lunes, 31 de agosto de 2009

La petroquímica con gas tarijeño es posible

En el marco de la organización del FIGAS 2009 –Foro Internacional del Gas a desarrollarse en Tarija en noviembre, habrá ponencias técnicas sobre hidrocarburos y energía. Boris Gómez Úzqueda, director de una compañía privada co-auspiciadora del evento explicó que la petroquímica en Bolivia es posible con gas del Chaco de Tarija.

Gómez Úzqueda, que es parte de una compañía a cargo del estudio y análisis de proyectos en la industria de gas y petróleo, la Metrotec-Energy, explicó que la instalación y construcción de un complejo petroquímico resultaría en productos de valor agregado como tubería plástica, colorantes, pinturas, caucho para llantas, aditivos para el concreto, caucho sintético, fertilizantes, insecticidas, pesticidas, herbicidas, colorantes, estabilizantes, aditivos, floculantes, barnices, resinas plásticas, pigmentos y otros que son derivados desde la petroquímica del etano/metano (desde el gas).

Sostuvo que habrá primero que certificar un nuevo reservorio –o desarrollar los actuales campos- y tener un volumen mínimo sostenible por un periodo de 10 años de 6 TCF (trillón de piés cúbicos) para que sean suficientes para encarar una industria de esa naturaleza.

“Primero deben haber procesos exploratorios, que luego den resultado la certificación técnica de nuevos bloques con reservorios” dijo el ejecutivo empresarial.

Luego de la exploración, viene la certificación de que evidentemente hay reservas. Y que las mismas tienen la capacidad de alimentar una industria a escala.

A continuación, Gómez Úzqueda explicó que “luego debe establecerse un contrato “ancla” para que alguna compañía multinacional compre todos los productos plásticos -fundamentalmente- que, presumo, se producirían en ese complejo”.

Dijo que desde ahora “ya se debería ir armando todo éste complicado proceso logístico de transporte de productos terminados de la industria petroquímica”.

Dijo que “idealmente” el complejo petroquímico podría estar situado en un puerto marítimo, por facilidad de exportación de los derivados petroquímicos, puerto al que llegaría el gas en un gasoducto. De lo contrario si estuviera en el reservorio en explotación debe ser transportado todos los productos vía terrestre a puertos para llevarlos a mercados demandantes, en este caso del Asia.

Boris Gómez Úzqueda, junto a varios analistas, expertos, colegas de la industria y entendidos en el tema energético han expresado -no sólo en Bolivia, sino afuera del país- que un complejo petroquímico debe ser parte fundamental de un proyecto en donde haya, adicionalmente, una planta de conversión de gas a líquidos (GTL), otra planta de producción de DME (dimetil éter), una termoeléctrica alimentada con gas, una planta de exportación de gas excedente vía LNG y una planta de extracción de licuables. “Sería más costoso tener los procesos separados entre sí” explicó.

Petroquímica tradicional vs. de “nueva tecnología”

Boris Gómez Úzqueda insistió en que Bolivia está urgida de lograr una transferencia de conocimientos no sólo de petroquímica “tradicional”, vale decir desde el petróleo, sino que Bolivia podría ser el gran productor de plásticos desde el metano, vía proceso GTL (gas a líquidos) a las olefinas, dejando de lado la petroquímica tradicional e inclusive la petroquímica que utiliza etano.

“Aquí en Bolivia necesitamos una petroquímica de nueva tecnología” dijo, refiriéndose a la petroquímica del metano, por ejemplo: producción de olefinas desde el metanol -MTO metanol to olefins- para producir PE polietileno (ejemplo: plásticos de aislamiento de cables, guantes, bolsas, sogas, tuberías) y PP polipropileno (ejemplo: envases, botellas de agua, caños, tuberías, fundas, etc.). “Los plásticos demandados estarán concentrados en Asia, mayormente, y la oferta podría venir de plantas de PE y de PP bolivianas”, dijo.

“Éstos productos industrializados a escala generarían a Bolivia ingresos siempre y cuando el Estado sea socio en los proyectos y no sólo cobre rentas o regalías por la producción” dijo el analista, aquí en Tarija.

Conforme datos exhibidos por él, “la industria de éste tipo a escala no es intensiva en utilización de reservorios de gas. Un cálculo conservador sería de 3 TCF (trillón de pié cúbico) para cada línea de productos (PP-PE) por un lapso de diez años, a partir de eso se debe elaborar toda la ingeniería financiera de un proyecto de tal magnitud”, dijo.

Reiteró que este complejo petroquímico debe ser parte de un complejo de producción de GTL (gas a diesel), DME (dimetil éter, sustituto del GLP), LNG (gas natural licuificado) y generación eléctrica. Estar cerca a un reservorio o directamente (si no es posible en un puerto marítimo) para bajar costes de transporte y reducir distancias a mercados consumidores.

“Nuestras apreciables reservas -y nuestra potencialidad de descubrir más- harán cada vez más atractiva a Bolivia para nuevas industrias. Creo que habrá que empezar a armar estrategias sobre petroquímica, basada en una NPE, Nueva Política Energética”, sentenció.

YPFB prevé más importación de carburantes y crudo hasta 2016

Durante los próximos seis años, el Gobierno deberá gastar 2.584 millones de dólares para importar líquidos de los hidrocarburos (gasolina, diésel y gas licuado de petróleo, GLP) si no concluye dos refinerías, dos plantas gasíferas y la ampliación del transporte, una inversión de al menos 1.413 millones de dólares. El país podría además comprar por primera vez del exterior petróleo crudo.

Así lo revela el Plan Quinquenal de inversiones 2010-2026 elaborado por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), al que tuvo acceso La Prensa.

Este documento, que delinea la estrategia que YPFB asumirá en los próximos 15 años ante la demanda creciente de gas natural y líquidos derivados del petróleo y la falta de oferta, fue entregado por el Ministerio de Hidrocarburos y YPFB al presidente Evo Morales para su aprobación.

La proyección incluye a las siete subsidiarias de Yacimientos: Chaco, Andina, YPFB-Transporte, la Compañía Logística de Hidrocarburos (CLHB), YPFB Refinación, Gas Trans Boliviano y YPFB-Aviación.

Perspectivas para el sector

Según el plan, las perspectivas para el periodo 2009-2015 establecen que con un precio referencial de entre 60 y 85 dólares por barril de petróleo (precio del Golfo) se requerirán para la importación de diésel 1.589,9 millones de dólares.

Para la compra de la gasolina y el GLP se estima que hasta 2012 se deberán presupuestar entre 40,4 millones y 53,5 millones de dólares, respectivamente.

YPFB calcula que desde 2013 se dispondrá de combustibles incluso para exportar, pero sólo después de la importación de petróleo crudo para procesarlo en refinerías.

Entre los tres productos se necesitarán 1.683,8 millones de dólares sólo para pagar el precio de mercado, a esto hay que añadir 900,4 millones de dólares por el transporte, almacenamiento y cargos logísticos.

Datos de YPFB muestran que a la fecha la demanda de diésel es de 23.600 barriles por día (bpd), pero la oferta es de 11.200 barriles: un déficit del 53 por ciento.

Hasta 2014 el consumo subirá a 31.200 bpd y la oferta crecerá a 20.700 bpd: la escasez será del 34 por ciento. En 2015 la demanda será de 33.500 bpd.

Gasolina y GLP

La situación de la gasolina mantiene un déficit de 1 por ciento entre demanda y oferta: la producción llega a 15.400 bpd, mientras que el combustible disponible es de 15.200 bpd.

La tendencia se mantendrá hasta 2013, con una demanda creciente de 18.900 bpd y la producción será de 18.100 bpd.

Con las dos refinerías existentes (Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell), la oferta máxima de gasolina llegará a 30.000 bpd en 2016, pero el consumo será mayor que 40.000 bpd, es decir que se presentará un déficit de 10.000 bpd.

Este año YPFB comenzó a importar 60.000 toneladas de GLP de Argentina, porque el requerimiento supera la oferta en 14 por ciento.

Se dispone de 1.031 toneladas métricas día (tmd) mientras que la oferta es de 890 tmd. La producción en las refinerías y plantas existentes es lineal hasta 2019, pero ese año empieza a descender por la baja en la entrega.

Contrariamente, la demanda subirá a 1.130 tmd en 2011, luego a 1.252 tmd en 2014, y un año después llegará a 1.295 tmd.

El plan de YPFB, no obstante, establece que “el efecto neto (costo) considerando el gasto por concepto de subvención para el Tesoro General de la Nación (TGN), el costo para YPFB (…) y los ingresos por exportación (recon, gasolinas y GLP) hacen un total de 975 millones de dólares”.

Es decir, Yacimientos proyecta contar con ingresos de 3.558,9 millones de dólares por la venta al exterior de crudo reconstituido (recon), gasolina y gas licuado de petróleo.

Este monto servirá para cubrir la subvención del TGN y generar un ingreso de 975 millones de dólares.

Según el diagnóstico que hace la estatal petrolera, primero habrá una declinación en la producción de hidrocarburos líquidos; segundo, un crecimiento constante de la demanda de los energéticos y, tercero, por los dos puntos anteriores se prevé un déficit creciente de la oferta de hidrocarburos líquidos (fundamentalmente diésel).

El único producto que queda garantizado en la estrategia es el jet fuel, para la aviación.

Las acciones inmediatas propuestas por YPFB son continuar con la importación de los productos deficitarios, optimizar y ampliar las actuales refinerías (2009-2014) que incrementen la actual carga de crudo en un 73 por ciento, operar las plantas de GLP en Río Grande el año 2011 y Gran Chaco en Madrejones en 2013 y ampliar la capacidad de transporte de líquidos en el sur.

Inversiones

Para cumplir estas medidas, YPFB propone dos planes: un plan A consistente en una nueva refinería que entraría en funcionamiento en tres módulos, los años 2015, 2030, 2024. En estos tres periodos la producción subirá de 40.000 bpd a 80.000 bpd y luego a 110.000 bpd.

La inversión requerida en este proyecto es de 1.397 millones de dólares.

Pero también se requerirá petróleo para procesar que se obtendrá de la importación de 14,6 millones de bpd a un costo de 674,5 millones de dólares. Esta necesidad se da porque la extracción de crudo en el país irá en descenso (ver infografía). El analista en materia de hidrocarburos Hugo Del Granado explicó que, por primera vez, Bolivia tendrá que importar crudo, gasto que no es razonable si el producto servirá para procesar y exportar. “Lo que tienen que hacer es invertir en exploración para encontrar más crudo, ésa es la alternativa”.

Por exportación se gastarán 2.851,1 millones de dólares y se tendrá un ingreso de 4.401,4 millones de dólares, y por el Impuesto Directo a los Hidrocarburos y Derivados (IEHD), 226,5 millones de dólares. Esta perspectiva generará un saldo positivo de 1.777 millones de dólares.

El plan B toma en cuenta la construcción de una nueva refinería, con una inversión de 1.119 millones de dólares, pero con una producción que comenzará en 2017, 2021 y 2024.

Además, YPFB ha tomado en consideración la puesta en marcha de la planta GTL (Gas To Liquid) en 2015, con una inversión de 500 millones de dólares.

De esta manera la producción de líquidos aumentará de 30.000 bpd en 2017, a 60.000 bpd cuatro años después, y tres años más tarde a 90.000. En concreto, se dispondrá de 30.000 barriles menos que con el plan A.

El costo de la importación se reduce a 2.175 millones de dólares, pero no se presupuesta la compra del crudo que se habrá de procesar, sin embargo también el país retoma la exportación de gasolina y GLP, que genera un ingreso de 1.601 millones de dólares.

Del Granado explicó que “antes de 2013 es impensable que se pueda operar una refinería o GTL, porque la instalación de estos complejos demorará por lo menos tres años, y ninguno de los dos tiene algún avance”.

Añadió que “supuestamente GTL va a tener una capacidad de 15.000 barriles, pero dice (YPFB) que el 70 por ciento de la producción se va a dedicar al mercado interno; la producción de líquidos sintéticos es carísima”. El costo puede llegar a 113 dólares por barril. “¿Cómo pretenden que sea rentable, 15 por ciento, según estimaciones de YPFB, si van a vender un producto caro a un mercado interno subvencionado?”.

Adicionalmente, se proyecta la operación de la planta de Río Grande que separará gasolina (600 bpd) y GLP (350 toneladas/día) a partir de 2011. Este proyecto fue licitado en 2008, pero en la actualidad está en un proceso judicial por corrupción. Su avance está paralizado desde enero de este año y los 35 millones de dólares asignados por el Tesoro General están en litigio con Catler-Uniservice.

Además, la planta de Gran Chaco, que entrará en operación en 2013, subirá la producción de GLP (1.704 toneladas/día) y gasolina (2.964 bpd) con una inversión de 368 millones de dólares. En transporte se ampliará el ducto al sur con 204,5 millones.

La petrolera proyecta inversión de $us 379 millones hasta 2015

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) proyecta una inversión de 379 millones de dólares entre 2009 y 2015 en la exploración de diez pozos de petróleo, de los cuales espera el éxito de al menos tres.

Esto permitirá, según el Plan Quinquenal de Inversiones de la estatal petrolera, incrementar la producción de gas en cinco millones de metros cúbicos de gas.

Para este fin se necesitarán dos equipos de perforación 3.000 hp y un equipo de 2000 hp que se pretende traer de Venezuela.

De los 379 millones de dólares, la estatal petrolera ejecutará 47 millones de dólares, Petrobras 50 millones, YPFB-Andina 58 millones y Petroandina 60 millones. Los campos donde se intervendrá con los recursos son Ingre, Camiri, Timboy e Itaguazurenda.

La nacionalizada Chaco invertirá 64 millones de dólares en los campos Percheles, Carrasco, Vuelta Grande y El Dorado.

Otros 100 millones de dólares serán colocados por Petroandina en los bloques Lliquimuni e Iñau en el norte de La Paz.

En una segunda etapa para desarrollar los pozos, tender líneas y completar la infraestructura necesaria se invertirán 804 millones de dólares adicionales.

En lo mediato, a partir de 2016, Yacimientos pretende inyectar 713 millones de dólares en la exploración de 20 pozos y 1.782 millones de dólares adicionales en su desarrollo.

De esta manera, Yacimientos pretende obtener una reserva estimada de 7,5 billones de pies cúbicos (TCF en la notación estadounidense). En los 20 campos escogidos de una cartera de 56 pozos se estima un 20 por ciento de éxito.

Según la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH), en 2008 se perforaron cuatro pozos: los exploratorios Río Seco X-1D, por Pluspetrol, en Santa Cruz, e Ingre X-1, por Petrobras, en Chuquisaca, y los de desarrollo Percheles 1003, en Santa Cruz, y Kanata, en Cochabamba, a cargo de Chaco. En Argentina, el número llegó a 1.105, en Colombia a 82 y en Perú a 153.

Las compras de diésel crecerán más

Las importaciones de diésel para atender la creciente demanda interna se incrementarán hasta el año 2026 de 53 al 100 por ciento, de acuerdo con las proyecciones de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

La estatal petrolera, en su Plan Quinquenal de Inversiones, justifica las compras del exterior con el argumento de que el déficit en la oferta de hidrocarburos líquidos se incrementará sustancialmente desde 2015.

En el informe al que tuvo acceso La Prensa se revela que el costo de las importaciones para el Estado en el periodo 2009-2026 alcanzará a 9.417 millones de dólares. El gasto considera la subvención del Tesoro General de la Nación (TGN) para mantener congelado el precio al consumidor, de YPFB en el transporte, almacenaje y cargos logísticos de importación.

Para este año, las proyecciones de la estatal petrolera son de una demanda de 23.600 barriles de diésel y una oferta de sólo 11.200 barriles, es decir que el déficit llega a 12.400 barriles, que se deben importar.

El Ministerio de Economía y Finanzas presupuestó en esta gestión 252 millones de dólares para la subvención, monto inferior a los 372 millones erogados en 2008.

El país adquiere este producto de Venezuela y Argentina, entre otros proveedores, a precios internacionales. Debido al alza del barril de petróleo a 140 dólares en el mercado internacional, el Tesoro tuvo que erogar más.

En 2015, el déficit de diésel aumentará a aproximadamente 14.000 barriles debido a que la demanda habrá ascendido a 35.000 barriles y la oferta a unos 21.000 barriles.

Para el año 2020 la oferta sólo llegará a 19.000 barriles y la demanda habrá crecido a 48.000 barriles, generándose una brecha de 29.000 barriles.

Para 2026, las proyecciones de la estatal petrolera sólo revelan una demanda de 71.000 barriles de diésel, que deberán ser importados.

De acuerdo con la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH), el país necesita importar diésel debido a la contracción en la producción de líquidos de 3.739 barriles por día al caer de 50.756 barriles día en 2005 a 47.017 barriles día en 2008

Esto obliga, dice uno de sus recientes informes, a comprar del exterior el 40 por ciento del diésel que se consume en el país. Además, una gestión inadecuada y poco previsora, según la CBH, ha generado desabastecimiento.

Antecedentes

El 1 de mayo de 2006 el Gobierno emite el Decreto 28701, de estatización de hidrocarburos.

Con esta norma empieza el diálogo con las petroleras privadas capitalizadoras.

El Gobierno recuperó la administración de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos.

Además negoció 44 nuevos contratos petroleros con 17 empresas transnacionales.

En 2008 recuperó las empresas capitalizadas Chaco, Andina y Transredes.

También la Compañía Logística de Hidrocarburos Bolivia, privatizada hace diez años.

Este año nacionalizó la distribuidora de combustible de aviación Air BP.

Por estos procesos el Estado tuvo y tendrá que pagar indemnizaciones a las petroleras.

Ahora el Ejecutivo anuncia una nueva ley de hidrocarburos, que se adecue a la Constitución.

YPFB está en proceso de integrar a las siete subsidiarias bajo una administración corporativa.

La estatal tiene un crédito de 1.000 millones de dólares del Banco Central que no ha usado.

Gasolineras made in Bolivia un esfuerzo de New Petrol

La próxima vez que llene el tanque de gasolina de su auto, en una estación de servicio en La Paz, Potosí o Sucre, puede que la maquinaria que utilicen para darle este servicio sea Hecha en Bolivia. New Petrol Bolivia decidió incursionar en el ensamblado de estos equipos y en la construcción de unos 100 surtidores, desde el 2000, convirtiéndose en la primera, y única por el momento, en esta actividad económica.

La idea de hacer empresa, fue un sueño de la niñez de Lorenzo Huallpa. No fue fácil. Al encontrar obstáculos para obtener la representación de una empresa extranjera para traer estos equipos al país, prefirió investigar para construirlos acá. “Buscamos las partes, las importamos y ahora ensamblamos los equipos para gasolineras”, detalló el gerente general.

Huallpa nació en Ancoraimes, cerca del lago Titicaca. Terminó sus estudios en el colegio San Bernardo de Turín, “la primera escuela hija de Warisata”, enfatizó con orgullo. Ahora es constructor civil, titulado en la Universidad Mayor de San Andrés y con especialidades en electrónica y electromecánica, obtenidas en cursos de Infocal.

“Tenía 10 años y ya tenía la idea de hacer algún emprendimiento y no ser una persona del montón”, relató. Hoy la confianza de sus clientes le permiten asegurar que “no hemos necesitado de hacer anuncios publicitarios, ellos se anoticiaron de nuestro trabajo”. En Puno y en Juliaca, en Perú, también adquirieron sus equipos.

Con el objetivo de exportar en corto tiempo, New Petrol Bolivia está en el proceso de certificación de calidad ISO.

Los primeros equipos ensamblados que fueron instalados en la primera estación de servicio que construyó la empresa, se encuentran en el Desaguadero, ciudad fronteriza con Perú.

Huallpa recordó que los conocimientos adquiridos le permitieron construir casas y prestar servicio técnico a las gasolineras. “Trabajando seriamente, desarrollamos el servicio de tal forma que las empresas nos han pedido equipos nuevos. Así, nació New Petrol Bolivia”.

Aclaró que la construcción de las estaciones de servicio cumple con las normas de regulación del sector de hidrocarburos.

“Si fuésemos una representación estaríamos ganando una comisión. Ahora podemos decir con orgullo esto está Hecho en Bolivia. Estamos aportando al desarrollo del país”, expresó Huallpa y anunció que están desarrollando software para optimizar el control de las gasolineras a través de internet.

El empleo permanente es una clave

En New Petrol Bolivia trabajan de manera permanente unas 30 personas; los eventuales son contratados para la construcción de estaciones de servicio.

Las especialidades de los jóvenes empleados corresponden a mecánica (10), electrónica y electricidad (5), chapería (3), construcción (8) y administración. El gerente general, Lorenzo Huallpa, agregó que cumplen con las leyes de trabajo vigentes; además de estar registrados en Fundempresa y pagar los impuestos correspondientes.

Silver Mayta Flores es soldador con una experiencia de 40 años. Trabaja en la empresa hace más de un año y está contento, “por lo novedoso que hacemos y porque siempre tenemos clientes”. Carlos Llanos, administrativo, coincide.

Sus principales clientes, son pequeñas cadenas de surtidores, cada una de las cuales cuenta con un mínimo de 10 estaciones de servicio. Entre ellos están Perla Andina, el Automóvil Club Boliviano y otras empresas familiares.

Monte Roca es una de las estaciones de servicio que construyeron en Potosí. En Cantumarca están en plena construcción. En la ciudad de Sucre, recibirá equipos nuevos, el surtidos de El Moro.

“Atrás quedaron los días en que los bancos no confiaron en nuestro proyecto. Ahora nos ofrecen todo”, dijo Huallpa. Sin embargo, su mayor preocupación se refiere a que las universidades aún no forman especialistas en temas de hidrocarburos.

viernes, 28 de agosto de 2009

YPFB-Andina distribuirá dividendos

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos recibirá 48,38 millones de dólares por utilidades de su filial YPFB-Andina S.A., en tanto que Repsol, 47,33 millones, tomando en cuenta que el Directorio de la nacionalizada aprobó el pago de 7,20 dólares por acción como dividendo de la gestión abril 2008-marzo 2009.

La estatal posee el 51,0776 por ciento de participación en la sociedad YPFB-Andina, en tanto que la petrolera española es propietaria del 48,9224 por ciento. El monto destinado a utilidades para los dos accionistas suma 95,72 millones de dólares.

Por la totalidad de sus acciones, poco más de 6,71 millones, en la sociedad anónima nacionalizada, YPFB recibirá 342,03 millones de bolivianos, tomando en cuenta que la Junta Ordinaria de Accionistas fijó un valor de 50,90 bolivianos por acción. En tanto que Repsol, dueña de la otra casi mitad de las acciones de YPFB-Andina, percibirá 334,66 millones de bolivianos por poco más de 6,57 millones de acciones.

El pago de dividendos de YPFB-Andina S.A. comenzará el miércoles 2 de septiembre, según la información de la petrolera y divulgada por la Bolsa Boliviana de Valores (BBV). Los accionistas podrán cobrar en las oficinas de la Nacional de Valores S.A. en La Paz, Cochabamba, Santa Cruz, Tarija y Sucre.

Desde mayo de 2008, YPFB es socia mayoritaria de la compañía que fue capitalizada en la gestión 1996.

miércoles, 26 de agosto de 2009

Camiri apoya a YPFB Andina y se reactiva el pozo Sararenda

Tras un giro de 360 grados y el apoyo del pueblo camireño a la estatal petrolera Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) para que, a través de su subsidiaria YPFB Andina, desarrolle el proyecto Sararenda X1, ayer la compañía lanzó una licitación pública para el inicio de las obras.
El primer paso, en 15 días, será la adjudicación para construir la vía La Planchada y hasta abril de 2010 tener concluida la obra, anunció oficialmente el presidente de YPFB, Carlos Villegas.
“Lo que ha pasado en Camiri es una muestra de las pugnas que hay al interior de la entidad cívica. Hemos estado en esa región el lunes y martes, pero la dirigencia cívica no ha aparecido y las organizaciones sociales, sindicato de trabajadores petroleros, algunos empresarios, organizaciones territoriales de base y la misma población nos han pedido que llevemos adelante el proyecto. Por lo tanto, de aquí en adelante no vamos a hacer pausa y retomaremos el cronograma de trabajo”, afirmó.
El ejecutivo reveló que en 15 días seleccionarán a la empresa constructora para iniciar los trabajos en la vía La Planchada y en abril de 2010 comenzar la perforación del pozo Sararenda X1, con una inversión de $us 55 millones.
YPFB Andina informó de que las obras de perforación se iniciarán en abril de 2010. Los trabajos, en todas sus fases, serán coordinados con la Gerencia Nacional de Exploración y Explotación con sede en Camiri, para asegurar el cumplimiento de los términos previstos.
Villegas acotó que si se logran encontrar reservas de gas y petróleo, se acoplará al proyecto exploratorio la perforación de otros cuatro pozos, para lo cual se prevé invertir $us 450 millones. La comisión abandonó Camiri ayer al mediodía.
A su turno, la titular de la entidad cívica, Eneida Salazar, que al igual que su directorio no había podido ser ubicada durante las jornadas de información de YPFB en Camiri, acusó a Villegas de romper el diálogo y afirmó que negociarán con el ministro del área, Óscar Coca, además de buscar apoyo de las provincias para que sea sólo YPFB la que opere Sararenda.
Por su lado, los expertos en hidrocarburos Carlos Miranda, Fernando Rodríguez, Carlos Sánchez y Carlos Hugo de la Fuente indicaron que lo importante es que Camiri surja otra vez.
Los expertos agregaron que el riesgo es grande en las inversiones para la actividad petrolera.

Hay división en la institución
Según la agenda acordada el lunes con el Comité Cívico, la comitiva oficial de YPFB y del Ministerio de Hidrocarburos debió explicar los alcances técnicos, financieros y operativos del proyecto en la sede de esa institución. Sin embargo, la dirigencia tuvo que suspender abruptamente la reunión ante la presión popular, que pedía que el encuentro tuviera lugar en el paraninfo de la Uagrm, para permitir la participación de todos los sectores sociales. No obstante, los líderes cívicos denunciaron que YPFB ‘contrató’ gente masista para causar enfrentamientos.
La situación desnudó la división en la institución. Ante este clima de tensión, el Comité Cívico solicitó un cuarto intermedio a YPFB para escuchar la explicación del proyecto en instalaciones de Cáritas, fijando la cita para las 19:00 del mismo día. Ante el clamor de la población, que vitoreaba: “Si éste no es el pueblo, el pueblo dónde está”, solicitaron a los ejecutivos de YPFB trasladarse al paraninfo, para poder conocer el proyecto.
A las 19:00, terminada la explicación y el debate entre técnicos de YPFB, YPFB-Andina, catedráticos de la carrera de Ingeniería Petrolera de la Uagrm, alumnos y sectores sociales, una muchedumbre decidió acompañar al presidente de YPFB hacia la casa de Cáritas, para evitar que el debate del proyecto encubriera demandas políticas. Ante la llegada de la muchedumbre, los cívicos huyeron. Anoche, los cívicos aclararon que siguen en emergencia. /Teófilo Baldiviezo

Aberración de cívicos
Álvaro Ríos / Ex ministro de hidrocarburos
Es una aberración lo que piden los representantes cívicos de Camiri. YPFB como tal no está preparada para encarar actividades prospectivas de esta naturaleza. Recordemos los fiascos de Río Grande y de los taladros de perforación y otras actividades que no andan nada bien en YPFB. Tenemos dos empresas que sí están preparadas y que pueden hacer un trabajo adecuado para llegar a los objetivos esperados, éstas son Chaco y YPFB Andina, y qué mejor que esta última, que conoce muy bien la zona. Estas empresas están bien dotadas de personal técnico, de procedimientos de adquisiciones y de herramientas de gestión. En el caso de YPFB Andina, se está compartiendo el riesgo con una empresa privada y adquiriendo conocimiento del cual YPFB es socia mayoritaria.

sábado, 22 de agosto de 2009

Evo gestiona pago de deuda de $us 300 millones de Petrobras

El presidente Evo Morales gestionará ante su homólogo brasileño, Luiz Inácio Lula da Silva, el pago de la deuda de al menos 300 millones de dólares de Petrobras y que se acumuló desde 2007 por la exportación de gas natural sin la separación de sus componentes asociados al etano, gas licuado de petróleo (GLP) y gasolina natural.

También está pendiente la obligación de 131,8 millones de bolivianos de la petrolera estatal brasileña por el take or pay (toma o paga) en sus compras de gas.

Hace dos años, en un encuentro sostenido en Brasilia, autoridades de los dos país acordaron un reembolso a favor de Bolivia por las exportaciones de gas natural sin ninguna separación.

Desde que comenzaron las ventas en 1999, el energético llega a ese mercado con todos sus componentes líquidos, es decir, etano, GLP y gasolina natural.

La falta de una planta separadora de líquidos le impidió al país la extracción de esos elementos para su refinación e industrialización.

Con el acuerdo suscrito en 2007, Bolivia esperaba obtener un ingreso adicional de aproximadamente 100 millones de dólares.

El presidente Morales señaló que “hay alguna cuenta pendiente de Brasil, especialmente de Petrobras con Yacimientos. Ya comentamos brevemente con el presidente Lula en Asunción, Paraguay, como también en Quito, Ecuador; seguramente van a revisar con sus técnicos”.

Según el diario Valor Económico de Brasil, la deuda a la fecha alcanza a 300 millones de dólares debido a la falta de una fórmula que obligue a la petrolera estatal brasileña a cumplir el compromiso.

El vicepresidente de Operaciones de YPFB, José Luis Gutiérrez, confirmó que la obligación está pendiente porque no pudo establecerse en el pasado un procedimiento de cobro.

Sin embargo, se han llevado a cabo reuniones permanentes con Petrobras para buscar la forma de pago y a la fecha ya existe un preacuerdo. La autoridad no pudo precisar sus alcances.

Gutiérrez también confirmó reembolsos pendientes por el take or pay de anteriores gestiones.

La Prensa informó el 7 de agosto que Brasil adeuda al país 131,8 millones de bolivianos por los volúmenes de gas que dejó de comprar a la empresa Chaco S.A. entre 2002 y 2006 por este concepto.

De acuerdo con el balance financiero 2008 de YPFB-Chaco, la deuda está pendiente de pago porque Brasil pidió una revisión del precio, que en ese momento estaba en tres dólares el millón de BTU, por considerarlo alto. El Gobierno de entonces no aceptó.

Gutiérrez precisó que esa obligación data de antes de que YPFB se haga cargo de las firmas capitalizadas, pero que debe ser gestionada por la estatal.

Durante la reunión de hoy los presidentes Lula y Morales no abordarán aún el pedido boliviano de modificar el contrato de exportación de gas.

El miércoles, el presidente de YPFB, Carlos Villegas, planteó la necesidad de ajustar la relación contractual para reducir volúmenes, a fin de acomodarlos en otros mercados alternativos. En la Embajada de Brasil en Bolivia informaron que no se tiene aún una petición oficial del Gobierno de Morales al respecto.

El viceministro de Comercialización, William Donaire, sostuvo que el asunto no será abordado en la cita presidencial de este sábado.

Esto porque se trata de un ajuste que debe ser resuelto por las empresas estatales YPFB y Petrobras, que firmaron el contrato.

La adenda dos del acuerdo indica que la demanda de ese país puede variar cada día entre un rango de 16 millones de metros cúbicos día (MMmcd) y de 30,08 MMmcd. Es decir, una jornada puede requerir un alto volumen y a la siguiente la mitad, lo cual YPFB quiere evitar.

La disminución de las importaciones a ese mercado de 30 millones de metros cúbicos a menos de 20 millones redujo la producción de gas y obligó a YPFB a importar el 25 por ciento de su demanda interna de combustibles. Esto porque no puede extraer los líquidos asociados al gas y refinarlos en diésel o gasolina.

Bolivia recibirá cooperación para uso del litio

Los presidentes de Bolivia, Evo Morales, y de Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva, suscribirán hoy un memorando de cooperación tecnológica para el uso del litio y otros recursos del Salar de Uyuni.

El portavoz de la Presidencia de Brasil, Marcelo Baumbach, dijo en Brasilia que “se espera la firma de un memorando de entendimiento, todavía en negociación, sobre cooperación científica, tecnológica y económica para el uso de los recursos minerales del Salar de Uyuni, donde se encuentran las mayores reservas de litio del mundo”.

En la Embajada de Brasil en Bolivia se confirmó que uno de los asuntos que abordarán los mandatarios en el encuentro de hoy será el interés del país vecino en el litio.

Según Baumbach, “el Gobierno brasileño está empeñado en desarrollar cooperación para el aprovechamiento de aquéllos (el litio) y de otros recursos minerales”, y agregó que “la cooperación no se va a limitar sólo a la exploración pura y simple de esas riquezas (...) porque se proyecta el desarrollo y transferencia de tecnología para el lado boliviano”.

Por su lado, el diario brasileño Valor Económico informó que la minera Vale estudia invertir 1.500 millones de dólares para desarrollar la industria de baterías multipropósito de litio en Bolivia.

Hasta el momento, empresas de Corea, Francia, China y Japón, entre ellas Toyota, Mitsubishi, Sumitono y Bolloré, han demostrado interés por este recurso natural para desarrollar una industria automotriz alternativa.

Bolivia tiene en el Salar de Uyuni aproximadamente el 50 por ciento de las reservas mundiales de litio y se convierte en país atractivo para las inversiones.

Según el informe, el Gobierno boliviano plantea que estos recursos sean necesariamente industrializados en territorio boliviano. Las negociaciones están en curso.

Mercado para los textiles

En el encuentro que sostendrá este sábado con Evo Morales, el presidente de Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva, ratificará la apertura del mercado brasileño para los textiles nacionales.

Según confirmaron en la Embajada de Brasil en Bolivia, éste es uno de los temas que interesan a ese país.

Hace dos meses, Brasil flexibilizó las normas de origen y abrió un cupo de 30 millones de dólares para que las pequeñas y medianas empresas textileras puedan acomodar sus prendas.

De acuerdo con el viceministro de Exportaciones, Huáscar Ajata, el país vecino está dispuesto a abrir más su mercado, pero por el momento se trabaja con los productores para aprovechar el espacio que está vigente.

Brasil es uno de los mercados alternativos a Estados Unidos (EEUU) que pretende consolidar el Gobierno para los textiles que ya no gozan de arancel cero por la suspensión de la Ley de Promoción Comercial Andina y de Erradicación de las Drogas (ATPDEA).

La ministra de Desarrollo Productivo, Patricia Ballivián, informó, según ANF, que pequeños y medianos empresarios viajarán a Brasil y Argentina para participar en rondas de contactos con sus similares de ambos países y potenciar las exportaciones hacia esos mercados opcionales para Bolivia.

Más datos

Existen cuentas pendientes de Petrobras desde 2007 por el gas rico que recibe Brasil.

La estatal brasileña adeuda también 131,8 millones de bolivianos por el take or pay.

Bolivia pretende llegar a un acuerdo para saldar estas obligaciones pendientes.

viernes, 21 de agosto de 2009

García Linera anuncia la industrialización del gas

El vicepresidente Álvaro García Linera afirmó ayer que el próximo paso de Bolivia es, en arreglo a las prescripciones de su nueva Constitución, industrializar los hidrocarburos y todos los recursos naturales, con polos de desarrollo equilibrados, para que los beneficios alcancen a todas las regiones del país.

"Vamos a industrializar el gas en el Chaco; vamos a crear, con el dinero que sale de nuestros ingresos, polos de desarrollo, con el litio que sale de Potosí, con el hierro en Santa Cruz, con las hidroeléctricas en Pando y en La Paz; vamos a equilibrar el desarrollo, nos vamos a convertir en un país industrializado que industrializa sus materias primas y que no solamente vende materia prima al extranjero", proclamó durante un acto en Caraparí-Tarija, que conmemoró su efeméride regional.

Según la gubernamental ABI, García Linera agradeció a la población de Caraparí, ya que con el 25% de la riqueza que produce cada año para el Estado apoya también a que Bolivia tenga recursos para invertir en el proceso de industrialización.

"Hoy los hombres y mujeres de Caraparí tienen derecho a saber dónde va esa plata, qué se está haciendo con esa plata. Hace años, de cada 100 pesos bolivianos que salían del campo San Alberto, solamente 18 se quedaban en Bolivia y 82 se iban afuera, les pertenecía a extranjeros", explicó el mandatario a la población.

miércoles, 19 de agosto de 2009

El plan para industrializar el gas tropieza

Las contradicciones existentes entre la Nueva Constitución Política del Estado (CPE) y la actual Ley de Hidrocarburos (3058) retrasan la creación de la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH), informaron ayer fuentes de la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

El caso es analizado por el Consejo Nacional de Política Económica y Social (Conapes), luego de que el Ministerio de Hidrocarburos presentara el borrador de un nuevo decreto que permitirá solucionar el problema, explicó una de las fuentes consultadas por este medio.

La Ley 3058, en su artículo 23, establece la creación de una Gerencia de Industrialización dependiente de YPFB. En cambio, la Nueva CPE en su artículo 363 hace mención a una empresa autárquica, la EBIH, para llevar adelante todos los proyectos de industrialización del gas natural.

El borrador de decreto transfiere las atribuciones de la Gerencia de Industrialización de la estatal petrolera a la EBIH. Además, establece el objeto, las atribuciones y la estructura orgánica de la nueva empresa autárquica, subrayó la fuente. El 9 de abril del año pasado, el Gobierno emitió el Decreto Supremo 29511, que da atribuciones a YPFB para la creación de la EBIH después de 60 días calendario. Ya pasaron 16 meses y la empresa aún no existe.

Además, la Estrategia Nacional de Hidrocarburos del Gobierno ya sugería la modificación de la Ley 3058 para crear la EBIH.

“Para crear la estructura organizativa de EBIH, se debe modificar por ley la actual estructura organizativa de YPFB y sus competencias”, indica el documento elaborado por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía.

La industrialización del gas natural en el país contempla proyectos de petroquímica, fertilizantes, GTL (transformación de gas en líquidos), entre otros. Por ejemplo, Braskem de Brasil y Pequiven de Venezuela tienen congelados varios proyectos petroquímicos hasta que se consolide la creación de la EBIH.

La fuente de la estatal petrolera añadió que la estatal “YPFB deberá hacerse cargo, en primera instancia, de la estructura organizativa de EBIH hasta consolidar y justificar la consolidación de la misma, para que en el plazo más breve se convierta en una compañía técnica y financieramente independiente”.

Diferencias

Ley 3058 • ”...La Vicepresidencia Nacional de Operaciones tendrá las siguientes gerencias descentralizadas: La Gerencia de Industrialización tendrá su sede en la ciudad de Cochabamba y ejercerá competencia sobre las industrias de transformación de los hidrocarburos en el país...”. El artículo no hace mención a la constitución de una empresa que industrialice el gas natural.

Nueva CPE • “La Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH) es una empresa autárquica de derecho público, con autonomía de gestión administrativa, técnica y económica, bajo la tuición del ministerio del ramo y de YPFB (...). EBIH será responsable de ejecutar, en representación del Estado y dentro de su territorio, la industrialización de los hidrocarburos”.

lunes, 17 de agosto de 2009

Ingresos de YPFB por ventas de de gas caen en 54,4% en 2 meses

En sólo dos meses, abril y mayo, los ingresos por las exportaciones de gas natural disminuyeron en 54,4 por ciento, en comparación con las divisas obtenidas en el primer trimestre del año, debido a una menor demanda del mercado de Brasil y el descenso del precio internacional del petróleo.

Así lo revelan los datos de las operaciones mensuales de ingresos y gastos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) publicados en la página web del Ministerio de Economía y Finanzas.

El comercio en el exterior de gas boliviano bajó de 3.961,5 millones de bolivianos entre enero y marzo a sólo 1.803 millones (abril y mayo), es decir, 54,4 por ciento menos.

Si se hace una proyección a junio, en el segundo trimestre, la caída llega a 31,7 por ciento. La cifra coincide con los datos que maneja el Directorio de YPFB.

El porcentaje de descenso se obtiene de la división en dos de los ingresos obtenidos por YPFB en abril y mayo y multiplicados por tres. De esa manera, las ventas alcanzaron a 2.700 millones de bolivianos en promedio hasta junio.

En el mercado interno, las ventas de YPFB también mermaron en 8,9 por ciento.

De enero a marzo, la empresa logró comerciar carburantes por 2.642,1 millones de bolivianos, mientras que en abril y mayo bajó a 2.404,7 millones.

Con la vigencia de la nueva Ley de Hidrocarburos y el Decreto 28701 de nacionalización de los hidrocarburos, la estatal asumió la competencia plena del comercio en el mercado interno y externo. Antes sólo fijaba los volúmenes de gas que enviaban cada una de las empresas petroleras en el país.

El director de YPFB corporativo, Fernando Vincenti, sostuvo que la caída de las ventas al exterior supera el 30 por ciento y tiene que ver con menores volúmenes de gas comerciados con el Brasil.

El país vecino decidió racionar en enero sus compras desde 31 millones de metros cúbicos por día, que demandaba hasta el año pasado, a menos de 20 millones, gracias a que sus industrias tienen fuentes alternativas como la generación hidroeléctrica, mayor producción interna y el consumo de gas natural licuado (GNL).

Debido a que en los primeros meses hubo bastantes precipitaciones pluviales, sus fuentes de suministro de energía hidroeléctrica estaban al límite y, por tanto, dejó de utilizar sus usinas termoeléctricas que funcionan a gas.

El otro factor de la caída de ingresos fue el descenso de precios internacionales del petróleo y, por ende, de sus derivados, como el gas natural, principal producto de exportación de Bolivia junto con minerales y soya.

Hasta el 31 de marzo de este año, Brasil pagaba por el gas 6,20 dólares por millón de BTU (unidad térmica británica); pero desde abril, sólo 4,34 dólares.

Esto en virtud de una fórmula que fija los valores con base en un promedio trimestral de una canasta de carburantes.

Vincenti explicó que la recuperación de la demanda en Brasil dependerá de la situación económica, porque si la crisis financiera se prolonga, su aparato industrial disminuirá su producción y bajará más su consumo de gas natural.

Esta situación también perjudica, dijo, a los ingresos que obtiene Yacimientos por la comercialización de carburantes en el mercado interno.

Con volúmenes bajos de gas a Brasil, se extrae una menor cantidad de petróleo o condensados, que son la materia prima que alimenta las refinerías para elaborar gasolina y diésel para consumo interno.

Por esa razón la estatal se ha visto en la obligación de importar estos carburantes y Gas Licuado de Petróleo (GLP).

Vincenti admitió que el descenso afectará en la misma proporción a la liquidación de regalías y el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) en favor de las prefecturas, alcaldías, universidades y Fondo Indígena.

El ministro de Economía y Finanzas, Luis Arce, sostuvo hace dos semanas que el crecimiento económico que se redujo de 6 a 2,1 por ciento en el primer trimestre del año tuvo como una de sus razones la caída en la producción de hidrocarburos.

Ingresos mensuales YPFB 2009 (en miles de bolivianos)

Cuenta Enero Febrero Marzo Primer Trim. Abril Mayo

Ingresos corrientes 2332.401,27 2.214.083,66 2.087.334,94 6.633.819,87 1.944.912,97 2.262.905,36

Mercado interno 867.617,53 865.352,00 909.174,91 2.642.144,44 967.343,35 1.437.382,08

Mercado externo 1.434.705,70 1.348.731,66 1.178.160,04 3.961.597,40 977.569,63 825.523,28

Otros ingresos 30.078,04 0,00 0,00 30.078,04 0,00 0,00

Gastos corrientes 2.062.744,26 1.600.751,85 2.394.116,78 6.057.612,90 2.523.166,01 1.622.588,87

Servicios personales 6.977,73 7.313,13 7.731,16 22.022,02 6.094,42 6.708,97

Nota: los ingresos que percibe la estatal petrolera provienen de las exportaciones de gas a Brasil y Argentina y el comercio de carburantes en el mercado interno.

Fuente: Ministerio de Economía y Finanzas.

Más datos

Desde el 1 de mayo de 2006, Yacimientos retomó la propiedad sobre los hidrocarburos.

La estatal petrolera controla toda la cadena productiva del sector energético.

Está a cargo de la producción, exploración, refinación, comercio y transporte.

Asumió la dirección de las ventas a los mercados externos y comercio interno.

La empresa tiene como subsidiarias a Chaco, Andina y YPFB-Transportes.

Tiene el organigrama de una compañía corporativa con una presidencia ejecutiva.

Las ventas de gas representan más del 50 por ciento de las exportaciones nacionales.

Debido a la baja del petróleo de 140 dólares a 50 dólares, el país recibe menos ingresos.

Lo que no consume Brasil es acomodado en el mercado de Argentina.

viernes, 14 de agosto de 2009

Luz verde para convertir gratis vehículos a GNV

El ministro de Hidrocarburos y Energía, Óscar Coca, dio a conocer ayer el Decreto Supremo No. 0247 que reglamenta el Fondo de Conversión de Vehículos a Gas Natural Vehicular (GNV) y el Fondo de Recalificación y Reposición de Cilindros de Gas Natural, con lo cual se buscará un cambio en la matriz energética del país y que prevé convertir gratis más de 15.000 unidades del transporte público a GNV hasta 2010.
Coca explicó que la conversión y recalificación de los vehículos no costará un solo centavo al Estado boliviano porque se cuenta con fondos creados específicamente para este tema. Cada metro cúbico de GNV que comercializan las estaciones de servicio tiene un costo de Bs 1,60, de los que 18 centavos van al primer fondo y 20 centavos al segundo.
Se han creado dos comités que tienen la función de establecer quiénes serán los beneficiarios de la matriz energética, el primero, a la conversión de gasolina a gas más el cilindro, y otra va referida a los vehículos que ya tienen la instalación de gas y proceder de esa forma a su recalificación.
Del 100% de distribución de kits, el 65% favorecerá al sector privado, mientras que el restante 35% se lo distribuirá en coordinación con la Confederación de Choferes.
Al respecto, el secretario ejecutivo de la Confederación Nacional de Choferes, Franklin Durán, expresó su satisfacción con la aprobación del reglamento, ya que la conversión a GNV para todas las unidades del sector público será gratis. Para ello existe un fondo acumulado de más de Bs 35 millones.
“En 15 días creemos que se comenzará con el trabajo, ya que todavía tenemos que conformar un directorio para administrar la conversión”, indicó el dirigente.
Por su lado, la Feria del Gas advirtió que este decreto hará desaparecer al sector, lo que puede implicar el despido de más de 300 personas en la capital cruceña.
Según datos de la empresa, hay 60 talleres habilitados que sentirán el impacto. Al momento, la conversión de vehículos a GNV oscila entre $us 470 y $us 1.000.
Cabe recordar que YPFB administra los recursos del fondo en una cuenta bancaria y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ex superintendencia) ejerce el control de los depósitos.
El Viceministerio de Transportes estima que hay unos 150.000 vehículos en el sector público de pasajeros y carga para ser reconvertidos, de los cuales unos 100.000 van a acceder hasta en 2011.
Para este año se dará prioridad al transporte de pasajeros del sector urbano.
Los empresarios advirtieron que no es el mejor momento para implementar la transformación porque en la actualidad no existe la oferta suficiente de gas natural en el occidente. Esto por la limitada capacidad de transporte desde los campos en la ciudad del valle.

Las cifras

Cambios. De acuerdo con la Agencia Nacional de Hidrocarburos, desde el año 2000 y julio de 2008 más de 99.000 motorizados, públicos y privados, cambiaron su matriz energética en los talleres autorizados en las ciudades de La Paz, El Alto, Cochabamba, Santa Cruz, Sucre, Oruro y Tarija.

Costos. El precio para el cambio en un taller autorizado varía de acuerdo con el requerimiento de los interesados. Sin embargo, oscila entre $us 400 y $us 600 para un vehículo liviano, como un taxi; este monto aumenta en el caso de un minibús, por ejemplo, que llega a entre $us 650 y 700. El caso es diferente para el propietario de un micro que deberá invertir entre 850 y $us 1.000 por su unidad.

Andina SAM recibe dos turbinas para planta de gas de Entre Ríos

El Gobierno anunció la llegada a Bolivia de dos de las cuatro turbinas para la termoeléctrica de la población de Entre Ríos, en el departamento de Cochabamba, las que permitirán incrementar la producción de energía eléctrica del país en 100 megavatios.

Los cuatro equipos trabajarán de forma escalonada a partir de diciembre de este año y hasta marzo de 2010 en la planta operada por la sociedad Andina SAM, conformada por la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) y Petróleos de Venezuela (PDVSA).

El viceministro de Electricidad, Miguel Yague, informó que se espera que para el domingo 16 de agosto las dos turbinas lleguen a destino.

Según el Ministerio de Hidrocarburos, para el transporte de los equipos y sus complementos se necesitaron 36 vehículos, de los cuales 16 son tráilers y 16 son camiones de transporte de carga especial con doble plataforma de 4,8 metros de ancho y 5,1 metros de alto.

Un grupo ya arribó a Entre Ríos, otro se encuentra en tránsito a esa localidad y cuatro camiones, de mayor magnitud, están en el tramo Pisiga-Oruro.

Los camiones vienen escoltados por dos camionetas, dotadas de sistemas de alerta, a una velocidad máxima de 20 kilómetros por hora.

Con la llegada de las dos primeras turbinas se completa la primera fase del proyecto de la termoeléctrica de Entre Ríos, la que concluye con su transporte y su instalación. Esta fase inició el 15 de junio, cuando el fabricante Siemens, de Suecia, envió por mar dos equipos termoeléctricos rumbo a Bolivia.

Yague aseguró que el proyecto está dentro del cronograma y se están concluyendo las obras civiles para que en diciembre opere la primera turbina, de 25 megavatios, y las siguientes en 2010.

La termoeléctrica tiene programado transformar diariamente 20 millones de pies cúbicos de gas seco (98 por ciento de metano) en la generación de energía eléctrica que se inyectará al Sistema Interconectado Nacional (SIN) con el objetivo de satisfacer sin contratiempos la demanda.

Durante la etapa de construcción e instalación de equipos y turbinas, ENDE-Andina prevé proporcionar empleo directo a 200 personas del lugar y en la fase operativa utilizar los servicios de no más de 50 empleados calificados. La planta se emplaza en siete hectáreas.

jueves, 13 de agosto de 2009

A PDVSA ya se le debe $us 157 millones

Hasta el primer semestre del presente año, el Estado adeuda a la empresa Petróleos de Venezuela SA (PDVSA) $us 157,2 millones por la importación de diesel oil, según datos del Banco Central de Bolivia (BCB). Esta deuda representa el 62,3% de lo adeudado por el país a la República Bolivariana de Venezuela.

El empréstito ha venido incrementándose desde el año 2006 ($us 32,6 millones), cuando el Gobierno, a través de la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), empezó a comprar el combustible venezolano para aumentar su oferta, ya que la producción nacional aún no cubre la demanda.

Según los datos de proyección de la estatal petrolera para la presente gestión, se calcula que la demanda de diesel oil en el mercado interno será de un máximo de 26 mil barriles por día y un mínimo de 23 mil barriles.

El analista del sector, Carlos Alberto López, recordó que el año 2004 el país importaba el equivalente al 23,9% de la demanda y pasó al 34,1% el 2007. Las proyecciones de YPFB muestran que este año la importación estaría cerca del 50%, lo que equivale aproximadamente a 12 mil barriles del carburante.

“En términos de barriles hemos pasado de 5.485 diarios el año 2004, a 11.550 barriles diarios el año 2008”, subrayó el experto.

Antes del año 2006, la importación de mayores volúmenes del combustible se la hacía de Argentina (para el oriente del país) y una parte de Chile (para el occidente). Además, la internación del diesel oil lo hacían las empresas privadas mayoristas, explicó el analista en temas de hidrocarburos, Hugo del Granado.

El pago a las mayoristas lo realizaba YPFB a través de Notas de Crédito Fiscal (Nocres), incluyendo la diferencia del subsidio, por lo que la deuda no se acumulaba, ya que si las empresas no recibían el pago a tiempo, dejaban de importar diesel y provocaban desabastecimiento en el mercado interno. El sector agropecuario del departamento de Santa Cruz es el que históricamente demanda mayores volúmenes del carburante y, por ende, la región donde más se presentan este tipo de problemas.

Ahora que YPFB tiene el rol de ser el único importador, paga a PDVSA sólo un 25% y el resto (75%) se convierte en un crédito a largo plazo y con una tasa de interés, explicó Del Granado.

“Esto es ventajoso para el país”, sostuvo el analista.

El Presupuesto General de la Nación (PGN) prevé que este año se mantendrá congelado el precio del diesel oil en Bs 3,72 por litro. Este precio rige desde el 2005.

Los datos del Banco Central de Bolivia revelan además que el resto de la deuda pública con Venezuela, el 37,7%, es por concepto de la emisión de bonos del Tesoro General de la Nación de Bolivia a favor del Fondo de Desarrollo Nacional (FDN) de Venezuela. Esta suma alcanza los $us 95,1 millones a junio del presente año. Ambas deudas hacen un total de $us 252,3 millones.

YPFB invirtió apenas el 1,7%


En el primer semestre de este año, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) ejecutó 1,77% de los recursos asignados por el Estado para desarrollar proyectos de inversión pública.

El Presupuesto General de la Nación (PGN) 2009 autorizó un monto total de $us 1.805,7 millones para inversión pública, de los cuales el 5,8% le corresponde a la estatal petrolera, es decir, $us 107,9 millones.

Una fuente ligada a la empresa, que prefirió mantener su nombre en reserva, precisó que esa cifra está destinada exclusivamente al proyecto de instalación de redes de gas domiciliario en el país. El plan busca completar 100 mil conexiones este año.

Información oficial a la que accedió La Razón da cuenta que de los $us 107,9 millones presupuestados para YPFB, se ejecutaron a junio $us 1,9 millones.

Fernando Vincenti, miembro del directorio de Yacimientos por el Ministerio de la Presidencia, afirmó que el 1,7% de ejecución “está bastante lejos de la realidad”. Dijo que ello significaría que la empresa ni siquiera pagó salarios a su personal.

Sin embargo, los sueldos son parte del gasto corriente de una entidad y no así del gasto capital, del que salen las inversiones.

Vincenti explicó que más del 80% del presupuesto de la estatal se destina a la compra de diesel, inversión que —dijo— se realiza hace siete meses.

La importación del combustible, complementó, genera un movimiento económico que “excede largamente el 50%” de ejecución presupuestaria.

Sin embargo, Vincenti dijo desconocer el nivel actual de ejecución de YPFB. “Eso va modificándose cada día”, arguyó.

El ministro de Planificación del Desarrollo, Noel Aguirre, admitió el viernes 31 de julio que las ejecuciones presupuestarias de Yacimientos y de la Administradora Boliviana de Carreteras (ABC) son las más bajas de la inversión pública general.

Señaló que la baja ejecución de inversiones en YPFB se debe a los problemas que se presentaron en la empresa, a principios de año, con los actos de corrupción e irregularidades de la gestión del ex presidente de la petrolera Santos Ramírez.

El Banco Central de Bolivia (BCB) otorgó el año pasado un crédito de $us 1.000 millones a la empresa, recursos que todavía no han sido programados.

Vincenti reconoció que el plan de inversión del préstamo bancario “debería haber sido terminado y presentado al directorio para su consideración y tratamiento en julio, pero hasta ahora no lo tenemos”.

Los datos oficiales proporcionados a este medio reflejan que en el primer semestre del año, la inversión pública general fue del 24,56%. Señala que el Gobierno central, prefecturas y municipios del país ejecutaron $us 454,6 millones, de los $us 1.850,7 millones. La cifra es menor a la registrada en similar periodo del año pasado, cuando era del 26,9%, según el sitio web del Viceministerio de Inversión Pública y Financiamiento Externo.

El sector que menos invirtió fue el productivo, que incluye los rubros de hidrocarburos, minería, industria y turismo, y agropecuario (ver infografía).

Prefectura paceña llegó a 41%

El secretario de Planificación de la Prefectura de La Paz, Édgar Cala, informó que a julio la entidad ejecutó 41% de su presupuesto para este año, es decir, $us 145 millones de los 356 millones que se le asignaron.

En el caso de Chuquisaca, el secretario de Hacienda de la Prefectura, Rafael Rodrígez, indicó que en el primer semestre se tuvo un 24% de avance en la inversión pública. Juan Carlos Siles, consejero departamental, consideró que la cifra es “baja” y que se debe a pugnas al interior de la institución, conflictos sociales en algunas comunidades y a la poca capacidad de las empresas constructoras.

Según la secretaria Administrativa Financiera de la Prefectura de Oruro, Patricia Jaldín, al 31 de julio de este año, la repartición ejecutó Bs 90 millones de los 270 millones que recibió por ley, es decir, un 36%.

La Razón intentó conocer similar información de otras prefecturas del país, pero éstas no atendieron el requerimiento. Datos del Servicio de Información y Análisis de la Gestión Municipal (SIAM) reflejan que alrededor del 60% de los municipios del país ejecutaron un 19,3% de sus recursos al mes de mayo. Redacción central y Sucre

lunes, 10 de agosto de 2009

YPFB Andina operará Sararenda, y Camiri amenaza con otro paro

La subsidiria de la estatal petrolera, YPFB Andina, confirmó ayer que se hará cargo de todas las operaciones del campo Sararenda en Camiri. El plan comprende la perforación de un pozo exploratorio y cuatro de desarrollo, con el objetivo de buscar nuevas reservas de gas y petróleo; Camiri anuncia otro paro.
Para tal efecto, YPFB Andina aseguró que invertirá $us 27,5 millones, mientras que la otra mitad ($us 27,5) será puesta por la estatal. En un principio Andina quería hacerse cargo de todo el proyecto.
Por su lado, el presidente de YPFB, Carlos Villegas reiteró ayer durante una entrevista concedida al programa estatal El pueblo es noticia, que se espera la incorporación adicional de 6 millones de metros cúbicos por día (Mm3/d) de gas al mercado nacional, tras el hallazgo de hidrocarburos en esa área y que se prevé explotar en cuatro años.
Se estima que para concretar la inyección de esos volúmenes, el resultado de los programas de exploración sean positivos. Agregó que el índice probabilístico de éxito llega a un 23%. Precisamente la fase exploratoria del campo Sararenda o Camiri Profundo, comienza en agosto de 2010 y finalizará en enero de 2011.
La primera fase del proyecto consiste fundamentalmente en la construcción de caminos y de la planchada, que se inician hoy con la elaboración de los términos de referencia de la licitación. La empresa que se adjudique la construcción de obras será anunciada en Camiri el 24 de agosto.
Sin embargo, el proyecto corre peligro, pues el directorio del Comité Cívico de Camiri rechaza que la petrolera YPFB Andina se haga cargo de las operaciones e insiste en que las actividades de perforación deben ser efectuadas por la Gerencia Nacional de Exploración y Explotación de YPFB, en el marco de la nacionalización y porque así lo establecen los anteriores convenios firmados con el Gobierno.
La presidenta de la entidad cívica, Eneida Salazar, en contacto telefónico con EL DEBER aclaró que Villegas viola todos los acuerdos y por ello ratificó un paro de 48 horas para el jueves y viernes de esta semana.
Además, hay molestia en el pueblo porque no hay coordinación entre el Ministerio de Hidrocarburos y YPFB para buscar soluciones. Los cívicos fueron invitados por el titular del área energética, Óscar Coca este jueves para dialogar en La Paz; Villegas que ya cerró contrato, viajará con el presidente de Andina este jueves a la capital petrolera para explicar el cronograma de trabajo.

Sísmica en el bloque Lliquimuni
El levantamiento de datos sísmicos en el bloque Lliquimuni, norte de La Paz, concluirá en noviembre, de acuerdo con el programa de la sociedad anónima mixta Petroandina, conformada por YPFB y Petróleos de Venezuela SA (Pdvsa).
El objetivo es recoger información de 43.720 puntos, señala un informe del Ministerio de Hidrocarburos que indica que los trabajos que realiza YPFB-Petroandina SAM abarcan trabajos de topografía, perforaciones, registro e interpretación de los datos.
La sísmica 2D registra datos de 1.093 kilómetros lineales en tres fases. La primera ya reconoció 681 kilómetros, en la segunda se auscultan 342 kilómetros y en la tercera etapa se trabajará en 70 kilómetros.
"Los técnicos bolivianos y venezolanos que operan en este gigantesco bloque están seguros que hallarán petróleo en esta área", por los constantes reportes de brotes de hidrocarburos, señala el informe de la cartera energética.
"Una de las zonas más prometedoras en yacimientos petrolíferos es la llamada no tradicional con una extensión de 565.493 kilómetros, 12 veces más grande que el sector tradicional que abarca 45.507 kilómetros ubicado en la región central y sur del país", según el Gobierno./ANF

viernes, 7 de agosto de 2009

Brasil debe Bs 131,8 millones a Bolivia por el take or pay



Brasil adeuda a Bolivia 131,8 millones de bolivianos por los volúmenes de gas natural que dejó de comprar entre 2002 y 2006 a la empresa petrolera Chaco. Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) anunció que la nacionalizada debe recuperar los recursos, pero advierte de que el pago se puede hacer efectivo incluso después de 2019.

Así lo revelan las cuentas por cobrar de la petrolera Chaco al 31 de marzo de este año. La compañía fue recuperada por el Estado en 2008 y tiene participación mayoritaria de YPFB.

Las obligaciones emergen de la cláusula take or pay vigentes en el contrato de venta de gas a Brasil y que obligan a que el

país vecino adquiera al menos 24 millones de metros cúbicos por día. Si demanda menos, igual debe pagar la diferencia en favor de Bolivia.

El ex ministro de Hidrocarburos Álvaro Ríos complementó que está abierta la opción de que Brasil no use el gas en un momento, pero posteriormente lo vuelva a demandar.

De acuerdo con los balances de Chaco, Brasil, a través de Petrobras, cumplió esta cláusula hasta la gestión 2001, pero desde el año 2002 hasta 2005 detuvo los reembolsos debido a su petición de revisión de precios del gas.

Sin embargo, no se definió ningún acuerdo formal al respecto a pesar de las varias gestiones de Brasil.

El ex ministro de Hidrocarburos Guillermo Tórrez recordó que en 2002 el precio estaba en 3 dólares el millón de BTU (unidad térmica británica) y Petrobras consideraba que era caro, pero no se aceptó el pedido.

Según la Ley de Hidrocarburos vigente y los nuevos contratos, toda la producción debe ser entregada a YPFB. Antes, empresas como Chaco vendían directamente el gas a Brasil y la estatal petrolera sólo programaba las cantidades.

Sin embargo, a la fecha la compañía señala que no se tiene definido si las cuentas por cobrar y por pagar relacionadas al contrato con Brasil deben ser transferidas a Yacimientos.

El vicepresidente de Operaciones de YPFB, José Luis Gutiérrez, indicó que la empresa Chaco es la que debe demandar los reintegros pendientes porque con la antigua Ley de Hidrocarburos era la que entregaba directamente su producción.

Añadió que esta situación derivó en menores ingresos de divisas al país, pues las cuentas no se cancelaron, pero anticipó que los recursos no se perderán, esto porque el contrato con Brasil establece que si existen cuentas pendientes, éstas se podrán honrar incluso un año después del cumplimiento de la relación contractual en 2019.

La directora de YPFB Celica Hernández anunció que en las próximas reuniones del Directorio se solicitará a la presidencia una explicación de estos pagos pendientes de Petrobras.

El Directorio conoce de manera superficial que había estas obligaciones, pero no en detalle, por lo que requerirá información de las razones por las que no se cobró en siete años y también si existen cuentas pendientes con otras empresas.

El analista en hidrocarburos Hugo del Granado comentó que hay un claro incumplimiento del contrato de Petrobras y YPFB debería hacer las gestiones de cobro. Esto porque si bien existía el interés de Brasil en ajustar el precio en años pasados, nunca se aceptó la solicitud.

Explicó que hay un plazo máximo de cinco años para que Brasil retome los volúmenes que no demandó o arrastrar la deuda hasta el final del contrato. De esa manera, las cuentas por cobrar deberían ser honradas por Petrobras para que YPFB, que es la dueña del contrato, haga los reembolsos a las empresas que extraen el gas a la superficie para su comercialización en el mercado interno y externo.

Ríos agregó que hasta que Brasil demande los volúmenes comprometidos, algunas compañías incluyen cuentas por cobrar en sus balances para reflejar mayores utilidades.

Sin embargo, considera que Chaco no puede mantener desde 2002 este tipo de cuenta.

“Debe proceder con la cobranza coactiva, llegar a una conciliación o castigar la deuda, es inaudito que para elevar ganancias se mantenga ese activo pendiente tantos años”.

Si no existe acuerdo —dijo— incluso está abierta la posibilidad de iniciar un arbitraje.

De manera paralela, YPFB también está en la obligación de hacer un seguimiento porque al nacionalizar Chaco asumió sus obligaciones pendientes.

La nacionalizada obtuvo el año pasado una ganancia de 817,7 millones de bolivianos, resultado superior a los 489,4 millones de bolivianos obtenidos un año antes. Estos montos son fruto de un incremento de sus ingresos de 1.636 a 1.803 millones de bolivianos y de la reducción de gastos administrativos y de producción.

Caen las ventas de gas

El vicepresidente de Operaciones de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), José Luis Gutiérrez, admitió que ante la menor demanda de gas de Brasil no queda otra opción que buscar mercados alternativos a fin de acomodar la producción nacional.

Sin embargo, el ejecutivo afirmó que el contrato vigente complica a YPFB porque en cualquier momento el país vecino está en condiciones de demandar más.

Si esto sucediera y Yacimientos no tuviera la producción suficiente, podría sufrir penalidades, al igual que Brasil cuando incumple con los 24 millones de metros cúbicos de gas que demanda el contrato vigente.

Desde el último trimestre del año pasado ese mercado redujo sus compras de más de 30 millones de metros cúbicos a menos de 20 millones.

Según Gutiérrez, debido a que Brasil tiene fuentes alternativas es difícil que vuelva a comprar mayores volúmenes. Las exportaciones de gas a ese país bajaron de 1.173,2 millones de dólares a 854,2 millones a junio.

Cuentas por cobrar en millones de Bs

Take or pay 2009 2008

Gestión 2002 19.186.908 23.141.7

Gestión 2003 64.654.514 77.981.111

Gestión 2004 51.814.651 62.494.694

Gestión 2005 24.830.435 29.948.489

Gestión 2006 2.381.478 2.872.348

Total 162.867.986 196.438.538

Pagos recibidos 31.032.092 37.428.431

Pendiente de pago 131.835.894 159.009.927

Nota: Las deudas pendientes corresponden a la empresa petrolera Chaco que fue nacionalizada el 1 de mayo de 2008; no obstante, a partir de la suscripción de los nuevos contratos con YPFB, desde el 28 de octubre de 2006 la empresa entrega a la estatal petrolera toda su producción. YPFB, posteriormente, realiza la comercialización al mercado interno y externo y es el único deudor de la sociedad.

Más datos

Bolivia tiene un contrato de compra-venta de gas con Brasil desde el año 1999.

La relación contractual tiene una duración de 30 años, hasta 2027.

El país vecino es el principal mercado para la produccción de gas boliviano.

El otro comprador es la Argentina, aunque los volúmenes enviados son menores.

Desde el último trimestre de 2008, Brasil disminuyó sus compras.

jueves, 6 de agosto de 2009

Decreto 0224 somete a YPFB a leyes y arbitraje internacional

Con el Decreto Supremo 0224, el Gobierno ordenó a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) que se someta a la legislación extranjera o arbitraje internacional en la contratación de empresas extranjeras para bienes, obras y servicios, como fue establecido en 2002 para todas las empresas públicas.

El decreto justifica, en su parte considerativa, que es necesario permitir a YPFB contratar en el exterior bienes, obras y servicios especializados, “que mayormente se encuentran disponibles en territorio extranjero, implicando situaciones de adhesión a normas de países y empresas extranjeras”.

Dos analistas sostienen que la norma va en contra de la Constitución Política del Estado (CPE) si se firman contratos relacionados con la cadena productiva de hidrocarburos.

En su artículo dos, parágrafo tres, el decreto dice que “en la contratación de estos bienes, obras y servicios especializados, las entidades públicas y YPFB podrán adherirse a los contratos elaborados por los proveedores y contratistas; asimismo, podrán someterse en lo que corresponda a la legislación extranjera o arbitraje internacional”.

La nueva CPE, aprobada en diciembre, establece en su artículo 366 del capítulo tercero sobre hidrocarburos que “todas las empresas extranjeras que realicen actividades en la cadena productiva hidrocarburífera en nombre y representación del Estado estarán sometidas a la soberanía del Estado”.

Y añade que “no se reconocerá en ningún caso tribunal ni jurisdicción extranjera y no podrán invocar situación excepcional alguna de arbitraje internacional ni recurrir a reclamaciones diplomáticas”. Un arbitraje internacional es un proceso judicial para resolver extrajudicialmente las diferencias entre dos o más empresas, en el que interviene una tercera institución para resolverlo, aplicando en muchos casos una legislación ajena a los países sede de las firmas en conflicto.

El Decreto 0224 fue aprobado el 24 de julio de 2009, éste tiene el objetivo de modificar, ampliar y complementar el Decreto Supremo 26688 del 5 de julio de 2002, que en su artículo cuarto autorizaba la contratación de compañías extranjeras para las entidades públicas en servicios de comunicación, software y bienes inmuebles.

Según el constitucionalista Carlos Alarcón, “si se habilita el arbitraje internacional en contratos que celebre Yacimientos con empresas extranjeras para actividad de la cadena productiva de hidrocarburos, en ese caso estaría en contra de la Constitución” y generaría una controversia. Pero, si es para contratar servicios como compraventa de inmuebles, no hay contradicción.

Para el ex superintendente de Hidrocarburos Hugo de La Fuente, esta norma es inconstitucional desde el punto de vista de que la nueva CPE no lo admite, además está en contra de toda la lógica con la que trabajó el Gobierno y “ha despreciado el tema del arbitraje”.

El 1 de mayo de 2007, el Gobierno informó su decisión de abandonar el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI), que es la institución del Banco Mundial para solución de conflictos de empresas extranjeras que hacen inversiones. Además evitó llegar a arbitrajes en la estatización de las petroleras.

El presidente del Colegio de Abogados en Santa Cruz, Edwin Rojas, explicó que las compañías extranjeras aceptan en su normativa este tipo de soluciones internacionales para protegerse, entonces YPFB debe someterse, aceptar, y regirse por esta vía judicial para resolver un conflicto.

Explicó que la ley a la que acepte adecuarse Yacimientos deberá señalarse en los contratos que suscriba y dependerá de la aceptación de ambas partes.

De La Fuente complementó que, por ejemplo, existe software especializado en hidrocarburos que sólo se encuentra en el exterior, al igual que las plantas para separar líquidos.

En su criterio, es probable que la intención del decreto es retomar el contrato para la planta extractora de líquidos de Río Grande, y ahora “lo que básicamente quiere es quedarse con los contratos”.

Yacimientos firmó un contrato en julio de 2008 con la asociación accidental Catler-Uniservice para la implementación de una planta de separación de líquidos en el campo petrolero Río Grande, de Santa Cruz.

En enero se descubrió que el acuerdo presentaba varias irregularidades en su licitación y adjudicación, por lo que ambas partes determinaron pedir su anulación ante la Corte Suprema de Justicia.

Sin embargo, existen tres empresas subcontratadas para elaborar las partes de la planta separadora, Gulsby Process Sistem, en Estados Unidos; Sica Metalúrgica Argentina y Lito Gonella, en Argentina, que iniciaron los trabajos y que aguardan una definición de YPFB.

Las normativas

El Decreto Supremo 0224 dice en su artículo 2: Se amplía, complementa y modifica el artículo 4 del Decreto Supremo 26688 de 5 de julio de 2002, con el siguiente texto:

II. Se autoriza a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) realizar contrataciones directas o por comparación de ofertas en territorio extranjero de bienes, obras y servicios especializados cuando éstos no estén disponibles en el mercado nacional o no se puedan recibir ofertas en el país o la contratación de éstos sea de mayor beneficio económico para la empresa.

III. En la contratación de estos bienes, obras y servicios especializados, las entidades públicas y YPFB podrán adherirse a los contratos elaborados por los proveedores y contratistas; asimismo, podrán someterse en lo que corresponda a la legislación extranjera o arbitraje internacional.

Constitución Política del Estado, artículo 366 : No se reconocerá en ningún caso tribunal ni jurisdicción extranjera y no podrán convocar situación excepcional alguna de arbitraje internacional (…)

Sobre el CIADI

El Estado anunció el 1 de mayo de 2007 su decisión de abandonar el CIADI.

Por esta causa, la vía de resolución de conflictos es la Corte Suprema de Justicia boliviana.

La empresa ETI, accionista de Entel, fue la anterior en acudir al CIADI en contra de Bolivia.

Más Datos

La Constitución Política del Estado entró en vigencia en enero de este año.

El Decreto 26688 es del año 2002, pero con el Decreto 0224 se ratifica su contenido.

El Estado evitó ir a un arbitraje con la ex Transredes, por los altos costos de los abogados.

Chaco y Air BP manifestaron al Gobierno su intención de un proceso arbitral.

La exploración petrolera en el norte paceño continúa

Los trabajos de sísmica como parte de la exploración hidrocarburífera que realiza la empresa Petroandina en el norte paceño (Lliquimuni) ya comenzaron y actualmente continúan, a pesar de la supuesta oposición de algunas comunidades del lugar.

La información la dio el viceministro de Medio Ambiente y Biodiversidad, Pablo Ramos, quien recordó que Petroandina cuenta con la licencia de medio ambiente para realizar sísmica en el lugar.

“Ahora seguramente habrá un seguimiento específico para que se cumplan todas las recomendaciones que se hicieron en la licencia”, sostuvo la autoridad.

La semana pasada, la representante del Foro Boliviano de Medio Ambiente y Desarrollo (Fobomade), Mabel Mendoza, informó de que Petroandina no respetaba el ecosistema y perjudicaba la actividad productiva de los indígenas, para caza y pesca.

Agregó que de las ocho comunidades del territorio mosetén, cuatro estaban en contra de la búsqueda de petróleo en el lugar.

La Federación Agroecológica de Comunidades de Alto Beni, sin embargo, lanzó el 31 de julio una resolución en la que decide apoyar la continuidad de los trabajos hidrocarburíferos que realiza Petroandina en Alto Beni. El documento, además, solicita al presidente Evo Morales expulsar de la zona a Fobomade.

Caciques de las comunidades pertenecientes a los territorios mosetén y leco, en el norte paceño, aprobaron además la exploración hidrocarburífera iniciada en esa región.

El ministro de Hidrocarburos, Óscar Coca, dijo el martes que las denuncias de Fobomade no tienen asidero.

Explicó que esa organización no gubernamental obstaculiza la política de hidrocarburos para La Paz. “Nosotros cumplimos con la normativa, tenemos tuición sobre todos los trabajos y obligación de comprobar anomalías”, sostuvo.

miércoles, 5 de agosto de 2009

La empresa GTLI halla otra reserva de gas


La empresa Gas To Liquid International (GTLI), filial boliviana de la siderúrgica india Jindal, encontró otra reserva de gas al perforar su segundo pozo en el campo El Palmar en Santa Cruz, confirmó ayer el gerente de la empresa, Luis Carlos Kinn.


El ejecutivo de GTLI dijo que el descubrimiento fue realizado el fin de semana pasado, pero aún tardarán 20 días en determinar la cantidad de reservas probadas, probables y posibles de gas en el pozo Palmar 18.


Se trata del segundo pozo en el que GTLI encuentra gas este año después de otro denominado Palmar 15, en el que desde mayo pasado se produce gas en pequeños volúmenes para la exportación.


El éxito de GTLI fue destacado ayer por el Gobierno que dijo que el descubrimiento forma parte de una estrategia de perforación de pozos que son considerados superficiales o someros como los de El Palmar, pero que al explorarlos se halla que son mucho más profundos.


De acuerdo con datos técnicos, un pozo somero es poco profundo, llega como máximo hasta 1.500 metros. En el bloque de El Palmar perforaron los pozos PMR 15 y PMR 18 a 3.545 y 3.453 metros, respectivamente. Entonces, ambos deben ser considerados como “normales”.


“Esta lógica de los pozos someros, que es un concepto relativamente nuevo, hace ver que hay hidrocarburos donde ya se había desestimado”, dijo el ministro de Hidrocarburos, Óscar Coca.


Añadió que el campo El Palmar “estaba cerrado desde hace cuatro años y ocurre que gracias a una reinterpretación que ha hecho esta empresa GTLI, ellos han encontrado hidrocarburos”.

Otros proyectos
La empresa GTLI, participaba en un 80 por ciento por Jindal y en un 20 por ciento por inversores bolivianos, encara también proyectos de perforación de pozos en otras zonas del país.


Jindal llegó a Bolivia hace tres años atraída por el proyecto de explotación de hierro en El Mutún, pero extendió sus inversiones al área de los hidrocarburos con GTLI e, incluso, ha firmado un acuerdo con la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) para hacer exploraciones en zonas no tradicionales.


Según Kinn, en lo que va del año, la firma Jindal ha invertido 18,5 millones de dólares.

Prevén duplicar producción

El ministro de Hidrocarburos, Óscar Coca, dijo ayer que en dos años el país producirá cada día unos 80 mil barriles de crudo. La meta del plan de desarrollo hidrocarburífero es duplicar el actual volumen que está en 40 mil barriles por día (BPD).


Este incremento transformará a Bolivia de importador en exportador de combustibles, inclusive diesel, aseguró la autoridad al aclarar que para llegar a esa meta todavía hay mucho que hacer.


Coca indicó que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) “tiene un plan muy ambicioso, y de aquí a unos años vamos a estar en condiciones de volver a exportar líquidos”.

Indígenas apoyan exploración petrolera en el norte de La Paz

La Federación Agroecológica de Comunidades de Alto Beni lanzó el 31 de julio una resolución en la que decide dar continuidad a los trabajos hidrocarburíferos que realiza YPFB Petroandina en Alto Beni.

El documento solicita al presidente Evo Morales expulsar de la zona al Foro Boliviano de Medioambiente y Desarrollo (Fobomade), que ha indicado que las comunidades del lugar rechazan la exploración petrolera debido a que daña el medioambiente.

Ayer, el ministro de Hidrocarburos, Óscar Coca, acusó a Fobomade de manipular la información, según la agencia gubernamental ABI.

"No son las comunidades (indígenas) ni las organizaciones (sociales) las que se oponen al proyecto (de exploración y explotación”, dijo el ministro Coca.

martes, 4 de agosto de 2009

Repsol YPF Bolivia culminó los trabajos en pozo Margarita X-3

De acuerdo con un boletín de Repsol YPF Bolivia, se culminó con éxito los trabajos de intervención al pozo Margarita X-3 para la instalación de su terminación definitiva, que, en el corto plazo, se espera que aumente la producción en el megacampo del mismo nombre.
Esta intervención es la primera de las actividades asociadas con una serie de acciones para el desarrollo futuro de los campos Margarita y Huacaya, del área de contrato Caipipendi.
Repsol YPF Bolivia tiene una participación del 37,5% de participación y operador del área de contrato Caipipendi Campo Margarita; BG Group cuenta con el 37,5% y PAE E&P Bolivia posee el 25%.
Los trabajos, que se iniciaron en enero, permitieron instalar el arreglo de producción definitivo y producir simultáneamente en los niveles H1b y H2 de la formación Huamampampa, con el objetivo de maximizar así la producción futura del yacimiento.

lunes, 3 de agosto de 2009

Las ganancias de la estatizada YPFB-Andina caen en 21%


En un año de administración compartida con el Estado, la empresa petrolera YPFB-Andina S.A. redujo sus utilidades en 21 por ciento, en tanto que la compañía Chaco logró un beneficio superior en 67 por ciento, tras su nacionalización, decretada el 1 de mayo de 2008.

Así lo revelan los estados financieros al 31 de marzo de este año, a los que accedió La Prensa. Ambas compañías, por razones contables, organizan su gestión anual desde marzo.

Los balances de Andina muestran que en el periodo comprendido entre marzo de 2008 y el mismo mes de 2009 obtuvo una utilidad neta de 1.139,2 millones de bolivianos.

La cifra resulta inferior a los 1.445,9 millones de bolivianos obtenidos entre 2007 y 2008, cuando Andina era administrada sólo por capitales privados.

De acuerdo con los estados financieros, uno de los factores que influyeron en este descenso fue la caída de los ingresos operativos de 4.037 a 2.817 millones de bolivianos y el incremento de los gastos de administración de 73,7 a 96,2 millones de bolivianos.

Por eso, la utilidad operativa en los ingresos de la compañía por la producción y venta de hidrocarburos en los mercados interno y externo disminuyó de 2.126 a 1.742 millones de bolivianos en solamente un año.

Fernando Vincenti, integrante del Directorio de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), opinó que la empresa no goza de una buena administración y sus gastos son elevados, razones por la que registró menores ganancias.

Señaló que, si bien los precios de exportación disminuyeron al igual que los volúmenes de gas vendidos, la situación afecta a todas las compañías petroleras por igual.

Esta empresa tiene participación en dos de los más grandes campos gasíferos del país, San Alberto y San Antonio, y no se explica cómo pudo obtener menos ingresos.

Además de estos campos, controla los de Arroyo Negro, Camiri, Guayruy, La Peña, Los Penocos, Los Sauces, Río Grande, Sirari, Víbora, Yapacaní, Boquerón, Cascabel, Cobra, Enconada, Palacios, Patujú, Puerto Palos y Tundy.

Hasta el 1 de mayo de 2008, la empresa estaba controlada por la española Repsol, pero en esa fecha llegó a un acuerdo con el Gobierno para que YPFB tenga el 51 por ciento de participación en la sociedad.

La firma nació tras la capitalización de Yacimientos, en 1996, en la primera gestión del ex presidente Gonzalo Sánchez de Lozada. Ese año, al consorcio YPF-Pérez Companc-Pluspetrol se le adjudicó parte de YPFB con un compromiso de inversión de 264,8 millones de dólares.

Petrolera Chaco

A diferencia de Andina, la Empresa Petrolera Chaco obtuvo el año pasado una ganancia de 817,7 millones de bolivianos, resultado superior a los 489,4 millones de bolivianos obtenidos un año antes. Los resultados generados, conforme a los balances, son fruto de un incremento de sus ingresos de 1.636 a 1.803 millones de bolivianos y de la reducción de sus gastos directos de producción de 57,1 a 51 millones de bolivianos y de otros gastos directos de operación de 32,8 a nueve millones de bolivianos.

La utilidad operativa de la firma, vinculada a la producción y venta de gas natural, petróleo y derivados en el mercado interno y externo, subió en un año de 1.116,3 a 1.300 millones de bolivianos.

Chaco opera 15 campos: Bulo-Bulo, Carrasco, Carrasco FW, Humberto Suárez Roca, Kanata, Kanata FW, Kanata Norte, Los Cusis, Montecristo, Junín, Patujusal Oeste, Patujusal, San Roque, Santa Rosa W y Vuelta Grande.

Su producción de crudo y condensado bordeaba hasta el año pasado los 5.900 barriles por día (bpd), 5,18 millones de metros cúbicos por día (MMCD) de gas natural y 355 toneladas métricas de gas licuado de petróleo (GLP).

La ex capitalizada suministra el 65 por ciento de este último carburante al mercado.

Esta empresa fue nacionalizada el 1 de mayo del año pasado y el Gobierno tomó posesión de sus instalaciones por la fuerza en enero de este año. La firma Panamerican Energy, que tenía la mayoría accionaria, inició un proceso de arbitraje al Estado.

Chaco fue capitalizada en 1996 por el consorcio Amoco Bolivia Petroleum (EEUU), con un compromiso de inversión de 306,7 millones de dólares. Según el Ministerio de Hidrocarburos, la suma fue de 835 millones de dólares, a la que se añadió la deuda flotante de YPFB de 440 millones de dólares, de manera que al final se obtuvo por la empresa 1.275 millones.

Con los decretos 29541 y 29542, la petrolera estatal obtuvo el control de las ex capitalizadas y la mayoría en la junta de accionistas. Además operará y asumirá la gestión y la administración compartida con Repsol en el caso de Andina.

Antes, YPFB, como socia minoritaria en estas compañías privadas, estaba relegada a aceptar las condiciones que imponían los empresarios extranjeros que dirigían la administración.

El ex ministro de Hidrocarburos Álvaro Ríos explicó que las mayores ganancias de Chaco están vinculadas a que desde 2007, merced a una disposición gubernamental, se autorizó a la empresa a exportar su producción. Hasta entonces debía abastecer principalmente el mercado interno. Esta situación y los elevados precios internacionales del gas y el petróleo contribuyeron a que mejorasen sus ingresos.

Se trata, dijo el ex Ministro, de una empresa rentable pero sin una proyección de largo plazo porque los campos que opera ingresan en un periodo de declinación. “Si no invierte, de acá a ocho o nueve años la empresa tenderá a desaparecer”. Por eso, lo más aconsejable es que comience a reinvertir las ganancias obtenidas a la fecha.

La realidad de Andina es diferente porque tiene participación en los dos megacampos chaqueños.

Según Ríos, la empresa tuvo utilidades menores que las de Chaco porque su producción y volúmenes vendidos se mantienen constantes y comenzó a depreciar sus inversiones.

Aun así, sus perspectivas son menos complejas porque tiene un socio estratégico, Repsol, con el que comparte riesgos.

La firma tenía que iniciar en 2008 la perforación del campo Víbora con el equipo alquilado de Venezuela y que fue luego dejado en manos de YPFB-SIPSA.

Repsol pierde beneficios en 62%

La petrolera española Repsol, socia de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), redujo sus utilidades en el segundo trimestre del año en España en 62 por ciento como resultado de la caída de precios del petróleo y el gas y una menor demanda de éstos.

En términos monetarios, el descenso llegó a 265 millones de euros (unos 374 millones de dólares), una cifra superior a los 209 millones de euros que esperaban en promedio los analistas del rubro.

En todo el semestre, la producción de gas y líquidos de la división de exploración y producción de Repsol bajó 1,8 por ciento, a 329.000 barriles de crudo equivalente al día, debido, de acuerdo con Repsol, a los cambios en los contratos en Bolivia y Libia en 2008.

Desde el 1 de mayo del anterior año, la empresa española redujo su participación de 51 a 49 por ciento en la empresa Andina, que ahora es controlada por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos.

Al margen de estas cifras, la producción de su filial argentina YPF cayó 2,1 por ciento, a 612.000 barriles de petróleo equivalente al día.

La firma Repsol informó que cerró el trimestre con una deuda financiera de 10.405 millones de euros, de los cuales 6.748 millones corresponden a la consolidación de Gas Natural. Al cierre del anterior año, su deuda ascendía a 3.334 millones de euros.

Por divisiones, la transnacional destacó que las áreas de exploración y producción se vieron afectadas por la caída de casi 60 por ciento de los precios de crudo y gas. En el área de downstream (refinación, marketing y química), la compañía dio cuenta de la “brusca” baja de la demanda de productos petrolíferos y márgenes internacionales de refino, aunque destacó una mejora en marketing y GLP (propano y butano). La petrolera señaló que en los últimos meses las ventas en downstream están comenzando a dar señales de recuperación.

YPFB Transporte sube ingresos el primer semestre

En el primer semestre de este año, la nacionalizada empresa YPFB Transporte S.A. obtuvo una utilidad neta de 122,4 millones de bolivianos, provenientes de sus operaciones de movilización por ductos de gas natural, petróleo y otros derivados.

Así lo determinan los estados financieros de la firma al 30 de junio de este año, a los que tuvo acceso La Prensa y que periódicamente se reportan al Registro del Mercado de Valores.

El año pasado, la empresa cerró la gestión con una ganancia neta de 322,3 millones de bolivianos (aproximadamente 45 millones de dólares), cifra inferior en 52,4 por ciento a los 677,5 millones de bolivianos que obtuvo la ex empresa capitalizada Transredes durante la gestión 2007. Hace unas semanas, el 21 de julio, en una audiencia ante la Comisión de Desarrollo Económico de la Cámara de Senadores, el presidente de YPFB Transporte S.A., Cyro Camacho, manifestó que el Estado brasileño continúa reduciendo la importación de gas natural boliviano, lo cual afecta en forma directa la producción de líquidos, entre ellos gasolina, diésel y gas licuado de petróleo.

Los volúmenes que deja de comprar el país vecino también tienen efectos en la disminución del uso del transporte por gasoductos y oleoductos y, en consecuencia, en las ganancias de YPFB Transporte.

En junio, la empresa afrontó las denuncias de su ex presidente Gildo Angulo relativas a que la compañía estaba en quiebra técnica por las deudas que sostenía de más de 900 millones de dólares, las que superaban a sus utilidades.

Balance Chaco (en millones de Bs)

Variable Marzo 2009 Marzo 2008

Activo corriente 145.389.337 436.976179

Activo no corriente 134.303.411 166.252.489

Total activo 6.860.449.907 6.725.632.400

Pasivo corriente 92.829.059 222.343.142

Pasivo no corriente 555.526.351 553.200.608

Total pasivo 1.582.632.711 1.837.208.700

Patrimonio 5.277.817.196 4.888.425.700

Ingresos 1.803.282.594 1.748.513.768

Ganancia bruta 1.676.078.671 1.591.314.135

Utilidad operativa 1.300.046.924 1.116.330.763

Utilidad neta 817..742.885 489.459.359

Fuente: BALANCE FINANCIERO ANUAL

Balance YPFB-Andina (millones de Bs)

Variable Marzo 2008 Marzo 2009 Activo corriente 6.058.212 5.959.255

Activo no corriente 4.389.039 4.527.849

Pasivo 2.613.123 3.225.659

Patrimonio 7.834.128 7.261.445

Ingreso operativo 2.817.703 4.037.470

Utilidad operativa 1.742.081 2.126.267

Utilidad neta 1.139.271 1.445.911

Más datos: la empresa está controlada en un 51 por ciento por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y un 49 por ciento por Repsol.

Fuente: BALANCE FINANCIERO ANUAL

Información

Las dos petroleras terminan su gestión anual el 31 de marzo de cada año.

Posteriormente, tienen plazo hasta junio para entregar sus balances auditados.

El Registro del Mercado de Valores fiscaliza la información remitida por ellas.