miércoles, 30 de septiembre de 2009

Cae la producción de gas e incide en bajo crecimiento

De enero a junio de este año, la economía boliviana creció en 3,21% respecto a similar período del 2008 gracias, sobre todo, a la minería, construcción y transporte. No obstante, el sector petrolero registró un decrecimiento de 13,07%, lo que incidió de manera directa en una menor tasa de crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB) boliviano.

El Ministerio de Planificación del Desarrollo y el Instituto Nacional de Estadística (INE) presentaron ayer en conferencia de prensa el informe sobre la variación del PIB al primer semestre de este año. De las 12 actividades económicas que se toman en cuenta en el análisis del INE, sólo el sector petrolero presenta una tasa negativa de crecimiento.

Noel Aguirre Ledezma, ministro de Planificación del Desarrollo, explicó que uno de los factores para el decrecimiento de la actividad hidrocarburífera en el país es la menor producción de gas natural y líquidos (gasolina, GLP, diesel oil, entre otros).

Según datos de YPFB Transporte, la producción de gas natural en el país ha bajado en los últimos meses de 41 a 35 millones de metros cúbicos diarios (MMm3d) debido al descenso de la demanda brasileña. Esta situación ha provocado también una disminución en la producción de hidrocarburos asociados (gas natural y condensado).

Para revertir esta situación, Aguirre dijo que la estatal YPFB acelerará en lo que resta del año las inversiones previstas para esta gestión. “Estamos tomando las medidas correctivas”, afirmó.

“YPFB ha presentado hace un mes todo un programa de inversiones que permitirá acelerar la ejecución (presupuestaria) en estos últimos meses”, precisó la autoridad, quien no obstante vaticinó que la economía boliviana cerrará esta gestión con una tasa de crecimiento del PIB por encima del 4%.

Aguirre dijo que la tasa de 3,21% está entre las más altas a nivel regional, “por encima inclusive de Uruguay (1,50%), Argentina (0,60%) y Perú (0,30%)”.

Se frenó la inversión pública

La caída en la producción hidrocarburífera del país no es el único factor que incidió en una menor tasa de crecimiento de la economía boliviana. La inversión pública tampoco tuvo un aporte significativo en la variación positiva del Producto Interno Bruto (PIB).

El ministro de Planificación de Desarrollo, Noel Aguirre, expresó ayer su preocupación por los bajos niveles de ejecución de la inversión pública tanto en el gobierno central como en prefecturas y municipios.

“La inversión pública genera empleo, mayor producción y eso se ve reflejado en el nivel de crecimiento económico. Por tanto —explicó la autoridad—, eso tiene incidencia en el PIB”.

El viceministro de Inversión Pública, Javier Fernández, dijo el pasado miércoles que, al 18 de septiembre, la ejecución del presupuesto de inversión pública para este año no llegó ni a la mitad (44%) del total aprobado, que asciende a $us 1.805,7 millones.

Entre enero y junio de este año, las actividades económicas con mayor incidencia positiva en el PIB boliviano fueron los minerales metálicos y no metálicos (14,4%), construcción (7,7%), transporte y almacenamiento (5,79%), entre otros. Aguirre destacó la actividad económica de la construcción como uno de los mayores generadores de empleo porque moviliza a otros sectores.

lunes, 28 de septiembre de 2009

En Tarija ya no hacen exploración petrolera

El jefe de la unidad de industrialización y servicios de la Secretaría departamental de Hidrocarburos y Energía, dependiente de la Prefectura el geólogo, Daniel Centeno, reveló que durante los últimos años ha disminuido considerablemente la actividad petrolera no sólo en Tarija sino en Bolivia en su conjunto.

“Actualmente sólo hay un pozo de desarrollo que se está perforando en el mega campo San Alberto en el Chaco tarijeño. Se trata del pozo X15 que está en su última fase de ejecución y parar de contar porque se trata del único trabajo de ese tipo en el país ya que estamos cero en cuanto a perforación de pozos de exploración en el país”, afirmó Centeno.

Reveló que entre los años y 2007 y 2008 el consorcio Petrobras – Total perforó otro pozo el sábalo X5 en el campo San Antonio que luego de una serie de pruebas y correcciones, providencialmente resultó productor y que se incorporó a la fase de explotación.

“La mejor época en materia de perforación de pozos petroleros en suelo boliviano fue entre los años 1997 y el 2001 cuando se perforaron más de diez pozos en los mega campos San Alberto y San Antonio desde se extrae la mayor cantidad de gas natural para cubrir la demanda del mercado brasileño y esa debió ser la tónica constante, pero después cayó la actividad de prospección petrolera”, declaró.

El geólogo tarijeño explicó que durante el considerado boom de la actividad petrolera en suelo tarijeño se perforó un total de 18 pozos profundos todos los cuales resultaron positivos con un ciento por ciento de efectividad, cuando la media internacional es que de cada diez pozos perforados sólo es positivo.

Apuntó que entre 1997 y el año 2001 se perforaron un total de siete pozos en la estructura de San Alberto, dos en el campo Itaú, cinco en la estructura de Sábalo (San Antonio) y cuatro pozos que se perforaron en el mega campo Margarita y que después de ello, prácticamente se paralizaron ese tipo de trabajos.

“Yo sostengo la tesis de que si Bolivia hubiera mantenido invariable su política hidrocarburífera y no hubiese cambiado las reglas de juego con la llamada nacionalización de los hidrocarburos, actualmente no sólo estuviéramos produciendo los 40 TCF (millones de metros cúbicos diarios) sino que ya hubiéramos llegado a los cien TCF y tendríamos que estar buscando más mercados para nuestro gas natural”, declaró el especialista.

El geólogo tarijeño, sin embargo atribuye la contracción del rubro hidrocarburífero en el país al hecho de que el Gobierno cambió las condiciones para las operaciones de las empresas petroleras que las ha hecho poco atractivas para seguir trabajando en tareas de exploración.

Considera que si el Gobierno ofreciera a las compañías petroleras que operan en Bolivia reconocerles el 50 por ciento de utilidades sobre los volúmenes de gas natural y condensado extraídos cambiaría la cosa y en unos cuantos años el país estaría en condiciones de llegar a producir hasta 1.000 TCF.

domingo, 27 de septiembre de 2009

YPFB CONVOCATORIA PUBLICA EXTERNA PARA GERENTE NACIONAL DE INDUSTRIALIZACION

cLICK SOBRE LA IMAGEN PARA VER MAS GRANDE

sábado, 26 de septiembre de 2009

La tarifa antigua será aplicada al mayor consumo de gas natural


El consumo de gas natural domiciliario mayor a los 1.324 pies cúbicos, equivalente a tres garrafas de GLP, no se beneficiará de la actual rebaja de tarifas y pagará la antigua, que es mayor, informó el asesor técnico de la gerencia de Redes de Gas y Ductos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Javier Vega.

La tarifa antigua, hasta antes del mes de agosto, era plana y equivalía a Bs 22,22 el millar de pies cúbicos y no hacía diferencias entre las personas de bajos recursos y las de altos recursos, explicó el ejecutivo.

Ahora, la estatal petrolera aprobó tres franjas protectoras para la categoría doméstica, en las que bajó las tarifas para la gente que consume bajos y medios niveles del energético en sus domicilios, añadió.

La primera franja establece que el consumo de 0,1 a 441 pies cúbicos de gas domiciliario, equivalente a una garrafa de GLP, tiene un costo de Bs 8. La segunda fija un costo de Bs 15,40 por un consumo de entre 442 a 882 pies cúbicos (dos garrafas). La última establece un costo de Bs 25,40 para un consumo de 883 a 1.324 pies cúbicos (tres garrafas).

Vega explicó que en la primera franja el precio bajó de Bs 22,22 a Bs 18,14 el millar de pies cúbicos, en la segunda se redujo a Bs 17,07 y en la tercera a Bs 17,65 el millar de pies cúbicos. Esta comparación de tarifas es para las ciudades de La Paz y El Alto.

En ese marco, aclaró que a los usuarios de la categoría doméstica que consuman volúmenes mayores a los que establece la tercera franja, se les aplicará la tarifa antigua de Bs 22,22.

El gerente nacional de Redes de Gas y Ductos, Óscar López, explicó que con las tres franjas determinadas se beneficiará al 84% de los actuales usuarios domésticos del servicio de gas natural domiciliario.

La equivalencia a tres garrafas de GLP alcanza para el uso diario de una cocina de cuatro hornillas y su horno, y para calentar agua en el calefón cada día, indicó el funcionario de YPFB.

López volvió a aclarar que la emisión de facturas del mes de agosto con cobros elevados por el consumo se debió a un error del sistema informático de facturación, el mismo que —subrayó— será corregido este mes.

Pidió a las personas que hayan recibido facturas con cobros mayores con relación al que pagaban antes, por un similar volumen, presentarse en las oficinas de Redes de Gas y Ductos, en la avenida Entre Ríos, para la correspondiente refacturación.

López indicó que a los usuarios que ya cancelaron la factura de consumo errada, el excedente pagado les servirá como crédito para el próximo mes.

Personal calificado en YPFB ganará hasta 3.500 dólares

El Directorio de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) uniformó la escala salarial dentro de la compañía y fijó un promedio de 3.000 a 3.500 dólares para los profesionales especializados que podrán ganar más que el presidente de la República, Evo Morales.

El director de la estatal petrolera, Fernando Vincenti, informó que esta escala es para aquellos profesionales altamente capacitados o consultores que ingresarán a trabajar a la empresa.

Explicó que actualmente YPFB no cuenta con este tipo de trabajadores, pero que en algún momento se los contratará.

El Presupuesto General de la Nación (PGN) 2009 eliminó el mandato de que nadie puede ganar más que el presidente Evo Morales, implementada por el Órgano Ejecutivo desde 2006, para evitar la fuga de profesionales al sector privado.

Por ejemplo, en Boliviana de Aviación (BoA) rige una planilla promedio de 20.000 bolivianos en los cargos operativos, como el de las jefaturas de pilotos o de instrucciones.

El ex secretario de Energía Carlos Alberto López dijo que un salario de 3.500 dólares es el ideal para un ingeniero petrolero que recién comienza la carrera.

Sin embargo, para determinar un nivel óptimo de remuneración a un profesional del sector, se debe tomar en cuenta su experiencia y el tipo de trabajo que deberá encarar, por lo que no se puede determinar con antelación una escala. “Un ingeniero con 15 años de experiencia va a demandar un nivel salarial mayor, es imposible fijar niveles sin considerar aspectos que tienen que ver con la experiencia, capacidad y aporte a la empresa”.

Vincenti agregó que internamente se logró uniformizar la escala salarial para evitar las distorsiones que existían antes, cuando funcionarios del mismo nivel tenían ingresos dispares.

Recordó que en el interior de la estatal petrolera habían tres escalas diferenciadas en el personal que depende de la presidencia y las vicepresidencias. Esto ocasionaba que, por ejemplo, el chofer de alguna de estas instancias gane más que otro, a pesar de que desempeña similar labor.

Dijo que ahora que el Directorio aprobó una escala única con 26 niveles en Yacimientos Corporativo, permitirá superar la desorganización en la asignación de cargos, además de establecer equidad y justicia…

El Presidente Ejecutivo de YPFB percibe un suelo de 18.800 bolivianos; los vicepresidentes, 300 bolivianos menos; los gerentes nacionales, 17.800 bolivianos. El rango más bajo es de 2.150 bolivianos, para un portero.

En las empresas corporativas, como YPFB Andina, YPFB Transportes o Chaco, la escala de remuneraciones está acorde al de una sociedad anónima y no rige la política de austeridad.

El 20 de julio, el presidente de YPFB, Carlos Villegas, anunció la nivelación de remuneraciones en las siete empresas subsidiarias de la estatal petrolera.

En compañías como YPFB- Transportes, el Presidente de la compañía percibe honorarios de 15.000 dólares mensuales por ser una entidad privada.

Mas datos

El PGN 2009 autoriza que en las empresas estratégicas se gane más que el presidente Morales.

En YPFB aún no se aplican sueldos elevados para funcionarios especializados.

En las empresas petroleras nacionalizadas, las remuneraciones son superiores

La Presidencia de la estatal anunció que nivelará los ingresos en las firmas subsidiarias.

El objetivo es que en Chaco, Andina y YPFB Transportes no existan distorsiones.

Con los ajustes se pretende evitar la fuga de profesionales al sector privado.

viernes, 25 de septiembre de 2009

Una falla en el sistema de facturación provocó líos

El sistema informático de facturación del servicio de gas natural domiciliario de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) falló y provocó la molestia de muchos consumidores del energético en La Paz y El Alto.

Varios usuarios recibieron la factura del mes de agosto con incrementos que van desde los 500 hasta más de 1.000%.

El gerente de Redes de Gas y Ductos YPFB, Óscar López, explicó que una falla en el sistema de facturación provocó que los clientes domésticos, que aumentaron su consumo, pasaran a la categoría comercial, en la que la tarifa es mucho más elevada.

El ejecutivo de la empresa estatal dijo que el problema será solucionado este mes para que la próxima factura salga correctamente. Dirigiéndose a los usuarios afectados, adelantó que se refacturará el consumo del mes de agosto para solucionar el problema. Explicó que las fallas se debieron a que en agosto se aplicaron las nuevas tarifas domésticas, que fueron divididas en tres franjas para favorecer a los usuarios con tarifas más bajas.

En este contexto, aclaró que no se determinó ningún incremento de tarifas y que se mantiene en vigencia el programa social de rebaja de tarifas a nivel nacional. A través de un comunicado, la petrolera se excusa por la falla del sistema informático que asumió automáticamente algunos consumos altos del servicio doméstico como comercial.

Importante

Afectados • Los usuarios que se sientan afectados pueden acudir a las oficinas de YPFB de su jurisdicción, para proceder a la revisión y, en su caso, refacturación del servicio.

Unidades • La Gerencia de Redes de Gas dispondrá en breve de una estructura de Unidades de Transparencia y Servicio al Usuario, para la defensa de los derechos del usuario.

YPFB pone límites a la tarifa de gas a domicilio

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) modificó las tarifas del gas natural domiciliario a partir del mes de agosto y le puso un límite a las más bajas. La estatal petrolera mantiene la reducción sólo para las familias que consumen hasta 1.400 pies cúbicos del energético (equivalente a tres garrafas de GLP).

La información la dio a conocer en conferencia de prensa el gerente nacional de Redes de Gas y Ductos de la empresa estatal, Óscar López, quien aclaró que las facturas elevadas que les llegó a varios usuarios no se debe a un “tarifazo”, sino a un error en el sistema informático.

El Gobierno estableció la expansión del gas domiciliario y una mayor accesibilidad al energético para mejorar la calidad de vida de los bolivianos. “Sin embargo, mucha gente no podrá usar más de tres garrafas de GLP (1.400 pies cúbicos) para no pagar una tarifa mayor”, se quejó un vecino de El Alto.

Hasta julio la tarifa de este servicio era plana, es decir Bs 22,22 el millón de pies cúbicos (1.000 pies cúbicos). A partir de agosto YPFB creó tres franjas de protección para el consumo doméstico.

La primera establece que el consumo de 0,1 a 441 pies cúbicos, equivalente a una garrafa de GLP, tiene un costo de Bs 8. La segunda fija un costo de Bs 15,40 por un consumo de entre 442 a 882 pies cúbicos, equivalente a dos garrafas de GLP. La tercera franja, que fija un consumo de 883 a 1.400 pies cúbicos (que equivale a tres garrafas de GLP), tiene un costo de Bs 25,40.

López aseguró que el volumen de consumo calculado para las tarifas más reducidas alcanza para el uso de una cocina de cuatro hornallas y su horno, un calefón y una estufa. Las familias que consuman por encima del máximo fijado tendrán otra tarifa superior, aunque en Yacimientos no dieron razón de cuánto más. Empero, López abrió la posibilidad de crear una cuarta franja.

El gerente recordó que luego de que YPFB se hizo cargo de la distribución de gas natural en casi todo el país, se bajaron las tarifas entre un 7% y un 53%.

“Siguiendo la recomendación y el pedido del presidente Evo Morales, quien indicó que hay que proteger al usuario del sector doméstico, se fijó una sustancial rebaja de tarifas a nivel nacional”, recordó el ejecutivo de YPFB.

De acuerdo con los datos de la petrolera estatal, la rebaja efectiva experimentada en los sistemas que pasaron a ser administradas por Yacimientos fue de 53% en Cochabamba, 51% en Santa Cruz, 42% en Chuquisaca y hasta del 16% en el resto del país, señala un comunicado.

miércoles, 23 de septiembre de 2009

YPFB subirá oferta de gas a Argentina por ducto alterno


Ante la caída de la demanda de gas boliviano en Brasil, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) compensará esta disminución con el envío de mayores volúmenes del energético al mercado argentino a partir del 2010. Para ello, se utilizará la capacidad ociosa del gasoducto que tiene la compañía argentina TGN (Transportadora de Gas del Norte SA) en ese país.

Así lo hizo conocer a La Razón el presidente de YPFB, Carlos Villegas, quien explicó que la producción de hidrocarburos en el norte argentino “está en franca declinación”, por lo que “se aprovechará esta situación” para enviar por el ducto de la TGN mayores volúmenes de gas a partir del segundo trimestre del 2010.

YPFB y Energía Argentina SA (Enarsa) suscribieron en octubre del 2006 un contrato de compra y venta de gas natural por 27,7 millones de metros cúbicos diarios. Los envíos actualmente sólo llegan a un máximo de 7,7 millones de metros cúbicos, que es la capacidad conjunta que tienen los ductos Yabog y Madrejones.

Villegas Quiroga señaló que mientras la empresa española Repsol desarrolla el bloque Caipipendi, que está integrado por los campos Margarita y Huacaya, otros campos proveerán el gas con destino al mercado argentino. “A partir del 2010 vamos a estar enviando de otros campos”.

Para materializar este proyecto, YPFB Transportes invertirá $us 20 millones en el tendido del ducto de 32 pulgadas de diámetro que irá desde el campo Margarita hasta Madrejones, en la frontera con Argentina. El gasoducto tendrá una extensión de 20 kilómetros y podrá transportar hasta 27,7 millones de metros cúbicos de gas por día, explicó.

Las obras de tendido del gasoducto iniciarán a más tardar en dos o tres meses.

En el lado argentino, agregó el presidente de YPFB, Enarsa construirá un tramo “de pocos kilómetros” entre Madrejones y la planta de Refinor.

El 31 de agosto, la firma argentina de transporte de gas TGN y Repsol YPF inauguraron en la provincia de Tucumán la primera sección del proyecto Gasoducto Norte. “El gas se importará desde Bolivia a Campo Durán en Argentina y desde allí seguirá a la planta Refinor”, señala BNamericas en su portal de internet.

martes, 22 de septiembre de 2009

El Gobierno importa clefa y PVC, que venderá 18% más baratos


Insumos Bolivia anunció la venta a 407 bolivianos de la lata de 14 kilos de clefa y PVC (una variedad de pegamento) que importó por primera vez. Los beneficiarios iniciales serán más de 1.000 artesanos y microempresarios en cuero de todo el país.

Así lo informó a La Prensa su director Ejecutivo, Óscar Sandy, quien señaló que el primer producto llegará a los beneficiarios 3,1 por ciento más barato que los 420 bolivianos que se cobran en el mercado local, mientras que la rebaja del PVC será de 9,6 por ciento.

“En ambos casos la baja real es mayor a 18,6 por ciento respecto de los 500 bolivianos que valía la clefa y un poco más en el caso del PVC, precio de las privadas anterior al anuncio de la intervención del Estado con la importación”.

El presidente de la Confederación Nacional de la Micro y Pequeña Empresa (Conamype), Marco Antonio Gonzales, dijo que el producto llega a solicitud de las asociaciones de cuero porque es un insumo de alta demanda y que “en el último tiempo hubo la tendencia de elevar el precio porque los importadores han monopolizado y han puesto el precio que les venía en gana”.

Añadió que ahora, con un precio de costo, el productor de cuero deberá bajar el precio de las manufacturas.

Sandy y Gonzales coincidieron en que la primera importación de ambos insumos se usará estrictamente en el rubro manufacturero, es decir, en marroquinería y elaboración de calzados, cinturones, chamarras y prendas de vestir.

Sandy informó que el inicio de la distribución depende de la conclusión de un trámite. “Estimo que en esta semana se va a desaduanizar (salir de Aduana) y va a estar a disposición de nuestros pequeños artesanos”.

Son 28.280 kilos de clefa y 13.580 kilos de PVC importados por un valor de 150.000 dólares desde Brasil.

Gonzales explicó que los beneficiarios serán cuatro asociaciones en La Paz que tienen afiliados a la mayor cantidad de microempresarios en cuero (dos de ellas tienen 400 socios cada una y las otras un poco menos). Además están en espera de la lista de la demanda de las asociaciones de todo el país.

Sandy informó que por el momento ésta es la única importación de ambos insumos, pero dependerá de los precios que se presenten en el mercado, aunque no cierran la posibilidad a atender la demanda de otros sectores.

Gonzales agregó que la importación debe tener una continuidad, pero coincidió en que está condicionada a que los importadores bajen los precios “ya se observa que con la medida del Gobierno están bajando los precios”.

Estos insumos también son utilizados por los zapateros.


Los indígenas exigen empleos a Yacimientos

Los pueblos indígenas demandan a las empresas petroleras que operan en sus territorios compensaciones millonarias y empleo para sus habitantes. Para el Foro Boliviano sobre Medio Ambiente y Desarrollo (Fobomade), que trabaja con los originarios, estas peticiones son justas y no sobredimensionadas, como las calificó el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas.

El capitán grande del pueblo Weenhayek, Moisés Sapiranda, reveló a La Razón que solicitaron a la empresa británica British Gas (BG Bolivia) $us 11 millones. Sin embargo, tras una negociación, finalmente llegaron a acordar una compensación de $us 2 millones, con pagos anuales de $us 100 mil durante 22 años.

BG Bolivia trabaja en los campos La Vertiente, Palo Marcado, Escondido, Los Suris, Taiguati, Ibibobo, entre otros.

La autoridad indígena dijo que también se exigió empleo, punto en el que aún no se llegó a un acuerdo debido a que la demanda era de 150 empleos y la petrolera sólo ofrece 65 puestos de trabajo. Aclaró que la propuesta aglutina a 20 comunidades del pueblo Weenhayek, que viven en la región del Chaco tarijeño.

“Aquí, por más de 100 años, nunca hemos visto (recursos de compensación). Pero gracias a Dios, con el cambio de las leyes que hay en el país, ahora hay una consulta de participación (...). No consideramos que nuestros pedidos sean sobredimensionados, en absoluto, no es así, están conforme y de acuerdo a los impactos (de la explotación petrolera)”, subrayó el líder indígena.

Villegas acusó a los pueblos indígenas y a organizaciones campesinas de obstaculizar la inversión comprometida por las empresas petroleras que suscribieron contratos de operación con Yacimientos, y que debían invertir este año $us 600 millones. Dijo que no se opone a sus exigencias, sino a lo “sobredimensionado de sus demandas”.

“En muchos casos esa demanda y compensación excede con creces a la disponibilidad de la empresa; inclusive no guarda proporción con lo que piden versus las inversiones que realizan (las empresas)”, señaló.

Martín Gutiérrez, miembro del equipo legal del Fobomade, consideró que las demandas son justas y que las petroleras tienen una deuda histórica con las poblaciones y comunidades donde desarrollan sus labores. Afirmó que las empresas y el Gobierno han violado las normas y la Constitución Política del Estado que establecen la consulta social.

Recordó que el problema con los indígenas no sólo se da en la región del Chaco, sino también en la Amazonia, donde la empresa YPFB-Petroandina realiza trabajos de exploración, sin cumplir las normas y sin respetar la propiedad privada ni áreas protegidas.

“Lo que nosotros observamos es que al determinar áreas (de exploración) no se ha informado debidamente a la población que iba a ser afectada. Es decir, se ha incumplido la Constitución, la Ley de Hidrocarburos y los reglamentos. En la ley se señala que previamente a definir nuevas áreas se debe realizar un estudio ambiental estratégico, y eso tampoco se ha hecho”, sostuvo.

En tanto, el presidente de la Confederación de Pueblos Indígenas de Bolivia (Cidob), Adolfo Chávez, censuró lo dicho por Villegas y le criticó por no haberse reunido con las etnias del oriente para coordinar las labores petroleras que se pretende realizar. “Nosotros nunca hemos dicho que no haya tal trabajo, lo que se quiere es coordinar´, señaló.

El Gobierno ya trabaja en una norma

El Ejecutivo, a través de la Unidad de Medio Ambiente del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, elabora una norma que evitará la obstaculización de las inversiones en las áreas petroleras y que será socializada en cuanto sea concluida, informaron fuentes del sector.

En principio, esta disposición legal busca diálogos masivos con las comunidades y no sólo con sus líderes, para explicarles los beneficios y llegar a consensos, explicó uno de los informantes del sector.

La Razón trató de confirmar esta información con la Unidad de Medio Ambiente del ministerio. Sin embargo, su director evadió una entrevista argumentando estar ocupado.

El presidente de YPFB, Carlos Villegas, ya anunció que el ministerio trabaja en una norma para que, en el futuro, no haya obstáculos para la inversión”. Dijo que el Gobierno no se opone a los derechos de los pueblos indígenas, sino a sus excesivas demandas, que deben darse en el marco de cierta ecuanimidad.

lunes, 21 de septiembre de 2009

YPFB y petroleras dicen que exigencias indígenas frenan inversión en el país

Las exigencias "sobredimensionadas" de algunos pueblos indígenas bolivianos hacia las firmas petroleras que operan en Bolivia se han convertido en un freno para las inversiones en ese área, según la estatal YPFB y las propias empresas.

El presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, dijo al diario La Razón que no será posible cumplir la meta de inversión de 600 millones de dólares comprometida por las petroleras debido a que dos de éstas pidieron postergar hasta 2010 una parte de sus planes por diferencias con grupos indios.

Según ese medio, indígenas guaraníes y weenhayek de la región del chaco de Tarija (sur) se oponen a que la brasileña Petrobras y la británica British Gas (BG), respectivamente, realicen operaciones petroleras en tanto no desarrollen proyectos productivos en la zona y den empleo a sus habitantes.

Las etnias se apoyan en la Constitución Política del Estado (CPE) promulgada en febrero y la normativa petrolera vigente, que exigen consultar a los pueblos indígenas sobre los proyectos de explotación de recursos naturales que se tenga previsto realizar en el territorio que ellos habitan.

Villegas indicó que esa disposición ha llevado a que todos los pueblos originarios y organizaciones campesinas exijan indemnizaciones y compensaciones, que, en muchos casos, exceden "con creces a la disponibilidad de la empresa".

El brasileño José Magela Bernardes, presidente de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH) que agrupa a las petroleras que operan en el país, coincidió con Villegas al señalar que "las comunidades indígenas están sobredimensionado sus demandas por compensaciones e indemnizaciones".

"Más allá de esto, cuando hay bloqueos (de caminos por parte de los aborígenes), no existen mecanismos legales para que esta situación se resuelva a la brevedad, dejando a los inversionistas, sean privados o estatales, a la merced de chantajes de toda especie", agregó.

Además de las firmas privadas, incluso la propia YPFB y la estatal venezolana PDVSA tienen dificultades para explorar en el norte de La Paz en busca de petróleo por la oposición de las etnias que habitan en la zona, que han denunciado que sólo se consultó a tres de las 33 comunidades indígenas del lugar.

Villegas anunció que el Ministerio de Hidrocarburos está elaborando una disposición legal que permitirá que los temas sociales "ya no sean un obstáculo para la inversión".

El presidente de la Confederación de Pueblos Indígenas de Bolivia (Cidob), Adolfo Chávez, censuró en declaraciones a Efe lo dicho por Carlos Villegas y le criticó por no haberse reunido con las etnias del oriente para coordinar las labores petroleras que se pretende realizar en esa región.

"No puede el señor Villegas decir que quienes están atrasando el desarrollo del país son los pueblos indígenas o campesinos. Lo mínimo que debería hacer él es reunirse como presidente de YPFB con la Cidob (...). Nosotros nunca hemos dicho que no haya tal trabajo, lo que se quiere es coordinar", señaló.

Chávez anunció que en las próximas horas se reunirá la comisión de hidrocarburos de esa organización indígena para presentar un reclamo oficial por las declaraciones del presidente de YPFB.

El senador opositor y ex presidente de la empresa estatal Carlos D'Arlach dijo a Efe que las relaciones entre las petroleras y los pueblos indígenas deben manejarse "con mucho tino, porque el poder" para agilizar o demorar las operaciones de hidrocarburos "está en manos de las comunidades".

domingo, 20 de septiembre de 2009

Sararenda precisa cambiar contrato para exploración

El proyecto Sararenda permitirá la reactivación de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) Corporación en la parte exploratoria, después de 15 años, con una inversión estimada de 500 millones de dólares en cinco años. Sin embargo, la subsidiaria YPFB Andina necesitará de un cambio en su contrato actual que sólo le permite la explotación.

“YPFB instruye la elaboración del proyecto de exploración Sararenda. Este proyecto requiere la adecuación del contrato que actualmente es de explotación a uno de exploración, trámite que deberá contar con la respectiva aprobación del Congreso de la República, conforme a procedimiento legal vigente”, informa YPFB Corporación en el boletín denominado “Juntos hacia el proyecto Sararenda”.

Este proyecto implica la perforación de cinco pozos profundos para alcanzar la formación Huamampampa, llegando a una profundidad final de 4.800 metros bajo tierra. Según cronograma, el primero de los pozos iniciará la perforación el 10 de abril del próximo año, a partir de la licitación que YPFB lance.

Según información ofrecida por la estatal petrolera, los trabajos de prospección en esta área se iniciaron en 1923, con la Standard Oil Company, que condujo al descubrimiento del campo productor Camiri.

El campo Guairuy fue descubierto en 1947. Hacia 1963 se explora objetivos profundos con resultados negativos.

Camiri y Guairuy están en la faja subandina, donde en 1990 se descubrió la presencia comercial de hidrocarburos, dando un nuevo rumbo a la exploración y explotación de gas y condensados.

Con los descubrimientos de Iatú, Sábalo, Margarita, Tacobo y Huacaya se aumentó el conocimiento de la geología de la cuenca subandina.

El tamaño del depósito abarca a Camiri y Guairuy, y se pronostica un perfil de producción de gas natural de 1,2 a 6 millones de metros cúbicos por día.

“Eso ha permitido reestudiar los prospectos profundos en base a nuevos reprocesamientos sísmicos y a modelos estructurales que han dado por resultado la consolidación del proyecto Sararenda en el mismo trend (tendencia) estructural productivo de Margarita-Huacaya”.

Margarita es explotada comercialmente por la petrolera española Repsol, en el marco legal de la sociedad con YPFB Andina.

Planta de gas en sararenda

Costo • Según YPFB, se tiene un costo estimado de 4,5 millones de dólares para la ingeniería básica y puesta en marcha de la planta de gas Sararenda. Las pruebas de producción se realizarían el 2013. Falta definir el lugar de la construcción.

Ingresos • El proyecto de la planta establece la obtención de unos 9 millones de pies cúbicos diarios de gas, lo que generaría un aumento de los volúmenes de productos derivados.

Ventas • Se vendería etano, GLP y gasolina natural. Esta planta separaría el gas exportado a Brasil y Argentina.

jueves, 17 de septiembre de 2009

Repsol se propone invertir $us 1.600 millones en 5 años

La petrolera española Repsol se comprometió a invertir $us 1.600 millones en el período 2010-2014 para aumentar los volúmenes de gas natural que irán con destino al mercado argentino. La meta es producir, a partir del 2014, un volumen diario de 18 millones de metros cúbicos del energético.

La inversión contempla la perforación de siete pozos en el bloque Caipipendi, en el campo Margarita (Tarija), y la ampliación de la planta de procesamiento de gas de 2 a 18 millones de metros cúbicos por día.

El bloque Caipipendi es operado por Repsol, que tiene como socias a British Gas (BP) y Pan American Energy (PAE).

La información la hizo conocer ayer el presidente ejecutivo de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, quien explicó —vía telefónica— que ése es el acuerdo al que se arribó con los ejecutivos de la petrolera española.

“Antes de viajar (a España) hicimos un análisis del plan de desarrollo presentado por Repsol y consideramos que los plazos para desarrollar el campo Caipipendi eran muy prolongados”.

A partir de esa información, dijo el presidente de YPFB, se propuso a los ejecutivos de Repsol que modifiquen su plan de desarrollo, acorten los plazos y hagan una inversión de aproximadamente $us 1.600 millones “para la perforación de siete pozos y la ampliación de la planta de procesamiento” de gas.

“Ellos aceptaron la propuesta”, aseguró la autoridad, quien explicó que la planta del campo Margarita procesa diariamente 2 millones de metros cúbicos de gas y el objetivo es llegar hasta los 18 millones el año 2014. Precisó que en una primera fase, hasta el 2012, la planta procesará 8 millones de metros cúbicos.

Villegas también dijo que en las reuniones con el presidente de Repsol, Antonio Brufau, éste reconoció que hubo una baja inversión de la petrolera española en los últimos años. “Por lo tanto —aseguró el ejecutivo de YPFB—, a partir del 2010 se aceleran las inversiones para garantizar el aumento de producción”.

El plan de desarrollo de Repsol tiene la meta de producir 14 millones de metros cúbicos por día de gas natural, lo que está programado para el 2014.

En la actualidad la extracción del energético está en 1,9 millones, mientras que la planta del campo Margarita tiene una capacidad de 2 millones.

El presidente de la estatal petrolera dijo que los ejecutivos de la petrolera española llegarán al país a fines de mes para anunciar oficialmente el acuerdo.

“Los ejecutivos de Repsol estarán en Bolivia para anunciar oficialmente este compromiso”, dijo Villegas y agregó que “ellos tienen la obligación de cumplir y de realizar inversiones importantes a partir del próximo año”.

Por la mañana, el presidente Evo Morales Ayma ya había adelantado que la petrolera española “entendió el proceso de cambio que se vive en el país”, por lo que decidió incrementar sus inversiones a corto plazo.

“Una de las empresas que invierte en Bolivia decía que en los últimos años estaban sometidos al cambio y que ahora saben cuál es el cambio y que están dispuestos a invertir”, sostuvo.

“Pronto Repsol estará visitando el país para anunciar una millonaria inversión a corto plazo, no a largo plazo”, aseguró.

Asimismo, el Jefe de Estado anunció que otras empresas españolas aprovecharon su visita al país ibérico para demostrar su interés de realizar inversiones en Bolivia como socios en la construcción de plantas hidroeléctricas y en el tren eléctrico.

Fuentes del sector petrolero informaron que Repsol ha condicionado su inversión a la búsqueda de nuevos mercados para el gas boliviano. “Si no hay mercados, sería un riesgo la inversión”, dijo una de las fuentes.

YPFB acelerará inversiones

Acorde con los planes de inversión que realizará la petrolera Repsol para aumentar los volúmenes de producción de gas natural en el campo Margarita, la empresa estatal YPFB dará prioridad a la construcción del gasoducto que transportará mayores volúmenes del energético al mercado argentino.

Paralelamente, se ajustarán los plazos para la entrega del estudio de la planta separadora de líquidos en el Chaco tarijeño, que permitirá procesar el gas que se exporte a la Argentina.

Repsol se comprometió a invertir $us 1.600 millones en cinco años y “nosotros debemos acelerar las inversiones para asegurar el transporte del gas a Argentina”, sostuvo el presidente de YPFB, Carlos Villegas Quiroga.

“Prácticamente tenemos ya el financiamiento para la construcción del gasoducto hasta Madrejones (...). La mayor parte del gas que se va a producir en Margarita se destinará a la Argentina”.

Asimismo, dijo la autoridad, “se deben acelerar los estudios para la inversión de la planta separadora (de líquidos) que se va a instalar en el Chaco tarijeño”.

miércoles, 16 de septiembre de 2009

Ducto a Argentina tendrá capacidad de 16 MMmcd

El nuevo gasoducto que se construirá para incrementar los volúmenes de exportación de gas al mercado argentino tendrá una capacidad de 16 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd), informaron a La Razón fuentes del Ministerio de Hidrocarburos.

Este nuevo ducto —junto al ya existente, el Yabog, que también tiene una capacidad de transportar hasta 16 MMmcd— permitirá cumplir con los volúmenes comprometidos al vecino país, de un máximo de 27,7 MMmcd, explicó uno de los informantes.

Añadió que ahora Argentina debe construir el GNA (Gasoducto al Noreste Argentino) para recibir los 27,7 MMmcd, ya que actualmente sólo tiene la capacidad de recibir 7,7 millones. Este gasoducto debe extenderse por aproximadamente 50 kilómetros, desde la frontera con Bolivia hasta las plantas de Refinor, para luego llegar hasta las localidades de Tártago y Ramos.

Aunque todavía no se fijó una fecha, en el lado boliviano el gasoducto —que tendrá una extensión de 20 kilómetros— lo construirá YPFB Transporte y se calcula que tendrá un costo de aproximadamente $us 30 millones, informó días atrás el titular de la empresa, Cyro Camacho.

Los recursos para esta obra saldrán del crédito concesional de $us 1.000 millones que recibió YPFB del Banco Central de Bolivia (BCB), el jueves 11 de septiembre. El proyecto ya fue concluido por YPFB Transporte, añadió el informante.

Según Camacho, el gasoducto debe estar concluido el año 2013, y se extenderá desde el campo gasífero de San Alberto (Tarija) hasta la frontera con Argentina.

Junto al nuevo ducto se debe construir la Planta Separadora de Líquidos para enviar al mercado argentino sólo gas y separar los otros componentes.

El año 2006, YPFB y la empresa Energía Argentina SA (Enarsa) suscribieron un contrato de compra y venta de gas por 20 años, que entró en vigencia a partir del año 2007. El contrato establecía un mínimo de 7,7 millones y un máximo, a partir del año 2010, de 27,7 millones de metros cúbicos.

Este acuerdo fue incumplido por la insuficiente producción de gas natural en el país y por la falta de infraestructura.

Repsol promete más inversión

La petrolera española Repsol incrementará sus inversiones en Bolivia, indicó ayer el presidente Evo Morales Ayma, tras su encuentro con el presidente del gobierno español, José Luis Rodríguez Zapatero.

Antonio Brufau, presidente de Repsol, “decidió acelerar la inversión, pronto estará visitando Bolivia: va a hacer nuevos acuerdos, nuevos cronogramas de inversión en el tema de yacimientos”, declaró en conferencia de prensa Morales, que el lunes se reunió con el directivo de la petrolera española.

La próxima inversión de Repsol “por supuesto incluye parte de la industrialización de plantas separadoras de líquidos en el Chaco boliviano”, precisó.

Morales y Zapatero también hablaron de “nuevas inversiones en plantas hidroeléctricas y en otros rubros (...) con la experiencia, con la capacidad que tiene España y las empresas españolas”, en palabras de Morales.

Recordó que el 2006, durante la nacionalización de los hidrocarburos del país, “había mucha incertidumbre” y “falta de credibilidad” por parte de “muchas empresas como Repsol”, que se ha transformado ahora en la actual “confianza de la empresa” con Bolivia. Madrid, AFP

Tita proveerá de gas a Cuiabá

El Gobierno trabaja para reactivar el campo gasífero Tita de Río Grande para convertirlo en el proveedor del mercado brasileño de Cuiabá (Mato Grosso), informó una fuente del Ministerio de Hidrocarburos.

Mientras se habilita este campo, ubicado en el departamento de Santa Cruz, el volumen comprometido al nuevo mercado —0,35 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd) de gas natural— saldrá de los remanentes del energético que ahora se envía al Brasil (Sao Paulo), en el marco del contrato GSA (Gas Supply Agreement). La exportación a Cuiabá se iniciará el 1 de octubre, luego de que el pasado jueves YPFB suscribiera el contrato de compra y venta con la empresa Mato Grossense Gas (MT-Gas).

La fuente reveló que el campo Tita tendrá la capacidad de producir hasta un millón de metros cúbicos diarios de gas, por lo que menos del 50% de sus reservas serán exportadas al nuevo mercado brasileño.

El contrato con la empresa MT-Gas es por 10 años y de carácter interrumpible. El precio convenido será mayor al que actualmente paga Petrobras.

martes, 15 de septiembre de 2009

Concluye perforación de Ingre X-1 y empiezan pruebas de producción

Buenas noticias para Chuquisaca. Finalmente la perforación del pozo Ingre X-1 llegó a la profundidad necesaria para hacer las pruebas de producción, perfilándose -por las previsiones- como un megacampo gasífero. Pero además, se prevé que en los próximos meses, más de cuatro pozos ingresen en la etapa de perforación, convirtiendo a la región en el bastión hidrocarburífero del país.
Una comisión de la empresa brasilera Petrobras, estará hoy en Sucre para sostener una reunión con autoridades de la Prefectura del Departamento con el objetivo de brindar un informe detallado del estado de la perforación del pozo Ingre X-1, en el municipio de Huacareta, que empezó a perforarse en febrero del año pasado. El trabajo tropezó con una serie de problemas desde técnicos hasta legales, pero superados los problemas el panorama ahora es prometedor.

FORMACIÓN HUAMANPAMPA
"Ha sido uno de los pozos más complicados en su perforación con cuatro side tracks (perforaciones transversales), pero de reperforar se ha redirigido y encontrado la culminación de la estructura un poco más arriba de la perforación original a 5.076 metros. Ahora estamos a 4.915 metros, lo que quiere decir que estamos en la parte más alta de la estructura con la certeza que se llegó a la formación Huamanpampa", explicó el senador chuquisaqueño, Fernando Rodríguez.
En los próximos 30 días se realizarán las pruebas de producción con una perforación adicional de 300 metros hasta encontrar el punto en el que exista la porosidad necesaria en el subsuelo para permitir el drenaje de los hidrocarburos y posteriormente cuantificar su volumen y calidad que supone esta estructura. Por ahora se estima que Ingre tiene entre 3 y 5 Trillones de pies cúbicos de gas (TCF's por sus siglas en inglés) que es mas o menos lo que tiene el campo San Alberto en Tarija, de donde se explota casi el 50% de los volúmenes de gas que se vende a Brasil.
Asimismo, se prevé perforar cuatro pozos adicionales en el mismo campo de explotación, una planta de separación de líquidos y el tendido de las redes de transporte de conexión al mercado interno y externo.

OTROS CAMPOS Y POZOS
Entre otros emprendimientos, Rodríguez explicó que en próximos meses se procederá a perforar un pozo profundo en el campo Vuelta Grande, la continuación de Incahuasi, el pozo Aquio, hasta noviembre, además de otros pozos como Itacarahí que se encuentra ubicado entre Ingre y Huacaya.
"En otras palabras estamos cuadriculando Chuquisaca porque está claro que le llegó la hora de la exploración y producción, es así que el Departamento está copado de empresas petroleras que están explotando y explorando por lo que con seguridad, Chuquisaca tiene una perspectiva asegurada de 40 a 50 años de regalías y desarrollo", sostuvo Rodríguez.
Según el Senador, el primer pozo en empezar a explotarse será Huacaya, luego ingresará Incahuasi con Aquio y finalmente Vuelta Grande, que con un pozo profundo tiene la ventaja de estar conectado y contar con una planta de separación de líquidos.

SE DEMANDA SERIEDAD
A decir de Rodríguez, todas estas ventajas tendrían que ser asumidas seriamente por parte de las autoridades de la Prefectura que tienen la tarea de potenciar su asesoría de hidrocarburos para garantizar que Chuquisaca sea la mayor beneficiaria de sus recursos naturales.

viernes, 11 de septiembre de 2009

Estatal petrolera invertirá más de $us 40 millones en pozo Sararenda X1

(ANF).- YPFB-Andina SA solicitó a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, el área “Carohuaicho 8D” para la búsqueda de reservas, informó el presidente de la nacionalizada, Mario Arenas, al indicar que la casa matriz financiará el 75 por ciento del costo del pozo exploratorio Sararenda X1 en el campo Guairuy, bajo contrato de operación con la nacionalizada.

El bloque Carohuaicho “es tan extenso que necesita posteriormente ser estudiado y Andina ha pedido un tramo que se llama Carohuaicho 8D, que va a involucrar a los campos Camiri y Guairuy que son la misma estructura”, indicó Arenas.

La perforación del pozo Sararenda X1 será la punta de lanza para llegar a la formación Huamampampa en “la estructura Sararenda” que “está en una parte del gran bloque Carohuaicho”, señaló el Ejecutivo de la nacionalizada. Precisamente, en esta tarea, YPFB aportará 41,25 millones de dólares, que corresponden al 75 por ciento de los 55 millones de inversión que demandará.

YPFB aportará 50 por ciento de los 55 millones de dólares, además también debe contribuir el 25 por ciento más como socia mayoritaria de YPFB-Andina SA. El resto será aporte de la socia privada: Repsol.

El aporte de YPFB es justificado porque el objetivo es que la petrolera estatal vuelva a la perforación exploratoria, de acuerdo con las afirmaciones de Arenas.

La búsqueda de hidrocarburos en Sararenda no será financiada con el crédito de 1.000 millones de dólares, que el Banco Central de Bolivia concede a YPFB, debido a que este proyecto ya cuenta con financiamiento garantizado, afirmó el presidente de la empresa, Carlos Villegas.

“Con esa firme esperanza” de tener éxito en Sararenda X1, una vez descubierto el reservorio “se va a dar arranque al proyecto que tenemos”, señaló Arenas al indicar que, “la estructura Sararenda va a involucrar necesariamente una parte de Carohuaicho, Camiri y Guairuy, entonces necesitamos una sola unitización de esos campos” pero “a posteriori”.

MTGas pagará más por el gas boliviano

La compañía Mato Grossense de Gas (MTGas) —que firmó ayer un contrato de compra y venta de gas natural con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB)— pagará un mejor precio por el energético en relación al que ahora cancela Petrobras, en el marco del contrato GSA (Gas Supply Agreement).

La información la dio el presidente de la estatal petrolera, Carlos Villegas, quien explicó que la venta de 0,35 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd) de gas se iniciará el 1 de octubre.

“Se va a exportar a un precio un poco más alto del precio del GSA”, destacó el titular de Yacimientos. El contrato con MTGas es por cerca de 10 años.

Acomodándose a lo especificado por el contrato GSA con Brasil, que establece un máximo de entrega obligatorio de 30 MMmcd, el envío a la ciudad de Cuiabá podrá ser interrumpible. Villegas dijo que el estado de Mato Grosso es también un potencial comprador de urea.

domingo, 6 de septiembre de 2009

YPFB-Aviación invertirá $us 18 millones hasta 2011

Hasta 2011 Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB-Aviación) invertirá 18 millones de dólares en el sistema de distribución de carburantes de aviación tras haber nacionalizado la compañía privada Air BP, encargada de proveer combustible en los aeropuertos del país.

Así lo revela el Plan Quinquenal de inversiones de la estatal petrolera que fue puesto a consideración del presidente Evo Morales y de su gabinete hace dos semanas.

El 1 de mayo de este año, el Gobierno estatizó la firma concesionaria para completar la presencia del Estado en la cadena de hidrocarburos.

El suministro de combustible de aviación en 15 aeropuertos del país era administrado por la británica British Petroleum desde el 1 de noviembre de 2000.

Del monto de inversión comprometido por YPFB, 10,3 millones de dólares serán destinados a la modernización de las instalaciones de almacenaje, con lo cual se espera elevar la capacidad actual de 52.000 a 62.000 barriles de combustible.

Con ello la estatal petrolera pretende ampliar la vida útil de las instalaciones y asegurar la continuidad del servicio.

También destinará tres millones de dólares para tender un ducto desde la planta de Senkata hasta el aeropuerto de El Alto, lo cual permitirá un oportuno suministro a esa terminal aérea y un mejor servicio a las aerolíneas.

Con una inversión de 2,4 millones de dólares, reforzará los equipos de abastecimiento a través de la adquisición de 22 camiones cisternas, de los cuales diez servirán para renovar el parque de 32 vehículos con que cuenta la empresa actualmente y que ya cumplieron su ciclo de vida útil.

Otros 2,1 millones de dólares se asignarán a los sistemas de administración y control de las aeroplantas.

El gerente de Redes de Gas de YPFB, Óscar López, señaló que la construcción de esta infraestructura permitirá tener agilidad en el transporte, un ahorro en cisternas y un flujo directo al aeropuerto alteño.

De acuerdo con el cronograma, dijo, el proyecto estará concluido a más tardar en 2011.

Aunque la empresa ya tiene un plan para mejorar el servicio, el Gobierno aún no definió los montos de indemnización que deberá reembolsar a Air BP por el proceso de nacionalización.

Según el Decreto Supremo 0111, el plazo de negociación con la compañía debía cerrarse 120 días después de su nacionalización, efectuada el 1 de mayo.

Sin embargo, YPFB ni siquiera logró contratar a la consultora que hará la valoración del paquete accionario de Air BP, ya que declaró desierta la convocatoria porque las empresas interesadas no cumplieron los requisitos. La firma elegida debía determinar las deudas financieras, tributarias, laborales, comerciales, regulatorias, ambientales y sociales, tanto las exigibles como las en proceso.

El Plan Quinquenal de inversiones de YPFB proyecta la inyección de capital en toda la cadena de hidrocarburos: exploración, producción, almacenaje, refinación y transporte.

La empresa admitió que el país afronta la declinación en la producción de hidrocarburos líquidos y un crecimiento constante de la demanda de derivados del petróleo, como diésel, gasolina y gas licuado de petróleo (GLP), por lo que debe importarlos.

Más datos

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.

Para este fin se necesitarán dos equipos de perforación 3.000 hp (grado de profundidad) y un equipo de 2.000 hp, los cuales 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 se invertirán 804 millones para desarrollar pozos, tender líneas y completar la infraestructura necesaria.

viernes, 4 de septiembre de 2009

YPFB ve a Chile como opción en la venta de gas

La estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) ve al mercado chileno como otra alternativa para la venta del gas natural que ahora tiene de excedente, a consecuencia de las constantes fluctuaciones en la demanda de sus principales clientes: Brasil y Argentina.

A la consulta de si Chile podría ser una opción para acomodar los volúmenes de gas, que actualmente la estatal petrolera desea liberar con la modificación de contratos, el vicepresidente de Operaciones de Yacimientos, José Luis Gutiérrez, respondió: “Chile es una alternativa”. Y agregó: “No nos olvidemos que nos han ofrecido 14 dólares por millón de BTU (Unidad Térmica Británica), el doble de lo que nos están pagando los otros mercados (Brasil y Argentina)”.

Gutiérrez explicó que una posible exportación a Chile sería a través de Argentina. Bolivia tiene conexión con el mercado argentino a través de los gasoductos Yabog y Madrejones. Ambos ductos tienen una capacidad de transporte de algo más de 7 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd) de gas natural.

Sin embargo, el ejecutivo de la estatal YPFB aclaró que “aún no existen negociaciones con el vecino país, ya que esto depende (de la voluntad) de la gente”. “Conocemos los problemas que tenemos con Chile. No debería haber eso porque negocio es negocio, pero eso hay que hacerle entender a la gente. A nuestro pueblo hay que decirle ‘señores, no podemos perder (dinero)’. Por eso no hay negociaciones todavía. Al pueblo hay que decirle ‘negocio es negocio’”, subrayó.

Por la caída de las nominaciones de gas a Brasil y Argentina, YPFB ahora busca otros mercados. Entre las opciones están Uruguay, Cuiabá, Mato Grosso y otros clientes brasileños, aparte de lo que significa el contrato GSA (Gas Supply Agreement) por un máximo de 31 MMmcd. De acuerdo con el Diario de Cuiabá, la negociación con la Compañía Mato Grosso estaría avanzada.

Brasil consume sólo un promedio de 24 MMmcd y Argentina entre 1 y 6 MMmcd. Bolivia bajó su producción total de 42 a 35 MMmcd, y a momentos queda un excedente de 7 MMmcd, explicó José Luis Gutiérrez.

Para el ex superintendente de Hidrocarburos Carlos Miranda, en la medida que Bolivia tenga excedentes de gas podría exportarlos a Chile, pero —indicó— se debe tomar en cuenta la baja capacidad que tiene el gasoducto hacia Argentina. Recordó que en sus buenos tiempos Chile consumía 22 MMmcd de gas importado de Argentina y ahora recibe 16 MMmcd de LNG. Parte de la diferencia podría salir de Bolivia.

En cuanto al problema político, dijo que con el actual Gobierno eso quedó superado. “Eso de que a Chile ni una molécula de gas, ha quedado enterrado desde que entró el (actual) Gobierno”, dijo el experto.

El senador Carlos D’Arlach, partidario de la venta de gas a Chile, cree que esa posibilidad no es factible porque existe un referéndum que lo prohibió, y que es una barrera para llegar a un acuerdo con Chile.

La negociación con chile

Patillos • Durante el gobierno del presidente Hugo Banzer (1997-2001) surgió la posibilidad de vender gas a Chile y también a ultramar a través del puerto chileno de Patillos. El proyecto suponía una inversión superior a los $us 5.000 millones.

Continuidad • El gobierno de Gonzalo Sánchez de Lozada (2002-2003) dio continuidad a las negociaciones iniciadas por Banzer. Aunque no se hacía referencia directa a la venta de gas a Chile, este país mostró interés en el gas boliviano.

Consulta • Tras la renuncia de Sánchez de Lozada, asumió la primera magistratura Carlos Mesa, quien llamó a referéndum. De las cinco preguntas, la que menos apoyo recibió fue la referida al uso del gas como herramienta para lograr un acceso al mar.

Acercamiento • Tras el anuncio de la agenda de 13 puntos con Chile, Evo Morales manifestó su predisposición a futuras negociaciones sobre la compra-venta de hidrocarburos al país vecino, pero en la medida en que se resuelvan los temas históricos pendientes.

jueves, 3 de septiembre de 2009

Repsol, reconocida como mejor empresa energética

Repsol ha resultado ganadora del prestigioso premio “Compañía Energética del Año” otorgado por Petroleum Economist, en reconocimiento a los logros de la empresa petrolera durante el 2008, señala una nota de prensa.

Añade que el logro se debe principalmente al diseño y desarrollo de su Plan Estratégico que contempla la diversificación de los negocios y el incremento de su actividad exploratoria, con notables éxitos en Brasil, el Golfo de México y el Norte de África.

Desde el 2004, la compañía Repsol ha incrementado su actividad exploratoria y la producción de hidrocarburos, así como el negocio de gas natural licuado (GNL), y ha acometido un importante programa de modernización de sus refinerías en España.

Repsol ha participado en los mayores descubrimientos realizados en el mundo desde el comienzo del 2008. El 2009, la compañía ha realizado un número récord de hallazgos (13) entre los que se incluyen dos de los diez más importantes del mundo en el período. El proyecto Kaleidoscopio de exploración sísmica de Repsol ha situado a la compañía en cabeza del resto de empresas del sector en este campo.

martes, 1 de septiembre de 2009

YPFB prevé incumplimiento en la exportación de gas a Argentina



Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) no podrá cumplir el contrato de exportación de gas natural firmado con Argentina que establece 27 millones de metros cúbicos día (MMmcd) a partir del año 2010, debido a la baja producción, la demanda para la industrialización nacional y los requerimientos de las plantas de separación de combustibles.

Además, Yacimientos disminuye el requerimiento de este mercado en tres escenarios probables de extracción de gas.

Ése es el pronóstico del Plan de Inversiones 2010-2026 elaborado por la estatal petrolera y el Ministerio de Hidrocarburos, al que tuvo acceso La Prensa.

Según la previsión, la demanda potencial total de los cinco mercados que tendrá el país para el gas llegará a 101 MMmcd. Éstos serán distribuidos entre el abastecimiento interno (21,6 MMmcd), la exportación a Argentina (27,7 MMmcd) y a Brasil (33,96 MMmcd) y la industrialización en el país (20,6 MMmcd) y en Brasil, que sustituye su propia demanda de exportación (24 MMmcd). Es decir, el 17 por ciento para el mercado interno, el 20 por ciento la industrialización y el 63 por ciento para exportación.

Argentina es el “comodín” para el abastecimiento.

En el mejor panorama se enviará un máximo de 27,7 MMmcd sólo el año 2021, cuando Brasil concluya su contrato Gasoducto Sao Paulo (GSA) y con incremento en la producción denominada acelerada, que implica el desarrollo de los dos campos más grandes de Bolivia, San Alberto y San Antonio (Margarita), y los que tiene YPFB-Andina.

A pesar de esta subida, que parte de 41 MMmcd hasta 71 MMmcd entre 2016 y 2017, caerá hasta 13 MMmcd cuando la demanda máxima probable supere los 88 MMmcd para los mercados ya mencionados.

Argentina podrá abastecerse de 20,3 MMmcd entre 2015 y 2017, cuando se dé la mayor producción, esto porque entrarán en escenario la demanda para la industrialización (plantas de urea y fertilizantes) y las dos plantas separadoras de líquidos (Río Grande y Chaco).

Este plan requiere una inversión de 3.176 millones de dólares y mejora más si se cumplen los prospectos exploratorios inmediatos que planificó YPFB, que implica la perforación de diez pozos con un éxito de tres y que podrían generar una producción adicional de 5 a 6 MMmcd, con lo cual se llega a cubrir también la demanda de Jindal Steel para el proyecto siderúrgico del Mutún.

Pero entre 2021 y 2022 se cubrirán los 27,7 MMmcd de gas a Argentina. Los siguientes años, la producción caerá.

A partir de 2019 se generará un mejor escenario con la prospección de 20 pozos adicionales que resulten con cuatro exitosos. El gas adicional permitirá cumplir el contrato con Argentina entre 2020 y 2024.

Segundo y tercer escenarios

Un segundo escenario, con la producción acelerada, consiste en que el máximo de exportación, de 25 MMmcd, será en 2020. Entre 2015 y 2017 se podrá enviar un máximo de 20,3 MMmcd.

El requerimiento nacional desciende a 80 MMmcd. No se toma en cuenta el consumo de Jindal en la explotación de hierro del Mutún.

En un tercer escenario, Argentina mantiene un requerimiento de 14,5 MMmcd de gas desde 2012 hasta 2026 y no se llega al nivel máximo del contrato. Con esta proyección, la capacidad de abastecimiento de YPFB es posible, excepto los años 2019 y 2020. La demanda general se reducirá a 73 MMmcd, sin tomar en cuenta a Jindal.

En 2006, Energía Argentina S.A. (Enarsa) e YPFB suscribieron un nuevo contrato de exportación de gas desde el 1 de enero de 2007 y por 20 años.

Sobre el volumen, se establecieron tres cantidades, en 2007 se debió llegar a un máximo de 7,7 MMmcd, en 2008 y 2009 hasta 16 MMmcd, y desde 2010 hasta 2026 al máximo de 27,7 MMmcd.

YPFB incumplió este contrato en dos oportunidades.

Según el portal HidrocarburosBolivia.com, en agosto se envió un promedio de 6,48 MMmcd, pero desde el 27 de agosto la oferta ha caído a 2,68 MMmcd.

El volumen de gas producido el 30 de agosto fue de 39,3 MMmcd, de los que se exportó a Brasil 18,22 MMmcd y 2,68 a la Argentina, 5,9 MMmcd se usó para consumo interno. YPFB tuvo que quemar o reinyectar al suelo 12,5 MMmcd de gas.

El analista en hidrocarburos Hugo del Granado explicó que es probable que Argentina ya no compre los 27,7 MMmcd de gas porque tiene la opción del LNG (gas líquido), aunque su demanda es alta porque el 50 por ciento de su matriz energética funciona con gas y está en crecimiento. Pero este país debe buscar un contrato más serio con Bolivia, que hasta ahora no lo ha demostrado.

Añadió que la cantidad de envío está limitada por la capacidad de transporte, porque el gasoducto tiene una capacidad de 7 MMmc, entonces se debe ampliar a 27 millones, pero la mayor inversión debe hacerse en el lado Argentino, a cargo de su Gobierno.

Refinerías dependen de abastecimiento de crudo

El desequilibrio entre producción y demanda de combustibles en Bolivia se prolonga y amenaza con agudizarse, debido a que en los últimos cuatro años no se realizaron inversiones significativas en exploración y explotación de nuevos yacimientos, situación que disminuyó la producción de petróleo, materia prima de los carburantes.

En los últimos tres años, el crudo procesado por las refinerías Gualberto Villarroel (Cochabamba) y Guillermo Elder (Santa Cruz) disminuyó de 45.000 a 42.000 barriles por día (bpd), lo que significó una baja en el abastecimiento interno de gasolina, diésel y gas licuado de petróleo (GLP).

El gerente general de YPFB Refinación, Germán Monroy, explicó que los esfuerzos por equilibrar esa relación resultaron insuficientes porque, a pesar de tener capacidad instalada en las refinerías de Cochabamba y Santa Cruz, no se cuenta con la cantidad suficiente de petróleo.

Agregó que en los dos últimos años YPFB Refinación invirtió cinco millones de dólares en reemplazar equipos e implementar varios proyectos, como el Control Distribuido Digital, el sistema SAP R Software integrado y la creación de dos unidades de isomerización de gasolina liviana en las dos plantas.

El Plan de Inversiones 2009-2015 de YPFB tiene consignados 96 millones de dólares para el desarrollo de varios proyectos que garantizarán seguridad y continuidad operativa en las dos refinerías y ampliarán su capacidad procesadora de crudo hasta 130.000 bcd.

Monroy señaló que “todo depende de la disponibilidad del crudo, en cinco años tendremos triplicada la capacidad productiva de las dos refinerías; pero si no hay suficiente petróleo estaríamos en las mismas”.

La Prensa informó ayer que, conforme al Plan de Inversiones, por primera vez el país importará petróleo para procesarlo en la refinería que construirá Yacimientos. Este producto aliviará la demanda de gasolina y GLP y también se usará para exportación.

Contratos de exportación

Brasil y Bolivia tienen firmados tres contratos de exportación:

el primero, denominado Cuiabá, suscrito por Andina S.A. y Transborder Gas Service Ltda. (TBS), data del 2 de mayo de 2007, por un volumen que puede interrumpirse en cualquier momento que va desde 1,1 millones de metros cúbicos/día (MMmcd) hasta 2,2 MMmcd. Este envío fue suspendido a raíz de que YPFB le anunció que no había suficiente energético.

El segundo contrato, con British Gas Comércio e Importaçao (BGCI), para abastecer a la distribuidora brasileña Comgas por un volumen de 650.000 mcd y un adicional que se usaría en el transporte. Este acuerdo actualmente también está suspendido.

El más importante es el Gasoducto a Sao Paulo (GSA), que compromete volúmenes de envío desde 19 MMmcd hasta 31 MMmcd y según la demanda de Brasil. En días pasados, ante la llegada al país del presidente brasileño, Luiz Inácio da Silva, el Gobierno anunció la modificación del contrato de exportación en volumen y precio. Aunque se desconoce si el tema fue tratado entre los mandatarios boliviano y brasileño, existe un anuncio de YPFB de que se solicitará a Petrobras reducir a 24 MMmcd la exportación.

Además Bolivia firmó un contrato con Argentina que entró en funcionamiento el 1 de enero de 2007 y por 20 años, el volumen incrementa desde 7,7 hasta 27,7 MMmcd. Además compromete la instalación de una planta de gas y el Gasoducto al Noreste y completar el tramo hasta Buenos Aires.

El proyecto del Gobierno

La producción promedio de gas es a la fecha de 40 millones de metros cúbicos/día.

Este volumen está condicionado a la demanda que llegue desde Brasil.

Una parte se distribuye vía exportación a Argentina y otro porcentaje al mercado interno.

El saldo se reinyecta al suelo para volverlo a extraer, tarea que genera un costo adicional.

La otra opción es quemar el gas, esto significa una pérdida de la inversión en la extracción.

El Gobierno anunció que acudirá a nuevos mercados, como Perú y Paraguay.