Mientras los presidentes de Bolivia, Argentina y Brasil buscan concretar un fórmula para la distribución equitativa del gas natural boliviano que permita evitar restricciones durante el próximo invierno, el directorio de YPFB selló un convenio de estudio con la empresa GTL Internacional, para reactivar el hallazgo de más reservas en dos áreas hidrocarburíferas marginales en el departamento de Santa Cruz. Las proyecciones son alentadoras, puesto que la firma ya comenzó trabajos y emitirá un informe la próxima semana.
El director de YPFB, Fernando Vincenti anunció que la empresa inició trabajos de exploración en la zona sur de Santa Cruz, entre Pailón y Cotoca; zona de Campanero, en la cual hay tres pozos, y otro bloque en Abapó, que se estima puedan producir los volúmenes necesarios como para potenciar la venta al mercado argentino en 2009.
"Se están haciendo los estudios correspondientes, pero aún no podemos adelantar los volúmenes que pueden encontrarse. Sin embargo, estimamos que pueden llegar a abastecer los cupos que necesita el vecino país. Los volúmenes serán determinados por la perforación de los pozos someros (de poca profundidad) que están entre 1.000 y 1.200 metros”, sintetizó.
Al respecto, el representante de la empresa GTL Internacional filial Bolivia y a su vez analista energético, Carlos Kinn, en contacto telefónico con EL DEBER se limitó a señalar que se desarrollan trabajos en ambas áreas para ver si pueden recuperar esos pozos marginales. Precisamente ayer sostuvo una reunión con el presidente de YPFB para definir el tema.
Por su lado, el titular de la estatal petrolera, Guillermo Aruquipa, confirmó anoche que oficializará la firma de una sociedad con GTL el próximo martes, ya que hay indicios de más reservas de gas en ambas zonas de Santa Cruz, lo que permitirá garantizar el envío del energético a Argentina.
“Hay importantes proyecciones para el país”, sintetizó.
En medio de este anuncio y de la crisis, la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH) indicó ayer que debido a la falta de inversiones intensivas en Bolivia, es muy difícil cumplir con los volúmenes comprometidos con Argentina y tampoco con el contrato de Cuiabá y Comgas. “Esas inversiones esperamos que se aceleren para así continuar los proyectos. Un diálogo serio, transparente y con toma de decisiones técnicas y no políticas es necesario para que se destraben esas inversiones. También es fundamental el potenciamiento de YPFB con estatutos y organización coherentes”, señala.
Bolivia debe subir los volúmenes de gas a Argentina hasta 7,7 MMm3/D hasta 2009, mientras se concluye la construcción del Gasoducto Noreste Argentino. La nueva línea de gas permitirá bombear desde 16 MMm3/D a partir de 2010 hasta llegar a los 27 MMm3/D, durante los próximos 20 años.
El ministro de Hidrocarburos, Carlos Villegas, dijo que recién en 2010 se tendrá holgura para cumplir con la demanda interna y externa. En la actualidad, Bolivia tiene firmado 44 contratos de operación con 12 empresas privadas transnacionales entre las que figuran brasileñas, españolas, inglesas, holandesas y británicas.
El Gobierno analiza el precio nacional
El Gobierno estudia la modificación del precio para el gas natural comercializado en el país, la modalidad sería aplicada gradualmente. Sin embargo, aún no se adoptaron decisiones, puntualizó el viceministro de Industrialización y Comercialización de hidrocarburos, William Donaire.
De acuerdo con datos de la Superintendencia de Hidrocarburos se registran 14 tarifas para el gas comercializado en el país, tomando en cuenta cinco distribuidores y el uso del energético, es decir industrial, comercial y doméstico.
“Sobre estas tarifas vigentes vamos a continuar con las evaluaciones, pero son solamente estudios", remarcó la autoridad al informar de que para termoelectricidad el precio está en $us 1,3 por millar de pies cúbicos, para industrial y domiciliario está en $us 1,7. Además, que las distribuidoras en todo el país tienen su precio.
De acuerdo con un informe de la Superintendencia de Hidrocarburos, al 30 de noviembre del 2007, los precios cobrados por el gas contemplaron tarifas comercial, industrial y domiciliario.
El precio del gas que distribuye YPFB para uso comercial fue de Bs 13 el millar de pies cúbicos y a Bs 22,22 para el consumo doméstico, tanto para Camiri como para La Paz, Potosí y Oruro. En otras regiones varía. /ANF
Los trabajos a corto plazo
Pluspetrol. La más próxima es del campo Río Seco, en el municipio Cabezas de Santa Cruz, donde Pluspetrol trasladará el equipo de excavación que empleó en el pozo Tacobo X1002.
Petrobras. En los pozos San Alberto X-15 y X-17 se desarrollarán trabajos en los próximos meses. San Alberto X-16 está para el 2009. En tanto que en el bloque San Antonio el Sábalo X-5, el X-6 y luego la construcción de la planta de tratamiento también se harán trabajos. El X-5 ya fue concluido y está en ajustes.
Otros. En el bloque Tarija Oeste, donde está ubicado el campo Itaú, la petrolera francesa Total contempla la perforación de dos pozos para el desarrollo de campo, pero YPFB solicitó más información.
Planes están condicionados
Andrés Soliz Rada / Ex ministro de Hidrocarburos
Brasil se ha caracterizado por imponer duras condiciones a la débil Bolivia, en sus compras de gas natural. El precio del gas GSA (Gas Supply Agrement) es fijado cada tres meses, con una fórmula que promedia el costo de tres fuels oil, a los que se reemplaza en el vecino país.
Bolivia, en lugar de ser premiada por esta ventaja, resultó sancionada por una fórmula que, además, impide que los precios del gas se incrementen al ritmo del petróleo en el mercado mundial. Con Banzer (1997-2001), Jorge Quiroga (2001-2002) y Gonzalo Sánchez (2002-2003), British Gas, Pluspetrol, Andina, Repsol y Petrobrás, exportaron gas a precio muy inferior al pactado en el GSA. Cuando el precio GSA ya había sobrepasado 1,8 dólares por millón de BTU, las ventas a una enorme termoeléctrica de Cuiabá se pactaron a 0,87 (en cuya ruta se beneficiaba a un yacimiento de oro de Gonzalo Sánchez); Pluspetrol enviaba gas a la Argentina a 0,67; Repsol (Andina) le vendía gas a Petrobras, y de espaldas a YPFB, a un dólar (contrato ‘hedging’). Por su parte, British Gas exporta gas a su filial Comgas, de San Pablo, también al margen del GSA. La fuga de Gonzalo Sánchez, la Ley de Hidrocarburos, la tercera nacionalización del gas y del petróleo, que obligó a Petrobrás a pagar el 82% en tributos a favor del Estado, y el contrato de venta de gas a la Argentina a 5 dólares, desde la frontera, de 29-06-06 (suscrito en mi gestión como ministro), frenó tantos abusos, entre los que se halla la reanudación de exportaciones a la Argentina al precio ‘solidario’ de 0,97 dólares, mediante contrato firmado por Carlos Mesa y respaldado por Evo Morales, en noviembre de 2003.
Los contratos suscritos con las petroleras, el 29 y 30–X-06, abrogaron el decreto de nacionalización.
Al ignorarse las auditorías dispuestas por el decreto del 1-05-06, que demuestran que Petrobras obtuvo utilidades por 500 millones de dólares y que amortizó la totalidad de sus inversiones ($us 284 millones) en menos de cuatro años, se develó que hizo figurar en los contratos amortizaciones imaginarias. Los contratos no incluyen cronogramas de inversión y precios diferenciados para el mercado interno. Estos puntos forman parte de los planes de desarrollo de campos, cuya ejecución está condicionada a que YPFB acepte nuevas exigencias brasileñas.
El director de YPFB, Fernando Vincenti anunció que la empresa inició trabajos de exploración en la zona sur de Santa Cruz, entre Pailón y Cotoca; zona de Campanero, en la cual hay tres pozos, y otro bloque en Abapó, que se estima puedan producir los volúmenes necesarios como para potenciar la venta al mercado argentino en 2009.
"Se están haciendo los estudios correspondientes, pero aún no podemos adelantar los volúmenes que pueden encontrarse. Sin embargo, estimamos que pueden llegar a abastecer los cupos que necesita el vecino país. Los volúmenes serán determinados por la perforación de los pozos someros (de poca profundidad) que están entre 1.000 y 1.200 metros”, sintetizó.
Al respecto, el representante de la empresa GTL Internacional filial Bolivia y a su vez analista energético, Carlos Kinn, en contacto telefónico con EL DEBER se limitó a señalar que se desarrollan trabajos en ambas áreas para ver si pueden recuperar esos pozos marginales. Precisamente ayer sostuvo una reunión con el presidente de YPFB para definir el tema.
Por su lado, el titular de la estatal petrolera, Guillermo Aruquipa, confirmó anoche que oficializará la firma de una sociedad con GTL el próximo martes, ya que hay indicios de más reservas de gas en ambas zonas de Santa Cruz, lo que permitirá garantizar el envío del energético a Argentina.
“Hay importantes proyecciones para el país”, sintetizó.
En medio de este anuncio y de la crisis, la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH) indicó ayer que debido a la falta de inversiones intensivas en Bolivia, es muy difícil cumplir con los volúmenes comprometidos con Argentina y tampoco con el contrato de Cuiabá y Comgas. “Esas inversiones esperamos que se aceleren para así continuar los proyectos. Un diálogo serio, transparente y con toma de decisiones técnicas y no políticas es necesario para que se destraben esas inversiones. También es fundamental el potenciamiento de YPFB con estatutos y organización coherentes”, señala.
Bolivia debe subir los volúmenes de gas a Argentina hasta 7,7 MMm3/D hasta 2009, mientras se concluye la construcción del Gasoducto Noreste Argentino. La nueva línea de gas permitirá bombear desde 16 MMm3/D a partir de 2010 hasta llegar a los 27 MMm3/D, durante los próximos 20 años.
El ministro de Hidrocarburos, Carlos Villegas, dijo que recién en 2010 se tendrá holgura para cumplir con la demanda interna y externa. En la actualidad, Bolivia tiene firmado 44 contratos de operación con 12 empresas privadas transnacionales entre las que figuran brasileñas, españolas, inglesas, holandesas y británicas.
El Gobierno analiza el precio nacional
El Gobierno estudia la modificación del precio para el gas natural comercializado en el país, la modalidad sería aplicada gradualmente. Sin embargo, aún no se adoptaron decisiones, puntualizó el viceministro de Industrialización y Comercialización de hidrocarburos, William Donaire.
De acuerdo con datos de la Superintendencia de Hidrocarburos se registran 14 tarifas para el gas comercializado en el país, tomando en cuenta cinco distribuidores y el uso del energético, es decir industrial, comercial y doméstico.
“Sobre estas tarifas vigentes vamos a continuar con las evaluaciones, pero son solamente estudios", remarcó la autoridad al informar de que para termoelectricidad el precio está en $us 1,3 por millar de pies cúbicos, para industrial y domiciliario está en $us 1,7. Además, que las distribuidoras en todo el país tienen su precio.
De acuerdo con un informe de la Superintendencia de Hidrocarburos, al 30 de noviembre del 2007, los precios cobrados por el gas contemplaron tarifas comercial, industrial y domiciliario.
El precio del gas que distribuye YPFB para uso comercial fue de Bs 13 el millar de pies cúbicos y a Bs 22,22 para el consumo doméstico, tanto para Camiri como para La Paz, Potosí y Oruro. En otras regiones varía. /ANF
Los trabajos a corto plazo
Pluspetrol. La más próxima es del campo Río Seco, en el municipio Cabezas de Santa Cruz, donde Pluspetrol trasladará el equipo de excavación que empleó en el pozo Tacobo X1002.
Petrobras. En los pozos San Alberto X-15 y X-17 se desarrollarán trabajos en los próximos meses. San Alberto X-16 está para el 2009. En tanto que en el bloque San Antonio el Sábalo X-5, el X-6 y luego la construcción de la planta de tratamiento también se harán trabajos. El X-5 ya fue concluido y está en ajustes.
Otros. En el bloque Tarija Oeste, donde está ubicado el campo Itaú, la petrolera francesa Total contempla la perforación de dos pozos para el desarrollo de campo, pero YPFB solicitó más información.
Planes están condicionados
Andrés Soliz Rada / Ex ministro de Hidrocarburos
Brasil se ha caracterizado por imponer duras condiciones a la débil Bolivia, en sus compras de gas natural. El precio del gas GSA (Gas Supply Agrement) es fijado cada tres meses, con una fórmula que promedia el costo de tres fuels oil, a los que se reemplaza en el vecino país.
Bolivia, en lugar de ser premiada por esta ventaja, resultó sancionada por una fórmula que, además, impide que los precios del gas se incrementen al ritmo del petróleo en el mercado mundial. Con Banzer (1997-2001), Jorge Quiroga (2001-2002) y Gonzalo Sánchez (2002-2003), British Gas, Pluspetrol, Andina, Repsol y Petrobrás, exportaron gas a precio muy inferior al pactado en el GSA. Cuando el precio GSA ya había sobrepasado 1,8 dólares por millón de BTU, las ventas a una enorme termoeléctrica de Cuiabá se pactaron a 0,87 (en cuya ruta se beneficiaba a un yacimiento de oro de Gonzalo Sánchez); Pluspetrol enviaba gas a la Argentina a 0,67; Repsol (Andina) le vendía gas a Petrobras, y de espaldas a YPFB, a un dólar (contrato ‘hedging’). Por su parte, British Gas exporta gas a su filial Comgas, de San Pablo, también al margen del GSA. La fuga de Gonzalo Sánchez, la Ley de Hidrocarburos, la tercera nacionalización del gas y del petróleo, que obligó a Petrobrás a pagar el 82% en tributos a favor del Estado, y el contrato de venta de gas a la Argentina a 5 dólares, desde la frontera, de 29-06-06 (suscrito en mi gestión como ministro), frenó tantos abusos, entre los que se halla la reanudación de exportaciones a la Argentina al precio ‘solidario’ de 0,97 dólares, mediante contrato firmado por Carlos Mesa y respaldado por Evo Morales, en noviembre de 2003.
Los contratos suscritos con las petroleras, el 29 y 30–X-06, abrogaron el decreto de nacionalización.
Al ignorarse las auditorías dispuestas por el decreto del 1-05-06, que demuestran que Petrobras obtuvo utilidades por 500 millones de dólares y que amortizó la totalidad de sus inversiones ($us 284 millones) en menos de cuatro años, se develó que hizo figurar en los contratos amortizaciones imaginarias. Los contratos no incluyen cronogramas de inversión y precios diferenciados para el mercado interno. Estos puntos forman parte de los planes de desarrollo de campos, cuya ejecución está condicionada a que YPFB acepte nuevas exigencias brasileñas.
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