viernes, 31 de marzo de 2017
Incahuasi: El plazo a YPFB corre desde el 22 de marzo
¿Y LAS REGALÍAS?
Hasta que la Gobernación de Chuquisaca no active una acción popular, que podría dejar en suspenso este pago, Santa Cruz seguirá cobrando las regalías que genere el campo gasífero Incahuasi.
El plazo de 30 días que dio un juez a YPFB para que elabore un nuevo estudio sobre la delimitación del campo Incahuasi corre oficialmente desde el pasado 22 de marzo, según informó ayer la Gobernación de Chuquisaca, tras algunas declaraciones que alertaron que este plazo ya estaría por vencerse.
El 8 de marzo, el juez público 4° de Familia constituido en Tribunal de Garantías, Wilfredo Núñez, llegó a la conclusión de que YPFB vulneró el derecho al debido proceso al proporcionar límites referenciales para el estudio que otorgó a Santa Cruz el 100% de la propiedad del campo Incahuasi, y conminó a realizar un nuevo estudio sobre Incahuasi.
“Se ha dispuesto que YPFB dentro de un término de 30 días elabore un nuevo estudio y de los resultados de este trabajo se proceda a determinar si efectivamente Chuquisaca no tiene derecho alguno a percibir regalías o por el contrario sí”, sostuvo en ese entonces Núñez.
El portavoz jurídico de la Comisión para la defensa del Campo Incahuasi, Germán Gutiérrez, dijo el miércoles que el plazo de 30 días que dio el juez a YPFB estaba al borde de cumplirse.
“Los plazos son inamovibles, irrevisables y tienen que cumplirse sí o sí y repito habrá que consultar esta vez a la Gobernación qué seguimientos está haciendo para que no nos metan gato por liebre como sucedió la anterior vez”, señaló.
Sin embargo, ayer, el secretario Departamental Jurídico, Armin Cortez, informó que el plazo corre desde el 22 de marzo, fecha en la que se notificó a las partes con el resultado de la enmienda y complementación que interpuso la Gobernación.
La sentencia ahora radica en el Tribunal Constitucional Plurinacional, cuya Comisión de Admisión todavía no efectuó el sorteo del caso al magistrado relator.
En materia de amparos constitucionales, como es el que presentó la Gobernación para invalidar el estudio de YPFB sobre Incahuasi, la norma establece un plazo de 30 días para pronunciarse una vez que sea sorteado el juez relator.
Hay una salvedad, sin embargo. El plazo puede ampliarse en casos excepcionales por 15 días más.
El Tribunal Constitucional tardaba de dos años y medio a tres años para pronunciarse por la carga procesal que tenía, pero ahora está resolviendo estos casos dentro de cinco a seis meses.
Cortez dijo que YPFB no tiene excusas para incumplir el plazo pese a que incluso la resolución del juez fue remitido en revisión al Tribunal Constitucional.
“Si YPFB se negase a cumplir la resolución de amparo constitucional nosotros tendríamos que accionar inmediatamente un proceso penal por incumplimiento a resoluciones judiciales en contra del Presidente Ejecutivo de YPFB para que cumpla”, sostuvo.
Comisión pide procesar a Achá
La Comisión técnico jurídica para la defensa del Campo Incahuasi planteó procesar penalmente al presidente interino de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Guillermo Achá, por incumplir la Ley de Hidrocarburos al descartar el traslado de la Gerencia de Redes y Ductos, de La Paz a Sucre.
El portavoz jurídico de la Comisión para la defensa del Campo Incahuasi, Germán Gutiérrez, expresó que Achá respondió al pedido de cumplir la ley pero habría descartado esa posibilidad.
"El Presidente (de Yacimientos) nos respondió, y con esto ya lo procesaba penalmente, dice que administrativamente han cambiado la estructura de YPFB (...)", afirmó Gutiérrez al denunciar que Achá se arroga ilegalmente una función que le compete a los parlamentarios.
En octubre pasado, el vicepresidente Álvaro García Linera se reunió con los representantes de Chuquisaca y en esa oportunidad, habría dicho que la ley es para cumplir y que este tema va a ser respondido y comunicado por el propio presidente Evo Morales en una próxima oportunidad.
Según Gutiérrez, la Gerencia de Redes y Ductos de YPFB actualmente funciona en La Paz con 300 funcionarios.
La Gerencia Nacional de Redes y Ductos, que debería estar en Sucre así como funcionan otras reparticiones similares de YPFB en los demás departamentos productores e incluso en La Paz, por mandato de la Ley 3058 del 17 de mayo de 2005.
jueves, 30 de marzo de 2017
5 consideraciones sobre la caída del petróleo
Los precios del petróleo cayeron casi un 10 por ciento en la última semana, alcanzando su nivel más bajo desde que la OPEP acordó recortar la producción en noviembre.
Hay cinco factores que han contribuido al incremento de la venta que podrían dictar la sostenibilidad del Brent a un precio mayor a 50 dólares por barril.
1. El Esquisto
La industria del esquisto en Estados Unidos ha regresado con fuerza, debido a que los precios del petróleo están por encima de los 50 dólares por barril. Después de dos años de contracción, la Administración de Información de Energía (EIA, por sus siglas en inglés) de Estados Unidos prevé que la producción aumentará 300 mil barriles diarios a 9,2 millones de b/d en 2017 antes de agregar 500 mil b/d adicionales el próximo año.
Ésos son números mayores, pero sólo cuentan la mitad de la historia. La industria redujo los costos durante los dos años de la crisis y los ejecutivos hablan de mayor eficiencia y ganancias en la producción, lo que lleva a muchos a pronosticar un repunte aún mayor.
La velocidad de la recuperación del esquisto es un recordatorio de que la industria debe adaptarse a un gran cambio estructural y no sólo reaccionar ante un exceso a corto plazo. Las compañías petroleras están dirigiendo el gasto hacia las obras más productivas como la Cuenca Pérmica en Texas. Las plataformas de perforación en Estados Unidos alcanzaron los niveles más altos en 18 meses. Otros productores, como aquellos enfocados en las arenas bituminosas canadienses, también redujeron costos.
“Dada la mejora en las curvas de producción del Pérmico y la fortaleza de la canadiense, la producción combinada de Estados Unidos y Canadá aumentará en un millón de b/d en 2017”, señalaron analistas de Energy Aspects la semana pasada.
2. La OPEP
Una producción norteamericana más fuerte de la esperada representa una seria amenaza para la OPEP. El cartel de 13 miembros impulsó con éxito los precios a fines del año pasado tras acordar recortes de suministro incluyendo también a otros grandes productores de fuera del grupo, como Rusia.
No obstante, después de un aumento inicial en diciembre, los precios se establecieron por encima de los 50 dólares por barril en los primeros dos meses de 2017, a pesar de que el grupo se acercaba colectivamente a su objetivo de producción. El grupo se enfrentará a una decisión difícil cuando se reúna el próximo 25 de mayo.
Podría extender los recortes existentes, lo que muchos analistas creen que podría finalmente reducir los inventarios hacia la segunda mitad del año.
Podría acordar recortes aún más profundos para dar un nuevo impulso al precio, sabiendo que esto seguramente cedería una mayor cuota de mercado a otros países productores o la OPEP podría abandonar los intentos de gestionar el mercado y volver a una guerra de precios, una estrategia que el grupo sólo adoptó plenamente durante 2015 antes de que el daño de los bajos precios impactara demasiado a las economías dependientes del petróleo.
La primera opción puede ser la más probable, a menos que la cohesión entre los países participantes comience a desentrañarse si la actual caída de precios perdura. Arabia Saudita, el mayor exportador del mundo, ha sostenido consistentemente que no realizará todo el trabajo pesado por su cuenta.
Rusia, el mayor exportador de crudo fuera de la OPEP, hasta ahora se ha mostrado reticente a tomar medidas adicionales en vista de la recuperación del esquisto. Moscú dijo el martes de la semana pasada que era “demasiado pronto” para decidir, sosteniendo que los productores de esquisto “están ejerciendo presión sobre el mercado de petrolero”.
3. Los Inventarios
El mayor problema a corto plazo para la OPEP es que los inventarios estadounidenses siguen aumentando. Las liquidaciones se iniciaron hace dos semanas después de que la EIA informó que los inventarios de crudo habían subido por novena semana consecutiva a un máximo histórico de más de 528 millones de barriles.
Mientras que algunos analistas sostienen que los suministros de petróleo se están endureciendo en otras partes del mundo, Estados Unidos tiene los mejores y más actualizados datos, dándole una influencia excesiva sobre el mercado. Estados Unidos sigue siendo el mayor consumidor mundial de petróleo, convirtiéndolo en el principal campo de batalla entre el esquisto y la OPEP.
Los inversores se habían alineado para respaldar los recortes de la OPEP, apostando al aumento de los precios durante los dos primeros meses de este año. La posición larga neta (la diferencia entre las apuestas sobre el alza y la caída de los precios) de ambos, el Brent y el West Texas Intermediate, índice de referencia estadounidense, había alcanzado los 951 millones de barriles, o el equivalente a 10 días de demanda de petróleo, para el 21 de febrero.
Pero el fracaso del petróleo en alcanzar precios más altos en 2017 ha significado que esta postura sea cada vez más cara de defenderse. Los operadores dicen que no es sorprendente que los fondos hayan comenzado a reducir su posición, un movimiento que probablemente se aceleró después de la caída del pasado 15 de marzo.
5. La demanda
Aunque el panorama del suministro tiene muchas partes móviles, la demanda debe ser más fácil de interpretarse y puede proporcionar cierta comodidad a la OPEP. El grupo elevó sus estimaciones y pronostica un crecimiento cercano a los 1,3 millones b/d, alcanzando un promedio de 96,3 millones de b/d en 2017. Mientras que el auge de los coches eléctricos ha llevado a algunos grandes actores de la industria a advertir sobre la "demanda máxima" de petróleo en un futuro próximo, otros son mucho más escépticos.
Los analistas de Morgan Stanley señalan que la flota global de vehículos convencionales aumenta en 40 millones de vehículos anuales, neto de desguace. Sólo eso debería representar unos 600 mil b/d de crecimiento o la mitad del promedio de 10 años. Un mayor uso en aviones, carga y petroquímicos también aumentará el consumo.
“El petróleo es una fuente de energía madura y la eficiencia está mejorando”, dijo Martijn Rats en Morgan Stanley. “Pero la ‘demanda máxima’ no será alcanzada en el corto plazo”.
Petrolera Shell asegura que en Bolivia existe una gran cantidad de áreas inexploradas
El vicepresidente ejecutivo de Gas Integrado de la petrolera Shell, Maarten Wetselaar, afirmó que en Bolivia existe una gran cantidad de áreas inexploradas donde pueden encontrarse importantes yacimientos de hidrocarburos, por lo que ratificó el interés de esa firma anglo holandesa para invertir en el país, informó este jueves el Ministerio de Hidrocarburos.
Wetselaar se refirió al tema luego de un sobrevuelo al megacampo Margarita, en el departamento sureño de Tarija.
"El alto equipo de profesionales que tenemos en el área exploratoria de Shell que trabaja en Bolivia nos ha informado que definitivamente en Bolivia existe una gran cantidad de áreas inexploradas", aseguró Wetselaar, citado en un boletín del Ministerio de Hidrocarburos.
Explicó que el interés de Shell está enfocado en el bloque Iñiguazu y Huacareta, pero no descartó la posibilidad de concretar actividad exploratoria en otras áreas potenciales del país.
"Continuamente vamos a estar buscando por nuevas provincias que nos puedan ofrecer ese potencial exploratorio con el fin de poder ayudar al desarrollo del sector en Bolivia", remarcó.
Wetselaar agregó que la experiencia que posee Shell, con gran presencia a nivel mundial, será aplicada en Bolivia.
"En el mercado mundial hay un crecimiento del 2 por ciento cada año, pero si hablamos específicamente del mercado que rodea a Bolivia, este es un mercado muy fuerte, latente, con un crecimiento constante. Esa demanda energética que podemos ver en países como Argentina, Brasil es una tremenda oportunidad para el gas boliviano", subrayó. (30/03/2017)
Novillo pide a Transparencia denunciar caso a la Fiscalía
La Unidad de Transparencia del Ministerio de Hidrocarburos, a cargo de Edmundo Novillo, pidió al ministro de Justicia y Transparencia Institucional, Héctor Arce, remitir los obrados a la Fiscalía General del Estado, para que prosiga las investigaciones realizadas por dicha unidad, sobre presuntas como graves irregularidades detectadas en la compra de tres perforadoras para YPFB a la empresa italiana Drillmec. El equipo está valorado en $us 148.8 millones.
DECLARACIÓN
“Se tomó la decisión de que el Ministerio de Justicia y Transparencia inicie las investigaciones correspondientes del caso y se presente la denuncia al Ministerio Público contra los responsables de este proceso irregular”, declaró Novillo, luego que la estatal petrolera presentó documentación incompleta a la Fiscalía.
El pasado 14 del presente mes, Novillo denunció irregularidades en el proceso de compra por YPFB (Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos) de taladros a la empresa Drillmec, en $us148.8. Empero, se informó que la firma no presentó, además de otros, los documentos del registro de comercio ni su inscripción tributaria en el país, pese a lo cual logró adjudicarse el millonario contrato.
POSIBLE ENCUBRIMIENTO
El ministro de Economía, Luis Arce, manifestó que la Fiscalía devolvió los documentos que presentó el presidente de YPFB, Guillermo Achá, porque no contaba con los fundamentos legales para el inicio de una querella penal contra los responsables del caso.
DIRECTORIO
“Tenemos entendido que el Directorio de estatal petrolera determinó remitir el informe de Transparencia a la Contraloría General del Estado y a la Fiscalía, para que inicien las investigaciones; sin embargo, fue devuelto porque no se acompañó la documentación respectiva, aparte de que no contaba con los fundamentos suficientes para que el Ministerio Público inicie con las pesquisas”, resaltó el ministro Arce.
IMPLICADOS
Una de las conclusiones que mencionó el representante de la Unidad de Transparencia es que en este proceso existirían terceras personas implicadas, las cuales no serían funcionarios de la empresa estatal, por lo que deben ser investigadas y convocadas por el Ministerio Público. Dichas personas tendrían que explicar su participación en el proceso de contratación. Novillo se abstuvo de revelar quienes serían los presuntos involucrados en el caso.
DRILLMEC
En la carta enviada al canciller, Fernando Huanacuni, la firma italiana, a mediados de este mes, señaló que el Grupo Trevi (Drillmec SPA), donde el Estado italiano tiene una participación a través del Fondo Strategico Italiano (FSI), se quejó del trato “injusto y descomedido” que estaría recibiendo por la adjudicación de un contrato con la estatal petrolera, la cual calificó de legal.
DECLARACIÓN
“Se tomó la decisión de que el Ministerio de Justicia y Transparencia inicie las investigaciones correspondientes del caso y se presente la denuncia al Ministerio Público contra los responsables de este proceso irregular”, declaró Novillo, luego que la estatal petrolera presentó documentación incompleta a la Fiscalía.
El pasado 14 del presente mes, Novillo denunció irregularidades en el proceso de compra por YPFB (Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos) de taladros a la empresa Drillmec, en $us148.8. Empero, se informó que la firma no presentó, además de otros, los documentos del registro de comercio ni su inscripción tributaria en el país, pese a lo cual logró adjudicarse el millonario contrato.
POSIBLE ENCUBRIMIENTO
El ministro de Economía, Luis Arce, manifestó que la Fiscalía devolvió los documentos que presentó el presidente de YPFB, Guillermo Achá, porque no contaba con los fundamentos legales para el inicio de una querella penal contra los responsables del caso.
DIRECTORIO
“Tenemos entendido que el Directorio de estatal petrolera determinó remitir el informe de Transparencia a la Contraloría General del Estado y a la Fiscalía, para que inicien las investigaciones; sin embargo, fue devuelto porque no se acompañó la documentación respectiva, aparte de que no contaba con los fundamentos suficientes para que el Ministerio Público inicie con las pesquisas”, resaltó el ministro Arce.
IMPLICADOS
Una de las conclusiones que mencionó el representante de la Unidad de Transparencia es que en este proceso existirían terceras personas implicadas, las cuales no serían funcionarios de la empresa estatal, por lo que deben ser investigadas y convocadas por el Ministerio Público. Dichas personas tendrían que explicar su participación en el proceso de contratación. Novillo se abstuvo de revelar quienes serían los presuntos involucrados en el caso.
DRILLMEC
En la carta enviada al canciller, Fernando Huanacuni, la firma italiana, a mediados de este mes, señaló que el Grupo Trevi (Drillmec SPA), donde el Estado italiano tiene una participación a través del Fondo Strategico Italiano (FSI), se quejó del trato “injusto y descomedido” que estaría recibiendo por la adjudicación de un contrato con la estatal petrolera, la cual calificó de legal.
Problemas en el sector Petroleras aportan 18% de inversión en hidrocarburos
La Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE) observó un escenario complejo para las inversiones hidrocarburíferas en el país, donde el Estado, a través de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), tuvo la mayor participación, con el 83%, frente al 18% de las operadoras privadas. Advirtió de un relacionamiento cada vez más tenso entre los diferentes actores de la cadena.
La presidenta de la CBHE, Claudia Cronembold, en su ponencia sobre el contexto global y nacional del sector hidrocarburos, señaló que el liderazgo en lo local está en manos de la empresa estatal YPFB, por lo que tiene derecho sobre todas las áreas.
YPFB
“Es el principal cliente de nuestro sector, después tenemos empresas de servicios que tienen de cliente a YPFB y que estructuran sus planes en función a los acuerdos que logran con la empresa estatal, los contratistas y las comunidades. Tenemos un sistema bastante complejo con muchos actores que cada vez están más tensionados”, aseguró.
EXPLORACIÓN
Cronembold informó que mientras el año 2004 se perforó 63 pozos con fines exploratorios, entre el 2006-2015 se llegó a perforar a 58, lo cual muestra que la actividad exploratoria estuvo en segundo plano.
“Para 2016 se preveían 16 pozos exploratorios, se realizaron 14, de estos se concluyeron diez (…). Los resultados de 2016 fueron que diez pozos fueron perforados, donde tenemos el 70% seco y tres dieron positivos, confirmando las probabilidades de éxito del 30%, no es una impericia del sector, son indicadores mundiales”, explicó.
La ejecutiva dijo que, a pesar del avance tecnológico, la probabilidad de éxito en los procesos de exploración no mejoró, pues no sólo depende de las tareas de sísmica, sino también de las características de las rocas que rodea el bolsón del reservorio.
ÍNDICE DE ÉXITO
“Hay una alta expectativa en la comunidad donde se opera por resolver los problema que presenta, lograr una compensación adecuada, al mismo tiempo hay una gestión financiera bastante importante, porque son proyectos de largo alcance con inversiones muy altas; un pozo exploratorio puede costar entre 80 y 120 millones de dólares, y el índice de éxito es del 30%”, mencionó.
La especialista dijo que los inversionistas no sólo deben hallar los sitios de exploración sísmica y perforación que demora dos años, pues una vez que tienen información sobre la presencia de un bolsón de hidrocarburos, debe operar en promedio ocho años antes que ingrese a la fase de producción.
YPFB proyectó para el 2017 inversiones estatales por 1.530 millones de dólares que representarán el 81,6% del sector hidrocarburos, y 344,3 millones de dólares por parte de las operadoras privadas, lo que representará el 18,4%.
“En la industria hay altos estándares de inversión y nos regimos en prácticas mundiales, no necesariamente locales; hay una complejidad logística, gran parte de los pozos están en el sur del país que tiene bastante serranías, con complejidad muy alta, por tanto hay un alto costo y deficiencias técnicas; al haber tantos actores, en algunas concentraciones se generan problemas”, mencionó.
LITIGIOS
Cronembold también observó los litigios, las boletas de garantías y los sistemas de pago, indicando que son aspectos que hay que mejorar. “El tener prácticamente dos actores importantes operando en el mismo lugar ha hecho más compleja la interrelación entre contratistas, y la estatal es la que certifica el trabajo, por lo que es un trabajo que requiere mucha coordinación”, sostuvo.
PRODUCCIÓN Y RESERVAS
Basada en datos oficiales de la última certificación de reservas en el país, de 2013, dio cuenta de reservorios por 10.45 trillones de pies cúbicos (TCF). Cronembold añadió que el volumen actual garantiza la producción en el mismo nivel, por diez años más.
“Por eso son tan importantes las inversiones que se hacen en exploración, porque tenemos un índice de éxito del 30% y un período de ocho años para que entre a la fase de producción. Es importante determinar los recursos que se destinan a la incorporación de reservas a través de la exploración”, subrayó.
CERTIFICACIÓN
La experta dijo, asimismo, que para que una compañía especializada certifique las reservas bolivianas no sólo toma en cuenta los pozos, sino la infraestructura que el país brinda; es decir, si cuenta también con gasoductos y mercados asegurados.
Señaló que, según los datos oficiales, aumentó el volumen de producción de gas, llegando a 59 Millones de metros cúbicos día (Mmmcd) de gas; se vendió en 2016 a Brasil un volumen máximo 31 Mmmcd, y en promedio fue de 29,4 Mmmcd, mientras que a Argentina se exportó un máximo 18 Mmmcd y en promedio 15 Mmmcd. El mercado interno consumió en promedio 14 Mmmcd.
La presidenta de la CBHE, Claudia Cronembold, en su ponencia sobre el contexto global y nacional del sector hidrocarburos, señaló que el liderazgo en lo local está en manos de la empresa estatal YPFB, por lo que tiene derecho sobre todas las áreas.
YPFB
“Es el principal cliente de nuestro sector, después tenemos empresas de servicios que tienen de cliente a YPFB y que estructuran sus planes en función a los acuerdos que logran con la empresa estatal, los contratistas y las comunidades. Tenemos un sistema bastante complejo con muchos actores que cada vez están más tensionados”, aseguró.
EXPLORACIÓN
Cronembold informó que mientras el año 2004 se perforó 63 pozos con fines exploratorios, entre el 2006-2015 se llegó a perforar a 58, lo cual muestra que la actividad exploratoria estuvo en segundo plano.
“Para 2016 se preveían 16 pozos exploratorios, se realizaron 14, de estos se concluyeron diez (…). Los resultados de 2016 fueron que diez pozos fueron perforados, donde tenemos el 70% seco y tres dieron positivos, confirmando las probabilidades de éxito del 30%, no es una impericia del sector, son indicadores mundiales”, explicó.
La ejecutiva dijo que, a pesar del avance tecnológico, la probabilidad de éxito en los procesos de exploración no mejoró, pues no sólo depende de las tareas de sísmica, sino también de las características de las rocas que rodea el bolsón del reservorio.
ÍNDICE DE ÉXITO
“Hay una alta expectativa en la comunidad donde se opera por resolver los problema que presenta, lograr una compensación adecuada, al mismo tiempo hay una gestión financiera bastante importante, porque son proyectos de largo alcance con inversiones muy altas; un pozo exploratorio puede costar entre 80 y 120 millones de dólares, y el índice de éxito es del 30%”, mencionó.
La especialista dijo que los inversionistas no sólo deben hallar los sitios de exploración sísmica y perforación que demora dos años, pues una vez que tienen información sobre la presencia de un bolsón de hidrocarburos, debe operar en promedio ocho años antes que ingrese a la fase de producción.
YPFB proyectó para el 2017 inversiones estatales por 1.530 millones de dólares que representarán el 81,6% del sector hidrocarburos, y 344,3 millones de dólares por parte de las operadoras privadas, lo que representará el 18,4%.
“En la industria hay altos estándares de inversión y nos regimos en prácticas mundiales, no necesariamente locales; hay una complejidad logística, gran parte de los pozos están en el sur del país que tiene bastante serranías, con complejidad muy alta, por tanto hay un alto costo y deficiencias técnicas; al haber tantos actores, en algunas concentraciones se generan problemas”, mencionó.
LITIGIOS
Cronembold también observó los litigios, las boletas de garantías y los sistemas de pago, indicando que son aspectos que hay que mejorar. “El tener prácticamente dos actores importantes operando en el mismo lugar ha hecho más compleja la interrelación entre contratistas, y la estatal es la que certifica el trabajo, por lo que es un trabajo que requiere mucha coordinación”, sostuvo.
PRODUCCIÓN Y RESERVAS
Basada en datos oficiales de la última certificación de reservas en el país, de 2013, dio cuenta de reservorios por 10.45 trillones de pies cúbicos (TCF). Cronembold añadió que el volumen actual garantiza la producción en el mismo nivel, por diez años más.
“Por eso son tan importantes las inversiones que se hacen en exploración, porque tenemos un índice de éxito del 30% y un período de ocho años para que entre a la fase de producción. Es importante determinar los recursos que se destinan a la incorporación de reservas a través de la exploración”, subrayó.
CERTIFICACIÓN
La experta dijo, asimismo, que para que una compañía especializada certifique las reservas bolivianas no sólo toma en cuenta los pozos, sino la infraestructura que el país brinda; es decir, si cuenta también con gasoductos y mercados asegurados.
Señaló que, según los datos oficiales, aumentó el volumen de producción de gas, llegando a 59 Millones de metros cúbicos día (Mmmcd) de gas; se vendió en 2016 a Brasil un volumen máximo 31 Mmmcd, y en promedio fue de 29,4 Mmmcd, mientras que a Argentina se exportó un máximo 18 Mmmcd y en promedio 15 Mmmcd. El mercado interno consumió en promedio 14 Mmmcd.
miércoles, 29 de marzo de 2017
CBHE ve dificultades para la inversión petrolera, sólo el 17 por ciento es del sector privado
La Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE) ve un escenario complejo para las inversiones hidrocarburíferas en el país, donde el Estado a través de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) tuvo la mayor participación con el 83 por ciento , frente al 17 por ciento de las operadoras privadas. Advierte de un relacionamiento cada vez más tenso entre los diferentes actores de la cadena.
La presidenta de la CBHE, Claudia Cronembold en su ponencia sobre el contexto global y nacional del sector hidrocarburos, señaló que el liderazgo en lo local está en manos de la empresa estatal YPFB la que tiene derecho sobre todas las áreas.
“Es el principal cliente de nuestro sector, después tenemos empresas de servicios que tienen de cliente a YPFB y que estructuran sus planes en función a los acuerdos que logran con la empresa estatal, los contratistas y las comunidades. Tenemos un sistema bastante complejo con muchos actores que cada vez está más tensionado”, aseguró.
Informó que mientras el año 2004 se perforó 63 pozos con fines exploratorios, entre el 2006-2015 se llegó a perforar a 58, lo cual muestra que la actividad exploratoria estuvo en segundo plano.
“Para el 2016 se preveían 16 pozos exploratorios, se realizaron 14, de estos se concluyeron diez (…). Los resultados de 2016 fueron que diez pozos fueron perforados, donde tenemos el 70 por ciento seco y tres dieron positivos, confirmando las probabilidades de éxito del 30 por ciento , no es una impericia del sector, son indicadores mundiales”, explicó.
Cronembold dijo que a pesar del avance tecnológico, la probabilidad de éxito en los procesos de exploración no mejoró pues no solo depende de las tareas de sísmica, sino también de las características de las rocas que rodea el bolsón del reservorio.
“Hay una alta expectativa en la comunidad donde se opera por resolver los problema que presenta, lograr una compensación adecuada, al mismo tiempo hay una gestión financiera bastante importante porque son proyectos de largo alcance con inversiones muy altas, un pozo exploratorio puede costar entre 80 y 120 millones de dólares, y el índice de éxito es del 30 por ciento ”, mencionó.
La especialista dijo que los inversionistas no sólo deben hallar los sitios de exploración sísmica y perforación que demora dos años, pues una vez que tienen información sobre la presencia de un bolsón de hidrocarburos, debe, operar en promedio ocho años antes que ingrese a la fase de producción.
YPFB proyecto para el 2017 inversiones estatales por 1.530 millones de dólares que representarán el 81,6 por ciento del sector hidrocarburos, y 344,3 millones de dólares por parte de las operadoras privadas, lo que representará el 18,4 por ciento .
“En la industria hay altos estándares de inversión y nos regimos en prácticas mundiales, no necesariamente locales; hay una complejidad logística, gran parte de los pozos están en sur que tiene bastante serranías, con complejidad muy alta, por tanto hay un alto costo, hay deficiencias técnicas, al haber tantos actores en algunas concentraciones se generan problemas”, mencionó.
Cronembold también observó los litigios, las boletas de garantías y los sistemas de pago como aspectos que hay que mejorar. “El tener prácticamente dos actores importantes operando en el mismo lugar ha hecho más compleja la interrelación entre contratistas, y la estatal es la que certifica el trabajo que se hace, es un trabajo que requiere mucha coordinación”, sostuvo.
Producción y reservas
Basada en datos oficiales de la última certificación de reservas en el país de 2013 que dio cuenta de reservorios por 10.45 trillones de pies cúbicos (TCF), Cronembold dijo que el volumen actual garantiza la producción en el mismo nivel por diez años más.
“Por eso son tan importantes las inversiones que se hacen en exploración porque tenemos un índice de éxito del 30 por ciento y un periodo de ocho años para que entre a la fase de producción. Es importante los recursos que se destinan a la incorporación de reservas a través de la exploración”, subrayó.
La experta dijo que para que una compañía especializada certifique las reservas bolivianas no sólo toma en cuenta los pozos, sino la infraestructura que el país brinda; es decir, si cuenta con gasoductos y mercados asegurados también.
Señaló que el país según los datos oficiales aumentó su volumen de producción de gas llegando a 59 Millones de metros cúbicos día (Mmmcd) de gas; vendió el 2016 a Brasil un volumen máximo a Brasil 31 Mmmcd, y en promedio 29,4 Mmmcd, mientras que a Argentina exportó un máximo 18 Mmmcd y en promedio 15 Mmmcd. El mercado interno consumió en promedio 14 Mmmcd.
La presidenta de la CBHE, Claudia Cronembold en su ponencia sobre el contexto global y nacional del sector hidrocarburos, señaló que el liderazgo en lo local está en manos de la empresa estatal YPFB la que tiene derecho sobre todas las áreas.
“Es el principal cliente de nuestro sector, después tenemos empresas de servicios que tienen de cliente a YPFB y que estructuran sus planes en función a los acuerdos que logran con la empresa estatal, los contratistas y las comunidades. Tenemos un sistema bastante complejo con muchos actores que cada vez está más tensionado”, aseguró.
Informó que mientras el año 2004 se perforó 63 pozos con fines exploratorios, entre el 2006-2015 se llegó a perforar a 58, lo cual muestra que la actividad exploratoria estuvo en segundo plano.
“Para el 2016 se preveían 16 pozos exploratorios, se realizaron 14, de estos se concluyeron diez (…). Los resultados de 2016 fueron que diez pozos fueron perforados, donde tenemos el 70 por ciento seco y tres dieron positivos, confirmando las probabilidades de éxito del 30 por ciento , no es una impericia del sector, son indicadores mundiales”, explicó.
Cronembold dijo que a pesar del avance tecnológico, la probabilidad de éxito en los procesos de exploración no mejoró pues no solo depende de las tareas de sísmica, sino también de las características de las rocas que rodea el bolsón del reservorio.
“Hay una alta expectativa en la comunidad donde se opera por resolver los problema que presenta, lograr una compensación adecuada, al mismo tiempo hay una gestión financiera bastante importante porque son proyectos de largo alcance con inversiones muy altas, un pozo exploratorio puede costar entre 80 y 120 millones de dólares, y el índice de éxito es del 30 por ciento ”, mencionó.
La especialista dijo que los inversionistas no sólo deben hallar los sitios de exploración sísmica y perforación que demora dos años, pues una vez que tienen información sobre la presencia de un bolsón de hidrocarburos, debe, operar en promedio ocho años antes que ingrese a la fase de producción.
YPFB proyecto para el 2017 inversiones estatales por 1.530 millones de dólares que representarán el 81,6 por ciento del sector hidrocarburos, y 344,3 millones de dólares por parte de las operadoras privadas, lo que representará el 18,4 por ciento .
“En la industria hay altos estándares de inversión y nos regimos en prácticas mundiales, no necesariamente locales; hay una complejidad logística, gran parte de los pozos están en sur que tiene bastante serranías, con complejidad muy alta, por tanto hay un alto costo, hay deficiencias técnicas, al haber tantos actores en algunas concentraciones se generan problemas”, mencionó.
Cronembold también observó los litigios, las boletas de garantías y los sistemas de pago como aspectos que hay que mejorar. “El tener prácticamente dos actores importantes operando en el mismo lugar ha hecho más compleja la interrelación entre contratistas, y la estatal es la que certifica el trabajo que se hace, es un trabajo que requiere mucha coordinación”, sostuvo.
Producción y reservas
Basada en datos oficiales de la última certificación de reservas en el país de 2013 que dio cuenta de reservorios por 10.45 trillones de pies cúbicos (TCF), Cronembold dijo que el volumen actual garantiza la producción en el mismo nivel por diez años más.
“Por eso son tan importantes las inversiones que se hacen en exploración porque tenemos un índice de éxito del 30 por ciento y un periodo de ocho años para que entre a la fase de producción. Es importante los recursos que se destinan a la incorporación de reservas a través de la exploración”, subrayó.
La experta dijo que para que una compañía especializada certifique las reservas bolivianas no sólo toma en cuenta los pozos, sino la infraestructura que el país brinda; es decir, si cuenta con gasoductos y mercados asegurados también.
Señaló que el país según los datos oficiales aumentó su volumen de producción de gas llegando a 59 Millones de metros cúbicos día (Mmmcd) de gas; vendió el 2016 a Brasil un volumen máximo a Brasil 31 Mmmcd, y en promedio 29,4 Mmmcd, mientras que a Argentina exportó un máximo 18 Mmmcd y en promedio 15 Mmmcd. El mercado interno consumió en promedio 14 Mmmcd.
Shell prevé perforación de pozo exploratorio en Tarija
La petrolera multinacional Shell concluyó los estudios de exploración sísmica en el megacampo Huacareta y ahora prevé la perforación del primer pozo exploratorio llamado Jaguar, en la provincia O’Connor de Tarija.
El ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, proyectó que los trabajos de perforación se realizarán en abril de 2018.
En el caso del bloque Iñiguazu, el Ministro señaló que la petrolera remarcó el interés que tiene en dicha área e incluso no descartó efectuar las gestiones para ampliar su porcentaje de participación en los trabajos de exploración de gas.
“Resaltar que la exploración en el bloque Caipipendi (Margarita), específicamente en Boyuy y Boicobo, avanza en coordinación con nuestros socios Repsol y PAE. Se planea el inicio de la perforación del pozo exploratorio en Boyuy para principios de junio de este año”, destacó la autoridad.
Interés de inversión
El presidente Evo Morales, el Ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, entre otras autoridades, sostuvieron una reunión con el vicepresidente ejecutivo de Gas Integrado de la firma internacional Shell, Maarten Wetselaar, entre otros ejecutivos de la empresa anglo-holandesa.
“Esta tarde (por ayer) hemos sostenido una importante reunión en la que Shell ratificó su compromiso con el país llevando adelante uno de los proyectos exploratorios más importantes del último tiempo como es Huacareta. Adicionalmente, Shell comprometió esfuerzos en Bolivia para apoyar la estrategia energética del país concentrándose en iniciativas exploratorias como la ya mencionada, Caipipendi y muy posiblemente Iñiguazu”, manifestó el ministro Sánchez después de la reunión sostenida el martes en la residencia presidencial, de la ciudad de La Paz.
El ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, proyectó que los trabajos de perforación se realizarán en abril de 2018.
En el caso del bloque Iñiguazu, el Ministro señaló que la petrolera remarcó el interés que tiene en dicha área e incluso no descartó efectuar las gestiones para ampliar su porcentaje de participación en los trabajos de exploración de gas.
“Resaltar que la exploración en el bloque Caipipendi (Margarita), específicamente en Boyuy y Boicobo, avanza en coordinación con nuestros socios Repsol y PAE. Se planea el inicio de la perforación del pozo exploratorio en Boyuy para principios de junio de este año”, destacó la autoridad.
Interés de inversión
El presidente Evo Morales, el Ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, entre otras autoridades, sostuvieron una reunión con el vicepresidente ejecutivo de Gas Integrado de la firma internacional Shell, Maarten Wetselaar, entre otros ejecutivos de la empresa anglo-holandesa.
“Esta tarde (por ayer) hemos sostenido una importante reunión en la que Shell ratificó su compromiso con el país llevando adelante uno de los proyectos exploratorios más importantes del último tiempo como es Huacareta. Adicionalmente, Shell comprometió esfuerzos en Bolivia para apoyar la estrategia energética del país concentrándose en iniciativas exploratorias como la ya mencionada, Caipipendi y muy posiblemente Iñiguazu”, manifestó el ministro Sánchez después de la reunión sostenida el martes en la residencia presidencial, de la ciudad de La Paz.
Gas Natural Gobierno socializa plan de industrialización
El Gobierno socializó su plan de industrialización de gas natural con la puesta en marcha de las plantas que producen Gas Licuado de Petróleo para el mercado externo y la de fertilizantes en Bulo Bulo, Cochabamba.
El viceministro de Industrialización, Comercialización, Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos, Óscar Barriga, expuso ayer ante estudiantes y docentes de la facultad de Ciencia y Tecnología de la Universidad Pública de El Alto (UPEA) el proceso de industrialización del gas natural en Bolivia.
La autoridad dijo que a partir de la nacionalización de los hidrocarburos la siguiente meta del Gobierno fue el desarrollo de la industrialización, cuyos primeros hitos fueron las plantas separadoras de líquidos de Río Grande y Gran Chaco, con las cuales Bolivia dejó de importar Gas Licuado de Petróleo (GLP) para convertirse en autosuficiente y exportador de este combustible.
Explicó el proyecto de la planta de Propileno–Polipropileno, que fabricará la materia prima de los plásticos con la cual se podrá dar valor agregado al gas natural.
Asimismo desarrolló el proyecto de la planta de Amoniaco Urea, que producirá fertilizantes para contribuir en la agricultura y seguridad alimentaria para el abastecimiento interno y la exportación.
También detalló el proyecto de Gas Natural Licuado, con el cual se abastece con combustible a las comunidades del país alejadas de la red de ductos convencionales.
Con las plantas de industrialización del gas natural el Gobierno prevé diversificar la matriz productiva del país.
El viceministro de Industrialización, Comercialización, Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos, Óscar Barriga, expuso ayer ante estudiantes y docentes de la facultad de Ciencia y Tecnología de la Universidad Pública de El Alto (UPEA) el proceso de industrialización del gas natural en Bolivia.
La autoridad dijo que a partir de la nacionalización de los hidrocarburos la siguiente meta del Gobierno fue el desarrollo de la industrialización, cuyos primeros hitos fueron las plantas separadoras de líquidos de Río Grande y Gran Chaco, con las cuales Bolivia dejó de importar Gas Licuado de Petróleo (GLP) para convertirse en autosuficiente y exportador de este combustible.
Explicó el proyecto de la planta de Propileno–Polipropileno, que fabricará la materia prima de los plásticos con la cual se podrá dar valor agregado al gas natural.
Asimismo desarrolló el proyecto de la planta de Amoniaco Urea, que producirá fertilizantes para contribuir en la agricultura y seguridad alimentaria para el abastecimiento interno y la exportación.
También detalló el proyecto de Gas Natural Licuado, con el cual se abastece con combustible a las comunidades del país alejadas de la red de ductos convencionales.
Con las plantas de industrialización del gas natural el Gobierno prevé diversificar la matriz productiva del país.
martes, 28 de marzo de 2017
El petróleo de Texas sube un 1,34 % y cierra en 48,37 dólares el barril
El precio del petróleo intermedio de Texas (WTI) subió hoy con fuerza un 1,34 % y cerró en 48,37 dólares el barril, su nivel más alto en los últimos cinco días.
Al final de las operaciones a viva voz en la Bolsa Mercantil de Nueva York (Nymex), los contratos futuros del WTI para entrega mayo subieron 64 centavos respecto al cierre de la última sesión.
El llamado "oro negro" recuperó hoy posiciones en una jornada en la que los operadores del Nymex estuvieron pendientes de las noticias procedentes de Libia.
Grupos armados asaltaron y bloquearon dos importantes yacimientos de petróleo del sur de Libia, según un representante de la Compañía Nacional de Petróleo libia.
"El cierre de ambas terminales ha supuesto un descenso de 252.000 barriles diarios en la producción de petróleo de Libia", señaló la fuente, que pidió no ser identificada.
Por otro lado, los analistas atribuyeron los ascensos de hoy a la posibilidad de que la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) sí termine ampliando los recortes de producción.
Por su parte, los contratos de gasolina para entrega en abril, que siguen siendo los de referencia, subieron 1 centavo hasta 1,63 dólares el galón.
Finalmente, los de gas natural con vencimiento en ese mismo mes subieron hoy casi 5 centavos y terminaron en 3,10 dólares por cada mil pies cúbicos. (28/03/2017)
domingo, 26 de marzo de 2017
Video La planta de amoniaco y urea afina la producción
Es el primer jueves de otoño en Bulo Bulo (Cochabamba), la tierra que se asemeja a un sauna a cielo abierto y en la que sus habitantes están acostumbrados a ver caer hasta cinco aguaceros en un mismo día.
A las 9:30, sin preludios, llueve y empaña los vidrios de las oficinas de la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y de la contratista surcoreana Samsung Engineering Co. Ltd. encargada de dar vida a la gigantesca planta de amoniaco y urea en la que se incorporó tecnología global.
La obra tiene un avance físico del 99,42%. Eso significa que la planta está en la fase de comisionado y puesta en marcha. Le falta concluir las obras de infraestructura como pavimentación, pintado y señalética.
En cuestión de minutos la lluvia baña al gigante de metal en el que se invirtió $us 844 millones y le encharca sus calles, algunas asfaltadas, otras rellenas de piedras diminutas, y sus zonas de tierra amarillenta.
Los cascos blancos con el logotipo de YPFB, los botines color café y los uniformes azules de los funcionarios, bolivianos y coreanos, se empapan.
Después de 10 minutos, deja de llover y vuelve la alta temperatura con humedad que ensopa en sudor la humanidad de los que laboran en la zona.
Para Eduard Gutiérrez, Director de Obra del primer complejo petroquímico de Bolivia, y para los hombres y mujeres de traje azul, este otoño no será un otoño más. Será el otoño en el que la planta de Bulo Bulo parirá por primera vez en la historia del país 2.100 toneladas de urea granulada por día.
Serán pepitas de oro blanco que saldrán del gas natural extraído de la planta Carrasco (Cochabamba) situada a 14 kilómetros del complejo.
Las pepitas que tendrán un tamaño de entre 2 y 4 milímetros caerán en forma de lluvia blanca en el almacén de recepción que tiene un espacio para guardar 20.000 toneladas.
Eduard, un ingeniero petrolero nacido y curtido por el clima del Chaco de Villa Montes (Tarija) y terminado de criar en Santa Cruz, explica que desde el 2013 a la fecha unos 3.000 especialistas de 16 empresas de diferentes países comieron, trabajaron y sudaron codo a codo para que nada falle.
La obra de metal y cemento está edificada en 24 hectáreas de un total de 246 que ocupa el proyecto. En la etapa final, solo quedan funcionarios de unas seis empresas subcontratistas en la estructura pintada de color amarillo, plomo y azul.
La obra tiene una ingeniería sui géneris y nunca antes probada en Bolivia. En sus entrañas que afloran a la vista de todos, tiene tuberías desde ¾ de pulgada hasta tuberías de 80 pulgadas de diámetro. Sus torres superan los 70 metros de alto que se equiparan a rascacielos que echan humo blanco y espeso con dirección al cielo.
Por esas entrañas de metal serán digeridos, en los próximos días, 50 millones de pies cúbicos diarios de gas para ser transformados en amoniaco y urea. A los ojos de los especialistas coreanos y bolivianos eso representa el nacimiento de la industrialización del gas.
A Eduard, no le hacen mella las constantes lluvias, la humedad, las altas temperaturas, ni los mosquitos de Bulo Bulo. Tiene más de tres décadas de experiencia en el sector energético. Fue partícipe desde el minuto cero hasta su puesta en operación de la planta de separación de líquidos de Río Grande y de la planta de Gas Natural Licuado (GNL), ambas en Santa Cruz.
Conoce la planta de amoniaco y urea como la palma de su mano porque está en la zona desde que era monte.
Para él la obra es un sueño hecho realidad y lo emociona caminar por sus accesos para fiscalizar con precisión de relojero que funcione cada una de las piezas en medio del sonido de los motores y turbinas que operan las 24 horas.
En el calendario de objetivos de YPFB, sus ejecutivos saben que abril será el mes de las pruebas de fuego.
Eduard explica que la primera prueba será el 25 de abril en la que por tres días consecutivos la planta de amoniaco será sometida a un performance test (prueba de actuación) para que produzca 1.200 toneladas diarias.
De resultar exitosa la prueba -como el amoniaco es la materia prima para obtener urea-, de forma inmediata la planta de urea también pasará por un performance test por tres días consecutivos. Tiene que producir 2.100 toneladas métricas por día.
Mientras Eduard recorre las instalaciones del complejo y habla de las pruebas de fuego, a 203 kilómetros de distancia, en su despacho del segundo piso de YPFB ubicado en la doble vía a La Guardia, el gerente general de Proyectos, Planta y Petroquímica, Mauricio Alvarado revela que a fines de abril se tendrán resultados clave de las plantas hermanas de amoniaco y urea.
Eduard y Mauricio saben que en ese momento empezará la era de la industrialización de los hidrocarburos.
A las 12:05, en Bulo Bulo, otro aguacero baña la petroquímica. Eduard camina hacia su oficina con sus botines mojados, dando por terminado el recorrido por el complejo y anuncia que en mayo arrancará la producción del oro blanco extraído del gas
A las 9:30, sin preludios, llueve y empaña los vidrios de las oficinas de la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y de la contratista surcoreana Samsung Engineering Co. Ltd. encargada de dar vida a la gigantesca planta de amoniaco y urea en la que se incorporó tecnología global.
La obra tiene un avance físico del 99,42%. Eso significa que la planta está en la fase de comisionado y puesta en marcha. Le falta concluir las obras de infraestructura como pavimentación, pintado y señalética.
En cuestión de minutos la lluvia baña al gigante de metal en el que se invirtió $us 844 millones y le encharca sus calles, algunas asfaltadas, otras rellenas de piedras diminutas, y sus zonas de tierra amarillenta.
Los cascos blancos con el logotipo de YPFB, los botines color café y los uniformes azules de los funcionarios, bolivianos y coreanos, se empapan.
Después de 10 minutos, deja de llover y vuelve la alta temperatura con humedad que ensopa en sudor la humanidad de los que laboran en la zona.
Para Eduard Gutiérrez, Director de Obra del primer complejo petroquímico de Bolivia, y para los hombres y mujeres de traje azul, este otoño no será un otoño más. Será el otoño en el que la planta de Bulo Bulo parirá por primera vez en la historia del país 2.100 toneladas de urea granulada por día.
Serán pepitas de oro blanco que saldrán del gas natural extraído de la planta Carrasco (Cochabamba) situada a 14 kilómetros del complejo.
Las pepitas que tendrán un tamaño de entre 2 y 4 milímetros caerán en forma de lluvia blanca en el almacén de recepción que tiene un espacio para guardar 20.000 toneladas.
Eduard, un ingeniero petrolero nacido y curtido por el clima del Chaco de Villa Montes (Tarija) y terminado de criar en Santa Cruz, explica que desde el 2013 a la fecha unos 3.000 especialistas de 16 empresas de diferentes países comieron, trabajaron y sudaron codo a codo para que nada falle.
La obra de metal y cemento está edificada en 24 hectáreas de un total de 246 que ocupa el proyecto. En la etapa final, solo quedan funcionarios de unas seis empresas subcontratistas en la estructura pintada de color amarillo, plomo y azul.
La obra tiene una ingeniería sui géneris y nunca antes probada en Bolivia. En sus entrañas que afloran a la vista de todos, tiene tuberías desde ¾ de pulgada hasta tuberías de 80 pulgadas de diámetro. Sus torres superan los 70 metros de alto que se equiparan a rascacielos que echan humo blanco y espeso con dirección al cielo.
Por esas entrañas de metal serán digeridos, en los próximos días, 50 millones de pies cúbicos diarios de gas para ser transformados en amoniaco y urea. A los ojos de los especialistas coreanos y bolivianos eso representa el nacimiento de la industrialización del gas.
A Eduard, no le hacen mella las constantes lluvias, la humedad, las altas temperaturas, ni los mosquitos de Bulo Bulo. Tiene más de tres décadas de experiencia en el sector energético. Fue partícipe desde el minuto cero hasta su puesta en operación de la planta de separación de líquidos de Río Grande y de la planta de Gas Natural Licuado (GNL), ambas en Santa Cruz.
Conoce la planta de amoniaco y urea como la palma de su mano porque está en la zona desde que era monte.
Para él la obra es un sueño hecho realidad y lo emociona caminar por sus accesos para fiscalizar con precisión de relojero que funcione cada una de las piezas en medio del sonido de los motores y turbinas que operan las 24 horas.
En el calendario de objetivos de YPFB, sus ejecutivos saben que abril será el mes de las pruebas de fuego.
Eduard explica que la primera prueba será el 25 de abril en la que por tres días consecutivos la planta de amoniaco será sometida a un performance test (prueba de actuación) para que produzca 1.200 toneladas diarias.
De resultar exitosa la prueba -como el amoniaco es la materia prima para obtener urea-, de forma inmediata la planta de urea también pasará por un performance test por tres días consecutivos. Tiene que producir 2.100 toneladas métricas por día.
Mientras Eduard recorre las instalaciones del complejo y habla de las pruebas de fuego, a 203 kilómetros de distancia, en su despacho del segundo piso de YPFB ubicado en la doble vía a La Guardia, el gerente general de Proyectos, Planta y Petroquímica, Mauricio Alvarado revela que a fines de abril se tendrán resultados clave de las plantas hermanas de amoniaco y urea.
Eduard y Mauricio saben que en ese momento empezará la era de la industrialización de los hidrocarburos.
A las 12:05, en Bulo Bulo, otro aguacero baña la petroquímica. Eduard camina hacia su oficina con sus botines mojados, dando por terminado el recorrido por el complejo y anuncia que en mayo arrancará la producción del oro blanco extraído del gas
Una empresa de Mato Grosso firmó contrato para comprar 330.000 toneladas de urea al año
¿Quién se hará cargo de la venta de la urea en Bolivia? La respuesta a esa pregunta la encontró YPFB -según el gerente general de Proyectos, Planta y Petroquímica, Mauricio Alvarado- en los canales de distribución de las empresas.
Las empresas mayoristas privadas que están en el negocio de la urea y las estatales como Insumos Bolivia y la Empresa de Apoyo a la Producción de Alimentos (Emapa) tendrán el control de las ventas locales.
En la estrategia desarrollada por YPFB, se detalla que Bolivia tiene una demanda que oscila entre 20.000 y 25.000 toneladas anuales. Lo que se muestra es que si la planta de Amoniaco y Urea de Bulo Bulo producirá 2.100 toneladas diarias, en 12 jornadas se tendrá asegurado el abastecimiento interno con 25.200 toneladas.
Es decir, abastecer la demanda interna no representa un dolor de cabeza. Otro aspecto que tranquiliza a Mauricio es que, a más de un mes de iniciarse la producción de urea, YPFB cerró un contrato de compraventa con una empresa de Mato Grosso (Brasil) por 330.000 toneladas al año y será por tres años.
Del 100% de la urea producida, se estima que un 80% será para colocar en mercados potenciales como Brasil, Argentina, Paraguay y Uruguay, y un 20% para Bolivia.
En el mercado internacional, el precio de la tonelada de urea está en $us 240. Lo que aclara Mauricio es que con ese precio, se cubren los costos de producción. Es decir, no se producirá caro para vender barato.
Los que sí se beneficiarán con la urea son los hombres de campo del país. Sobre el precio comercial base tendrán una rebaja de entre el 25 y 30%.
Actualmente la bolsa de 50 kilos de urea importada cuesta entre Bs 250 y 300.
Mauricio detalla que la planta está diseñada para poner en el mercado urea en bolsas de 50, de 500 y de 1.000 kilos.
Para el mercado externo, se enviará carga a granel en los 500 contenedores que la próxima semana serán entregados.
Antes de mayo, la empresa cruceña Carlos Caballero, según Mauricio, entregará los primeros lotes de los 250 vagones que fabrica para llevar urea hasta la frontera con Brasil y con Argentina.
Frente a la promesa de YPFB, desde la Cámara Agropecuaria del Oriente (CAO) y desde la Cámara Agropecuaria de Pequeños Productores del Oriente (Cappo) hacen ver que para los agricultores los centavos sí cuentan.
Por eso es que el líder de Cappo, Isidoro Barrientos, planteó que los intermediarios no se ‘coman’ la rebaja y que al final del camino, a sus 14.500 afiliados les llegue la urea igual de cara que la importada.
Mauricio, hizo notar que YPFB establecerá tarifas de precios máximos de venta que incluyan la rebaja y que evite que los intermediarios se aprovechen del productor.
Además de la sugerencia de cuidar que el incentivo llegue al agricultor, el gerente de la CAO, Edilberto Osinaga, señala que la urea es un complemento para mejorar el rendimiento por hectárea.
Recordó que aún hay temas pendientes, como la liberación plena de las exportaciones, el uso de la biotecnología y más agresividad en riego
viernes, 24 de marzo de 2017
YPFB envía a la Contraloría documentación sobre taladros y espera resultados
La estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) envió el martes por la noche la documentación de la compra de tres taladros a la Contraloría, confirmó el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez. Ahora, dijo, se espera resultados de la auditoría.
“Tengo entendido que el martes en la noche, a última hora, ya ha enviado el presidente (Guillermo) Achá, como una instrucción del Directorio, toda la documentación a la Contraloría”, señaló.
El 14 de marzo, la Unidad de Transparencia del Ministerio de Hidrocarburos identificó irregularidades en el proceso de compra de tres equipos de perforación de YPFB por un valor de $us 148 millones y sugirió abrir un proceso e iniciar una auditoría.
Tres días después, el Directorio de la estatal petrolera instruyó al presidente de YPFB remitir a la Contraloría del Estado y a la Fiscalía el informe de Transparencia sobre supuestas irregularidades en el proceso de adjudicación para la compra de taladros a la italiana Drillmec.
“Hoy hay observaciones del Jefe de la Unidad de Transparencia y el camino es el que señalaba, el Directorio y ahora la Contraloría. Esperemos que (la Contraloría) pueda evaluar, pueda hacer una auditoría y pueda hacer una definición sobre este tema”, añadió. (23/03/2017)
Campos de San Telmo y Astilleros incrementará producción de gas
En los próximos días se firmará un contrato con la empresa petrolera brasileña Petrobras, para la exploración de los campos de San Telmo y Astilleros, localizados en el departamento de Tarija. El ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, dijo que ambos reservorios tendrán una producción conjunta de 4 TCF (trillones de pies cúbicos de gas natural) y que requerirán para su desarrollo una inversión de $us 1.000 millones.
“Se firmará dos contratos para la exploración de los mega campos de San Telmo y Astilleros, en Tarija, tiene una potencia de cerca de 4 TCF (trillones de pies cúbicos de gas natural), muy similar a Sábalo y San Alberto”, remarcó la autoridad.
Los proyectos están relacionados a los prospectos exploratorios, de Domo Oso en San Telmo y Astillero en el área del mismo nombre. De ser exitosos, representarán inversiones de $us 610 millones, en el caso de Domo Oso, y de $us 608 millones en el caso de Astillero, según informe oficial de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos¨.
EXPLORACIÓN
En tanto, la autoridad señaló que este convenio ya fue aprobado por el directorio de Petrobras y en esta semana será aprobado por YPFB, la exploración tendrá una inversión de $us 1.000 millones, aproximadamente, y una renta petrolera de $us 14 mil millones, en caso de que estos prospectos exploratorios sean positivos.
San Telmo se halla en un área no tradicional, es decir, donde no se realizaron fases exploratorias previas al desarrollo de los campos, mientras que Astilleros ya tiene estudios geológicos, geofísicos, entre otros.
“Se firmará dos contratos para la exploración de los mega campos de San Telmo y Astilleros, en Tarija, tiene una potencia de cerca de 4 TCF (trillones de pies cúbicos de gas natural), muy similar a Sábalo y San Alberto”, remarcó la autoridad.
Los proyectos están relacionados a los prospectos exploratorios, de Domo Oso en San Telmo y Astillero en el área del mismo nombre. De ser exitosos, representarán inversiones de $us 610 millones, en el caso de Domo Oso, y de $us 608 millones en el caso de Astillero, según informe oficial de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos¨.
EXPLORACIÓN
En tanto, la autoridad señaló que este convenio ya fue aprobado por el directorio de Petrobras y en esta semana será aprobado por YPFB, la exploración tendrá una inversión de $us 1.000 millones, aproximadamente, y una renta petrolera de $us 14 mil millones, en caso de que estos prospectos exploratorios sean positivos.
San Telmo se halla en un área no tradicional, es decir, donde no se realizaron fases exploratorias previas al desarrollo de los campos, mientras que Astilleros ya tiene estudios geológicos, geofísicos, entre otros.
jueves, 23 de marzo de 2017
Denuncia del senador Oscar Ortiz YPFB y Drillmec manipularon precios
En seis meses, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) modificó el precio referencial para la compra de tres equipos de perforación en 60 millones de dólares; mientras que la cuestionada empresa italiana Drillmec bajó su oferta en más de 50 millones de dólares, denunció el senador Óscar Ortiz.
El legislador demandó a la Unidad de Transparencia del Ministerio de Hidrocarburos completar sus investigaciones sobre este tema. ¿Por qué subió su precio referencial YPFB? ¿Por qué bajó Drillmec? ¿Por qué en la primera convocatoria se declara desierta y no se toma en cuenta la propuesta de las otras empresas? cuestionó.
PRECIO REFERENCIAL
Ortiz se hace las preguntas al explicar que un primer elemento muestra que YPFB incrementó su precio referencial, entre la primera y la segunda convocatoria de 117 millones a más de 178 millones de dólares.
Detalla que en la primera convocatoria que lanzó YPFB, la empresa Drillmec no cumplió ni el primer paso que es la evaluación económica, toda vez que presentó una propuesta de más de 206 millones de dólares, hecho que le descalificó.
En esta primera convocatoria “declarada desierta”, porque ninguna de las empresas que se presentó cumplía las especificaciones técnicas. Jereh ofertó más de $us 290 millones; Hongua pidió más de 95,6 millones; MCC planteó más de 112,8 millones; Lanzhou LS ofertó 105,3 millones de dólares.
PROPONENTES
La empresa Tefico propuso más de 91,1 millones de dólares; Kerui planteó más de 512 millones; Drillmec ofertó más de 206,8 millones; TFI Corp. poco más de 44,8 millones y Nova pidió 129 millones de dólares.
“Luego de declarada desierta la primer convocatoria, se presentan dos informes técnicos (VACF-GPE-049/2016 y VPACF-GPE-050/2016) en los cuales se recomienda el incremento del proceso de contratación a un precio referencial de $us 178.885.036 millones.
El legislador demandó a la Unidad de Transparencia del Ministerio de Hidrocarburos completar sus investigaciones sobre este tema. ¿Por qué subió su precio referencial YPFB? ¿Por qué bajó Drillmec? ¿Por qué en la primera convocatoria se declara desierta y no se toma en cuenta la propuesta de las otras empresas? cuestionó.
PRECIO REFERENCIAL
Ortiz se hace las preguntas al explicar que un primer elemento muestra que YPFB incrementó su precio referencial, entre la primera y la segunda convocatoria de 117 millones a más de 178 millones de dólares.
Detalla que en la primera convocatoria que lanzó YPFB, la empresa Drillmec no cumplió ni el primer paso que es la evaluación económica, toda vez que presentó una propuesta de más de 206 millones de dólares, hecho que le descalificó.
En esta primera convocatoria “declarada desierta”, porque ninguna de las empresas que se presentó cumplía las especificaciones técnicas. Jereh ofertó más de $us 290 millones; Hongua pidió más de 95,6 millones; MCC planteó más de 112,8 millones; Lanzhou LS ofertó 105,3 millones de dólares.
PROPONENTES
La empresa Tefico propuso más de 91,1 millones de dólares; Kerui planteó más de 512 millones; Drillmec ofertó más de 206,8 millones; TFI Corp. poco más de 44,8 millones y Nova pidió 129 millones de dólares.
“Luego de declarada desierta la primer convocatoria, se presentan dos informes técnicos (VACF-GPE-049/2016 y VPACF-GPE-050/2016) en los cuales se recomienda el incremento del proceso de contratación a un precio referencial de $us 178.885.036 millones.
miércoles, 22 de marzo de 2017
YPFB importa contenedores y no publica cuánto invirtió
En los siguientes días llegarán hasta la planta de amoniaco y urea, 500 contenedores especiales y 250 vagones que se emplearán para exportar urea granulada desde el complejo petroquímico ubicado en Bulo - Bulo, Cochabamba, hasta los mercados de Brasil y Argentina.
“Para cumplir con la logística de despacho de urea, se ha definido hacerlo mediante el uso de contenedores que están en camino a Bolivia. En este momento se encuentran en el puerto de Arica (Chile) y estimamos que hasta fin de semana o los primeros días de la próxima llegarán ya a Santa Cruz”, indicó el director del Proyecto Amoniaco Urea, Carlos Vilar, en un informe difundido por la estatal petrolera.
INVERSIÓN
Sin embargo, la nota de prensa no indica la inversión realizada en la compra de los contenedores y vagones. Tampoco se señaló si la adquisición fue producto de una licitación internacional o por compra directa. YPFB tiene pendientes explicaciones que debe efectuar a la Contraloría, por la adquisición irregular de tres torres de perforación petrolera en diciembre de 2016, valorados en más de $us 148 millones.
PATENTE
Se informó oficialmente que los 500 contenedores para la Planta de Amoniaco y Urea cuentan con un diseño patentado, que optimiza las pérdidas del manejo a granel en la descarga del mismo. Estos contenedores tienen la funcionalidad de rotar 360 grados para reducir el tiempo de maniobra, con dispositivos específicos creados para este fin.
“Servirán para el transporte de urea desde la Planta hasta Puerto Suárez, en la frontera con Brasil, o hasta Yacuiba, en la frontera con Argentina. Cada contenedor tiene capacidad de transportar 25 toneladas de urea. Se trato de equipos de 6 metros de largo por 2.40 metros de ancho y casi 3 metros de alto”, dijo Vilar.
EMPRESA CIMC
Los contenedores fueron fabricados en Nantong – China por la empresa CIMC, subcontratista de la empresa ISG (australiana), que posee los derechos de autor y patentes del diseño específico para los contenedores adquiridos por YPFB. La empresa china no cuenta con información ni dispone de página web, a diferencia de la empresa australiana que posee un link en la Comisión Australiana de Comercio.
“Estos equipos tienen la patente australiana, porque su parte superior es removible al momento de cargar o descargar. Especialmente, cuando se produce la descarga se levanta la tapa y todo el contenedor puede ser volcado, lo que acelera el proceso de descarga”, explicó Vilar.
VAGONES
Al margen de los contenedores, la estatal petrolera también adquirió 250 vagones de ferrocarril especializados para cumplir el mismo servicio. Actualmente, están siendo fabricados en la ciudad de Santa Cruz.
Al tener mercados tan grandes como Brasil y Argentina y una capacidad de producción de 2.100 toneladas métricas diarias (TMD) de urea, entonces se requiere de un servicio de transporte masivo y efectuar el transporte a través de camiones requiere de una flota muy grande y una logística especial para la evacuación del producto.
Este primer megaproyecto 100% petroquímico consolida la industrialización del gas natural en Bolivia, lo que permitirá generar ingresos con mayor valor agregado, en beneficio del pueblo boliviano.
PERFIL DE ISG
ISG, Pit to Ship, arrienda y vende contenedores especializados para productos a granel, dice la empresa en su portal de internet.
"Nuestros contenedores han sido diseñados para adaptarse a diferentes materias primas, como el mineral de hierro, carbón, concentrados, fertilizantes y granos".
Los mismos son operados con un completo manejo de depósitos a granel. La mercancía, una vez cargada dentro de ellos, es transportada, almacenada y descargada directamente en la bodega del barco. Además, están equipados con tapa patentada, para asegurar que la operación de “Pit to Ship” sea libre de polvo.
ISG Pit to Ship Solutions es un proveedor de equipo clave para la industria minera y transporte alrededor del mundo. Los representantes de ISG han tenido más de cuarenta años de experiencia combinada con el diseño, suministro, operación y productos especializados relacionados con contenedores.
La firma dice también que ofrece una real alternativa del manejo de instalaciones convencionales, debido a que el costo de capital es mucho más bajo y sólo toma 6 meses implementar la operación, permitiendo a los mineros entregar pronto su producto al mercado.
“Para cumplir con la logística de despacho de urea, se ha definido hacerlo mediante el uso de contenedores que están en camino a Bolivia. En este momento se encuentran en el puerto de Arica (Chile) y estimamos que hasta fin de semana o los primeros días de la próxima llegarán ya a Santa Cruz”, indicó el director del Proyecto Amoniaco Urea, Carlos Vilar, en un informe difundido por la estatal petrolera.
INVERSIÓN
Sin embargo, la nota de prensa no indica la inversión realizada en la compra de los contenedores y vagones. Tampoco se señaló si la adquisición fue producto de una licitación internacional o por compra directa. YPFB tiene pendientes explicaciones que debe efectuar a la Contraloría, por la adquisición irregular de tres torres de perforación petrolera en diciembre de 2016, valorados en más de $us 148 millones.
PATENTE
Se informó oficialmente que los 500 contenedores para la Planta de Amoniaco y Urea cuentan con un diseño patentado, que optimiza las pérdidas del manejo a granel en la descarga del mismo. Estos contenedores tienen la funcionalidad de rotar 360 grados para reducir el tiempo de maniobra, con dispositivos específicos creados para este fin.
“Servirán para el transporte de urea desde la Planta hasta Puerto Suárez, en la frontera con Brasil, o hasta Yacuiba, en la frontera con Argentina. Cada contenedor tiene capacidad de transportar 25 toneladas de urea. Se trato de equipos de 6 metros de largo por 2.40 metros de ancho y casi 3 metros de alto”, dijo Vilar.
EMPRESA CIMC
Los contenedores fueron fabricados en Nantong – China por la empresa CIMC, subcontratista de la empresa ISG (australiana), que posee los derechos de autor y patentes del diseño específico para los contenedores adquiridos por YPFB. La empresa china no cuenta con información ni dispone de página web, a diferencia de la empresa australiana que posee un link en la Comisión Australiana de Comercio.
“Estos equipos tienen la patente australiana, porque su parte superior es removible al momento de cargar o descargar. Especialmente, cuando se produce la descarga se levanta la tapa y todo el contenedor puede ser volcado, lo que acelera el proceso de descarga”, explicó Vilar.
VAGONES
Al margen de los contenedores, la estatal petrolera también adquirió 250 vagones de ferrocarril especializados para cumplir el mismo servicio. Actualmente, están siendo fabricados en la ciudad de Santa Cruz.
Al tener mercados tan grandes como Brasil y Argentina y una capacidad de producción de 2.100 toneladas métricas diarias (TMD) de urea, entonces se requiere de un servicio de transporte masivo y efectuar el transporte a través de camiones requiere de una flota muy grande y una logística especial para la evacuación del producto.
Este primer megaproyecto 100% petroquímico consolida la industrialización del gas natural en Bolivia, lo que permitirá generar ingresos con mayor valor agregado, en beneficio del pueblo boliviano.
PERFIL DE ISG
ISG, Pit to Ship, arrienda y vende contenedores especializados para productos a granel, dice la empresa en su portal de internet.
"Nuestros contenedores han sido diseñados para adaptarse a diferentes materias primas, como el mineral de hierro, carbón, concentrados, fertilizantes y granos".
Los mismos son operados con un completo manejo de depósitos a granel. La mercancía, una vez cargada dentro de ellos, es transportada, almacenada y descargada directamente en la bodega del barco. Además, están equipados con tapa patentada, para asegurar que la operación de “Pit to Ship” sea libre de polvo.
ISG Pit to Ship Solutions es un proveedor de equipo clave para la industria minera y transporte alrededor del mundo. Los representantes de ISG han tenido más de cuarenta años de experiencia combinada con el diseño, suministro, operación y productos especializados relacionados con contenedores.
La firma dice también que ofrece una real alternativa del manejo de instalaciones convencionales, debido a que el costo de capital es mucho más bajo y sólo toma 6 meses implementar la operación, permitiendo a los mineros entregar pronto su producto al mercado.
YPFB alista ingreso a reserva de Tariquía
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), a través de su subsidiaria YPFB Chaco, y por compromisos firmados con Petrobras S.A., alista tres procesos de exploración en la Reserva Nacional de Flora y Fauna de Bolivia Tariquía.
En tanto, los pueblos indígenas organizan un comité de defensa del área protegida en rechazo a la actividad petrolera en la zona.
Según el investigador del Centro de Documentación e Información de Bolivia (Cedib), Jorge Campanini, por los datos que se tiene en el sistema nacional de información ambiental, la empresa Chaco solicitó, entre octubre y noviembre de 2016, la emisión de una licencia ambiental para realizar sísmica 2D en el área de San Telmo.
Paralelamente, la empresa YPFB Chaco, en febrero de este año, solicitó el permiso de la licencia ambiental para la intervención y perforación de pozos dentro del Bloque Churumas. “Es un contrato homologado de 2006 que lo están rehabilitando”.
Mientras que el tercer frente por el que se ingresa a Taríquia se centra en los bloques San Telmo y Astillero que tienen acuerdos con la empresa Petrobras. “Todavía no se han firmado contratos pero existen acuerdos al más alto nivel”, sostuvo Campanini.
El pasado 15 de marzo, el Gobierno aprobó el Decreto Supremo 3107 que divide el área San Telmo en dos, modificando las dimensiones y superficies a favor de YPFB. El 55 por ciento de la superficie de 246.870 hectáreas de la Reserva Nacional de Flora y Fauna de Bolivia Tariquía está comprometido por contratos petroleros y áreas reservadas a YPFB.
Francisco Romero, uno de los dirigentes de los pueblos indígenas de Tariquía, sostuvo que los pueblos indígenas de la zona están organizando un comité de defensa de la reserva Tariquía a raíz de presencia de empresas petroleras que pretenden ingresar al parque.
“Nosotros no estamos de acuerdo con la incursión de las empresas petroleras en nuestra zona, sin embargo, me han informado que fuera del parque ya se ha advertido la presencia de empresas con maquinaria para realizar trabajos de exploración y realizar trabajo de sísmica”, afirmó.
Campanini sostuvo, en base al Plan de Manejo Integral de Tariquía, que la reserva contempla una muestra “bien conservada” de un ecosistema denominado bosque de Yungas andino.
Añadió que la reserva también se creó con el objetivo de regular los caudales de las cuencas del río Bermejo y el río Grande de Tarija.
Otra de las características de Tariquía es planificar el uso racional y sostenido de recursos naturales renovables. “Tiene un estatus asignado de ecoregión desde el punto de vista de conservación como vulnerable, lo que implica una mayor atención”, afirmó.
Hasta mediados de 2016, el Servicio Nacional de Áreas Protegidas (Sernap), informó sobre la elaboración de guías de buenas prácticas ambientales para mitigar el impacto de la exploración hidrocarburífera en áreas protegidas. Este medio intentó contactarse con el Sernap, para conocer mayores detalles sobre las guías, sin éxito.
SOBRE HUACARETA
En abril de 2016, la empresa petrolera British Gas (BG) inició los trabajos de exploración de sísmica 2D en el campo Huacareta sur, que afectan al 3 por ciento de la superficie total de la Reserva Nacional de Flora y Fauna Tariquía, según el Cedib. Hubo un proceso de consulta con denuncias de irregularidades de parte de los pueblos indígenas de la zona. El Ministerio de Hidrocarburos informó que el área tiene un potencial de 3 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas natural. El bloque Huacareta tiene una superficie de 453.750 hectáreas.
Se aproxima una nueva caída de los precios del petróleo, dice Maugeri de Harvard
Leonardo Maugeri, de la Universidad de Harvard, quien en 2012 predijo un exceso en la oferta de petróleo y la fuerte caída de los precios, ha advertido que existe una posibilidad de que el mercado se esté dirigiendo a "un descenso sustancial".
El fuerte crecimiento de la oferta mundial, según indica Maugeri en un nuevo informe, supera con creces el aumento de la demanda, a pesar de los recortes de producción acordados por la OPEP y 11 países no miembros el año pasado.
En el informe, escribe que los precios del petróleo podrían caer "a menos que el crecimiento de la demanda de petróleo repunte a niveles históricos en 2017".
Los precios del petróleo cayeron hace dos semanas y se salieron de un rango en el que se habían mantenido por mucho tiempo. El crudo West Texas Intermediate se cotiza por debajo de los 49 dólares el barril por primera vez desde diciembre (ayer marcó 48,22).
Un retorno al crecimiento en la industria del esquisto estadounidense, que ha experimentado un fuerte repunte tras la recesión de 2014-2016, es uno de los principales contribuyentes al exceso de oferta, añade, pero está también la puesta en marcha de producción adicional procedente de los desarrollos plurianuales que se aprobaron antes de que cayeran los precios del crudo.
Maugeri describe a Estados Unidos como "por mucho, el principal beneficiario" del acuerdo encabezado por la OPEP para tratar de estabilizar los precios del petróleo.
Maugeri, exjefe de estrategia del grupo petrolero italiano Eni, mantiene una base de datos de 1.200 yacimientos de petróleo en todo el mundo, la cual, según dijo, señaló el exceso en 2012, y ahora está señalando nuevamente el riesgo de un exceso de oferta.
Esa base de datos indicó un rápido aumento de la producción mundial de petróleo desde octubre del año pasado hasta enero de este año. Eso coloca la producción mundial a principios de 2017 en casi 99,5 millones de barriles por día, incluyendo crudo y otros productos relacionados, tales como gas natural licuado, que es la definición estándar utilizada por la Agencia Internacional de la Energía (AIE) y otros, según calculó Maugeri.
Esa oferta estaría muy por delante de la demanda para el primer trimestre de este año, la cual, según cálculos hechos la semana pasada por la AIE, fue de aproximadamente 97 millones de barriles por día.
Dentro de ese aumento de la producción, hubo un crecimiento combinado de casi un millón de barriles por día de Estados Unidos, Canadá, Brasil y Mar del Norte, un nuevo récord de producción postsoviético en Rusia, y un aumento por parte de los miembros de la OPEP antes de que entraran en vigor los recortes acordados el 1 de enero. Mientras tanto, se espera que la demanda mundial crezca en 1,4 millones de barriles por día este 2017 en comparación con 2016, según la AIE, o 1,3 millones de barriles por día según Maugeri.
Esas cifras son particularmente nefastas para las esperanzas de que el mercado se estreche porque la producción de la industria del esquisto estadounidense apenas se había movido a comienzos de este año. La producción de Estados Unidos continental, que incluye la industria del esquisto, fue sólo 30 mil barriles por día mayor en enero que en septiembre del año pasado, según la Administración de Información sobre Energía del Gobierno. La mayor parte del crecimiento en Estados Unidos se produjo en el Golfo de México, que aumentó en 180 mil barriles por día durante ese período, con una contribución de Alaska, que aumentó en 40 mil.
Sin embargo, la perforación de esquisto estadounidense repuntó a su mayor tasa desde mayo de 2015. La semana pasada había 516 plataformas perforando los pozos horizontales utilizados para la producción de petróleo de formaciones compactas, según Baker Hughes, el grupo de servicios de yacimientos petrolíferos.
La AIE espera que la producción continental estadounidense comience a crecer rápidamente, agregando 570 mil barriles por día entre el comienzo de este año y enero de 2018. Los grupos petroleros estadounidenses, que han reducido sus costos de producción de esquisto en alrededor de un 40 por ciento en los últimos tres años, han realizado una serie de anuncios en las últimas semanas sobre sus planes para una mayor producción este año.
Compran 25 vagones para trasladar urea por Bs 198 millones
Aunque aún no tiene contratos de exportación y la línea férrea Bulo Bulo-Montero podría instalarse recién hasta 2019, la empresa Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) informó ayer sobre la adquisición de 250 vagones de ferrocarril y 500 contenedores para trasladar la urea a Brasil y Argentina.
Según el documento base de contratación, los vagones tienen un precio referencial de 198,9 millones de bolivianos y se mantiene en reserva el de los contenedores.
Según un boletín institucional en el que no se precisa el costos ni procedimientos, la empresa YPFB dio a conocer ayer que en los siguientes días llegarán hasta la planta de amoniaco y urea, 500 contenedores especiales que se emplearán para exportar urea granulada desde ese complejo petroquímico, ubicado en Bulo Bulo, hasta los mercados de Brasil y Argentina.
“Para cumplir con la logística de despacho de urea, se ha definido hacerlo mediante el uso de contenedores que ya están en camino a Bolivia. En este momento, se encuentran en el puerto de Arica (Chile) y estimamos que hasta fin de semana o los primeros días de la próxima semana ya estarán estos contenedores en Santa Cruz”, indicó el director del Proyecto Amoniaco Urea, Carlos Vilar, citado en el documento.
En el documento base de contratación para la adquisición de los contenedores, el precio unitario y el precio total referencial figuran como “reservado”. La empresa petrolera tampoco precisó la inversión.
Los 500 contenedores para la Planta de Amoniaco y Urea cuentan con un diseño patentado que optimiza las pérdidas de producto a granel. Vilar explicó que esos contenedores tienen la funcionalidad de rotar 360 grados para optimizar el tiempo de maniobra, con dispositivos específicos especiales.
“Servirán para el transporte de urea desde la Planta hasta Puerto Suárez en la frontera con Brasil o hasta Yacuiba en la frontera con Argentina. Cada contenedor tiene una capacidad de almacenaje de transporte de 25 toneladas de urea. Son contenedores de 6 metros de largo por 2,40 metros de ancho y casi 3 metros de alto”, precisó Vilar.
Los contenedores fueron fabricados en Nantong - China por la empresa CIMC, subcontratista de la empresa ISG (australiana) que posee los derechos de autor y patentes del diseño específico para los contenedores adquiridos por YPFB.
Al margen de los contenedores, la estatal petrolera también adquirió 250 vagones de ferrocarril especializados para ese mismo servicio de transporte, los mismos que están siendo fabricados en la ciudad de Santa Cruz, según YPFB.
En el documento base de contratación, cada vagón tiene un precio referencial de 795.876 bolivianos y el precio referencial total es de 198,9 millones de bolivianos
Bolivia aún no cuenta con un contrato para la exportación de los fertilizantes y la construcción de la ferrovía está paralizada.
martes, 21 de marzo de 2017
Cae el precio del petróleo
El precio del petróleo intermedio de Texas (WTI) bajó ayer en un 1,15 por ciento y cerró en 48,22 dólares el barril, en un descenso ligado a nuevas preocupaciones sobre el exceso de oferta en el mercado.
Al final de las operaciones a viva voz en la Bolsa Mercantil de Nueva York (Nymex), los contratos futuros del WTI para entrega en abril bajaron 56 centavos respecto al cierre de la última sesión. Los analistas atribuyeron el descenso de ayer a datos conocidos en los últimos días que dan cuenta de un aumento en la producción de crudo de Estados Unidos y un crecimiento en el nivel de reservas de petróleo.
Esa información puede poner en peligro la intención de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) de mantener el recorte a su producción.
Llegan 500 contenedores para exportar urea de Bulo Bulo
En los siguientes días llegarán hasta la planta de Amoniaco y Urea 500 contenedores especiales que se emplearán para exportar urea granulada desde el complejo petroquímico ubicado en Bulo Bulo (Cochabamba) hasta los mercados de Brasil y Argentina.
“Para cumplir con la logística de despacho de urea, se ha definido hacerlo mediante el uso de contenedores que ya están en camino a Bolivia. Se encuentran en el puerto de Arica (Chile) y estimamos que hasta fin de semana o los primeros días de la próxima semana ya estarán estos contenedores en Santa Cruz”, indicó el director del Proyecto Amoniaco Urea, Carlos Vilar.
Los 500 contenedores para la planta de Amoniaco y Urea cuentan con un diseño patentado que optimiza las pérdidas de producto a granel a la descarga del mismo. Estos contenedores tienen la funcionalidad de rotar 360 grados para optimizar el tiempo de maniobra, con dispositivos específicos creados para este fin.
“Servirán para el transporte de urea desde la Planta hasta Puerto Suárez en la frontera con Brasil o hasta Yacuiba en la frontera con Argentina. Cada contenedor tiene una capacidad de almacenaje de transporte de 25 toneladas de urea, son contenedores de 6 metros de largo por 2,40 metros de ancho y casi 3 metros de alto”, explicó Vilar.
Los contenedores fueron fabricados en Nantong (China) por la empresa CIMC, subcontratista de la empresa ISG (australiana) que posee los derechos de autor y patentes del diseño específico para los contenedores adquiridos por YPFB.
“Estos equipos tienen la patente australiana porque tienen la virtud de tener la parte superior removible y esta tapa puede ser removida al momento de cargar o descargar. Especialmente al momento de descargar se levanta la tapa y todo el contenedor puede ser volcado agilizando el proceso de descarguío del producto que contengan estos contenedores”, explicó Vilar.
Vagones
Al margen de los contenedores, la estatal petrolera también adquirió 250 vagones de ferrocarril especializados para este mismo servicio de transporte, los mismos que están siendo fabricados en la ciudad de Santa Cruz.
Al tener mercados tan grandes como Brasil y Argentina y una capacidad de producción de 2.100 toneladas métricas diarias (TMD) de urea, entonces se requiere de un servicio de transporte masivo y el efectuar este transporte a través de camiones requiere de una flota muy grande y una logística para la evacuación del producto.
Este primer proyecto 100% petroquímico, según informó YPFB mediante una nota de prensa, consolida la industrialización del gas natural en Bolivia, escenario que permitirá generar ingresos con mayor valor agregado en beneficio del pueblo boliviano.
Contraloría aguarda informe sobre taladros petroleros
El contralor general del Estado, Henry Ara, informó ayer que todavía no se recibió el informe sobre las posibles irregularidades en el proceso de compra de tres perforadoras por parte de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), por lo que se aguarda tener esos documentos para ver si es pertinente realizar una auditoría sobre ese hecho.
“No ingresó nada al respecto. Vamos a esperar que nos puedan remitir y nosotros vamos a pedir la información necesaria y veremos para pronunciarnos con mayor conocimiento del hecho, solo cuando podamos ver podré decir si realmente corresponde que continúe el proceso o no”, informó a los periodistas.
Aseguró que la Contraloría todavía no puede pronunciarse al respecto, aunque adelantó que si se realiza una auditoría al proceso, “no será larga”, tomando en cuenta que es solo el proceso de contratación.
NORMATIVA
“No podemos determinar qué es lo que se puede hacer, eso es parte de la gestión, nosotros veremos si existe incumplimiento a las normas y nos pronunciaremos si existen responsabilidades o no”, insistió.
El viernes último, el Directorio de YPFB decidió remitir a la Contraloría el informe de la Unidad de Transparencia del Ministerio de Hidrocarburos sobre las irregularidades en la adjudicación de tres taladros a la empresa italiana Drillmec, mientras que el presidente de la estatal petrolera, Guillermo Achá, insistió en la transparencia del proceso y anunció una auditoría interna.
“No ingresó nada al respecto. Vamos a esperar que nos puedan remitir y nosotros vamos a pedir la información necesaria y veremos para pronunciarnos con mayor conocimiento del hecho, solo cuando podamos ver podré decir si realmente corresponde que continúe el proceso o no”, informó a los periodistas.
Aseguró que la Contraloría todavía no puede pronunciarse al respecto, aunque adelantó que si se realiza una auditoría al proceso, “no será larga”, tomando en cuenta que es solo el proceso de contratación.
NORMATIVA
“No podemos determinar qué es lo que se puede hacer, eso es parte de la gestión, nosotros veremos si existe incumplimiento a las normas y nos pronunciaremos si existen responsabilidades o no”, insistió.
El viernes último, el Directorio de YPFB decidió remitir a la Contraloría el informe de la Unidad de Transparencia del Ministerio de Hidrocarburos sobre las irregularidades en la adjudicación de tres taladros a la empresa italiana Drillmec, mientras que el presidente de la estatal petrolera, Guillermo Achá, insistió en la transparencia del proceso y anunció una auditoría interna.
Adjudicación sin registro comercial
El jefe de la Unidad de Transparencia, Edmundo Novillo, afirmó que luego del análisis jurídico y técnico de las denuncias recibidas el 28 de octubre del año pasado sobre presuntas irregularidades en el proceso de adjudicación de tres perforadoras, se concluyó que la empresa incumplió con varios de los requisitos establecidos en la convocatoria pública, pero de igual manera YPFB eligió a la italiana como proveedora.
CONTRALORÍA
El Directorio de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) determinó la tarde del viernes derivar el informe de la Unidad de Transparencia del Ministerio de Hidrocarburos, sobre el proceso de contratación para la compra de tres talados a la empresa italiana Drillmec, a la Contraloría General del Estado (CGE) para que determine si hubo responsabilidad civil, penal, administrativa, y/o ejecutiva.
SENADOR ORTIZ
El senador de oposición, Óscar Ortiz, denunció un supuesto sobreprecio en la compra de los tres taladros, ya que de siete propuestas presentadas a la convocatoria internacional que lanzó YPFB, ganó la italiana Drillmec entre las calificadas, cuando su oferta económica superaba en en 28 millones de dólares al promedio de las otras empresas en carrera.
CONTRALORÍA
El Directorio de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) determinó la tarde del viernes derivar el informe de la Unidad de Transparencia del Ministerio de Hidrocarburos, sobre el proceso de contratación para la compra de tres talados a la empresa italiana Drillmec, a la Contraloría General del Estado (CGE) para que determine si hubo responsabilidad civil, penal, administrativa, y/o ejecutiva.
SENADOR ORTIZ
El senador de oposición, Óscar Ortiz, denunció un supuesto sobreprecio en la compra de los tres taladros, ya que de siete propuestas presentadas a la convocatoria internacional que lanzó YPFB, ganó la italiana Drillmec entre las calificadas, cuando su oferta económica superaba en en 28 millones de dólares al promedio de las otras empresas en carrera.
Drillmec se queja de “injusticia y trato descomedido” en Bolivia
La empresa Drillmec que se adjudicó irregularmente la importación de tres taladros para Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) pretende convertir este caso en cuestión de Estado. En ese sentido, la firma italiana envió una nota al canciller Fernando Huanacuni, en la que señala que el Gobierno italiano ya tiene conocimiento de la “injusticia y trato descomedido” por parte del Estado boliviano, respecto de este tema.
Drillmec, con capitales privados y estatales, acudió al Gobierno de Italia para quejarse de Bolivia por el trato que considera injusto y descomedido, como consecuencia del contrato firmado con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) para la provisión de tres taladros, valorados en 148,8 millones de dólares.
QUEJA
En la carta enviada al canciller boliviano, la italiana señala que “el Grupo Trevi (Drillmec SPA), en la que el Estado italiano tiene una participación a través del Fondo Strategico Italiano (FSI), ha puesto a consideración del Gobierno italiano la injusticia y trato descomedido que está sufriendo una empresa italiana signataria de un contrato con el Estado boliviano (YPFB) para la provisión de tres taladros de perforación”.
El Grupo Trevi señala también que tiene conocimiento que la empresa italiana (Drillmec) cumplió a cabalidad con toda la normativa de la licitación, por lo que fue beneficiada con la adjudicación y firma de contrato para la provisión de los mencionados equipos.
MINISTRO
El ministro de Economía, Luis Arce, minimizó hace unos días el accionar de la firma italiana y dijo que el caso no afectará las relaciones bilaterales con el país mediterráneo porque es un tema muy frecuente en materia comercial. La empresa amenazó con recurrir a tribunales internacionales e instancias diplomáticas para hacer prevalecer sus derechos.
GARANTÍAS
“Lo que más llama la atención es que después de haberse firmado el contrato entre partes, presentado las millonarias garantías exigidas y emitida la orden de proceder por parte de YPFB, esta empresa proceda a suspender el contrato por el inicio de una auditoría de parte de la Unidad de Transparencia del sector hidrocarburos”, señala la nota a la que accedió ANF.
Drillmec erogó 80 millones de dólares por concepto de las boletas de garantía a favor del Estado boliviano. Sin embargo, como consecuencia del análisis de Transparencia que concluyó que la adjudicación fue “incorrecta”, la documentación del proceso de contratación fue derivada a la Contraloría General del Estado (CGE) para que determine posibles responsabilidades civiles, penales y/o administrativas.
PERJUICIOS
La suspensión del contrato, después de haberse dado inicio oficial a la ejecución del contrato, según la italiana “está generando daños económicos muy grandes a la empresa Drillmec, a sus proveedores e inversionistas –entre los que se encuentra el FSI del Estado italiano”.
“Es por esta razón que mi despacho ve por conveniente recurrir a su autoridad para exponer esta situación en miras de buscar una solución sana y justa para ambas partes que evite recurrir a otra instancia”, advierte la firma al canciller.
Drillmec, con capitales privados y estatales, acudió al Gobierno de Italia para quejarse de Bolivia por el trato que considera injusto y descomedido, como consecuencia del contrato firmado con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) para la provisión de tres taladros, valorados en 148,8 millones de dólares.
QUEJA
En la carta enviada al canciller boliviano, la italiana señala que “el Grupo Trevi (Drillmec SPA), en la que el Estado italiano tiene una participación a través del Fondo Strategico Italiano (FSI), ha puesto a consideración del Gobierno italiano la injusticia y trato descomedido que está sufriendo una empresa italiana signataria de un contrato con el Estado boliviano (YPFB) para la provisión de tres taladros de perforación”.
El Grupo Trevi señala también que tiene conocimiento que la empresa italiana (Drillmec) cumplió a cabalidad con toda la normativa de la licitación, por lo que fue beneficiada con la adjudicación y firma de contrato para la provisión de los mencionados equipos.
MINISTRO
El ministro de Economía, Luis Arce, minimizó hace unos días el accionar de la firma italiana y dijo que el caso no afectará las relaciones bilaterales con el país mediterráneo porque es un tema muy frecuente en materia comercial. La empresa amenazó con recurrir a tribunales internacionales e instancias diplomáticas para hacer prevalecer sus derechos.
GARANTÍAS
“Lo que más llama la atención es que después de haberse firmado el contrato entre partes, presentado las millonarias garantías exigidas y emitida la orden de proceder por parte de YPFB, esta empresa proceda a suspender el contrato por el inicio de una auditoría de parte de la Unidad de Transparencia del sector hidrocarburos”, señala la nota a la que accedió ANF.
Drillmec erogó 80 millones de dólares por concepto de las boletas de garantía a favor del Estado boliviano. Sin embargo, como consecuencia del análisis de Transparencia que concluyó que la adjudicación fue “incorrecta”, la documentación del proceso de contratación fue derivada a la Contraloría General del Estado (CGE) para que determine posibles responsabilidades civiles, penales y/o administrativas.
PERJUICIOS
La suspensión del contrato, después de haberse dado inicio oficial a la ejecución del contrato, según la italiana “está generando daños económicos muy grandes a la empresa Drillmec, a sus proveedores e inversionistas –entre los que se encuentra el FSI del Estado italiano”.
“Es por esta razón que mi despacho ve por conveniente recurrir a su autoridad para exponer esta situación en miras de buscar una solución sana y justa para ambas partes que evite recurrir a otra instancia”, advierte la firma al canciller.
lunes, 20 de marzo de 2017
Gobierno sube a 100 las áreas de exploración de YPFB en zonas protegidas
El Gobierno incrementó de 99 a 100 las áreas reservadas en zonas protegidas a favor de la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) para la exploración y explotación de hidrocarburos.
La disposición se encuentra contemplada en el Decreto Supremo 3107 del 15 de marzo. Las 100 áreas de interés hidrocarburífero se encuentran en Zonas Tradicionales y Zonas no Tradicionales, señala parte del parágrafo I del artículo primero.
El incremento de los campos de exploración petrolera en áreas protegidas del país se da después de casi dos años de haber fijado en 99 los perímetros de intervención. Los decretos supremos 29226 de agosto 2007, 676 de octubre de 2010 y 1203 de abril de 2012 anteceden a la reciente norma vigente.
“Las Áreas Reservadas a favor de YPFB, se otorgan, conceden y adjudican a la indicada empresa estatal a objeto de su exploración y explotación por sí misma, asociada con personas de derecho público, en sociedades o bajo el régimen de prestación de servicios”, se establece en el parágrafo II del mismo artículo.
Según el artículo 3 del Reglamento de Áreas Reservadas a favor de YPFB, las actividades de exploración y explotación se podrán realizar, de manera directa, a través de proyectos aprobados por el Directorio, como también mediante la conformación de sociedades de Economía Mixta (SAM), donde YPFB tenga el 50% más uno de participación accionaria y el control y administración de la firma. (20/03/2017)
Taladros: Novillo involucra a gente ajena a YPFB
El jefe de Transparencia del Ministerio de Hidrocarburos, Edmundo Novillo, informó ayer que personas que no trabajan en YPFB están relacionadas con el cuestionado contrato suscrito con Drillmec para la compra de taladros. También detectó un probable incumplimiento de deberes por parte de los licitadores.
Un “elemento que es importante es que terceras personas, que no son funcionarias de YPFB, están alrededor del contrato, con una actuación no transparente, con una actuación cuestionada, que en nuestro criterio debe ser investigada por una autoridad competente”, remarcó Novillo, en entrevista con medios estatales.
Asimismo, confirmó que hay un probable incumplimiento de deberes en el contrato con la empresa italiana, pero de parte del comité de licitación que actuó en ese proceso.
Transparencia empezó a investigar este caso después de que recibió una denuncia sustentada con algunas pruebas en octubre del año pasado.
“Desde entonces acumulamos información y hemos pedido a YPFB que nos pase toda la carpeta del proceso de contratación y que nos pasen todas las propuestas de las otras empresas (que se presentaron a la licitación)”, dijo.
Luego de una evaluación en base a la normativa vigente de los procesos de contratación, la Unidad de Transparencia del Ministerio de Hidrocarburos hizo observaciones.
La primera se refiere a que la compañía adjudicada supuestamente no presentó el documento de constitución de la empresa.
Asimismo, la empresa “no presentó el documento de registro tributario, y, tercero, observamos el poder que entregó porque es insuficiente y en nuestro criterio carece de validez, (teniendo en cuenta que) este poder no tiene fundamentalmente las facultades expresas para presentar propuestas y no está presentado mediante documento público y con facultad expresa para suscribir contratos”, aseveró.
CORRUPCIÓN
El jefe de la Unidad de Transparencia del Ministerio de Hidrocarburos, Edmundo Novillo, afirmó que, por mandato del presidente Evo Morales, será drástico con los involucrados en hechos no transparentes dentro de la estatal YPFB.
“Si no hay una revolución moral, no es posible construir una revolución económica, social, cultural. La base de esta revolución es la revolución moral”, dijo.
domingo, 19 de marzo de 2017
Directorio de YPFB instruye enviar a la Contraloría caso de la compra de taladros
El Directorio de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) instruyó este viernes remitir a la Contraloría del Estado el informe de Transparencia sobre supuestas irregularidades en el proceso de adjudicación para la compra de taladros a la italiana Drillmec.
La decisión fue comunicada tras una reunión de directorio, en Santa Cruz, con la finalidad de determinar si se vulneró alguna normativa durante el proceso de contratación de compra de tres equipos de perforación. La Contraloría establecerá indicios de responsabilidad civil, penal o administrativa durante el proceso.
La Unidad de Transparencia del Ministerio de Hidrocarburos encontró irregularidades jurídicas, administrativas y técnicas en la compra de los equipos adjudicada a la firma italiana Drillmec en abril de 2016, por un valor de $us 148 millones.
“(El Directorio instruye) remitir el informe de la Unidad de Transparencia y la documentación de todos los antecedentes del proceso de contratación a la Contraloría General del Estado a fin de que esta entidad determine la existencia o no de responsabilidades en el marco de la Ley 1178 de Administración y Control Gubernamental”, informó Carlos Quispe, miembro de Directorio.
La firma italiana, según el informe, no presentó el documento de constitución, el registro tributario y determinó que el poder para encarar el proceso era “insuficiente”. Señaló además que existen observaciones técnicas al Documento Base de Contratación (DBC), como también a la propuesta técnica de la firma.
Quispe explicó que la Contraloría se encargará de la respectiva evaluación y, si fuera el caso, establecerá si se vulneró la normativa tal como señaló el informe conclusivo de la Unidad de Transparencia.
“Queremos dejar claramente establecido que el Directorio está totalmente comprometido con la transparencia en el uso de los recursos del Estado, como es el mensaje de nuestro presidente (Evo Morales), no vamos a tolerar ningún acto de corrupción y vamos a hacer que todos los actos se investiguen”, remarcó.
Horas antes, el presidente de YPFB, Guillermo Achá, aseguró que la contratación fue transparente y anunció que está en curso una auditoría interna.
Drillmec, mediante una solicitada, afirmó haber cumplido con todos los requisitos y procedimientos establecidos en la convocatoria. El resto de proponentes "ofrecieron precios mucho más altos que el propuesto por nosotros", afirmó en parte del comunicado.
Quispe informó que el Directorio también instruyó a Achá remitir los antecedentes a la Dirección Legal Corporativa de la petrolera para que, en caso de existir contravenciones al ordenamiento jurídico administrativo, “se inicien los procesos sumarios administrativos contra los funcionarios que sean responsables, si es que existe el incumplimiento de la normativa administrativa”.
Sostuvo además que en caso de existir la comisión de hechos ilícitos, según el informe de la Unidad de Transparencia, se remita similar documentación al Ministerio Público a efectos de establecer la responsabilidad penal si es que fueran detectados por la Contraloría, una vez que concluya su investigación. (17/03/2017)
Gobierno anuncia lucha drástrica contra la corrupción en YPFB
El jefe de la Unidad de Transparencia del Ministerio de Hidrocarburos, Edmundo Novillo, afirmó este domingo que, por mandato del presidente Evo Morales, será drástico con los involucrados en hechos no transparentes dentro de la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
"Si no hay una revolución moral no es posible construir una revolución económica, social, cultural. La base de esta revolución es la revolución moral, por eso es que el hermano presidente está tomando una actitud, en este caso a través de mí, de ser muy drástico con aquellos que van a estar implicados en hechos no transparentes, en hechos no legales", dijo.
El martes, la Unidad de Transparencia del Ministerio de Hidrocarburos encontró irregularidades jurídicas, administrativas y técnicas en la compra de equipos por un valor de 148 millones de dólares adjudicados a la firma italiana Drillmec en 2016.
El Directorio de YPFB instruyó el viernes remitir a la Contraloría del Estado el informe de Transparencia para una evaluación y establecerá si hubo irregularidades en el proceso de adjudicación para la compra de taladros.
"Hay que ajustar con más fuerza, con más drasticidad la lucha contra la corrupción, porque ese es el mandato del presidente y esa es la convicción que tiene para que este proceso revolucionario de un salto cualitativo, no solo en lo económico, en lo social, en lo cultural, sino también en lo moral", enfatizó Novillo.
El jefe de la Unidad de Transparencia del Ministerio de Hidrocarburos dejó establecido que seguirá investigando las denuncias contra autoridades y funcionarios por supuestos ilícitos e irregularidades en las inversiones que realiza el Estado en el sector de hidrocarburos y energía.
"Que los compañeros patriotas de YPFB nos hagan llegar sus denuncias, porque ellos tienen la posibilidad de hacer un autocontrol interno (...). A eso compañeros patriotas los vamos apoyar, los felicitamos porque son compañeros que están contribuyendo y aportando a la lucha contra la corrupción", remarcó. (19/03-2017)
Ratifican observaciones en la compra de tres taladros por YPFB
Durante su participación en el programa el Pueblo es Noticia de Bolivia TV, Edmundo Novillo, jefe de la unidad de transparencia del Ministerio de Hidrocarburos, ratificó que existen observaciones de carácter legal, administrativo y técnico en el proceso de compra de tres taladros en YPFB, adjudicado a la empresa italiana Drillmec por un monto de $us 148,8 millones.
Novillo indicó que tienen muchísimas observaciones sobre el proceso de compra de los tres taladros, siendo las más importantes la falta del documento de constitución de la empresa (Drillmec) que se adjudico el proceso, la falta del documento de registro tributario, el poder insuficiente (para Novillo carece de validez) para presentar propuestas públicas.
A decir de Novillo estas observaciones están en el núcleo del proceso de contratación."También como conclusión consideramos que existen probables incumplimientos de deberes de parte del comité de licitación", expresó.
Terceras personas que no son funcionarios de YPFB, es decir, que están alrededor del contrato, están con una actuación no transparente, con una actuación cuestionada, que debe ser investigada por la autoridad competente, sostuvo el funcionario.
"Vamos a hacer un seguimiento, para ver las instancias que van a analizar, evaluar sobre los puntos observados y ver cómo van a ser absueltos, cómo van a tomar las decisiones sobre nuestras observaciones", indicó Novillo.
Novillo indicó que tienen muchísimas observaciones sobre el proceso de compra de los tres taladros, siendo las más importantes la falta del documento de constitución de la empresa (Drillmec) que se adjudico el proceso, la falta del documento de registro tributario, el poder insuficiente (para Novillo carece de validez) para presentar propuestas públicas.
A decir de Novillo estas observaciones están en el núcleo del proceso de contratación."También como conclusión consideramos que existen probables incumplimientos de deberes de parte del comité de licitación", expresó.
Terceras personas que no son funcionarios de YPFB, es decir, que están alrededor del contrato, están con una actuación no transparente, con una actuación cuestionada, que debe ser investigada por la autoridad competente, sostuvo el funcionario.
"Vamos a hacer un seguimiento, para ver las instancias que van a analizar, evaluar sobre los puntos observados y ver cómo van a ser absueltos, cómo van a tomar las decisiones sobre nuestras observaciones", indicó Novillo.
Siete fórmulas para negociar el contrato de venta de gas a Brasil
Bolivia se apresta a firmar un nuevo contrato de compra y venta de gas con Brasil por los próximos 20 años en nuevas condiciones de reservas, precios y volúmenes. Esto se dará sin haber certificado suficientes reservas de gas (tanto para su seguridad energética como para sus proyectos de exportación), con una disminución de los precios del barril de petróleo en el mercado internacional y con la emergencia de más competidores en el mercado regional de Gas Natural Licuado (GNL).
La estrategia de las transnacionales y de la burguesía brasileña es mantener el tenor del actual contrato que finaliza en 2019, con el aditamento de “más gas a menor precio”, para seguir teniendo a Bolivia como fuente de aprovisionamiento energético barato.
“Brasil necesita tener las condiciones para ser capaz de renegociar (el contrato) para que los precios puedan bajar”, declaró Marco Tavares, ejecutivo de Gas Energy, citado por la revista Los TiemposAmérica del Brasil en septiembre de 2016.
¿A qué condiciones hace referencia el empresario brasileño que dispuso de energía boliviana abundante/no contaminante y barata los últimos dos decenios para obtener más energía a menor precio?
Bolivia, luego de 18 años de venta de gas a Brasil, no ha realizado una auditoría técnica, económica y geopolítica al contrato que termina el año 2019.
Mayor dependencia de Bolivia
Dos preguntas son necesarias para encauzar el debate de cara a la negociación del contrato. La primera, una interpelación a nuestra historia: ¿Los contratos de venta de gas a Argentina (1969) y Brasil (1997) ayudaron al país a salir del derrotero primario exportador que nos constituye desde nuestra fundación como república?
La segunda, siendo la energía un factor de producción como el capital, trabajo y la tierra: ¿Desde cuándo es bueno vender energía y no contar con ella para el desarrollo de un país dependiente como Bolivia?
No se puede negar la dimensión económica de las exportaciones de gas en la generación de ingresos para Bolivia: el 68% del gas producido los últimos años se han destinado al mercado brasileño, generando para las arcas del Estado, los años 2013 y 2014, aproximadamente 3.500 millones de dólares, cerca del 50% del total de los ingresos fiscales. Una cifra y un negocio nunca antes visto en la historia del país.
Sin embargo, con este contrato de compra y venta de gas, si bien Bolivia se ha generado esos recursos económicos, fue a costa de desprenderse de un recurso energético no renovable, estratégico y factor clave de la producción de la economía mundial. Y puso en peligro su seguridad energética en el mediano y largo plazo, al mismo tiempo que profundizó su dependencia, el extractivismo y el rentismo.
Al respecto, Juan Carlos Guzmán sostiene en ‘Apuntes sobre el estudio de la renta de hidrocarburos’ (CEDLA, 2015) que: “habiendo reducido de manera absurda la política energética nacional a la trilogía gas natural-exportaciones-rentas, los bolivianos no nos hemos detenido a pensar en las implicaciones políticas y económicas de la evolución del sistema energético que, más allá de la generación de ingresos, reafirma el derrotero primario exportador boliviano y subordina la política pública de energía a la obtención de rentas”.
Para peor, Bolivia generó una renta fiscal extraordinaria estos últimos diez años, nunca antes vista, que no ha podido utilizar para diversificar —en lo básico— su economía.
“Más gas a menor precio”
Veamos la estrategia de las transnacionales y burguesía brasileña para seguir constituyendo a Bolivia como polo de distribución energético barato en Sudamérica.
En septiembre de 2016, la periodista Nicola Pamplona, de la Fhola de San Pablo, hizo conocer que el Gobierno Federal de Brasil estudia crear un operador nacional del gas para reemplazar a Petrobras, que mantiene el monopolio del transporte y la comercialización entre la producción y los mercados de consumidores.
Este plan busca en lo central “renovar totalmente el contrato de importación de gas de Bolivia que vence el 2020” y reducir a la mitad el volumen contratado. “La expectativa es que la compañía reduzca a la mitad el volumen contratado, con el país vecino, hoy en 30 Mm3 por día, equivalentes a 37.5% del consumo diario medio del Brasil. Por eso las distribuidoras de gas y la industrias consumidoras se preparan para negociar directamente con el gobierno boliviano contratos para la próxima década”.
Estas medidas, anunciadas extraoficialmente, no buscan mejorar el sistema de distribución de gas en Brasil, sino: 1. Desguazar/privatizar la estatal petrolera brasileña a favor del capital privado y transnacional. 2. Implementar un sistema de precios respecto al gas boliviano que beneficie aún más a las transnacionales y la burguesía brasileña, principal objetivo de la estrategia descrita por Pamplona.
Brasil disminuyó el bimestre de enero-febrero/2017 su volumen de compra de gas al 50% (“Cae a la mitad la exportación de gas al Brasil”, El Deber, 10/01/2017), un tema atribuido al buen funcionamiento de sus hidroeléctricas pero que parece demostrar la aplicación “de facto” de su estrategia para doblegar a Bolivia e imponer precios y condiciones. Cabe decir que esta disminución al 50% del volumen de compra de gas vulnera el actual contrato, firmado con una entrega máxima de 32 mmcd (Deliver or Pay) y un mínimo de 26 mmcd (Deliver or Pay), lo que se confirma en el artículo “Nuestras exportaciones de gas”, de Carlos Miranda (Página Siete, 10/2/2017).
Posición del gobierno del MAS
Mientras en Brasil esperan que una audiencia pública apruebe la estrategia “no oficial”, autoridades del MAS refrendaron esta propuesta.
“El vicepresidente Álvaro García Linera aseguró este lunes que Brasil continuará comprando gas boliviano, mediante empresas privadas, tomando en cuenta que la estatal Petrobras liberó la comercialización de ese energético, en una suerte de ‘privatización’ de su compra”, publicó La Razón el 26/9/2016.
Ese mismo día, ANF, citando también a García Linera: “El Gobierno boliviano desde hace ocho meses empezó a negociar con empresas privadas brasileña después de que el gobierno de Michel Temer resolvió liberar a las empresas privadas para la comercialización de gas y reducir la participación de Petrobras en este negocio. ‘Estamos negociando desde hace ocho meses la venta de gas a Cuiabá, ya no es Petrobras, es una empresa privada. Ellos quieren comprar gas incluso por encima del precio que ahora nos paga Brasil y Petrobras’”.
El ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez, confirmó que “cuatro estados de Brasil están interesados en la compra directa del gas boliviano” para hidroeléctricas (ANF 15/2/2017). Es decir una compra directa, sin intermediación de Petrobras.
Estas posiciones del gobierno del MAS expresan una remota comprensión del tema económico más importante de la vida nacional.
¿Brasil no necesita gas boliviano?
No. Brasil no tiene autosuficiencia energética y depende del gas, tanto boliviano (33%), como del GNL que importa (17%). El resto es producción interna.
La idea de que Brasil tiene “suficiente músculo” para prescindir del gas boliviano es falsa. Sin embargo, este ha sido el argumento central de la geopolítica brasileña para constituir a Bolivia como su fuente de aprovisionamiento energético barato y dependiente en la región.
El proyecto de El pre-sal y la subasta de áreas de explotación de gas no convencional, que le darían ese músculo para ganar la pulseta a Bolivia y lograr que reduzca el precio del gas natural de cara al nuevo contrato, se ha postergado y hoy mismo es el centro de la disputa entre el Estado brasileño y las transnacionales. Su exploración/explotación sería a mediano plazo. Entonces, Brasil no tiene músculo y no nos hace “un favor” al comprar gas boliviano.
Bolivia vende a Brasil el 68% del gas que produce y Brasil compra de Bolivia el 33% del gas que necesita, e importa 17% de otras fuentes. Su producción está en alrededor del 50%. Los años 2013, 2014 y 2015, el promedio de consumo de gas boliviano en Brasil estuvo al máximo de los requerimientos por contrato, es decir 31 Mm3pc/d, mientras su producción propia ha ido creciendo.
Brasil elevó la producción y consumo de energías alternativas, sin embargo, esto no fue suficiente para prescindir del gas importado. Aún más, aumentó significativamente su consumo de gas natural entre 2012 y 2015.
El precio del LNG importado por Brasil fue mayor que el precio del gas boliviano. Por ejemplo, a junio de 2015, el precio del LNG oscilaba para Sudamérica entre 7,84 y 7,94 dólares, mientras Brasil pagaba a Bolivia $us 5,7 el Mmp3 (“Lineamientos de políticas de estado para Bolivia en tiempos de cambio climático”. Justo Zapata, Hora 25 118/119).
Sectores de mayor consumo
El consumo industrial de gas de la industria brasileña se lleva la tajada más grande: 42,22 Mm3pc/d. La generación eléctrica requiere 30,29 y automotores 4,82.
Mientras Brasil consume ávidamente gas para su industrialización y desarrollo petroquímico, en Bolivia el consumo se mantiene en los límites de un país con cero desarrollo industrial. Los datos son contundentes: cerca del 83% de los hidrocarburos producidos y comercializados por Bolivia tuvieron por destino el mercado externo. Solo el 17% restante fue orientado a su mercado interno.
Esta situación se expresa en el intercambio comercial desigual que el Instituto Boliviano de Comercio Exterior (IBCE), con base en datos del INE, estableció: “Sin gas natural, las exportaciones a Brasil solo llegarían a $us 65 millones”. En otras palabras, mientras Brasil nos vende más de 3.000 productos, de los que destacaron las barras de acero ($us 139 millones), seguidas de betún de petróleo (31 millones) y polietileno (26 millones), Bolivia le vende gas en un 95% del total exportado al Brasil (ANF, 2/3/2017). Estos datos reafirman la dependencia del país respecto al consumo de energía para el desarrollo industrial a partir del contrato de gas a Brasil (y Argentina).
El precio: centro de la batalla
El precio es el centro de la batalla del nuevo contrato con Brasil. Dicha estrategia es “más gas a menor precio”, y para lograr esto buscan imponer un precio en referencia al Henry Hub, parámetro conveniente a sus intereses.
Aún no existe un mercado global del gas porque falta que este energético sea un “commodity” (bien transable) comercializado globalmente, como lo es el petróleo. Esto generó que existan distintos precios “regionales” del gas en el mundo; por ejemplo, en Estados Unidos se determina en el Henry Hub (actualmente el más bajo), en Europa se regulan por los contratos a largo plazo (precio medio) y en el Asia los precios siguen referidos predominantemente al petróleo, con precios más altos.
Para el precio de venta de gas al mercado brasileño y argentino, la fundación Jubileo estableció los mínimos y máximos históricos. Un análisis comparativo para el año 2015 permite observar que Brasil pagó por debajo del precio establecido en Europa y Asia y por encima del Henry Hub.
En dirección a esto, en mayo de 2015, mientras en Europa el precio era $us 7,27 y Japón 8,72, Brasil y Argentina pagaban alrededor de 5 y 5,5, respectivamente, el Mmp3, un precio mucho más bajo a los del gas en Europa y Japón.
El precio del LNG para Sudamérica, a junio de 2015, estaba en alrededor de $us 8 el Mmp3. Por esa misma fecha, el Henry Hub era de 2,84.
Henry Hub en todo el mundo
Estados Unidos y las transnacionales buscan imponer el precio Henry Hub en todas las regiones del mundo para perjudicar a los países productores de gas. “Desde el año 2009 los compradores de gas de Europa están buscando cambiar sus fórmulas de precio, lo que ha traído una reducción en los mismos y el año 2015 los precios de compra en Alemania se redujeron hasta 6,8 $us/MMBTU”, sostienen expertos energéticos en “Comercialización de gas natural en el mundo”, de Jaime Santillana y Julia Salinas de Santillana.
Se trata de que los precios del Henry Hub empiecen a influir en los otros mercados como una estrategia para bajar los precios del gas y controlarlos desde los intereses norteamericanos y las grandes transnacionales. Con este fin, se han observado envíos mínimos de gas estadounidense a distintas regiones con precio Henry Hub, para generar la sensación aparente de estar frente a un gran proveedor capaz de modificar los precios del gas en los mercados regionales.
El Perú “paga” actualmente esta estrategia transnacional: vende actualmente su gas al precio Henry Hub, lo que es un saqueo a su economía.
El Pacific LNG del año 2001, liderado por las transnacionales para vender gas por Chile a EEUU (y a Chile), proyecto antinacional neutralizado por El Alto en 2003, tenía este mismo fin: beneficiar a las transnacionales con bajos precios para el gas, establecido en referencia al Henry Hub. Sin la intervención del pueblo alteño, Bolivia hoy sería, como el Perú, fuente de aprovisionamiento barato de EEUU, a costa de su desarrollo.
Rentismo y caída de reservas
El Estado boliviano no hizo hasta ahora una auditoría técnica, económica, financiera y geopolítica del contrato de compra y venta de gas a Brasil, a 18 años de su implementación. Sin embargo, dos expertos realizan un balance crítico del contrato, uno de ellos es el citado Guzmán.
Él señala lo siguiente en el documento ya mencionado: “desde las primeras exportaciones de gas natural a la Argentina en los años setenta, pasando por la reforma neoliberal de 1996 que fijó las bases de exportación hacia el Brasil, hasta el nuevo contrato con Argentina, la exportación de energía, en términos de ‘gas rico’, tuvo siempre el principal objetivo de obtener recursos para el tesoro nacional”.
Además, “la evolución del indicador muestra que el país ha profundizado su vocación primario exportadora e indica que la industrialización no acompañó a la exportación de gas natural a Brasil, principal resultado de la reforma neoliberal de 1996 en el sector”.
La generación de ingresos por la exportación de gas creció sobre todo después de la promulgación de la Ley de Hidrocarburos 3058, en mayo de 2005, pero a cambio de enajenar sus reservas. “Es así que la cantidad total de energía primaria exportada llegó, en 2012, a 87,4 Mbep (millones de barriles equivalentes de petróleo) y, con ventaja, colocó al país como el primer exportador de gas natural de la región, situación que tiene impacto en las reservas nacionales que ya en 2010 mostraban una situación crítica. A pesar de ello, las exportaciones se incrementaron aún más hasta el 2012”, dice Guzmán.
En suma, se incrementaron las exportaciones de gas y los ingresos económicos, pero disminuyeron las reservas.
Con el contrato de venta de gas a Brasil, Bolivia se hizo más dependiente y tiene reservas insuficientes de gas que ponen en peligro su seguridad energética nacional y desarrollo industrial con energía disponible en un mundo donde el petróleo y el gas son hoy la base del desarrollo, mientras transita hacia las energías alternativas.
Se cambió la seguridad energética, a cambio de renta que no se utilizó para diversificar la economía. •
Precio, gas “rico” y volúmenes
Otro análisis crítico es el de Justo Zapata, director del DIPGIS UMSA, quien es demoledor en su balance del contrato que hoy se pretende renovar. Sostiene que desde el punto de vista económico, el contrato inicial debía haber establecido un precio del gas en función a su poder calorífico, lo que hubiera significado que el precio sea siempre un quinto del valor del barril del petróleo, similar a los precios referenciales de Europa o Asia en este momento. A lo largo de los últimos años, Brasil pagó muy por debajo de ese precio.
Con el contrato que finaliza en 2019, se impuso un precio sobre la base de una canasta de fuel oils tremendamente contaminante, y el resultado fue un mal negocio para el país. Si bien, en lo mínimo, mantuvo un precio del gas acorde a las subidas del precio del barril de petróleo en el mercado internacional, no lo fue en las proporciones del precio de mercado europeo o asiático.
Zapata dice que: “Se puede afirmar con seguridad que en ningún país del mundo se permitiría quemar un combustible como el de la canasta (establecida con el Brasil) con alrededor de 27 gramos de azufre por kilogramo de combustible. Esta cantidad de azufre permitiría obtener alrededor de 83 gramos de ácido sulfúrico por litro quemado, cantidad que en cualquier fábrica o ciudad tornaría la atmósfera en irrespirable” (“Análisis del contrato al Brasil”. Justo Zapata, Hora 25).
Es decir, el contrato que finaliza estableció una canasta de fuell cells (altamente contaminantes), alejados de la cualidad del gas (un energético menos contaminante); por ello mismo, como lo estableció el COP 21, energía “limpia” y de transición hacia las “alternativas”, estratégica, para enfrentar el “calentamiento global”.
Zapata dice también que el contrato obligó a vender gas húmedo, es decir, gas “rico” que genera utilidades adicionales. Afirma que “en el contrato, Bolivia se obliga a proveer un mínimo de 1.034 calorías por pie cúbico. Si solo se vendiera metano o gas seco no se podría satisfacer este requerimiento, pues con metano 100% puro se alcanzarían 974 calorías por pie cúbico. Aunque en general, solo se comercializa gas seco, es decir, metano con algo de dióxido de carbono y nitrógeno (en el mundo), Bolivia por este contrato, se ve obligada a comercializar gas húmedo con alrededor de 10% de etano, GLP y gasolina natural”.
Luego, se pregunta: ¿cómo se pudo elaborar un contrato tan desfavorable al interés nacional fijando el precio en función de una canasta de combustibles tremendamente contaminantes y, por lo tanto, de bajo precio; comprometerse a vender gas húmedo en lugar de gas seco e incluso no prever el gasoducto a Brasil para llevar gas boliviano a otros puntos del territorio boliviano, como por ejemplo, la industrialización del Mutún? Su respuesta es contundente: en la firma del contrato de gas al Brasil “se antepuso el interés personal al interés nacional: nuestros principales negociadores de YPFB ya habían cambiado de camiseta antes de abandonar sus altas funciones”.
Por último, concluye que el contrato de venta de gas al Brasil fue un saqueo más a Bolivia.
Las siete fórmulas para negociar el nuevo contrato
De todo lo señalado, la primera constatación es que ni la venta de gas a Argentina (iniciada en los años 70) ni la venta a Brasil (desde 1997) contribuyeron a forjar una política de desarrollo nacional para salir del modelo de desarrollo primario exportador. Por el contrario, profundizaron el extractivismo y la dependencia de Bolivia.
Con ambos contratos, el país perdió sus reservas de gas y con ello su seguridad energética. En suma, Bolivia debe:
1.- Vender menos volúmenes de gas a mayor precio para garantizar reservas de gas con vistas al desarrollo nacional los próximos 30 años, mientras cambiamos nuestra matriz energética hacia las nuevas energías alternativas como la eólica y la solar. Bolivia hoy no tiene las reservas suficientes para encarar un nuevo contrato. La última certificación establece 10,45 TCF. Al ritmo actual de consumo (0,86 TCG/año), estas reservas alcanzarían hasta el año 2026, sin renovar el contrato con Brasil que finaliza en 2019. Si lo renovamos, en 2025 Bolivia no podría satisfacer la demanda de ese país ni sus propios requerimientos.
2.- Elevar el precio del gas en función de su poder energético. Un metro cúbico de gas natural proporciona la misma energía que un quinto de barril de petróleo. A esta relación debe corresponder su precio. En ese sentido, actualmente Brasil paga, con un precio del barril de petróleo de $us 50, alrededor de $us 4,5 el Mmp3, cuando debería pagar, atendiendo la fórmula propuesta, cerca de $us 8; es decir, un precio cercano a los del LNG en Sudamérica.
3.- Negociar solo con Petrobras y el Estado brasileño un contrato a largo plazo, con menos volúmenes y con precios referidos al poder calorífico del gas, que significa establecerlo en 1/5 del precio del barril de crudo. No negociar directamente con las empresas privadas. Los privados y las transnacionales buscan contratos a corto plazo para imponer precios spot, es decir, más bajos para el gas.
4.- Vender solo gas seco, como lo hacen todos los países productores en el mundo. Las 1.034 calorías por pie cúbico que se impusieron al país en el contrato que finaliza, no se deben repetir. Bolivia debe construir una planta separadora con mayor capacidad en Río Grande para aprovechar las gasolinas que, aún hoy, se van a Brasil con el gas.
5.- Permitir el uso del gasoducto para emprendimientos nacionales (por ejemplo, para el transporte de gas destinado a la industrialización del hierro del Mutún). Se calcula que este proyecto necesita entre 6 y 8 Mmp3/d de gas. Bolivia podría consumir hasta 40 Mmp3/d de gas en otros emprendimientos como la industrialización del litio, siderurgia y agroindustria.
6. Realizar una verdadera nacionalización de los hidrocarburos. Mientras Bolivia no nacionalice, las transnacionales que hoy operan los campos seguirán presionando al Estado para exportar más gas y buscar “nuevos mercados externos”. Bolivia debe nacionalizar los megacampos Sábalo, Incahuasi/Aquío y Margarita para que sean operados por YPFB, y recuperar el mercado brasileño para nuestra estatal petrolera.
7. Luego de nacionalizar, utilizar la energía del gas como factor de producción en la economía nacional y el excedente como factor de negociación con Brasil con el propósito de obtener mercados para productos industrializados del país, en la perspectiva de salir del modelo primario exportador.
Esto mismo proponía Marcelo Quiroga Santa Cruz al oponerse a la venta de gas a Brasil por la dictadura, hace más de cuatro décadas.
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