canadá, y si finalmente recortan la producción.

Problemas presupuestarios

Las decisiones concretas de producción de cada uno de los 14 países del cártel, que produce el 40% del petróleo mundial, se tomarán en una reunión el 30 de noviembre en Viena.

Hasta ahora, frente al 'boom' del gas y el petróleo de esquisto estadounidense que arrastraron los precios a la baja, los países más ricos de la OPEP habían optado por seguir produciendo y mantener así sus cuotas de mercado.

El rechazo de regular el mercado a pesar del exceso de oferta y de la débil demanda llevaron a los precios a la baja, desde los 100 dólares que valía el barril en junio 2014 hasta el mínimo de 30 dólares al que se llegó a principios de 2016.

"Arabia Saudí quizás ha revisado su estrategia de dumping, de querer luchar contra el petróleo de esquisto estadounidense, porque la presión sobre su presupuesto se acerca a un punto de no retorno", explica Halley.

El presupuesto de Arabia Saudí, que depende en un 73% de los ingresos petroleros, tuvo en 2015 un déficit fiscal récord y obligó a poner en marcha medidas de austeridad.

También es el caso de Venezuela, donde el 96% de las divisas proceden del petróleo, y cuyo ministro del Petróleo, Eulogio del Pino, calificó de "histórico" el acuerdo de Argel en un mensaje en Twitter.

"Numerosos miembros de la OPEP sufren económicamente de los bajos precios. Sus economías están estancadas o retroceden y tienen problemas de presupuesto", explica Greg McKenna, una analista de AxiTrader.

"Por eso parece que finalmente las necesidades presupuestarias se han impuesto a las necesidades políticas. Creo que el aumento de las cotizaciones y prometida reducción [de producción] durarán", afirma.

Otros analistas son más prudentes y esperan el resultado de la cumbre de Viena

miércoles, 28 de septiembre de 2016

Gobierno confía mejorar precios del gas en negociación con Brasil

El ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, se reunió ayer con el director presidente de Petrobras, Marcos Benício Pompa Antunes, en la ciudad de Santa Cruz, quien expresó su predisposición de seguir trabajando con Bolivia, como sucede en los últimos años.

Ambas autoridades abordaron temas relacionados con la ampliación del contrato de compra y venta de gas natural, que concluye en 2019.

El ministro Sánchez aseguró que en las reuniones que sostuvo con las anteriores y actuales autoridades del Ministerio de Energía y Minas de Brasil y de Petrobras, siempre estuvo de manifiesto la posibilidad de abrir el mercado brasileño a Bolivia. No hubo declaraciones del director presidente de Petrobras.

MERCADOS

Sánchez subrayó el martes la apertura del mercado de Brasil para vender gas de manera directa a las distribuidoras de ese país, a mejores precios de los actuales, según dijo.

NEGOCIACIONES

“Lo mejor que le puede pasar a Bolivia es abrir el mercado brasileño y que podamos negociar directamente con las empresas distribuidoras y llegar a acuerdos importantes para vender a mejores precios”, explicó.

Sánchez consideró que al abrirse el mercado brasileño para Bolivia, existe la opción de realizar una subasta de gas y elegir al mejor postor.

“Con ello se confirma que los precios de venta de gas serán mejores”, reiteró el ministro.

DEMANDA

“Lo que debe dejarse en claro es que el mercado brasileño necesita de nuestro gas, por el crecimiento económico que tiene. Según algunos medios de ese país, se dice que Petrobras reduciría su nominación, quiero aclarar que no tenemos ninguna nota oficial al respecto del gobierno de Brasil ni de Petrobras, en caso de que fuera cierto, estos volúmenes serían asumidos por las distribuidoras”, explicó.

RESERVAS

Especialistas brasileños señalaron que la certificación de reservas de gas natural de Bolivia es un reto que debe cumplirse, para garantizar la negociación de nuevo contrato.

Los expertos petroleros brasileños indicaron que en su país hay oportunidad para que YPFB participe en el mercado como operador e inclusive vendiendo directamente el gas natural al sector privado. Sin embargo, incidieron que el “gran reto es que Bolivia cumpla con el proceso de certificar reservas para lograr acuerdos en firme”.

ANUNCIO OFICIAL

El ministro Sánchez dijo hace pocas semanas que el Gobierno certificará las reservas del hidrocarburo el próximo año. La última certificación data de 2013, con la disponibilidad de 10.4 trillones de pies cúbicos de gas (TCF). La expectativa oficial es elevar las reservas en los próximos años, a 17 TCF.

martes, 27 de septiembre de 2016

Gobierno ve que la venta de gas a Brasil tendrá cambios



Los ‘momentos complejos’ del comercio de gas al exterior, que temían los expertos y que fueron manifestados en el IX Congreso Internacional Gas & Energía 2016 en Santa Cruz, están empezando a sonar en el fondo y la forma en que se negociarán los nuevos acuerdos. Finalmente, el Gobierno reconoció que la venta energética con la estatal Petrobras disminuirá, pero al contrario de lo que se esperaba, parece ser que la venta a privados beneficiará a Bolivia, por los precios mejorados que podrían aplicarse.

Replicando las declaraciones de la presidenta de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE), el vicepresidente, Álvaro García Linera, señaló que Petrobras ya no va a comprar tanto gas a Bolivia, como empresa, porque va a liberar a las empresas privadas que comercializan el gas.

“Lo que va a suceder ahora es que Brasil va a seguir comprando gas, pero una parte lo hará Petrobras y otra parte lo harán las empresas privadas. De la misma manera como desde hace más de 8 meses, estamos negociando la venta de gas a Cuiabá. Quieren comprar gas incluso por encima del precio que nos paga Petrobras y Argentina”, declaró la segunda autoridad del país.

Edmar de Almeida, del Grupo de Economía de Energía (GEE) de Brasil, adelantó también, en el IX Congreso de Gas y Energía, que Petrobras estaba ingresando en una reestructuración, donde la estatal iba a perder “parte de su control que tiene ahora, del mercado del gas”, y dejará “algún grado de competencia” con las empresas gasíferas, al vender sus acciones de transporte y de distribución de hidrocarburos.

Negociación de precios
En este contexto, García Linera prevé que con los nuevos actores en la demanda del energético, Bolivia podrá ofertar a mejor precio o a un precio igual su gas en los próximos años.

Añadió que entre las cosas que cambiarán en la negociación será que ya no va a haber el “take or pay” (compromiso a pagar por un volumen, sea consumido o no).

“Ahora va a ser por unos dos años cerrado”, dijo.
Pero el analista en hidrocarburos Hugo del Granado previno que como en Brasil están en un “tren de desregulación y desverticalización de su economía”, lo más probable es que “Petrobras sea uno más de los interlocutores con los que tengan que negociarse, tanto volúmenes como precios” y que “va a ser un poco más complicado negociar con los distribuidores privados, pues serán más exigentes en precios y condiciones de cumplimiento”.

No hay necesidad
El ministro de Economía y Finanzas Públicas, Luis Arce, dijo la semana pasada que el Gobierno nacional prefiere aumentar el valor agregado de su materia prima e industrializar el país y no se necesita vender todo el gas natural como materia prima

La deuda externa no aumentará más de 27%
El vicepresidente Álvaro García Linera señaló que la deuda externa se irá incrementando en las siguientes gestiones, pero no alcanzará más del 27% del Producto Interno Bruto / (PIB), para no afectar el bienestar de la economía boliviana.

“A medida que crezca la economía, su relación respecto al PIB siempre va a ser moderada. Una deuda externa del 20%, 25% es una deuda moderadísima frente a otros países. Con la línea de crédito con China, en el peor de los casos, de deuda externa va a representar un 27% del PIB, la mitad de lo que es manejable”, sostuvo la autoridad.
Actualmente, la deuda alcanza a 19,1% del PIB (de $us 33.238 millones, según datos del 2015).

Bolivia espera un crédito de más de $us 7.000 millones para invertir en diversas obras, en los próximos años, con lo cual, la deuda se incrementará.

“Mantendremos el equilibrio y el bienestar económico y estaremos por debajo de la luz amarilla que es del 50% del PIB”, expresó
De la misma manera, García Linera señaló que las inversiones públicas del país se irán incrementando, según el plan de crecimiento del Gobierno, de tal manera que hasta la gestión 2020 aumentará de $us 8.200 millones en la gestión 2016 hasta llegar a $us 13.000 millones el 2020. /MAM

Dudosas cifras en compra de Petropar a YPFB



Considerando la tarifa resultante de la reciente licitación por la cual Petropar adjudicó a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) la compra de gas licuado de petróleo (GLP), la boliviana presentó la cotización de $us 282 por tonelada métrica (TM), a un diferencial de +50.044 $us/TM, por un volumen mínimo de 500 y máximo de 1.000 toneladas métricas.

En caso de que Petropar opte por retirar la totalidad de lo solicitado en la licitación, la facturación sería de apenas $us 282.000 (por las 1.000 toneladas), pero sin embargo en Bolivia hablan de un ingreso mensual de $us 2,5 millones en el mismo concepto, según publica el diario ABC color.

Estas cifras fueron recientemente publicadas por el diario Cambio del vecino país, en que difunde declaraciones del propio titular de YPFB, Guillermo Achá.

Mira la nota: YPFB recibirá $us 2,5 MM mes por venta de GLP a Paraguay

Resulta llamativa la abismal diferencia entre los $us 282.000 que debería costar toda la operación y los $us 2,5 millones que asegura el titular de YPFB, en el marco de esta operación criticada desde sus inicios, no solo porque el gobierno de Cartes planteó hasta un proyecto de ley para que la boliviana provea gas por un plazo de 20 años a Paraguay, sino también por la sobrefacturación en la compra de garrafas, por parte de Petropar, señala ABC.

A esto se suma un pliego de bases y condiciones muy confuso y poco transparente, en especial que ni siquiera precisa claramente si la compra de las 500 y 1.000 TM serían por día, por mes o el total de la operación. Solo en la última parte del pliego se desliza que la vigencia del contrato sería de tres meses.

El titular de YPFB, Guillermo Achá, viajará el jueves a Paraguay para firmar el contrato de adjudicación, según confirmó ayer el titular de Petropar, Eddie Jara.
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domingo, 25 de septiembre de 2016

El Gasbol se arriesga a perder funcionalidad a mediano plazo

Después de 17 años de alto beneficio, el ducto de 81 centímetros de diámetro, que recorre 3.100 kilómetros de Río Grande a Porto Alegre y que costó 2.200 millones de dólares, corre el riesgo de perder gran parte de su funcionalidad a mediano plazo. En un escenario conservador, Bolivia tendrá una capacidad de exportación de 17 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) en 2021 y de tres MMmcd en 2023.

Lo afirma el estudio Gas Natural Licuado: escenarios globales y oportunidades para la industria brasileña, elaborado por la Universidad Federal de Río de Janeiro (UFRJ) y citado por el periódico brasileño Valor Económico en una nota del 16 junio. El documento fue presentado por el profesor Edmar Almeida, de la UFRJ, en el seminario Gas Natural: desafíos y oportunidades para Brasil, realizado en Brasilia por la Confederación Nacional de la Industria (CNI ) y la Asociación Brasileña de Grandes Consumidores Industriales de Energía y Consumidores Libres (Abrace), con el apoyo de la Embajada británica.

En agosto, en su presentación en el Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía 2016, Almeida señaló que, si bien Brasil seguirá dependiendo del gas boliviano, las condiciones de la compra venta al finalizar el contrato (2019) serán diferentes ya que no hay un solo comprador, sino varios. El Gasoducto Bolivia-Brasil, conocido como el Gasbol, inaugurado el 29 de febrero de 1999 por los presidentes Hugo Banzer Suárez y Fernando Henrique Cardoso, en un acto donde el protocolo dictaba traje y corbata en medio del calor abrasador del Pantanal, es una especie de matrimonio sin derecho al divorcio, "si la tubería no se usa no sirve para nada”.

En el congreso, que se llevó a cabo en Santa Cruz, Almeida citó que el estudio de la UFRJ estima también que Bolivia necesita invertir de 5.400 a 7.100 millones de dólares en exploración para ser capaz de atender a su mercado interno, a Brasil y a Argentina. Señaló que sería deseable renovar el contrato, pero se duda de que habrá suficiente gas en Bolivia para cumplir con Brasil. Para él no será posible negociar sobre la base actual de 30 MMmcd, porque Bolivia tendría que invertir mucho en exploración.

Los planes bolivianos

En el mismo evento, el vicepresidente Álvaro García Linera aseguró que hasta 2025 se invertirán 13.381 millones de dólares en exploración. De ese monto, dijo, YPFB Casa Matriz y sus subsidiarias ejecutarán 9.100,2 millones y las empresas privadas, 4.280,8 millones. Pero eso hasta 2025.

En junio de este año, Yacimiento Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) informó que de 2016 a 2020 serán invertidos 3.693 millones de dólares para impulsar proyectos de exploración y así incrementar la producción de gas natural y petróleo. Y hasta 2021 la inversión en exploración llegaría a 5.000 millones de dólares, para incorporar 7,4 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas natural a las reservas, según dijo el vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB, Luis Carlos Sánchez, en junio del año pasado.

YPFB toma en cuenta esas cifras en su Plan Inmediato de Exploración, que define hasta 2021 actividades en la denominada área de interés petrolero de Bolivia (50% del territorio nacional). Dicho plan considera explorar en 26 áreas en Santa Cruz y se apunta a 42 proyectos a desarrollarse hasta ese año.

Según el Gobierno, el país cuenta con 11 TCF; es decir, 1,1 TCF más de los 9,9 certificados en 2013.

El profesor Almeida aseveró que "en 2020, con la existencia de la tubería, la situación es relativamente cómoda para Brasil, pero luego se complica”. Esto porque "las reservas bolivianas certificadas actuales no son suficientes para garantizar un nuevo contrato con las mismas características (plazo y nivel de flexibilidad)” para la renovación.

La exigencia brasileña

La presidenta de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE), Claudia Cronembold, en la inauguración de la planta Incahuasi, el 16 de septiembre, aclaró que debido al los cambios en el sector de hidrocarburos Brasil -mediante Petrobras- demandará quizá la mitad de los 30 MMmcd que ahora Bolivia le vende al país vecino. Empero, el sobrante, o más, será requerido por empresas distribuidoras y otras de elevados consumos de energía.

Según el ministro de Hidrocaburos, Luis Alberto Sánchez, Brasil no exige conocer las reservas certificadas como condición en la negociación para renovar el contrato que acaba en 2019, pero los ahora varios compradores sí necesitan certeza de ellas.

Incahuasi, nace un nuevo megacampo

Nosotros, como pueblo guaraní, siempre hemos vivido aquí, en nuestro territorio, desde nuestros abuelos, desde hace más de 100 años, y por eso conocemos nuestro territorio y que nuestra tierra era rica”, afirmaba Daniel Lino García, mburuvicha (líder) de la comunidad Iviyeca, minutos antes de que el presidente Evo Morales, el viernes 16 de septiembre, acompañado por ejecutivos franceses, rusos, italianos y argentinos, inaugurara las actividades en la primera fase de la planta que procesará el gas de una nueva zaga en la historia boliviana: el campo Incahuasi.

Tuvieron que pasar 14 años para que Total E&P Bolivie, filial del francés Grupo Total, que comenzó sus actividades en el bloque Aquío en 2001 y en el Ipati (donde está Incahuasi) en 2003, logre convertirse en operadora de un campo boliviano. En todo caso, "llegar a la puesta en marcha de la fase I de la planta Incahuasi tuvo los mismos desafíos y tiempos de desarrollo que otros proyectos de la industria”, alega una declaración institucional enviada a Inversión por la empresa.

Los desafíos

Ubicado 250 kilómetros al suroeste de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, y a cinco horas de carretera desde dicha ciudad, el proyecto representó un gran reto. La complicada geografía y las distancias de más de 100 kilómetros que debían cubrir los ductos, además de la perforación de los pozos a una profundidad de más de 5.600 metros, requirieron un trabajo en equipo de mucha precisión y esfuerzo.

Vestido con pantalón jean y una chaqueta naranja con logos bordados de YPFB, Daniel Lino asegura que también los procesos de consulta previa tomaron su tiempo hasta llegar a acuerdos para que "no como regalo”, sino como beneficio directo por las actividades en su territorio, su comunidad acceda a agua para riego y consumo humano, salud y educación. En la inauguración de la planta, miembros de las 42 familias que conforman Iviyeca, perteneciente al municipio de Lagunillas, de la provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz, acompañan a su líder. Quizá por ello el acto se organizó con toda pompa. Una pequeña orquesta de violines y violonchelos, junto a un coro, compuestos por niños y adolescentes guaraníes, brinda el marco musical.

Tocan y cantan el Himno Nacional en su lengua ante la vista del vicepresidente de operaciones de Total E&P Bolivie, Michel Hourcard; el director ejecutivo de la gigante rusa Gazprom, Alexei Miller; los ejecutivos de Tecpetrol y YPFB; el presidente Evo Morales y otras autoridades.

El resto de los comunarios ocupan las últimas filas de las sillas que fueron instaladas frente al escenario preparado a un costado de la planta de procesamiento, que se extiende sobre 53 hectáreas en medio del agreste Chaco cruceño; adelante están los ejecutivos y trabajadores petroleros.

Llega el turno del ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez. "En 2013 hemos certificado reservas y en ellas el campo Incahuasi tenía aproximadamente un trillón de pies cúbicos (TCF), hemos incrementado estos últimos años un TCF y hoy las reservas cuantificadas son de casi dos TCF; lo podemos considerar un megacampo”, exclama. Para Total E&P Bolivie, Incahuasi y Aquío son los campos nuevos más importantes a ser desarrollados en el país, por lo que representan el futuro del sector de hidrocarburos en Bolivia, en términos de producción de gas a mediano plazo.

La compañía francesa participa en el 50% de los contratos de operación Ipati y Aquío, junto a Gazprom y Tecpetrol (20% cada uno) y YPFB Chaco, que cuenta con 10%. La participación de YPFB Chaco se hizo efectiva desde el 30 de mayo del año pasado, en el marco de las leyes 792 y 793, del 28 de marzo de 2016.

Las cifras de la saga

La primera fase del Proyecto Incahuasi consta de tres componentes: los pozos, los ductos y líneas de recolección, y la planta de tratamiento de hidrocarburos, con una capacidad máxima de producción de 6,9 millones de metros cúbicos por día (MMmcd). Para realizar la labor se llegó a requerir 3.500 empleados y contratistas, de manera simultánea, en el punto más alto de la construcción del proyecto.

En 2004 fue perforado el primer pozo, el Incahuasi X1 ( ICS-X1), y que a su vez se encuentra en el bloque Ipati. Se instaló una línea de recolección de 6,3 kilómetros desde este pozo hasta la planta de tratamiento de gas. Pero si bien éste fue un pozo importante, los que consolidaron el descubrimiento de reservas fueron los A QUIO- X1001 en 2011, ICS-2 en 2012 e ICS-3 en 2013.

Se instaló otra línea de recolección de nueve kilómetros desde el pozo ICS-2 hasta encontrarse con la línea proveniente del pozo ICS-X1, de tal manera que compartan el mismo derecho de vía hasta la planta de tratamiento.

Desde el pozo AQUIO-X1001 se instalará una línea de recolección de 7,3 kilómetros, que llegará hasta la planta de tratamiento. El 27 de abril de 2011, en un acto similar, el Gobierno anunció que éste albergaba una reserva de 2,6 TCF, que sumada a los 0,4 TCF del pozo Incahuasi X1 resultaba en un total de 3 TCF en los bloques Ipati y Aquío. Ahora las cifras son distintas.

"La planta, que utiliza tecnología de vanguardia, procesa el hidrocarburo extraído de tres pozos de producción; dos se sitúan en el bloque Ipatí y uno en el Aquío”, explica Total E&P Bolivie.

El contenido proveniente está compuesto por hidrocarburo gaseoso (gas) e hidrocarburo líquido (condensado). Una vez tratado en la planta, el gas comprimido con las especificaciones para su entrega y comercialización es transportado por un ducto de 30 pulgadas (76,2 centímetros) de diámetro, que recorre 103 kilómetros hasta un punto de conexión al sistema de transporte mediante el Gasoducto Yacuiba Río Grande (GASYRG), operado por YPFB Transierra.

El condensado se envía por un ducto de ocho pulgadas (20,3 centímetros) de diámetro y 16 kilómetros hasta el punto de interconexión con el oleoducto OCSZ-2, operado por YPFB Transporte.

Al menos 30.000 toneladas de tubos de 30 pulgadas, equivalentes a 750 mil metros, fueron utilizados en la instalación central de procesamiento de la planta. La inversión llega a casi 1.200 millones de dólares en los últimos años.

Al final del acto en la planta Incahuasi, Hourcard, representantes de Gazprom, Tecpetrol y YPFB Chaco suscriben un acuerdo que marca los parámetros de la segunda fase del nuevo megacampo.

Gazprom quiere más alianzas

"Quiero felicitarles por este evento emblemático, por la puesta en marcha de uno de los más grandes campos de gas y condensado, Incahuasi. Este es un hito importante en el desarrollo del sector de hidrocarburos y energía no sólo de Bolivia, sino de América del Sur”, aseveró en el acto de inauguración de la planta de Incahuasi el CEO de Gazprom, Alexei Miller.

De rostro adusto, el hombre más importante del sector petrolero de Rusia aseveró: "Gazprom es uno de los líderes del sector de energía en el mundo y nuestra cooperación supone la creación de nuevas alianzas en el futuro, por eso estamos interesados en desarrollar nuestra actividad aquí, en Bolivia”. Miller señaló que Gazprom asegurará el desarrollo de Bolivia.

La presencia de Total en Bolivia

Desde 1994, Total E&P Bolivie, filial del Grupo Total, trabaja en Bolivia en el área de la exploración y producción de hidrocarburos. Es socia de importantes proyectos y operadora en los mayores campos nuevos en desarrollo.

Participa como socia no operadora en los bloques San Antonio, San Alberto y XX-Tarija Oeste (Itaú) desde principios de los años 2000, lo que le permite ser parte del desarrollo de sus campos en producción.

"Total es una empresa con voluntad de contribuir al desarrollo económico y social de Bolivia, donde operamos hace más de 20 años con altos estándares que crean confianza”, señala una declaración institucional enviada por esa empresa petrolera a solicitud de Inversión.