martes, 30 de noviembre de 2010

BP se queda en Margarita y Huacaya como parte de PAE

British Petroleum (BP) se queda en Bolivia en el bloque Caipipendi, donde están ubicados los campos Margarita y Huacaya. La británica mantiene su participación en Pan American Energy (PAE), que posee 25% en el área productiva ubicada en Tarija y Chuquisaca.

En Bolivia, BP posee el 60% de la argentina Pan American Energy (PAE), en tanto que en el vecino país la británica vendió su participación a su socia Bridas Corporation, integrada, en porcentajes iguales, por Bridas Energy Holdings Limited y la china CNOOC International Limited, sostiene un informe de la agencia de noticias ANF.

De la operación de compraventa están excluidos los activos de la compañía PAE E&P Bolivia Limited, que controla la participación en los activos operativos en Bolivia, señalan informes internacionales.

PAE también está en proceso legal con el Gobierno boliviano por la nacionalización de la petrolera Chaco, ocurrido en enero del 2009.

El sábado se anunció el cierre de la negociación entre la firma argentina con capitales argentinos y chinos y la británica, que transfirió el 60% de su participación en 7.059 millones de dólares, pero requerirá de aprobaciones de entes reguladores.

PAE es la segunda mayor petrolera en Argentina y opera en exploración, desarrollo y producción de hidrocarburos, también en transporte y comercialización de petróleo, gas y derivados, almacenamiento, tratamiento, procesamiento y distribución de gas natural y generación de energía eléctrica.

San Alberto y Sábalo Dos campos producen el 59,8% del gas

Los campos Sábalo y San Alberto concentran el 59,8% de la producción de gas natural a nivel nacional, sujeto al pago del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), regalías y participaciones. La producción del energético se destina a los mercados interno y externo.

Un informe de la Gerencia Nacional de Fiscalización de la estatal petrolera señala que hasta septiembre de este año Sábalo y San Alberto produjeron 34,33% y 25,47% del total de la producción respectivamente.

“Otros campos que tuvieron una producción significativa son Vuelta Grande y Margarita, cuya producción representa el 4,83% y el 5,18% respectivamente; Bulo Bulo, Tacobo y Yapacaní que representan el 3,48%, 4,40% y 3,19% del total de la producción de gas natural de enero a septiembre de 2010”, se lee en el informe de la Gerencia.

Los departamentos productores de gas son Tarija (lleva la delantera), Santa Cruz, Cochabamba y Chuquisaca.

lunes, 29 de noviembre de 2010

Gobierno tomará en cuenta conclusiones del Figas 2010

El Gobierno tomará en cuenta las conclusiones, análisis y ponencias del Foro Internacional del Gas (Figas-2010), aseguró el viceministro de Desarrollo Energético, Franklin Molina. El evento se realizó en Tarija del 17 al 19 de noviembre.

“En el marco de la planificación del sector” hidrocarburífero y energético, el Gobierno recogerá las recomendaciones y los debates que se produjeron en la capital sureña, indica una publicación del Ministerio de Hidrocarburos.

Figas 2010 “sugiere al Estado asociarse con capitales externos para que - en el marco de una adecuada legislación - se financien los procesos de exploración, producción e industrialización, para posicionar nuevamente a Bolivia como centro de distribución de energía”.

Entre otras recomendaciones del Figas 2010 se plantea la movilización de “hasta 6.000 millones de dólares” de las reservas internacionales netas (RIN) como capital estatal para invertir en proyectos hidrocarburíferos.

Además, propone “aceptar el ofrecimiento de la Asociación de Bancos Privados de Bolivia (Asoban) de 4.000 millones de dólares para invertir en proyectos estatales de industrialización del litio e hidrocarburos”.

Sumando ambos montos, se tiene un total de 10.000 millones de dólares que deben servir para que Bolivia pueda “asociarse con capitales externos para hacer un programa intensivo de exploración, producción e industrialización en un marco legal apropiado”, afirma parte de las conclusiones.

Figas 2010 también indica la urgente necesidad de “una nueva Ley de Hidrocarburos y un ambiente de estabilidad democrática que garantice la inversión externa”.

domingo, 28 de noviembre de 2010

Producción gasífera aumenta centrada en los megacampos

La producción bruta de gas natural alcanzó un promedio de 41,31 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) entre enero y septiembre de 2010, es decir, aumentó un 10% con relación al mismo periodo de 2009, según un informe de la estatal petrolera YPFB. Empero, los analistas energéticos y expertos del área económica recuerdan que el ‘leve’ repunte obedece a que la actividad sigue centrada en los megacampos producto de las políticas energéticas desarrollados por anteriores gobiernos.
El informe de YPFB señala que los campos con mayor producción fueron Sábalo y San Alberto, que hasta el mes de septiembre de este año representaron el 34,33% y 25,47%, respectivamente, del total de la producción. Otros campos que tienen una significativa participación son Vuelta Grande y Margarita, con el 4,83% y el 5,18%; Bulo Bulo, Tacobo y Yapacaní representan el 3,48%, el 4,40% y el 3,19% respectivamente. Asimismo, la producción del resto de los campos, que incluye a campos con volúmenes de producción menores a 0,7 MMm3/d, representa un 19,13% del total.
Según el documento, el departamento de Tarija sigue siendo el mayor productor de gas natural, mientras que Santa Cruz no se queda atrás y avanza en términos porcentuales.
“El departamento de Tarija alcanzó una producción promedio de 27,99 MMm3/d, equivalente al 70,93% de la producción nacional. En segundo lugar se encuentra el departamento de Santa Cruz, con una producción promedio de 7,16 MMm3/d, representando el 18,13%, mientras que Cochabamba aporta con un promedio de 2,41 millones, es decir, un 6,10% y Chuquisaca con una producción promedio de 1,91 millones (4,84%)”, asegura el informe de la petrolera.
Asimismo, enfatiza que el departamento que incrementó más su producción respecto a 2009, es Santa Cruz, pues alcanzó un aumento del 19%.
Al respecto, el ex ministro de Hidrocarburos Álvaro Ríos, el presidente de la Sociedad de Ingenieros Petroleros de Santa Cruz, Carlos Sánchez, y el ejecutivo de la Fundación Milenio, Napoleón Pacheco ven con incertidumbre las proyecciones del país, pues no hay desarrollo de nuevos campos. “Gracias a los megacampos aún estamos bien. Lo que el país necesita y se lo pedimos a gritos al Estado y al Gobierno es más inversión en exploración”, sintetiza Ríos.
Por su lado, Sánchez pone en duda que exista la suficiente producción de gas para nuevos proyectos de industrialización y del Mutún. “Lo que se tiene que hacer es trabajar en el desarrollo de los campos para compensar la declinación”, señaló.
A su vez, Pacheco asegura que casi toda la producción seguirá a base de los megacampos, pues no observa ingentes inversiones para descubrir nuevos yacimientos.
Dentro de las proyecciones para 2011, se prevé la perforación del pozo Sararenda por parte de YPFB Andina, luego existe la posibilidad de algo de exploración que puedan hacer las empresas Total y Gazprom, porque están detrás de un contrato para la exploración del bloque Azero.
Ante tal situación, los expertos alertan que el país no se puede dar el lujo de tener uno o dos pozos exploratorios, sino que se deben hacer 20 ó 25 pozos en gas líquidos.

Alta tecnología en pozo San Alberto
La corporación Baker Hughes Bolivia desarrolló por primera vez en el país la perforación de la segunda fase del desarrollo del megacampo de gas San Alberto (SAL-15) con un sistema multilateral (dos ramas) equipado con sistemas de válvulas de producción inteligente y sensores de presión, temperatura y caudal con tecnologías de avanzada que permitirán aumentar la producción de gas a partir del próximo mes, informó el gerente general de esa empresa, Hugo Antelo Otterburg.
Se prevé que la segunda quincena de diciembre aumente el volumen de gas a 1,70 millones de metros cúbicos por día, pues ya concluyó el proceso de perforación, según YPFB.
En la actualidad, el equipo de perforación se retira al pozo Sábalo VIII. En tanto, se concluyen las obras y facilidades para conectar el pozo a la planta de San Alberto el 18 de diciembre. “Este trabajo permitió a Petrobras horizontalizar el reservorio Huamampampa desde 9 5/8” (nueve-cinco octavos de pulgadas) y producir esa zona en conjunto con la formación Santa Rosa. En otras circunstancias hubieran tenido que perforar otro pozo para producir ambos reservorios. Esta tecnología permite una mayor producción de gas y condensado”, dijo Antelo. Los trabajos demandaron una inversión de $us 65,3 millones, de parte de YPFB Andina (50%), Petrobras (35%) y Total (15%).

Opinión

“No se podrá atender más mercados”
Álvaro Ríos/Consultor
Tenemos que tener claro que en este momento la capacidad de producción del país llega a alrededor de los 45 millones de metros cúbicos día (MMm3/d) de gas natural, pero ello depende de algunos factores. La demanda máxima está cerca de esta cifra, porque si uno suma los 30 millones de Brasil, más los 7 que se tiene que enviar a Argentina, más los 8 millones que demanda el consumo interno estamos en 45 millones.Entonces, la oferta-demanda está balanceada y es por eso que cuando se produce la demanda máxima de Brasil y la de Bolivia, ‘flaqueamos’ para poder cumplir el contrato con Argentina.
Lo positivo que se ha hecho es la firma del contrato con Argentina que tiene que ser cumplido estrictamente por ambas partes. A base de este contrato se están desarrollando los campos de Margarita, Huacaya, Itaú, San Alberto y San Antonio que son los megacampos y que van a originar un Ramp Up (incremento de la producción) que vamos a ir aproximadamente hasta una capacidad de 60 MMm3/d de gas natural, es decir, ésos son los planes reales que tiene Bolivia hasta 2016.
A partir de ahí la producción comenzará a declinar porque no hay nuevas reservas y no hay nuevos lugares donde ir. Hay que buscar nuevos campos para desarrollar.
Para cumplir todos nuestros contratos y satisfacer la demanda del mercado interno tenemos que encontrar nuevas reservas de gas y desarrollarlo en el futuro. Lo que se tiene en la actualidad, es lo que se había encontrado hace nueve o diez años.
Los Ramp Up nos van a permitir cumplir hasta 2017 con Argentina y nuestro mercado interno. El Gobierno hace bien en fomentar el mercado nacional, pero hace mal en no fomentar la exploración. Como no hay planes de inversión para desarrollar campos y tampoco nuevas reservas no se podrá atender nuevos mercados externos.

martes, 23 de noviembre de 2010

Gazprom y Total inician negociaciones con YPFB

La empresa rusa Gazprom y la francesa Total E&P Bolivie iniciaron negociaciones con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) sobre los términos de referencia para la exploración del bloque Azero, ubicado entre Chuquisaca y Santa Cruz, informó ayer la petrolera estatal en un comunicado.

El informe oficial señala que si se llega a un acuerdo satisfactorio para ambas partes, el contrato será firmado previa aprobación del Directorio de la estatal petrolera, del Ministerio de Hidrocarburos y Energía y el visto bueno de la Asamblea Legislativa del Estado Plurinacional de Bolivia.

“Gazprom y Total se han unido y tienen interés en trabajar en el bloque Azero”, indicó la Dirección Nacional de Geología de la estatal petrolera.

El bloque Azero está situado entre las provincias B. Boeto, Tomina, Hernando Siles, Vallegrande y Cordillera de los departamentos de Chuquisaca y Santa Cruz. Tiene una extensión de 785.625 hectáreas y constituye la zona 20 del área tradicional de explotación de hidrocarburos en Bolivia.

El interés, especialmente de Gazprom, que abrió en junio de 2008 una oficina en Santa Cruz, se inscribe en el ámbito del Programa de Desarrollo de la Industria del Gas que la empresa rusa y la estatal YPFB ejecutarán hasta 2030.

recauda millones por patente

La estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) informó el lunes que hasta el primer semestre de 2010 se recaudaron 61.677.418 bolivianos por concepto de patentes, que derivan de las concesiones a las empresas operadoras.

lunes, 22 de noviembre de 2010

Los derivados del petróleo se podrían agotar en tres años

Crisis: Expertos recomendaron la puesta en marcha de planes inmediatos en exploración por parte de YPFB y sus asociadas.

La producción nacional de gasolina especial, jet fuel, diésel oil y lubricantes podría colapsar en tres años debido a la disminución de las reservas probadas del petróleo crudo en los anteriores cinco años, señala el portal HidrocarburosBolivia.com.

Los expertos Gustavo Rodríguez y Bernardo Prado hicieron esos cálculos basados en datos oficiales de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) que establecen que hace diez años en el país se producía cerca a 40.000 barriles diarios de condensado y crudo. Hoy no pasa de siete mil la cantidad de barriles producidos y procesados, por lo que se han convertido en importadores de derivados de petróleo y condensado.

Cochabamba produce el 70 por ciento del petróleo crudo, por lo que será el departamento más afectado por la caída de las regalías y otros conceptos de la explotación.

Estas observaciones son resultado del Foro Internacional del Gas (Figas) desarrollado en días previos en Tarija, donde se recomendó la inmediata aplicación de planes de exploración por parte de YPFB y sus asociadas.

Al 1 de enero de 2005, el más reciente informe de la certificadora DeGolyer and MacNaughton estableció que las reservas probadas de petróleo crudo y condensado en territorio boliviano totalizaban 465,2 millones de barriles (MMBbl), de los que 447,3 eran de condensado y 17,9 MMBbl, de crudo.

Rodríguez estima que las reservas disminuyeron por el agotamiento natural de los yacimientos, que son sometidos a un proceso de explotación constante.

Con datos oficiales de YPFB, explicó que en los anteriores cinco años, “Bolivia ha producido y consumido alrededor de 68,3 millones de barriles de condensados y 17,9 MMBbl de crudo, teniendo a la fecha 379,02 MMBbl del primero y prácticamente nada del segundo”.

En una entrevista, Boris Gómez dijo que “el debate es insulso” respecto de si tenemos menos gas o si se esfumaron las reservas. “No es importante. Los mejores especialistas en geología del país me han comentado —y sus análisis son públicos— que Bolivia tiene menos del 20 por ciento de su territorio explorado y que con inversión adecuada en perforación exploratoria se van a encontrar nuevos reservorios que posteriormente serán certificados y aptos para su comercialización”, dijo con optimismo el analista.

Agregó que “los procesos de exploración, producción e industrialización van de la mano. Varias veces hemos sugerido que el Estado boliviano debe asociarse con capitales externos para —en el marco de una adecuada política energética— financiar ese trípode y reposicionar a Bolivia como centro de distribución de energía del continente”.

Gustavo Rodríguez cuestionó que en el Plan de Inversiones de YPFB siga incluida la construcción de una refinería en el altiplano con capacidad de procesar 30.000 barriles diarios de petróleo crudo importado, con una inversión de 800 millones de dólares. Dijo que con la mitad de esos recursos se puede encontrar nuevos yacimientos de crudo en el bloque Mamoré, en Cochabamba.

Para destacar

La falta de nuevos campos de petróleo y crudo responde a la cotización internacional del precio del barril.

Mientras el costo por barril llega a 27 dólares en el mercado interno, en el exterior éste alcanza los 90 dólares.

De los 27 dólares , el 59 por ciento (13,5 dólares) corresponde al Estado boliviano por regalías e impuestos.

En el Foro, YPFB sólo planteó la acelerarción en la construcción de un gasoducto de exportación de gas hacia Argentina.

domingo, 21 de noviembre de 2010

Prevén que pozo SAL-15 producirá 1,70 MMm3/d

El pozo SAL-15, ubicado en el Campo San Alberto, entrará en producción desde la segunda quincena de diciembre con un volumen de gas natural de 1,70 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), una vez que concluyó el proceso de su perforación, según informó la empresa operadora Petrobras a YPFB Corporación.
La perforación de SAL-15, operado por Petrobras Bolivia, finalizó después de 7.884 metros. Los trabajos demandaron una inversión de $us 65,3 millones, de parte de la Asociación YPFB Andina (50%), Petrobras (35%) y Total (15%)./Erbol

sábado, 20 de noviembre de 2010

San Alberto subirá producción de gas en 1,7 MMmcd

A partir de la segunda quincena de diciembre, el campo San Alberto (Tarija) incrementará su producción de gas natural en 1,7 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd). Ello es posible tras concluirse la perforación en el lugar del pozo SAL-15.

Así lo señala un boletín de prensa de la empresa brasileña Petrobras, que opera el campo con una participación del 35%. Sus socios son YPFB Andina, subsidiaria de YPFB Corporacióm, con un 50% y la francesa Total, con un 15%.

La perforación del pozo SAL-15 comenzó en noviembre del año 2008 y concluyó en octubre de este año. Después de 705 días de trabajo y una inversión aproximada de $us 65,3 millones, se perforaron un total de 7.884 metros. Actualmente, el equipo de perforación se retira del lugar, mientras concluyen las obras y facilidades para conectar el pozo a la planta de gas de San Alberto.

Este trabajo demandará una inversión adicional de $us 10,5 millones. En ese sentido, se estima que el pozo entrará en producción la segunda quincena de diciembre con un volumen que estará en el orden de 1,70 MMmcd.

El comunicado da cuenta que el SAL-15 es el primer pozo perforado como parte de la segunda fase del desarrollo del campo y el primero en el país del tipo multilateral (dos ramas). Además, está equipado con sistemas de válvulas de producción inteligente y sensores de presión, temperatura y caudal para cada rama, donde se aplicó tecnologías avanzadas.

La actual producción de gas de San Alberto llega a 13,2 millones de metros cúbicos por día.

viernes, 19 de noviembre de 2010

Figas 2010: Ende asegura que Tarija estará conectada a Punutuma en el 2011

La Empresa Nacional de Electricidad (Ende) confirmó que de acuerdo al cronograma establecido, para el mes de noviembre del año 2011 se concluye la construcción de la línea de transmisión de electricidad de alta tensión de 257 kilómetros, que viene desde Punutuma (Potosí) hasta Tarija, la cual pasa por la comunidad de Las Carreras, donde existe una subestación intermedia, con una inversión de 52,5 millones de dólares.
El gerente general de Ende, Rafael Alarcón en conferencia de prensa hizo conocer el estado de avance de proyectos que vienen desarrollando, en el que se encuentra el proyecto de interconexión al Sistema Interconectado Nacional, (SIN) que tiene mayor grado de avance para la empresa.
“Todos los suministros han sido contratados ya, un porcentaje se encuentra en el almacén de Las Carreras y la mayoría en tránsito hacia el mismo almacén. Hemos conseguido avanzar en el tema de las fundaciones de la línea de transmisión, tenemos tres frentes de avance, tres contratistas para este efecto, las fundaciones están yendo de acuerdo al cronograma establecido, las subestaciones están encargadas a un consorcio denominado Interconexión del Sur liderado por la empresa Siemens, que será el proveedor principal en la subestaciones, los conductores están llegando de Colombia y el acero de la firma Brametal de Brasil”, explicó el gerente.
En ese sentido, se tiene previsto operar comercialmente la línea de transmisión en el mes de diciembre del 2011. Esto significa que las pruebas comienzan mucho más antes, al igual que la línea de transmisión. Sin embargo, Ende viene superando inconvenientes, como la diferencia de criterios con Servicios Eléctricos de Tarija, (Setar) con el propósito de hacer un sistema eléctrico en esta ciudad, mucho más grande del que tenían pensado efectuar. La discusión se basa en la ubicación final de la Subestación de Rebaje Tarija, que se encuentra en la comunidad de Monte Sud, cuyas obras civiles comienzan el próximo año.
Alarcón instó a la población tarijeña que se encuentra en las cercanías de la línea de transmisión, prestar la cooperación para realizar los trabajos hasta la subestación que va a tener un transformador de 75 Megavolamaper, siendo que la demanda actual de Tarija está en el orden de los 30 Megavatios y se prevé un crecimiento para los próximos 15 años de la ciudad.
Paralelamente se viene trabajando en la construcción de la Térmica del Sur, que es una Planta Termoeléctrica de 120 megavatios, además se está culminando los avances finales de diseño y de ubicación específica de la Planta que estará en cercanías de Palmar Grande.
El propósito es que no salga de Tarija, únicamente gas natural, sino también, se pueda vender energía eléctrica al Sistema Interconectado Nacional. (SIN) La Planta en una primera etapa está pensada en 120 Megavatios para garantizar el suministro al sistema nacional, pero la misma fue planificada para un crecimiento de 360 Megavatios y que Bolivia se convierta en un transportador de energía eléctrica hacia los países vecinos.
“Estamos muy cerca de la frontera con Argentina y Paraguay desde el punto Palmar Grande. Irán Palmar Grande, Sistema Interconectado Nacional, si la línea sólo llega hasta Tarija, hemos culminado los detalles técnicos para la línea Chaco-Tarija, el financiamiento está garantizado con recursos que provienen del Banco Central de Bolivia, tal cual lo establece la Ley 050”, señaló. Esto significa que de los 5.700 millones de bolivianos asignados a Ende, se van a destinar 150 millones de dólares, distribuidos 120 millones de dólares para la Planta Térmica del Sur y 30 para la línea de transmisión desde la ciudad de Tarija, estimándose que ésta planta estará operando a finales del año 2012.

Setar debe concluir proyecto de anillo energético cuando se conecte al SIN

La empresa de Servicios Eléctricos de Tarija (Setar) antes de que Ende concluya con la construcción de la línea de transmisión de electricidad que viene desde Punutuma y conecta a Tarija al Sistema Interconectado Nacional, (SIN) debe terminar el proyecto del “Anillo Energético” para garantizar el suministro de electricidad a todo el departamento.
El gerente general de Setar, Andrés Ruiz aseguró que tiene conocimiento que Ende concluye su proyecto de interconexión nacional a fines del año 2011 en el mes de noviembre.
“Para ello Setar tiene que finalizar un proyecto que se llama anillo energético, entonces nosotros estamos trabajando como Setar para poder concluir dicho proyecto que es importante para recibir la interconexión nacional”, señaló el gerente.
Acerca de las diferencias y desentendimiento entre Ende y Setar para la construcción de la Planta Termoeléctrica, Ruiz dijo que se debe analizar de acuerdo a la Ley, en el entendido que Setar ya no puede generar energía eléctrica si llega la interconexión nacional.
“Evidentemente se tiene que hacer una planta termoeléctrica en Tarija, que mejor que sea con empresas tarijeñas, con capital propio de la región con las regalías, cualquier persona privada o por último Ende, pero que exista esa Planta en el departamento de Tarija”, sostuvo Ruiz.
Setar es una empresa pública, que cuando se aplique la Ley de Electricidad como se encuentra actualmente, al momento que llegue la interconexión nacional a la provincia Cercado, la empresa eléctrica no puede instalar una planta de generación como Setar.

GasAtacama está dispuesta a hacer negocios con Bolivia

El gerente general de GasAtacama, Chile, Rudolf Araneda, aseguró ayer que hasta 2012 el gas natural de países como Bolivia y Argentina ya no será indispensable para su país, porque se están construyendo plantas de carbón que estarán concluidas en dos años. No obstante, admitió que propusieron al Gobierno de Bolivia hacer negocios con el gas y están a la espera de una respuesta.

“Lo que dije es que terminada esta fase a carbón, el gas ya no se requiere porque las centrales a gas pasan a ser no indispensables, porque serán sustituidas por el carbón y, en ese sentido, es que nosotros en calidad de dueños de la mayor central eléctrica, sí tenemos el interés en el gas (boliviano) aunque debo admitir que la capacidad de carbón que se está instalando hace que no sea imprescindible”, dijo.

Esta afirmación la hizo ayer, durante su exposición referida a la “Integración Energética posible entre Chile y Bolivia” en el segundo Foro Internacional del Gas que culmina hoy.

Propuesta al Gobierno

El empresario reveló que se hizo una propuesta a Bolivia, aunque no quiso decir con qué autoridad se habló del tema. Pero afirmó que están esperando una respuesta.

Admitió, entonces, como empresa, estar abiertos a ser socios estratégicos de Bolivia, y en las condiciones que el Gobierno de Evo Morales diga. “Estamos abiertos a la forma que a Bolivia le parezca más atractiva. Estamos abiertos a acomodarnos a la propuesta que le resulte más funcional”, puntualizó.

Sin embargo, advirtió que el tiempo para la negociación se acorta ya que no es lo mismo tratar hoy que mañana, cuando las plantas de carbón estén operando. Igualmente, informó que se trabaja en la instalación de centrales nucleares, que el 2020 estarían listas y, por tanto, ya no necesitarían de gas.

Una forma rápida de llegar con gas al mercado chileno sería aliarse con esta empresa chilena, que es la mayor distribuidora de energía eléctrica de ese país, ya sea formando una empresa conjunta o de la forma más práctica que le parezca a Bolivia, dijo.

Transporte

Para el transporte, en caso de darse un acuerdo, propone que se use el gasoducto que construyeron hace años cerca de la frontera con Bolivia, porque en ese entonces debían traer gas desde el norte argentino y con una pequeña inversión se podría llegar a territorio boliviano.

jueves, 18 de noviembre de 2010

Campo Margarita retoma sus operaciones

El mantenimiento del campo Margarita, ubicado en el sur del país, concluyó con éxito horas antes de lo previsto y se reanudaron los envíos de gas natural de 13.8 millones de pies cúbicos por día (Mmpcd) al mercado interno, confirmó la Dirección Nacional de Gas Natural (DNGN) de YPFB Corporación. “En las tareas de mantenimiento del campo Margarita se ha optimizado el tiempo, el trabajo estaba previsto que finalice este martes a las 18:00 horas y concluyó antes del mediodía de hoy, se ha terminado en menor tiempo. Va a empezar a fluir gas hacia Tarija, se normaliza todo otra vez”, señala el comunicado de DNGN difundido por YPFB.

Los trabajos de mantenimiento periódico como el que se efectuó entre el 14 al 16 de noviembre de este año son necesarios para prevenir el deterioro de los equipos de explotación y accidentes en el personal que los opera. Pero ahora todo retornó a la normalidad, señala también el informe.

La Figas 2010 inicia con grandes expectativas y algunas ausencias

La segunda versión del Foro Internacional del Gas (Figas 2010) dio inicio la noche de éste miércoles con un acto inaugural en el que no estuvo presente el Gobernador Mario Cossío, encargado de inaugurar el evento y el Alcalde Oscar Montes, responsable de dar la bienvenida a los participantes. Mientras que para hoy se tenía prevista la disertación del presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, (Ypfb) Carlos Villegas, el gran ausente del evento.
Sin embargo, la parte organizadora y los participantes mostraron grandes expectativas para que las experiencias de otros países, sirvan como insumos para una política energética, que se fortalezca en el desarrollo de todo el potencial energético del país.
Para el Comisario de la Figas 2010, Miguel Zabala el evento es un éxito debido a que los organizadores tomaron todas las previsiones hace un año, con un nivel de registro muy alto, a diferencia del pasado año, lo que significa que hay mucha expectativa sobre temas referentes al gas, los hidrocarburos y el tema eléctrico que es la novedad en el Foro.
“Lamentablemente no vamos a contar con la presencia oficial del Gobierno, nos han informado que el presidente de Ypfb no va a estar con nosotros, sin embargo, tenemos la presencia de importantes panelistas nacionales e internacionales, está llegando el secretario electo de la Organización Latinoamericana de Energía, Victorio Oxilia y otros panelistas que ya arribaron de Chile y de Argentina y también panelistas nacionales”, dijo Zabala.
La inscripción de más de 260 participantes demuestra el interés en el país por el tema de la energía sobre el sector hidrocarburos y electricidad. Los panelistas y expositores se encuentran entusiasmados con la realización del Foro, por lo que entre hoy y mañana serán dos días intensos, donde se podrá consolidar la idea de hacer del Figas un escenario de diálogo de propuestas y confrontación de ideas en beneficio del sector energético y del pueblo boliviano.
Zabala, señaló que dentro de las expectativas para mañana, se espera que surjan ideas, propuestas y sugerencias para mejorar la política energética del país en base a propias experiencias y la de otros países presentes en el Foro Internacional del Gas. Las conclusiones podrán convertirse en insumos para la política energética nacional y entregar en su momento las conclusiones al Ministro de Hidrocarburos y al presidente de Ypfb para que, si lo ven conveniente, los tomen en cuenta.
El encargado de inaugurar la segunda versión de la Figas, fue el secretario ejecutivo de la Gobernación Rubén Ardaya, quien estuvo en representación del Gobernador Mario Cossío, que se encuentra de viaje en Santa Cruz y a su llegada sostendrá una serie de reuniones para poder concretar acuerdos y entendimientos con los expertos en la materia.
Ardaya afirmó que “tanta inteligencia e intelectuales reunidos en el evento”, puede ayudar a tener más claridad en cuanto a las políticas departamentales que se deben tener, no sólo para poder incrementar el potencial de reservas de gas y de ventas, sino como utilizar mejor el gas en la política redistributiva que se tiene en el departamento.
Sobre la ausencia de Villegas, la autoridad departamental aseguró que Ypfb no pueden explicar lo que está pasando en Bolivia, que de ser el principal proveedor de América Latina, ahora apenas garantiza el consumo interno del energético. Por ejemplo, se perforaban 63 pozos al año, actualmente solamente se perforan tres, lo que demuestra que algo falló.
“Es hora de la rendición de cuentas, porque hemos pasado de donde estábamos a donde estamos ahora, seguramente tienen el temor del escrutinio público y por eso es que no dan la cara, pero es problema de ellos, porque Tarija tiene su rumbo trazado, sabe hacia donde va y eso es lo más importante”, sostuvo Ardaya.
La gran pregunta es porque Ypfb, no industrializó el gas en el departamento, cuando en cinco o seis ocasiones ya colocaron la piedra fundamental e inauguraron el proyecto. La consulta fue trasladada al presidente ejecutivo de Ypfb Transporte, Cristian Inchauste, quien señaló que el presidente de Ypfb se encuentra con una agenda bastante apretada, debido a que está finalizando el plan de inversiones 2011-2015 siendo esta la razón de su ausencia.
“Este año hubo un cambio de política, pero fue a nivel más alto en el Ministerio de Hidrocarburos y se dispuso que los proyectos de industrialización sean pasados a la nueva entidad llamada Empresa Boliviana en Industrialización de Hidrocarburos, (EBIH) por lo que todos los otros proyectos que Ypfb tenía como la Planta de Gas a Líquidos, (GTL) Planta de Producción de Fertilizantes, Amoniaco, Urea y algún otro proyecto han sido puestos bajo la tuición de la nueva entidad”, explicó Inchauste.
Lo que si quedó en el campo de yacimientos son las Plantas de Separación de Líquidos, como son la de Río Grande y la del Chaco, cuya ingeniería están en fase final y probablemente al año se inicie la construcción.

221 técnicos de YPFB ganan ahora más que el Presidente

A través de un decreto supremo, aprobado por el presidente Evo Morales, el pasado 11 de noviembre, el Gobierno aprobó un incremento salarial para 221 técnicos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos Corporación (YPFB) que ahora recibirán salarios entre 16.000 y 45.000 bolivianos, dependiendo de su especialidad, experiencia y conocimiento.

De este modo, el Gobierno nacional decidió incentivar el desempeño profesional en áreas estratégicas y operativas como la exploración y explotación de hidrocarburos, además de la administración de plantas de separación, componentes de la cadena de producción que son priorizados por YPFB Corporación, señala un reporte de esta entidad.

“Se aprueba la escala salarial para personal especializado en áreas estratégicas y operativas de exploración, explotación y plantas de separación de YPFB, con niveles de remuneración mayores al establecido para el Presidente del Estado Plurinacional”, se lee en el artículo único de la mencionada norma aprobada.

El Gobierno asumió esta determinación el pasado mes de octubre, cuando el ministro de Economía, Luis Arce, señaló que los técnicos especializados en el área de hidrocarburos estaban facultados a ganar por encima del presidente Evo Morales.

Según el decreto (696), este personal no percibirá bonos de carácter recurrente, salvo el bono de antigüedad, aguinaldo, asignaciones familiares, prestaciones de largo y corto plazo de seguridad social y beneficios sociales establecidos legalmente.

“El directorio de YPFB queda facultado para aprobar por resolución expresa la incorporación gradual del personal especializado, debiendo velar por la sostenibilidad económico financiera de YPFB”, añade el decreto.

“La escala salarial aprobada en el parágrafo primero, deberá ser implementada en el marco de lo establecido en el presente decreto supremo, bajo responsabilidad de YPFB”, señala también el documento publicado en la Gaceta Oficial.

En la parte considerativa del Decreto Supremo 696, se establece que el personal especializado que cumplan funciones operativas especializadas, podrán ser remunerados con un salario igual o mayor a lo establecido para el Presidente del Estado Plurinacional, mediante decreto supremo que apruebe la escala salarial, misma que se mantendrá vigente, en tanto no sea modificada por otra norma.

Se trata de una primera medida asumida por el Gobierno después de haber aplicado, hace cuatro años, una reducción salarial de más del 50% para estos mismos profesionales.

miércoles, 17 de noviembre de 2010

Pozo petrolero antiguo sigue produciendo

El pozo Camiri 3 (CAM-3), considerado como el más antiguo del país en operación, registra hasta el presente una producción acumulada de 1.806.211 barriles (Bbls) de petróleo con una densidad de 52,6 grados API (American Petroleum Institute), según un informe de YPFB Andina S.A.

De acuerdo con el informe de la subsidiaria de la estatal petrolera YPFB Corporación, el pozo CAM-3, considerado como un icono en la historia hidrocarburífera de Bolivia, está en declinación; sin embargo, aún aporta entre 20 y 21 barriles diarios de petróleo para el consumo interno.

“Este volumen se suma a los restantes 22 pozos del campo Camiri que en total producen 160 Bbls por día de petróleo y de 18 a 20 Bbls por día de condensado”, informó Erbol.

La perforación del octogenario pozo CAM-3 de YPFB empezó el 27 de junio de 1929 y concluyó el 7 de mayo de 1930 (a 943 metros de profundidad).

Comienza Foro Internacional de Gas en Tarija

El Foro Internacional del Gas (Figas 2010) arrancará este miércoles y se extenderá hasta el viernes, en medio de gran expectativa por la presencia de reconocidos panelistas nacionales y del exterior del país, informaron BZ Group y Reporte Energía.

La realidad de las reservas gasíferas del país, los planes de industrialización y la situación del sector eléctrico serán analizados en la segunda versión del Foro Internacional del Gas, informó Erbol.

En este encuentro se abrirá el debate público-privado sobre “Los nuevos escenarios del negocio energético”. A la fecha se tiene confirmada la presencia de expertos internacionales de Argentina, Brasil, Chile, Estados Unidos y Paraguay, además de los principales ejecutivos de las empresas estratégicas estatales de Bolivia. Participará en el Figas Carlos Villegas, presidente de YPFB, quien expondrá sobre los desafíos de la corporación estatal.

martes, 16 de noviembre de 2010

Declaran desierta la licitación para cerrar dos pozos en Sanandita

El sobreprecio de Bs 210.000 causa el rechazo de la propuesta de Equipetrol SA para el abandono técnico de los pozos SAN-X3 y SAN-X31 del campo Sanandita, en Tarija, por lo que en los próximos días, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) volverá a publicar la licitación.
La única propuesta sobrepasó el 14% el precio de referencia de Bs 1,5 millones, fijados por la petrolera estatal, por lo que se declaró desierta la licitación pública, explica el informe de YPFB. El precio de referencia para este servicio fue fijado en Bs 900.000, recuerda el informe al indicar que el contrato será suscrito el 26 de noviembre.

Chile quiere gas boliviano, pero no se desespera

El ministro de Energía de Chile, Ricardo Raineri, afirmó ayer que la venta de gas boliviano a su país es una decisión que tienen que tomar las autoridades de Bolivia y si el Gobierno de Evo Morales decidiera hacerlo, “Chile estaría dispuesto a recibirlo”.

“Por supuesto que es una oportunidad interesante para nosotros y estamos abiertos a recibir gas de Bolivia”, aseguró el Ministro chileno tras reunirse, por separado, con el titular de la cartera de Hidrocarburos, Fernando Vincenti, y el titular de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, Carlos Villegas.

Sin embargo, al ser consultado sobre cuándo Bolivia podría empezar a vender gas a Chile, Raineri contestó: “Ésas son decisiones que la tienen que tomar ustedes”.

Raineri explicó que tras la crisis de energía de 2004, su país tomó la decisión de invertir en el desarrollo del gas natural. Chile, recordó, posee actualmente una terminal de GNL (gas natural licuado) en la zona de Quinteros, cerca de Santiago, que suministra ese combustible a toda la zona central.

domingo, 14 de noviembre de 2010

Expertos anuncian agotamiento de reservas de petróleo crudo

Peligro: Las empresas que capitalizaron YPFB dieron prioridad a la exportación de gas natural y no realizaron nuevas inversiones.

A.D. Hans Soria O. / Los Tiempos.- La producción nacional de gasolina especial, jet fuel, diésel oil y lubricantes estará en riesgo de colapso dentro de dos a tres años debido a que las reservas probadas de petróleo crudo al parecer disminuyeron drásticamente en los anteriores cinco años.

Los cálculos y análisis corresponden a los expertos Gustavo Rodríguez y Bernardo Prado, basados en datos de la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

Cochabamba produce el 70 por ciento del petróleo crudo, por lo que será el departamento más afectado por la caída por regalías y otros conceptos de la explotación. Al 1 de enero de 2005, el más reciente informe de la certificadora DeGolyer and MacNaughton estableció que las reservas probadas de petróleo crudo y condensado totalizaban 465,2 millones de barriles (MMBbl), de los que 447,3 MMBbl son de condensado y 17,9 MMBbl, de crudo.

Rodríguez estima que las reservas disminuyeron en función al agotamiento natural de los yacimientos sometidos a un proceso de explotación constante.

Con datos oficiales de YPFB, explicó que en los anteriores cinco años, Bolivia ha producido y consumido alrededor de 68,3 MMBbl de condensados y 17,9 MMBbl de crudo, teniendo a la fecha 379,02 MMBbl del primero y prácticamente nada del segundo.

Rodríguez dice que aún quedan 3,9 MMBbl de crudo porque existen pozos que tienen aún reservas que no fueron certificadas. “Entre enero de 2005 y septiembre de 2010, para ser más precisos en los últimos cinco años y 11 meses, los bolivianos hemos consumido todas nuestras reservas de petróleo crudo, y los 3,9 millones de barriles que aún quedan corresponden a siete pozos que están produciendo por encima de lo certificado hace cinco años”, explicó.

Entre el petróleo condensado y el crudo existe gran diferencia. Del primero se obtienen derivados livianos como gasolinas livianas, naftas y vaselinas; mientras que del segundo, diésel oil, jet fuel, kerosene y gasolinas de alto octanaje, que son los que tienen más demanda y son de mayor calidad.

Considerando que actualmente Bolivia produce y consume un promedio de 5.500 barriles de crudo al día, se estima que las refinerías de Cochabamba y Santa Cruz tendrán petróleo crudo por los próximos dos o tres años para producir carburantes y lubricantes de calidad; después habrá que pensar en importar más crudo y sus derivados.

“El petróleo es el principal insumo para las refinerías; si éstas no tienen petróleo para refinar, entonces lo más probable es que se incrementen las importaciones de diésel, gasolina, GLP y otros derivados”, comenta el analista Bernardo Prado.

Entre las causas que precipitaron el agotamiento de las reservas de petróleo crudo, Prado mencionó que las transnacionales que capitalizaron la industria petrolera nacional dieron prioridad al mercado externo del gas y no al mercado interno del petróleo, destinado a la producción de carburantes y lubricantes para el mercado nacional.

“Las empresas transnacionales no buscaron ni encontraron más yacimientos de petróleo que los que había hasta antes de la capitalización (1997), es decir que durante 13 años no invirtieron en la exploración y búsqueda de nuevos yacimientos de petróleo, sino de gas”, agregó Rodríguez. En su criterio, lo que el país necesita son nuevos yacimientos de petróleo crudo, porque la agroindustria, la minería y el transporte internacional se mueven con diésel, que proviene de refinar petróleo. En 1998, dentro el proceso de capitalización, en Bolivia se producía un promedio de 19.000 barriles de petróleo crudo por día; en diciembre del año pasado, 6.000 barriles día, y a octubre de este año, un promedio de 5.300 barriles día. Hubo una reducción constante de la producción.

Bolivia ya ingresó en el club de importadores de carburantes

Desde hace 10 años aproximadamente, Bolivia importa no solamente diésel oil, gasolinas de elevado octanaje y jet fuel, entre otros, para el parque automotor nacional, sino también otros derivados como alquitranes, aceite crudo de petróleo, aceites blancos, líquidos para transmisiones hidráulicas, lubricantes para motores diésel, parafina y betún de petróleo para satisfacer el requerimiento de la industria boliviana, de acuerdo con datos del Instituto Boliviano de Comercio Exterior (IBCE).

Las refinerías de Cochabamba y Santa Cruz, a falta de materia prima, no producen esos derivados en las cantidades requeridas, explica un operario de la refinería de Valle Hermoso, que pidió guardar su identidad.

Según estadísticas del IBCE, las importaciones de hidrocarburos se incrementaron considerablemente en los anteriores cinco años: de 400,27 millones de kilos importados en 2005, por valor de 246,62 millones de dólares, a 739,26 millones de kilos, por 498,93 millones de dólares en 2009.

Hasta septiembre de este año, las importaciones totalizaron 580,70 millones de kilos por un valor de 483,09 millones de dólares. Hasta el 31 de diciembre se estima que puedan superar los 500 millones de dólares.

El Plan de Inversiones de YPFB propone solucionar el desabastecimiento, cada vez más creciente, de combustibles pesados (diésel oil y gasolina automotriz) por la falta de petróleo crudo, construyendo una refinería en el altiplano (El Alto), que tendría capacidad de procesar cada día un promedio de 30.000 barriles de petróleo crudo importado con un presupuesto de 800 millones de dólares año. Rodríguez cuestiona y dice que con la mitad de esos recursos se pueden encontrar nuevos yacimientos de crudo en el bloque Mamoré.

Analista anticipa informe con caída en reserva petrolera

“En lo que a reservas de petróleo se refiere, no existen motivos para suponer que el panorama sea diferente al de las reservas de gas. En ese sentido, se puede afirmar con certeza que el informe de Ryder Scott revelará que las reservas de petróleo en Bolivia han caído con relación a la última certificación realizada al 1 de enero de 2005 por DeGolyer and MacNaughton”, expresó el consultor en temas energéticos Bernardo Prado.

En opinión del analista, la reducción de las reservas se debe principalmente a la falta de inversión en exploración y desarrollo de campos, hecho que va de la mano con el precio regulado del petróleo en el mercado boliviano.

Ya son varios los años en los que no se han realizado las inversiones necesarias para encarar campañas agresivas de exploración y desarrollo de campos, que permitan reponer las reservas de petróleo a medida que éstas se van agotando, aseguró.

“¿Cómo podemos esperar que las reservas de petróleo no se reduzcan en el tiempo si lo extraemos, lo consumimos y no hacemos nada para reponerlo?”, se preguntó Prado. A eso debemos sumar el hecho de que producir petróleo en Bolivia no es algo que las compañías petroleras consideren un buen negocio, sostuvo.

El barril de petróleo está actualmente rozando los 90 dólares en el mercado internacional; mientras que en el mercado boliviano, las petroleras reciben 27 dólares por cada barril de petróleo que producen. Prado afirmó que si a ese valor se resta el 50 por ciento por concepto del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) y regalías, las petroleras se quedan con 13,5 dólares para cubrir costos operativos, recuperar la inversión y obtener ganancia. En 2008, cuando el petróleo alcanzó el récord histórico de 145 dólares por barril en el mercado internacional, la producción de petróleo en Bolivia no se incrementó, por el contrario, se redujo.

jueves, 11 de noviembre de 2010

YPFB presenta un mapa virtual de gasoductos

La empresa transportadora de hidrocarburos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB Transporte S.A.) anunció la renovación de su portal de internet (www.ypfbtransporte.com), que incluye un reporte diario de las exportaciones de gas a Brasil y Argentina, además del consumo del energético en el mercado interno.

Cualquier ciudadano puede conocer las actividades de la principal empresa transportadora de hidrocarburos del país demostrando la transparencia de sus procesos, procedimientos y la dinámica de trabajo, señala un informe de la empresa.

Los visitantes que ingresen a través del mapa de Bolivia pueden conocer las instalaciones y el recorrido de más de 6.000 kilómetros de ductos que transportan gas y líquidos a través de siete departamentos.

Mediante el acceso al portal de información virtual también se puede conocer la identidad, visión, objetivo y otras políticas de la empresa, como la de desarrollo sostenible, con sus tres pilares: el económico, el cuidado del medio ambiente y la responsabilidad con sus públicos.

miércoles, 10 de noviembre de 2010

Petroleras y YPFB Andina habrían admitido caída en reservas de gas

Documento: En exclusiva, las diapositivas entregadas por Ryder Scott a YPFB, en las que se explica el porqué de la baja.

Una interpretación de los datos entregados por la consultora Ryder Scott Company a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), realizada por el ingeniero petrolero Hugo Del Granado, señala que las empresas petroleras que operan en Bolivia, incluida YPFB Andina, pudieron haber admitido una baja en las reservas de gas natural de entre once y ocho trillones de pies cúbicos (TCF, ver infografía de la página 7).

El informe más reciente hecho por una consultora sobre el tema es de DeGolyer MacNaughton, en 2005, que avaló que las reservas probadas llegaban entonces a 15,07 TCF. La anterior semana, el presidente de YPFB, Carlos Villegas, señaló que las reservas gasíferas alcanzan a 12,8 TCF y reveló que se solicitó una enmienda al estudio reciente de la Ryder Scott.

De acuerdo con el método empleado por esta empresa estadounidense especializada en medir reservas de gas y petróleo, y puesto en duda por la estatal petrolera, además de realizar una verificación documental sobre campos desarrollados, obtiene información de las propias operadoras que señalan su estimación sobre volúmenes de reservas.

La Ryder Scott determinó que las reservas de gas natural alcanzan a 8,35 TCF, y las operadoras extranjeras señalaron que llegan a 11 TCF. Del Granado destacó que el tercer grupo consultado y con opinión técnica fue el de los “asociados”, empresas que tienen alianzas de negocios con las operadoras, y entre las cuales se encuentra YPFB Andina: ellas determinaron que las reservas ascienden a 8 TCF.

En conclusión, la Ryder Scott determinó un volumen de reservas que se encuentra entre la estimada por las petroleras extranjeras y las asociadas, pero la empresa estatal pidió un resultado definitivo que será conocido en una semana aproximadamente, según anuncios de Villegas.

Del Granado recordó que Villegas expresó su desacuerdo con el informe de la Ryder Scott, pero no consideró en su análisis las opiniones de las petroleras y asociadas que informaron sobre volúmenes cercanos al dato que sacudió a las esferas de decisión en el sector energético.

En el documento de la compañía estadounidense, que en exclusividad fue entregado a La Prensa por Del Granado, se describe también que los mayores campos gasíferos en el país son San Antonio y San Alberto, en Tarija, con 2,6 y 1,2 trillones de pies cúbicos, respectivamente.

El “cuento” de los increíbles 54,9 TCF

Siete años después de la conclusión del proceso de capitalización de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), un sentimiento triunfalista dominó el ambiente de la actividad energética. Como efecto de las inversiones extranjeras atraídas por un precio del petróleo cotizado a la par del mercado internacional, la actividad cobró importancia.

En el año 2003, las reservas probadas y probables de gas natural en Bolivia ascendieron a 54,9 trillones de pies cúbicos (TCF). Sólo bastaron siete años de actividad hidrocarburífera para aumentar las reservas de 5,7 trillones de TCF registradas en el año 1997 a los 54,9 TCF de 2003. La magia de la inversión externa en el orden de 835 millones de dólares por la asociación de YPFB con los operadores externos multiplicó las reservas de hidrocarburos y algunas compañías inscribieron este recurso energético en las bolsas de valores estadounidenses como su patrimonio, y a la par proyectaron ambiciosos negocios.

Bolivia tenía la segunda reserva más grande de gas en el continente sudamericano, sólo después de Venezuela, y ese potencial le habría permitido convertirse en un proveedor del energético a los mercados de Brasil, Argentina, México y Estados Unidos.

La semana pasada, el presidente de la estatal petrolera, Carlos Villegas, expresó que Bolivia dejó de ser una potencia gasífera y reiteró la existencia de 12 TCF. A principios de 2006, la empresa certificadora de reservas DeGolyer MacNaughton, en un informe correspondiente al 31 de diciembre de 2005, anunció que las reservas probadas en el territorio boliviano eran de 15 TCF, un dato rechazado por Yacimientos Petrolíferos Bolivianos y que determinó la rescisión de contrato con esta empresa evaluadora.

¿Cómo se midieron las reservas de gas?

Las reservas de gas se estiman por los métodos analógico, volumétrico y comportamiento del campo. La consultora Ryder Scott Company usó el método de comportamiento del campo a través de la ecuación de medición, ecuación de balance de materia (MBE Total Structure), que es un método de evaluación con fines académicos de demostración. El estudio entregado a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) duró 240 días y consistió en análisis en los cuatro megacampos del territorio nacional. La estatal petrolera pagó 3,9 millones de dólares por la tarea de evaluación.

El equipo de geólogos y expertos en yacimientos de la Ryder Scott pidió inicialmente la información a las empresas petroleras de los megacampos y campos menores. Después realizaron un análisis y un estudio propio y, en los casos en que tuvieron dudas, volvieron a pedir datos a los operadores de los megacampos y campos pequeños. La Ryder Scott hizo la suma del volumen de gas que existe en los campos Margarita y Huacaya. La empresa sumó los volúmenes de los megacampos Margarita, en Tarija, y Huacaya, en Chuquisaca, porque considera que están interconectados y son un solo campo, y a ellos agregó los campos de San Antonio, San Alberto e Itaú, estos últimos en Tarija.

El dato de 6,926 trillones de pies cúbicos (TCF) corresponde a los campos mayores (revisar infografías de la anterior página) y sumó a los 1,415 TCF de los campos menores. Juntos arrojan el resultado de 8,341 TCF, que la Ryder Scott redondeó en 8,35 TCF. El Gobierno sostiene que las reservas de gas natural alcanzan a 12,8 TCF, a los que considera suficientes para abastecer el mercado externo y el consumo interno.

viernes, 5 de noviembre de 2010

YPFB Transporte y GTB reciben recertificación por TÜV Rheiland

Las empresas transportadoras de hidrocarburos YPFB Transporte SA y Gas TransBoliviano (GTB) fueron recertificadas en sus normas de calidad, luego de un proceso de auditoría por la empresa internacional TÜV Rheiland. Ambas transportadoras forman parte de YPFB Corporación.

TÜV Rheiland, certificadora de renombre internacional, después de ejecutar una exhaustiva auditoría a ambas empresas, recomendó la continuidad de las certificaciones internacionales ISO 9001:2000 (calidad), ISO 14001:2004 (medio ambiente) y OHSAS 18001:2007 (salud y seguridad ocupacional)”, como también de la IS0 10012 de Medición que tiene GTB. Con dichas certificaciones ambas empresas toman el liderazgo de su sector en calidad, medición, seguridad ocupacional y medio ambiente a nivel latinoamericano.

Así lo anunciaron los representantes de la TÜV Rheiland, que llegaron hasta Bolivia para revisar el cumplimiento a las normas ISO por el Sistema de Gestión de Negocios de las compañías, a tiempo de indicar que éstas se destacan por la solidez en sus procedimientos, el compromiso de sus empleados y el liderazgo en el servicio de transporte de hidrocarburos en Bolivia y Sudamérica con calidad y confianza.

Los Presidentes de YPFB Transporte SA y GTB Christian Inchauste y Katya Diedrich respectivamente, expresaron su complacencia por el logro de ambas empresas en el servicio de transporte de hidrocarburos. “Estamos satisfechos por las trabajadoras y trabajadores que con su esfuerzo diario hacen posible estas recertificaciones. Este reconocimiento es el resultado de un continuo mejoramiento de los servicios que prestamos al sector y reafirma nuestro firme y decidido compromiso de seguir como las primeras empresas bolivianas en lograr la certificación integral de las normas”, expresaron.

CUATRO NORMAS DE CALIDAD

La ISO 9001 tiene el objetivo de brindar a sus clientes un servicio de calidad, altamente confiable, seguro y acorde a estándares internacionales. El sistema de gestión de calidad implementado en YPFB Transporte y GTB permite transportar los hidrocarburos con eficiencia. Además, muestra a nuestros accionistas el fruto de una gestión transparente, generándoles confianza en sus inversiones, debido a la reducción de costos operativos a mediano plazo.

Asimismo, la ISO 14001 (medio ambiente) tiene el propósito de contar con un sistema de gestión ambiental que les permita mejorar el desempeño en la operación y establecer conciencia ambiental en sus trabajadores, cumplir con los objetivos ambientales, minimizar riesgos a empleados y comunidades vecinas. Además reducir, optimizar costos e incrementar beneficios económicos mediante el uso de tecnologías coeficientes.

Respecto a la recertificación de la OSHAS 18001 (salud y seguridad ocupacional) ésta tiene el objetivo de contar con un sistema que les permita gestionar la salud y seguridad en sus operaciones. En ese sentido, la salud y seguridad del empleado son las mayores prioridades de la empresa.

Finalmente, la ISO 10012 en la que GTB es la primera empresa del continente en obtenerla, da la certidumbre de que las estaciones de medición del gasoducto Bolivia-Brasil tienen fiabilidad de clase mundial en los registros de exportación de gas natural al vecino país.

SISTEMA DE GESTIÓN

El Sistema de Gestión de Negocios de YPFB Transporte y GTB es una herramienta que les permite ejecutar labores de forma estandarizada, prevenir y reducir riesgos laborales, impactos ambientales y accidentes en la operación. Asimismo, reforzar las relaciones con las comunidades y establecer un rol empresarial responsable en la sociedad, además de mejorar continuamente los procesos y servicios - eficiencia y eficacia.

Informe de reservas de gas estará en 14 días

Oficial: YPFB señaló ayer que solicitó a Ryder Scott que cambie el estudio que no le satisface por la caída en las reservas.

EFE y La Prensa.- El Gobierno anunció ayer que solicitó a la consultora estadounidense Ryder Scott que cambie el informe sobre las reservas de gas del país que no le satisface porque, según fuentes extraoficiales, reporta una caída de 26,7 a 8,3 billones de pies cúbicos. El estudio completo será conocido en dos semanas.

El presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, informó ayer ante la Cámara de Diputados, tras un mes de evasivas oficiales sobre la caída de las reservas, que la modificación fue pedida a la compañía.

“Se detectaron algunos puntos que necesariamente deben ser aclarados y modificados por Ryder Scott”, dijo Villegas. No quiso confirmar si el reporte de Scott habla de sólo 8,3 billones de pies cúbicos, como reveló el analista Hugo Del Granado, causando un gran revuelo.

Villegas comentó que Ryder Scott entregó a mediados de septiembre su informe final de 17 tomos, pero que lo han revisado técnicos de la petrolera estatal.

Los 26,7 billones de pies cúbicos originales corresponden al informe difundido en 2005 por la también estadounidense D'Golyer & MacNaugthon, cuyo contrato fue rescindido en 2006, cuando presentó otro reporte en el que ya bajaba las reservas bolivianas a 12,8 billones. Sin embargo, el Gobierno mantuvo en secreto este último dato hasta hace pocos días, en medio de polémicas y contradicciones en las que también se habló en fuentes oficiales de un volumen de 19 billones.

Villegas dijo que los cambios pedidos a Scott fueron solicitados tanto por YPFB como por las petroleras que operan en Bolivia, según un boletín de la Cámara de Diputados. Entre la docena de firmas que explotan gas en Bolivia están la hispano-argentina Repsol YPF, la brasileña Petrobras, British Gas y la franco-belga TotalfinaElf.

Venezuela posee 200 billones de pies cúbicos de reservas de gas, Argentina 13,2, Brasil 12,7, Perú 11,2 y Colombia 4,4, según informes dados por expertos bolivianos.EFE y La Prensa

jueves, 4 de noviembre de 2010

En octubre Argentina compró en promedio 5,11 MMmcd

En octubre, Argentina compró 158,47 millones de metros cúbicos de gas natural, indica el informe del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) del vecino país. El promedio diario del gas enviado al vecino país estuvo en 5,11 millones de metros cúbicos por día (MMmcd).

El mayor volumen enviado al mercado vecino se registró el 28 de octubre, con 7,79 MMmcd, un día antes 7,66 MMmcd y el 29 llegó a 7,60 MMmcd. Otras jornadas con volúmenes mayores fueron el 11 de octubre con 6,37 MMmcd y el 10 con 5,86 MMmcd.

El resto del mes, el volumen enviado estuvo por debajo de 5 MMmcd, oscilando entre 4,02 y 4,80 MMmcd. El menor volumen corresponde al día 31 con 4,02 MMmcd.

GNL

El mercado argentino también recibió gas natural licuado (GNL) para cubrir su demanda. En octubre este suministro totalizó 70,90 millones de metros cúbicos.

En algunas jornadas de octubre, Argentina recibió GNL inclusive por encima del volumen adquirido de Bolivia.

En los primeros días del décimo mes, el volumen de GNL fue mayor al enviado por Bolivia. El 1 de octubre, Argentina recibió 7,97 MMmcd de ultramar y de Bolivia tan sólo 4,74 MMmcd.

Luego el día 2, el GNL sumó 7,97 millones y el país sólo envió 4,72 MMmcd. El día 3 el volumen fue 7,98 MMmcd, en tanto que el gas que envió Bolivia sólo fue 4,67 MMmcd.

De igual manera ocurrió los días 13, 14, 15, 18, 19 y 31 de octubre, aunque la diferencia fue menor a un MMmcd. Sin embargo, 14 días, Argentina no consumió GNL.

miércoles, 3 de noviembre de 2010

Gobernación afina gran Cumbre Energética

Con el objetivo de tratar el tema hidrocarburífero, la Gobernación de Tarija ultima detalles para la realización de una gran cumbre energética departamental a realizarse la próxima semana. Los puntos a discutir serán el tema de las reservas de Margarita y Huacaya, la participación de Tarija en el directorio de Ypfb, la industrialización de los hidrocarburos y el Gasoducto Villa Montes-Tarija (GVT). Empero la Presidenta de la Asamblea, calificó el anuncio como provocación.

El encuentro fue socializado por el Secretario de Hidrocarburos Mario Cavero, como también por el Secretario de Coordinación de la Gobernación, Mauricio Lea Plaza, quienes argumentan que la intención del Gobierno Central es desestabilizar a la Gobernación mediante una estrategia donde se estaría contemplado el escándalo de las reservas de Campo Margarita.

El anuncio de la cumbre fue censurado por la Presidenta Aluida Vilte, quien calificó la iniciativa como una provocación, "Espero de que con esta cumbre no tengamos que lamentar un enfrentamiento entre hermanos bolivianos. Quiero pedirle al gobernador que analice la situación; deje de mentir y que asuma la responsabilidad de informar a la población tarijeña", manifestó. Por otra parte, en Tarija la Comisión de Hidrocarburos de la Asamblea Legislativa se opone a la creación de una comisión especial para el tratamiento de este tema, aludiendo que ya existe una comisión ordinaria. A su vez el presidente de la comisión Jhonny Torres aclaró que Tarija no quiere quedarse con algo que no es suyo, "lo que Queremos que el Gobierno nos muestre un procedimiento claro", indicó a tiempo de cuestionar quienes son los titulares en este proceso.

Reveló que desconoce cuándo tocarán el tema por que el directorio no les convocó, "la agenda la maneja la presidenta, entonces nos convocará cuando le parezca conveniente", añadió. A su vez el Secretario Mauricio Lea Plaza dejó en claro que el Gobernador estará presente en la Asamblea Departamental cuando se le fije una audiencia, pero no así en una petición de informe oral.


Chuquisaca

Entretanto Chuquisaca no está con los brazos cruzados, organizaciones sociales y representantes de todas las fuerzas políticas sellaron unidad por la causa y tras la audiencia con el presidente de Ypfb, Carlos Villegas, esperan conocer el pronunciamiento oficial de Tarija sobre la posible realización de un nuevo estudio que determine si el campo Margarita es un reservorio compartido y, si es así, cuánto de regalías le corresponde a cada Departamento.

Bolivia podría industrializar su gas sacrificando mercado de exportación

Este año se está perforando un pozo, el Aquío X-1, y a principios del 2011 se empezará a perforar en Camiri, el Sararenda X-1.

El proceso de industrialización de gas que tiene pensado realizar el Gobierno, podría llevarse a cabo pero se debería sacrificar el gas vendido a Argentina o Brasil, el mismo que sería riesgoso ya que no existen inversiones en exploración, dijo a EL DIARIO el experto de hidrocarburos, Álvaro Ríos.

Si el país quiere optar por industrializar su gas, se tiene dos opciones en criterio del analista: una de ellas sería esperar un largo tiempo hasta que se encuentre nuevas reservas pero esto sería un período largo y no de manera inmediata.

“Lo que podríamos hacer temporalmente para viabilizar algún proceso de industrialización sería utilizar estas reservas existentes, pero debemos tener inmediatamente inversiones para exploración, reponiendo las reservas utilizadas y poder cumplir nuestros contratos hacia adelante”, manifestó Ríos.

Explicó también que si se quiere viabilizar una industrialización a mediano plazo debemos tomar en cuenta que el país tiene reservas que ya están comprometidas a los mercados extranjeros porque tenemos que cumplir los contratos.

Las reservas son de 9,7 Trillones de Pies Cúbicos (TCF, sigla en inglés), de las cuales 4,1TCF son para el mercado argentino, 3,8 TCF para el mercado brasileño y 1,5 TCF para el mercado interno, teniendo un remanente de 0,3 y para la industrialización de gas se necesita un aproximado de 4,3 TCF, que sería el déficit.

“Es una manera de hacerlo, pero para ello es muy preponderante que si se va a realizar uno o dos proyectos de industrialización que queremos que se hagan, lo que tenemos que incentivar es la exploración, modificando la Ley de Hidrocarburos, la parte estructural, el nuevo modelo de contrato y hacer un análisis de por qué no está funcionando de manera que se obtenga inversión”, comentó el experto.

Este es el camino que se debería seguir y la baja de las reservas no debería ser ningún pánico porque Bolivia tiene potencial bajo la tierra y lo que se tiene que hacer es reactivar el ciclo exploratorio.

INVERSIONES

Hasta el 2012, se invertirá alrededor de 2.500 y 3.000 millones de dólares que le harán bien al país, dijo el experto en hidrocarburos.

“Siempre dijimos que el Gobierno hizo bien, firmando la adenda del contrato de gas con la Argentina con cláusulas de penalidades, de cumplimiento de contrato y respaldadas para realizar un contrato serio. Creo personalmente es un contrato que se lo debe aplaudir y en virtud de ese contrato es que se están realizando inversiones desde el 2010, 2011 y virtualmente el 2012 en los campos de Margarita, Huacaya, San Alberto, Itau y San Antonio en pozos de desarrollo en líneas de recolección, en plantas, en el ducto que se debe ampliar para llegar a la Argentina, en líneas para evacuar los líquidos asociados al gas natural”, manifestó Ríos.

Comentó que en el período 2010- 2012 el país tendrá una inversión entre 2,500 y 3.000 millones de dólares, en estos campos grandes, además existen inversiones menores para desarrollar algunos campos que se están llevando a cabo pero son de menor capacidad principalmente la empresa petrolera Chaco, en el norte de Bolivia.

“Son pequeñas inversiones para mejorar la producción en algunos campos como en el Chapare, Bulo Bulo y en algunos otros campos menores”, comentó Ríos.

EXPLORACIÓN

Ríos comentó que dentro el ámbito exploratorio, es donde entra la preocupación por razones técnicas y por falta de exploración en los últimos siete años, pues las reservas de gas están en el orden de 9, 7 TCF.

“No existe una situación de pánico, pero no vemos que el país pueda captar nueva exploración de YPFB o de cualquier empresa. Tampoco hay indicios que existan exploraciones agresivas que es lo que necesita el país en los próximos años”, manifestó Ríos.

Afirmó que para este año se está perforando un pozo, el Aquío X-1, y que a principios del 2011 se empezará a perforar en Camiri, el Sararenda X-1. “Entonces estos, son pozos exploratorios, llevándonos a un pozo exploratorio por año”, agregó.

PLANES

“Bolivia requiere perforar de 10 a 15 pozos exploratorios al año y para esto es importante detonar la exploración, pero no conocemos planes explícitos de exploración en el país. Se conoce del interés para el Bloque Acero por parte de la empresa Gazprom que hace tiempo está buscando firmar un contrato en Bolivia, pero las condiciones se están cerrando y tienen dificultades”, sostuvo.

Manifestó que en este marco, es importante mirar y hacer un ajuste en el marco legal, institucional, jurídico de impuestos para ver porque no se puede incentivar la exploración en el país, que es lo que se necesita para el largo plazo.

“En los próximos diez años, el país debe lograr probar nuevas reservas mayores a 10 TCF”, porque de otra manera “están en riesgo no sólo la industrialización, sino también el abastecimiento energético y los ingresos fiscales a partir del 2020”, según el ex superintendente de Hidrocarburos, Carlos Miranda.

Con la finalidad de evadir el peligro de desabastecimiento de hidrocarburos y el desplome de los ingresos fiscales, en la próxima década, el país deberá certificar más de 10 trillones de pies cúbicos (TCF) de reservas probadas de gas natural y perforar por lo menos 65 pozos exploratorios en los siguientes años, dijo a la agencia ANF.