viernes, 30 de octubre de 2009

Se frena la venta de gas natural a Cuiabá por desacuerdo en precio

A un mes y 20 días de haberse firmado el contrato de compra venta de gas natural entre YPFB y la compañía brasileña Mato-Grossense del Gas (MT Gas), la estatal petrolera se ve impedida de cumplir con el acuerdo —que rige desde el 1 de octubre— debido a desacuerdos surgidos en cuanto al precio del energético.

Así lo informó a La Razón el ministro de Hidrocarburos y Energía, Óscar Coca, quien participó ayer del I Foro Internacional de Ciencia y Tecnología para la Industrialización del Litio y otros Recursos Evaporíticos.

El 10 de septiembre, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) firmó un contrato para exportar gas natural a la ciudad brasileña de Cuiabá, capital del estado de Mato Grosso, en el oeste de Brasil.

El contrato durará 10 años, hasta el 31 de diciembre de 2018, y prevé el envío de hasta 35.000 metros cúbicos diarios del energético a la compañía MT Gas a través del gasoducto San Miguel-San Matías. El acuerdo fue suscrito por el presidente ejecutivo de YPFB, Carlos Villegas Quiroga, y el director de MT Gas, Helny de Paula.

La venta de gas debía iniciarse el 1 de octubre con los primeros envíos, pero “temas administrativos” impiden concretar el convenio, explicó el ministro Coca.

“El tema de Cuiabá es estrictamente administrativo. Nosotros sabíamos que había un problema de precios, pero el chiste es que (YPFB y MT Gas) se pongan de acuerdo en los precios”.

Cuando se firmó el contrato con la compañía MT Gas, Villegas dijo que la firma brasileña iba a pagar un mejor precio por el energético en relación al que ahora cancela Petrobras, en el marco del contrato GSA (Gas Supply Agreement).

“Se va a exportar a un precio un poco más alto del precio del GSA”, indicó en esa ocasión el presidente de YPFB.

Coca sostuvo que una vez resuelto ese “asunto administrativo”, YPFB estará en condiciones de enviar los volúmenes acordados con la compañía brasileña.

“Nosotros vamos a exportar donde haya una posibilidad de consumo”, afirmó el Ministro de Hidrocarburos y Energía.

Brasil y Bolivia suscribieron en 1999 el contrato GSA por 20 años para la compra venta de gas natural que estipuló una escala de suministro que empezaba con 5 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd) y que debía estabilizarse en 2005 en 31 millones. No obstante, por las oscilaciones de su mercado, Brasil ha demandado menos de ese volumen.

Datos de YPFB Transportes dan cuenta que, en promedio, la demanda brasileña de gas natural en lo que va del mes de octubre se sitúa en 22 millones de metros cúbicos diarios.

“Nosotros sabíamos que había un problema de precios, pero el chiste es que se pongan de acuerdo”.
ÓSCAR COCA, ministro de Hidrocarburos.

Argentina recibirá más gas el 2010

El ministro de Hidrocarburos y Energía, Óscar Coca Antezana, ratificó que Argentina recibirá desde el 2010 mayores volúmenes de gas natural boliviano. Se prevé que el incremento alcance hasta 14 millones de metros cúbicos diarios del energético.

Con Argentina “están comprometidos los 14 millones de metros cúbicos para el próximo año. Estamos esperando resolver la construcción de un ducto de 32 pulgadas, que no son más de 40 kilómetros en ambos lados de la frontera. Una vez resuelto este tema, se van a incrementar los volúmenes de gas”, afirmó la autoridad.

El 22 de septiembre, el presidente de YPFB, Carlos Villegas, dijo a La Razón que ante la caída de la demanda de gas en Brasil, YPFB compensará esa disminución con el envío de mayores volúmenes del energético al mercado argentino a partir de 2010. Para ello, se utilizará la capacidad ociosa del gasoducto que tiene la compañía argentina TGN en ese país.

Mientras Repsol desarrolla el bloque Caipipendi, otros campos proveerán el gas con destino al mercado argentino.


jueves, 29 de octubre de 2009

Ingre X-1: Habrá prueba de producción de campo

Buenas noticias. Este domingo inician las pruebas de producción del pozo Ingre X-1 y en cuatro días, se podría conocer el alcance de las reservas. Sin embargo, ya se adelantaron las potencialidades en vista de que podría tratarse de un megacampo gasífero que podría conseguir reposicionar a Chuquisaca como uno de los principales productores de hidrocarburos del país.

El pozo Ingre X-1, que empezó a perforarse en febrero del año pasado, tropezó con una serie de problemas desde técnicos hasta legales, pero superados los inconvenientes el panorama ahora es prometedor.

De acuerdo a informaciones facilitadas por el senador chuquisaqueño Fernando Rodríguez, la empresa brasilera Petrobras ya atravesó la formación Huamanpampa a más de 5.000 metros de profundidad y ahora no se descarta continuar con la perforación de la formación Santa Rosa que está más abajo para estudiar otras formaciones. No obstante, lo cierto es que hasta este fin se semana se procederá a realizar pruebas de producción de Huamanpampa.

"Se trata de encontrar lugares de la formación que estén fragmentados para encontrar mayor flujo de gas y facilidad de producción", explicó Rodríguez.

Una vez concluyan las pruebas de producción, hasta el próximo 4 de noviembre ya se podría conocer la potencialidad productiva del pozo. En todo caso, por ahora se estima que Ingre X-1 tiene entre 3 y 5 trillones de pies cúbicos (TCF’s por sus siglas en inglés) de gas que es más o menos lo mismo que tiene el campo San Alberto en Tarija, de donde se explota casi el 50% de los volúmenes de gas que se exportan a Brasil.

"Lo cierto es que hay gas, y lo único que se va evaluar es la cantidad, el flujo y la presión que ayudará a determinar a cuánto ascienden las reservas. En tres años, la inversión podría ser de entre 400 a 600 millones de dólares destinados a cuatro pozos, una planta separadora de líquidos y la conexión de los ductos de transporte de conexión al mercado interno y externo", concluyó.

La devolución de regalías petroleras

Prefectos de Chuquisaca y Tarija finalmente acordaron exigir a YPFB que contrate a una empresa que defina los porcentajes de participación y distribución de recursos por explotación de campos compartidos. De acuerdo a un estudio preliminar, Chuquisaca tendría alrededor de 17 por ciento de influencia en el campo Margarita, el cual viene generando grandes beneficios para Tarija desde hace cuatro años.

El asesor de hidrocarburos del Gobierno Departamental, Oscar Aguilar, explicó que hace pocos días, después de varias gestiones, ambas autoridades departamentales acordaron solicitar de manera conjunta que se definan las participaciones sobre los beneficios de la explotación de hidrocarburos. Para llegar a este punto, la estatal petrolera establecía como requisito previo que se establezcan con claridad los límites geográficos entre los dos departamentos, sobre todo en lo referido al paralelo 21, donde existe un litigio por 100 metros de terreno que podrían ser de Tarija o Chuquisaca. "Sin embargo esta diferencia es en superficie, pero hay que tomar en cuenta que el reservorio no está a 5 mil metros y a esa profundidad la variación es mínima lo que han entendido ambos prefectos", comentó.

YPFB

A decir de Aguilar, ahora la pelota esta en cancha de YPFB que es quien debe encargar que se continúe con el primer estudio realizado por la consultora DeGolyer and MacNaughton que señalaba que 17.23% pertenecía a Chuquisaca y el restante 82.77 a Tarija.

CON REGLAS CLARAS

Varios fueron los expositores que participaron en la primera jornada, quienes abordaron diferentes ejes temáticos inherentes a la autonomía como Germán Gutiérrez, Jorge Calderón y Juan José Bonifáz entre otros. Éste último, hizo una proyección del modelo autonómico departamental a partir de los pactos territoriales, fiscales y de competencias que tendrían que aplicarse más adelante.

"Las regalías son la única fuente de recursos por eso deben buscarse soluciones justas y concertadas con Santa Cruz y Tarija con respecto a los límites departamentales lo que nos permitirá determinar cuáles serán nuestros ingresos por hidrocarburos", explicó a la audiencia.

FALTÓ ASISTENCIA

Para el coordinador de Autonomías de la Prefectura, Hernando Aguilar, el evento no contó con la participación deseada considerando que se emitieron más de 100 invitaciones, sin embargo, en los momentos más altos del evento se reunió a aproximadamente 70 personas.

Aguilar explicó que como resultado de la primera jornada se organizaron una serie de mesas de trabajo, las cuales tendrían que a dar a conocer sus conclusiones hoy, en el último día del evento.

YPFB Transporte recibe premio internacional en Ginebra - Suiza

La transportadora de hidrocarburos YPFB Transporte S.A. recibió el pasado 26 de octubre en Ginebra- Suiza el Premio International Star for Quality (Estrella internacional a la calidad) otorgado por el BID “Business Initiative Directions”.

YPFB Transporte S.A. ha sido seleccionada por su vocación hacia la excelencia para sus clientes a través del servicio que brinda al transportar gas y líquidos para el mercado interno y de exportación.

YPFB Transporte fue la única empresa de Bolivia de entre 60 compañías de todo mundo, que recibió el premio por ser la mejor en calidad de servicio a nivel internacional.

El acto de premiación fue el 26 de octubre en Ginebra-Suiza en presencia del cuerpo diplomático internacional, expertos en calidad, empresarios y reconocidos periodistas a nivel mundial.

Cada empresa premiada tuvo tres minutos para presentar un perfil de la empresa, la cual fue transmitida en ocho idiomas.

Asimismo, YPFB Transporte S.A. ha sido reconocida en la ciudad de Cochabamba, por tener un Sistema de Gestión Integrado, en base a las normas ISO 9001, ISO 14001 y OHSAS 18001, otorgado por la Cámara Departamental de Industria y Comercio.

Cyro Camacho, presidente de YPFB Transporte S.A., comentó que este es el resultado del trabajo, esfuerzo y capacidad de todo el personal de la empresa.

Por otro lado, la transportadora de hidrocarburos YPFB Transporte S.A. luego de la auditoría realizada del 19 al 23 de octubre de este año, demostró la solidez del Sistema de Gestión de Negocios, el compromiso de todos los empleados y el liderazgo de la Gerencia Ejecutiva, logrando que TÜV Rheinland recomiende la continuidad de las certificaciones ISO 9001: 2000, ISO 14001: 2004 y OHSAS 18001:2007.

miércoles, 28 de octubre de 2009

Uruguay quiere comprar a Bolivia 316.000 m3 diarios de gas natural

El presidente interino de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, arribó a Uruguay el lunes para negociar la venta a ese país de más de 316.516 metros cúbicos diarios de gas natural.

No obstante, esa exportación también depende de que Argentina establezca medidas legales que permitan el paso del energético hacia territorio uruguayo, existiendo ya un acuerdo verbal entre ambos países, que debe formalizarse con una ley por parte del Gobierno nacional de Buenos Aires.

“Uruguay es un buen mercado a pesar de ser pequeño”, sostuvo Villegas al diario uruguayo El País On Line al momento de llegar a Montevideo.

El diálogo para un convenio gasífero entre YPFB y el Gobierno uruguayo se da en el marco de la renovación del acuerdo Urupabol (Uruguay-Paraguay-Bolivia) que data de 1963 y que fue renovado en agosto de 2008.

En la primera reunión de los tres países se estableció impulsar la construcción de un gasoducto, el proyecto de la hidrovía y lograr compromisos de complementación comercial.

El ministro de Hidrocarburos, Óscar Coca, informó el 21 de octubre que existe el interés del Banco Mundial (BM), la Corporación Andina de Fomento (CAF) y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) para apoyar el estudio de construcción del gasoducto que pasará por Paraguay.

Confirmación

El embajador uruguayo en Bolivia, Diego Zorrilla, confirmó a La Prensa que, evidentemente, existe el interés de su país por recibir gas boliviano. Dijo que no tenía conocimiento de reuniones de autoridades uruguayas con Villegas, sin embargo, informó que hay una negociación plena con Argentina y con Bolivia.

Hace tres semanas que el Gobierno argentino estableció un acuerdo verbal para permitir que el gas sea transportado por uno de sus gasoductos hasta Montevideo, explicó el Embajador uruguayo.

En su declaración a la prensa uruguaya, Villegas explicó que el único “inconveniente” para exportar el gas es la falta de una disposición argentina, que defina las condiciones de tránsito del gas natural hacia Uruguay.

Arancel o tarifa

Zorrilla aclaró que uno de los puntos que faltan definir, dentro del acuerdo con Argentina, es el cobro de un arancel o de una tarifa de tránsito por el paso del gas por territorio vecino.

Si fuera un arancel, sería un impuesto comercial por la importación, como en cualquier otro producto que Uruguay compre de Argentina. En criterio del diplomático uruguayo, el pago de un arancel encarecerá el precio de venta del gas.

La otra opción (tarifa) significará pagar un monto por el uso del gasoducto argentino.

Zorrilla afirmó que la definición sobre arancel o tarifa deberá estar en el acuerdo final, e incluso éste tendría que ser una ley.

El ducto actual que permite llevar gas de Bolivia a Argentina tiene una capacidad máxima de 7,5 millones de metros cúbicos de gas diarios (Mmcd). Sin embargo, el uso es mínimo por la baja demanda desde ese país, en un promedio de 3 Mmcd.

Entre Argentina y Uruguay existen dos gasoductos: el primero es el Federico Slinger, también denominado del Litoral, construido en 1998.

El otro gasoducto argentino es el denominado Cruz del Sur, que se extiende desde un punto cercano a Buenos Aires, más precisamente Punta Lara, en la región de La Plata.

Los mercados del gas caen

Los países de la región acuden a otros combustibles y energéticos alternativos al gas natural, situación que deja a Bolivia sin mercados alternativos para exportar gas.

El analista en hidrocarburos Hugo del Granado, en una columna publicada en La Prensa, afirma que la producción boliviana es afectada por la incursión del LNG (gas líquido) que es más barato que el gas natural. El 3 de septiembre, el LNG se cotizó en el Henry Hub de Estados Unidos a 2,5 dólares el millón de unidades térmicas británicas (BTU) y el gas se cotizó en cinco dólares el millón de BTU.

Chile inauguró la semana pasada su planta de LNG de Quinteros y, según información de la prensa internacional, dejó de demandar gas desde Argentina.

Ese país bajó en octubre su consumo de gas natural incluso a 1,9 millones de metros cúbicos por día (Mmcd), cuando la capacidad de su ducto es de 7,5 Mmcd.

Brasil tampoco subió la importación de gas a los 30 Mmcd que establece el contrato GNA con Bolivia. El promedio actual se mueve entre 22 y 20 Mmcd.

Este bajo consumo se mantiene desde enero de 2009, pese al anuncio de que se elevaría a medio año.

martes, 27 de octubre de 2009

YPFB sube en $us 3.400 el precio de SIPSA por alquiler de taladro

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) cobra por día 3.400 dólares más a YPFB-Andina por el alquiler y la operación del equipo de perforación PDV-08, que la tarifa acordada con YPFB Servicios e Industrias Petroleras S.A. (YPFB-SIPSA).

El contrato que firmó Andina con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos tiene un valor de 29.400 dólares por día operativo, un precio más alto que los 26.000 dólares que se fijó con SIPSA.

El taladro pertenece a PDVSA-Bolivia, pero fue entregado en un precio más económico, según el Gobierno, a YPFB como parte de un acuerdo de cooperación energética.

El taladro, que llegó a La Paz el 30 de julio de 2008 (PDV 08, de fabricación china), es del modelo ZTj 70BB y tiene un peso de 1.500 toneladas.

El equipo permaneció sin operar en el campo Víbora por 14 meses. Según YPFB y Andina, la maquinaria se activó desde el 5 de octubre.

El precio es parte del tarifario que envió YPFB a Andina, documento al que accedió La Prensa, y que se añadió como el Anexo 3 Planilla de Cotización al Contrato ANDI 034/09 de Servicio de Provisión y Operación de Equipo de Perforación del 3 de agosto de 2009.

El acuerdo está firmado por Carlos Villegas, como presidente interino de YPFB, y Mario Arenas, como titular de Andina.

La Prensa consultó el viernes 23 con la estatal petrolera las razones del incremento, pero en la Dirección de Comunicación informaron que el Presidente de YPFB estaba de viaje por Santa Cruz y Argentina y no era posible contactarlo.

De igual forma se buscó entrevistar al vicepresidente de Operaciones de YPFB, José Luis Gutiérrez, pero éste hacía un recorrido por los campos petroleros en Santa Cruz.

El vicepresidente Administrativo y de Contratos de YPFB, Juan José Sosa, dijo: “Desconozco los detalles de ese contrato, por eso no puedo darle las tarifas y tampoco decirle si es mayor o menor (que el de SIPSA)”.

También se buscó la versión del Presidente de YPFB-Andina. Desde la Dirección de Prensa dijeron que las explicaciones las dará la casa matriz, es decir, YPFB Corporativo, porque tiene mayor parte accionaria de la petrolera.

YPFB-Andina y SIPSA suscribieron un contrato el 16 de diciembre de 2008, mediante el cual se acordó entregar el taladro en alquiler a Andina, para que perfore los pozos 34D y 35H ubicados en el campo Víbora de Santa Cruz.

Para este trabajo se contaba con personal de PDVSA que llegó con el equipo de perforación y trabajadores de SIPSA.

Las otras cinco tarifas referentes al taladro, si se comparan ambos contratos, también fueron incrementadas.

Por día operativo, pero sin un equipo denominado drill pipe, YPFB cobra 28.518 dólares. En el contrato con SIPSA figuran 25.300 dólares.

Por día stand by (sin operar) con personal en locación, 20.580 dólares, bajo el acuerdo con YPFB, y 18.200, con SIPSA.

Y sin personal, Yacimientos cobra 17.640 dólares, mientras SIPSA tenía una tarifa de 15.600 dólares.

En la categoría denominada por fuerza mayor, es decir que el equipo no opera por causas que no puede controlar o remediar inmediatamente YPFB-Andina, el costo es de 20.580 dólares. SIPSA cobraba 18.200 dólares.

La tarifa de movilización del equipo y el personal es de 160.000 dólares. En el primer contrato es de 120.000 dólares.

La desmovilización, que, de acuerdo con el primer contrato, incluye el traslado del equipo y sus partes desde el campo petrolero hasta una propiedad de la contratista, tiene un precio de 250.000 dólares en ambos acuerdos. El convenio con YPFB-Andina tiene un costo por el alojamiento y alimentación del personal de 30 dólares diarios por persona.

El documento tiene una vigencia de 180 días, desde que fue suscrito en agosto, es decir que concluirá en seis meses.

El contrato puede ser renovado si existe un acuerdo entre ambas empresas.

Andina adeuda al menos $us 1,7 millones

Por el alquiler del equipo de perforación PDV-08, YPFB-Andina adeuda a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) al menos 1,7 millones de dólares desde el día de la firma del contrato, el 3 de agosto reciente.

El cálculo surge de las tarifas que entregó Yacimientos a Andina y que están incluidas en el contrato ANDI 034/09 de Servicio de Provisión y Operación de Equipo de Perforación firmado por ambas compañías petroleras.

El Deber, en su edición del 5 de octubre, publicó que el taladro empezó a perforar en el campo Víbora (Santa Cruz) ese día, según había informado el presidente de Andina Mario Arenas.

Desde la suscripción del contrato hasta el día en que empezó a operar transcurrieron 63 días. Con una tarifa stand by (sin operar) y sin personal en el lugar donde se encuentra el equipo, de 17.640 dólares diarios, la deuda suma 1.111.320 dólares.

Adicionalmente, por 21 días de actividad de perforación desde el 5 de octubre hasta el 25, a un costo de 29.400 dólares, se generó una deuda de 617.400 dólares.

Sumadas ambas se tiene un costo de 1.728.720 dólares en los aproximadamente tres meses de duración del acuerdo.

A este precio se deben añadir otros costos señalados en el quinto punto del contrato.

Por ejemplo, la provisión y operación de equipos que serían complementarios, que deben tener sus seguros; el personal y su equipo de seguridad personal, también adicional si se requiere, y otras máquinas adicionales o especiales.

El pago debe hacerse cada mes, previo informe de Andina a YPFB de los gastos efectuados; si no cancela la factura, empiezan a correr intereses.

De acuerdo con la planilla que entregó Andina YPFB, se necesitarán al menos 70 personas en el campo de perforación; de éstas, 53 son para la parte operativa y 17 para cubrir los servicios de comida y lavandería.

Según actas de reuniones de los directivos de las compañías PDVSA, YPFB y Andina, existe una deuda con PDVSA de 6,3 millones de dólares por el transporte marítimo de este equipo de perforación desde Venezuela hasta el puerto de Arica y, por tierra, hasta la provincia Cordillera, en Santa Cruz, para instalarlo en el campo Víbora.

El taladro operará a profundidades de entre 5.000 y 8.000 metros, en las áreas exploratorias tradicionales y no tradicionales de Bolivia con el fin de incrementar reservas de gas.

Cronología

El 23 de enero de 2006 el Gobierno nacional y su par de Venezuela firman el Acuerdo de Integración Energética, ratificado en Bolivia por la Ley 3430 del 21 de junio de 2006.

En el marco de este convenio, el equipo de perforación PDV 08 llega desde Caracas al país a fines de julio de 2008.

Petróleos de Venezuela S.A. Bolivia (PDVSA) entrega el taladro al Gobierno, que a su vez lo traspasa a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) para su administración.

El 20 de agosto de 2008, YPFB adquiere 218 de las 220 acciones de la empresa Full Industry S.A. De forma irregular deja una acción a nombre de Lucy Barbery y otra para Nilda Domínguez, quienes son dos particulares.

En una junta general extraordinaria de accionistas del 25 de agosto de 2008, Full Industry pasa a denominarse YPFB-Servicios e Industrias Petroleras S.A. (SIPSA).

El 30 de enero de 2009, el presidente de YPFB, Santos Ramírez, es destituido del cargo, en su lugar se posesiona a Carlos Villegas, quien interviene la estatal petrolera.

A fines de febrero, la nueva administración de YPFB denuncia la constitución irregular de SIPSA e inicia la intervención de sus oficinas.

El 12 de noviembre en las oficinas de PDVSA Bolivia S.A. en La Paz se analiza la opción de que YPFB ceda derechos y obligaciones a YPFB-SIPSA, toda vez que Yacimientos como tal no estaba en condiciones de ejecutar el contrato de perforación con Andina S.A.

Mediante la licitación ANDI-GED-083/08, emitida por YPFB-Andina S.A., a YPFB-SIPSA se le adjudica el contrato de alquiler del taladro PDV-08 para el campo Víbora.

El 16 de diciembre, Andina y SIPSA firman un acuerdo contractual por seis meses. El taladro no operó.

Villegas y la empresa Andina informan que el contrato había sido suspendido por decisión de ambas partes.

El 3 de agosto de este año, YPFB-Andina e YPFB acuerdan otro contrato de alquiler.

sábado, 24 de octubre de 2009

El gasto en importación de combustibles creció en 474%

Entre 2005 y 2009, el gasto del país en la importación de combustibles aumentó en un 474 por ciento y pasó de 242 millones de dólares a 1.390 millones, debido a problemas con la producción y la falta de inversiones en el sector.

Así lo revelan datos del Instituto Boliviano de Comercio Exterior (IBCE), cuyas cifras muestran la creciente dependencia del abastecimiento externo como consecuencia de la insuficiente producción local de combustibles.

Según el Plan Quinquenal de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), durante los próximos seis años el Gobierno gastará 2.584 millones de dólares adicionales para importar líquidos de los hidrocarburos —gasolina, diésel y gas licuado de petróleo (GLP).

Sólo para la compra de gasolina y GLP se estima que hasta 2012 se destinarán entre 40,4 millones y 53,5 millones de dólares, respectivamente.

La estatal petrolera justifica las adquisiciones del exterior con el argumento de que el déficit en la oferta de hidrocarburos líquidos se incrementará sustancialmente desde 2015.

El IBCE informa que la tendencia alcista se acentuó desde hace cuatro años. Entre enero de 2006 y agosto de 2009 las importaciones de combustibles suman ya 1.390 millones de dólares, según el Instituto Nacional de Estadística (INE).

El 84 por ciento del valor de las importaciones bolivianas de combustibles en los recientes cuatro años corresponde a compras de 1,6 millones de toneladas brutas de diésel.

Según la responsable de estadísticas del IBCE, Silvia Mercado, por este concepto el Estado erogó 1.166 millones de dólares entre enero de 2006 y agosto de este año.

“Desde 2006 hasta agosto de 2009 el drenaje de divisas al exterior para comprar hidrocarburos líquidos o gaseosos ha significado la salida de 1.390 millones de dólares, sobre la base de datos del INE”.

Para evitar más adquisiciones del exterior, el país necesita, de acuerdo con el Plan de Yacimientos: dos refinerías, dos plantas gasíferas y la ampliación del transporte, con una inversión de al menos 1.413 millones de dólares.

Datos de la estatal petrolera indican que la demanda de diésel es de 23.600 barriles por día (bpd), pero la oferta es de 11.200 barriles, es decir que hay 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.

Los datos del INE muestran, además, que Bolivia comenzó a importar este año “gasolina para uso vehicular” (por casi cuatro millones de dólares), producto en el cual Bolivia era autosuficiente y no registraba compra alguna en gestiones anteriores.

Para el IBCE es notorio también el aumento de las compras de GLP: el año 2005 se habían adquirido sólo 454 kilogramos brutos (menos de media tonelada) por 9.000 dólares; pero los problemas de abastecimiento interno obligaron a subir las compras a 6.230 toneladas por un valor de 1,4 millones de dólares.

Según Mercado, a fines de 2005 Bolivia tenía por principales proveedores de combustibles a Argentina y Chile, responsables del abastecimiento del 83 por ciento de la importación de diésel. Las compras de este combustible a Venezuela no superaban el 11 por ciento (22 millones de dólares).

La situación hoy es diferente, pues para abastecer el mercado interno entre enero y agosto las importaciones totales de combustibles alcanzan a 260 millones de dólares. Venezuela es el proveedor principal con un 65 por ciento de ese valor, vale decir, por 169 millones de dólares, de los que 168 millones son básicamente diésel.

Más datos

La producción de hidrocarburos líquidos del país empezó a declinar en 2005.

La falta de inversiones y la antigüedad de los campos agravaron esta carencia.

Debido a esta situación, el país se vio obligado a importar más diésel, gasolina y GLP.

Compras de carburantes 2005-2009 (En Kg brutos y millones de $us)

Nº PRODUCTO 2005 2006 2007 2008 (p) 2009 (agosto) TOTAL 2006 A 2009

VALOR VALOR VALOR VALOR VALOR VALOR

1 Gasoils (Gasoleo) (Diésel) 185,528,170 227,493,352 234,629,974 490,179,588 214,156,689 1,166,459,603

2 Fueloils (Fuel) 34,201,827 27,768,739 21,290,027 6,331,008 0 55,389,774

3 Otros Aceites Lubricantes 6,773,699 8,436,775 13,012,214 18,172,494 10,604,032 50,225,515

4 Betún de Petróleo 2,070,086 2,132,254 7,884,209 14,875,403 9,748,391 34,640,257

5 Mezclas Bituminosas a base de Asfalto 3,973,223 3,011,926 3,595,500 9,095,121 7,190,644 22,893,191

6 Aceites para transmisión 1,657,133 2,476,695 4,031,752 5,509,262 3,414,932 15,432,641

7 Aceites livianos ligeros

y preparaciones 1,264,276 1,659,479 2,233,461 2,949,458 1,567,663 8,410,061

8 Grasas Lubricantes 751,630 984,543 1,334,134 2,473,646 1,487,480 6,279,803

9 Parafinacon contenido

de aceite inferior al 0,75% 1,359,517 1,657,837 2,133,492 1,087,250 466,272 5,344,851

10 Preparaciones a base de aceites pesados 2,199,310 1,410,698 1,164,828 1,231,759 617,508 4,424,793

11 Gasolina sin tetraestilo de plomo

para vehículos automóviles (95) 0 0 0 0 3,884,135 3,884,135

12 Betunes y asfaltos naturales 89,551 1,995,603 1,284,481 237,420 248,912 3,766,416

13 Gasolinas sin tetraetilo de plomo 7,475 8,236 79,314 357,854 2,398,232 2,843,636

14 Vaselina 308,122 311,783 469,755 611,858 241,227 1,634,623

15 Gas de petróloe

y demás hidrocarburos licuados 9,092 12,054 5,831 36 1,381,721 1,399,642

16 Parafinas con un contenido

de aceite superior (0,75) 298,294 122,216 64,856 382,610 390,495 960,177

17 Aceites blancos (de vaselina

o de parafina) 118,676 120,869 177,415 287,409 232,543 818,236

18 Gasolina sin

tetraetilo de plomo para aviación 31,783 1,899 296 85,834 589,953 677,982

19 Espiritu de petróleo (White Spirit) 250,983 228,228 256,376 106,951 48,722 640,277

20 Aceites para aislamiento eléctrico 307,483 93,151 213,316 197,372 61,565 565,404

Resto de produstos 572,737 768,026 816,650 722,630 1,325,090 3,632,396

Total importado 241,773,064 280,694,363 294,677,881 554,894,963 260,056,206 1,390,323,413

* Importaciones correspondientes al Capítulo 27 de la nomenclatura andina correspondiente a combustibles minerales y productos de destilación - Fuente: INE, Elaboración IBCE

viernes, 23 de octubre de 2009

Argentina pide menos gas y ya trata con Chile


Los envíos de gas natural que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YFFB) realiza a Argentina continúan en descenso. En tanto que el vecino país está en tratativas para comprar gas natural licuado (GNL) de Chile.

Según datos de YPFB Transporte, los volúmenes demandados por el mercado argentino han bajado este mes de 5,85 millones de metros cúbicos diarios (MMm3d), el 1 de octubre, a 2,73 MMm3d, el día 8. El requerimiento alcanzó su nivel más bajo el miércoles, cuando fue de 2,39.

En contacto telefónico con

La Razón, el viceministro de Industrialización y Comercialización de Hidrocarburos, William Donaire, afirmó que los datos muestran “fluctuaciones; piden menos o piden más (gas); pueden pedir hasta 7 MMm3d —según la actual capacidad de transporte— y se les entrega”. “Lo importante es el promedio mensual porque con él se pagan los volúmenes”, sostuvo el viceministro. Según información reflejada por el portal www.hidrocarburosbolivia.com y la agencia AFP, el ministro de Energía de Chile, Marcelo Tokman, sostuvo que ya inició conversaciones con su par argentino, Julio de Vido, para exportar gas natural licuado (GNL).

“Eso ocurrirá de aquí a un año o dos, pueden charlar entre países para un futuro, tiene que ver la logística”, sostuvo Donaire.

La capacidad actual de transporte del energético hacia el mercado argentino es de 7 MMm3d, pero el contrato de venta establece un máximo de 27,7.

Un informe de YPFB Transporte señala que Bolivia incrementará sus envíos a partir del 2011. “Inicialmente, el plan es que el 2009 se envíen 5,8 millones de metros cúbicos, el 2010 un volumen similar, el 2011 una cantidad de 11,8 millones de metros cúbicos; el 2012 un volumen de 12,8 millones de metros cúbicos, el 2013 una cantidad de 13,8 millones y el año 2014 un volumen de 14,8 millones de metros cúbicos por día”, dice el documento.

El presidente de la empresa, Cyro Camacho, indicó que es posible que desde el año 2013 y el año 2014 se llegue a exportar entre 15 y 16 MMm3d. Agregó que hay un trabajo intenso en cuanto a la definición de alternativas de transporte de gas a Argentina.

Entre las posibles opciones, se encuentran el gasoducto antiguo Transporte de Gas del Norte SA (TGN) que operó desde el año 1973 y el proyecto del Gasoducto Noreste Argentino (GNA).

El titular de Yacimientos, Carlos Villegas, había expresado que la disminución de la exportación de gas a Brasil será compensada con mayores envíos a Argentina.

jueves, 22 de octubre de 2009

Contrato del taladro de campo Víbora elevó costos

Tras la supuesta conformación irregular de la empresa YPFB Sipsa que provocó un daño económico al Estado de Bs 498.859 en la recalificación de garrafas y de Bs 7,8 millones en el caso del taladro de Petróleos de Venezuela (Pdvsa) en campo Víbora en la gestión del ex titular de Yacimientos, Santos Ramírez -encarcelado en el penal de San Pedro-, se desveló que el nuevo contrato firmado entre YPFB y la subsidiaria YPFB Andina es un 11% más caro que el anterior.
Para muestra basta señalar que en el contrato anterior YPFB Sipsa-YPFB Andina se establecía un pago de $us 26.000 por día por el alquiler del equipo de parte de Andina; sin embargo, en la actualidad es de $us 29.400, es decir un 11,5% más.
Si bien la cifra ‘aparentemente’ es mejor para la estatal pues recibirá más recursos por alquiler, ésta tiende a incluirse en los costos recuperables de Andina, por lo tanto, ese dinero tiende a volver a manos de la subsidiaria, empero verá afectada sus utilidades al igual que la estatal.
Según los analistas, la modificación del alquiler obedece a una sola razón: cubrir los costos de Pdvsa en el país.
Los expertos del área se preguntan: ¿Por qué YPFB Andina contrata a su propia empresa matriz, si YPFB es la dueña de los contratos de operaciones y encima paga con sobreprecio? ¿Por qué se incrementó el alquiler cuando en el mercado se mantuvieron los precios? ¿Cómo está la relación Pdvsa-YPFB?
Por su parte, el director de YPFB, Fernando Vincenti, admitió que se aumentó los precios del servicio con el objetivo de cobrar a YPFB Andina un costo mayor que permita beneficiar a YPFB y a la vez ésta pueda cubrir el pago del alquiler a Pdvsa. “No hay sobreprecio. El directorio autorizó el inicio del proceso de contratación pero no hemos negociado este tipo de contrato porque es de servicio, por lo tanto, no lo conocemos en detalle. Lo cierto es que YPFB también paga a Pdvsa una cifra menor a la del contrato con YPFB Andina porque de ahí tenemos que sacar costos adicionales”, indicó.
Fuentes petroleras señalan que, si bien el acuerdo tiene un sobreprecio, YPFB se salvó de pagar todo, ya que involucró a la hispanoargentina Repsol YPF, que deberá pagar el 49% del alquiler.
EL DEBER envió cuestionarios a YPFB, YPFB Andina, Repsol YPF y al Ministerio de Hidrocarburos, pero no se logró respuestas específicas.
El departamento de Comunicación de YPFB Andina informó de que los ejecutivos evalúan la situación con la estatal. Mientras que la compañía Repsol manifestó que cualquier información del taladro es competencia de Andina.
A las 20:00 la unidad de comunicación de YPFB señaló que el titular de la estatal emitirá hoy una posición. En el Ministerio de Hidrocarburos evitaron referirse al tema.

Cronología

- Allanamiento. El 31 de enero de 2009 se allanó las oficinas de YPFB Sipsa en Santa Cruz. El 2 de febrero sigue la intervención por la Policía y sólo se permite el ingreso de funcionarios autorizados de Yacimientos y del Viceministerio Anticorrupción), además de algunas personas particulares con permiso gubernamental.

- Despido. El 4 de febrero entregan un memorándum de despido al gerente de YPFB Sipsa, Rogelio Ashimine. El ejecutivo aclaró que no correspondía su destitución ya que no era funcionario de la estatal.

- Inspección. El 19 de febrero, el presidente de YPFB, Carlos Villegas, realiza una visita a campo Víbora y confirma que el equipo está listo
para operar. Sin embargo, al haber un proceso legal se decidió ‘congelar’ el mismo.

- Notas. El 3 y el 23 de marzo la empresa YPFB Andina y YPFB Sipsa solicitan la solución de la paralización de actividades, pues los daños son irreversibles.

- Recalificación. El 6 de abril YPFB rescinde el contrato de recalificación por incumplimiento de tres puntos del contrato. La responsable de Sipsa, Lucy Barbery, aclaró que el problema era de la estatal y no de Sipsa.

- Disolución. Desde el 29 de abril, el titular de YPFB, Carlos Villegas, intenta disolver y liquidar la sociedad YPFB Sipsa; sin embargo, hasta la fecha no hay nada y siguen los problemas.

Hay responsabilidades
Hugo de la Fuente | Consultor en Hidrocarburos
Siendo el Estado boliviano el responsable ante la empresa venezolana, lo que se intenta es recuperar los meses que estuvo parado el taladro. Sin embargo, hay que considerar la nueva Constitución Política del Estado que señala que YPFB no debe perder dinero; en consecuencia, cuando ocurre esto, ¿quién es el responsable, el presidente de YPFB o el gerente o la gerencia administrativa? Aquí hay una suerte de responsabilidades, por lo cual el tema es complejo. Si se cobra más caro, seguramente están haciendo su negocio. Habrá que preguntar a la gente de YPFB Andina bajo qué criterio han contratado a esta empresa y no a otra. Lo primero que se hace es ver los costos más bajos.

martes, 20 de octubre de 2009

YPFB: Accionistas aprueban $us 103 millones

Los accionistas de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) Transporte aprobaron una inversión de $us 103,7 millones para la construcción y ampliación de los gasoductos de la empresa, indica un boletín de la compañía nacionalizada.

Este dinero permitirá encarar varios proyectos como la construcción del Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC) y parte de la Ampliación del Gasoducto al Altiplano en su fase III B. “La empresa nacionalizada YPFB Transporte ahora está en el proceso de desembolso de ese importante espaldarazo económico de parte de los accionistas”, señala el documento.

La aprobación la realizó la junta de accionistas el pasado 22 de septiembre, donde el mayoritario YPFB hizo un aporte de capital de $us 103,7 millones y los minoritarios de Bs 500 mil.

Según el detalle, $us 84 millones irán con destino a la construcción del GCC en el tramo II.

sábado, 17 de octubre de 2009

YPFB inicia labores de perforación en el campo Víbora

El equipo de perforación de procedencia china, y que fuera alquilado por PDVSA a YPFB para que realice operaciones de campo, fue puesto en marcha finalmente después de seis meses de su instalación en el campo Víbora. Éste será el primer pozo que es operado por la estatal.

El equipo de perforación PDV 08 es propiedad de Petróleos de Venezuela SA (PDVSA) y fue cedido a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) por un costo de alquiler preferencial. Llegó al país el 30 de julio del 2008 y fue trasladado al campo Víbora, en Santa Cruz, para la perforación de los pozos 34D y 35H.

En diciembre del 2008, el ex presidente de YPFB, Santos Ramírez, cedió la administración de la maquinaria a YPFB-Servicios e Industrias Petroleras SA, que firmó un contrato con YPFB-Andina (también subsidiaria de YPFB) para alquilarle el equipo.

Hace 15 días, el equipo PDV 08 fue puesto en operación y ya alcanzó una profundidad de 1.000 metros de los 3.700 previstos para llegar hasta la formación geológica Sara donde se estima encontrar, de acuerdo con estudios sísmicos, gas asociado para producir aproximadamente 2,5 millones de pies cúbicos de gas.

La inversión aproximada en este proyecto es de $us 6 millones financiados con recursos de YPFB Andina. Se prevé concluir el trabajo para fines de diciembre. Una vez concluida la perforación del pozo 34D, en el mismo campo se iniciará la perforación del pozo 35H, cuya profundidad proyectada es de 3.997 metros, informó el gerente de Perforación de YPFB Andina, Wálter Calderón.

El vicepresidente Álvaro García Linera y el ministro de Hidrocarburos, Óscar Coca, estuvieron en el lugar para realizar una inspección y recibir un informe técnico sobre la operación del taladro. El campo Víbora se encuentra ubicado a 187 kilómetros de la ciudad de Santa Cruz.

“Este es un equipo moderno y todo está digitalizado”, aseguró el Segundo Mandatario del país. Redacción Santa Cruz

Algunos datos

Superficie • Campo Víbora, con una extensión de 4.000 metros cuadrados de superficie, cuenta con 33 pozos perforados. Algunos se encuentran cerrados, pero la mayoría está en producción.

Producción • Este lugar tiene, de acuerdo con los técnicos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, un potencial de producción gasífera de 30 millones de pies cúbicos por día (MMpcd).

viernes, 16 de octubre de 2009

Obligarán a las petroleras a transparentar su gestión

El Gobierno trabaja en una norma para que las empresas petroleras y mineras que operan en Bolivia transparenten su gestión y brinden información sobre el manejo operativo, técnico y administrativo de la compañía.

Así lo hizo conocer la ministra de Transparencia Institucional y Lucha contra la Corrupción, Nardi Suxo, durante la realización del seminario “Transparencia y Acceso a la Información”.

“Un tema importante para nosotros es la transparencia en las industrias extractivas (...). Tenemos que lograr que las empresas que vienen a trabajar en las industrias extractivas de nuestro país transparenten absolutamente toda su gestión”, precisó.

Dijo que el Estado necesita tener acceso a la información que manejan las empresas petroleras, y recordó que en anteriores gestiones esa documentación estaba restringida a un reducido grupo.

“Necesitamos que todos estos archivos sean públicos y que no sea como en el pasado, simplemente de conocimiento de un grupo privilegiado”, puntualizó la Ministra de Transparencia.

Durante la gestión del presidente Carlos Mesa (2003-2005), el ex delegado Presidencial para la Capitalización, Juan Carlos Virreira, demostró en forma documentada que las empresas petroleras que operan en Bolivia inflaban exageradamente sus costos y sus inversiones para pagar menos impuestos y regalías.

Esto último puede ser corroborado en Impuestos Nacionales, donde estas compañías tienen abiertos procesos contencioso tributarios con el fisco.

Otro informe del ex Delegado Presidencial también dejaba en claro, con cifras oficiales, que las transnacionales invirtieron mucho menos de lo que declaraban.

La ministra Suxo dejó en claro que este proceso —de transparentar la información que manejan las empresas petroleras— demorará todavía un tiempo, ya que primero se debe aprobar la Ley de Transparencia y Acceso a la Información Pública. “Primero debemos tener la Ley de Transparencia y, a partir de esta norma, se hará todo lo demás”.

Suxo observa a los ministerios

La ministra de Transparencia Institucional y Lucha Contra la Corrupción, Nardi Suxo, observó el trabajo que se realiza en algunos ministerios sobre el acceso a la información pública.

Los medios tropiezan con un sinfín de problemas para acceder a la información en las instituciones públicas, situación que fue expresada ayer a la ministra Suxo por los periodistas que participaron del seminario “Transparencia y Acceso a la Información”. Suxo dijo que “es obligación de los servidores públicos” proporcionar la información que es requerida por los periodistas. “No tienen por qué negarse”, afirmó. Suxo también pidió a los ministerios actualizar sus páginas web, debido a que en algunos casos están totalmente desactualizados.

“En algunos casos hemos encontrado que las páginas web de los ministerios están totalmente restrasados de información, incluso con información de hace años”, aseguró la autoridad.

jueves, 15 de octubre de 2009

Bolivia y Rusia conformarán una empresa mixta para gas

El objetivo es realizar de manera conjunta trabajos de exploración y explotación de gas en diversas regiones de Bolivia.

El consorcio energético ruso Gazprom y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) consolidarán, en los próximos dos a tres meses, la creación de una empresa mixta para la exploración y explotación de gas natural en el territorio nacional.
Según declaraciones del vicepresidente del consorcio ruso, Alexander Medvédev, recogidas por la agencia RIA Novosti, las negociaciones para conformar la empresa tienen un gran avance y están a punto de concluir.

“La formación de una sociedad mixta en Bolivia ya está en su etapa final. Planeamos terminar su creación en dos o tres meses”, manifestó el ejecutivo de la empresa rusa.
Gazprom, la francesa Total y la estatal YPFB firmaron en septiembre de 2008 un memorándum sobre la exploración y explotación conjunta de yacimientos de gas en Bolivia y la posible creación de una sociedad mixta, señala la agencia Novosti.

En febrero de 2007, Gazprom y YFPB rubricaron un memorándum de entendimiento.
La boliviana YPFB tiene el derecho exclusivo de representar al Gobierno en proyectos de petróleo y gas, y efectuar la distribución de hidrocarburos dentro y fuera del país.
De acuerdo con el Ministerio de Hidrocarburos, Bolivia cuenta con reservas de gas que fluctúan entre 25 trillones a 35 trillones de pies cúbicos. Los yacimientos más importantes se encuentran al sureste del país en los campos Margarita, San Alberto, Sábalo e Itaú.

Gazprom, fundada en 1989, es la más grande proveedora de gas del continente europeo.
Por el momento, focaliza sus esfuerzos en geología, exploración, transporte, almacenamiento, procesamiento y mercadeo de gas natural y otros hidrocarburos. Tiene el 17,37 por ciento de las reservas mundiales de gas natural y 60 por ciento en Rusia.
Los pasados días, en la Conferencia Mundial del Gas, realizada en Buenos Aires, Argentina, el presidente de YPFB, Carlos Villegas Quiroga, llamó a los representantes del sector privado de la industria de hidrocarburos a invertir para la producción de gas natural en Bolivia, en un esquema de asociación con la empresa petrolera estatal.

Gazprom trabaja en la medición de reservas
Con una inversión propia de dos millones de dólares, el consorcio ruso Gazprom actualmente continúa realizando el estudio para cuantificar el potencial gasífero que tiene Bolivia.
Según el Ministerio de Hidrocarburos, el estudio se inició en abril de este año y es elaborado por VNIIGAZ, entidad tecnológica científica dependiente de Gazprom, que consolidó en marzo un convenio con YPFB para ejecutar la medición respectiva.

Entre el 3 y 5 de febrero, una comisión técnica del consorcio ruso llegó a Bolivia para conversar sobre inversiones para financiar proyectos gasíferos que permitan una validación y certificación de las reservas de gas en el país. En ese momento se hablaba de que se necesitarían cuatro millones de dólares, pero luego se confirmó que el proyecto demandará dos millones de dólares.
Gazprom también tiene previsto ayudar a Bolivia en la creación de un instituto de investigaciones de gas independiente, capaz de autofinanciarse a largo plazo.
En el estudio que realizará VNIIGAZ participan técnicos bolivianos que serán capacitados por esta entidad para que Bolivia cuente con recursos humanos formados en el área de investigación de hidrocarburos.

Petrolera BG Bolivia está certificada como primera “Empresa Saludable”

La petrolera BG Bolivia es la primera compañía con certificación como “Empresa Saludable”. La declaración será entregada por el Comité Multisectorial de la norma boliviana “NB 512001:2008”, de acuerdo con el informe de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos.

Esta norma de “Empresa Saludable” certificará la atención de la salud de los trabajadores en las firmas de distintos sectores. El miércoles se presentó en Santa Cruz de la Sierra.

Los promotores de la norma son el Comité Multisectorial Empresa Saludable, la Asociación Boliviana de Gestión Humana (ASOBOGH), la CBH, la Cámara de Industria, Comercio y Turismo de Santa Cruz (CAINCO), la Prefectura de ese departamento, la Alcaldía de la capital cruceña.

También participaron en la instauración de la NB 512001:2008 el Instituto Boliviano de Normalización y Calidad (IBNORCA), la Organización Panamericana de la Salud (OPS/OMS) y las universidades Autónoma Gabriel René Moreno y Privada de Santa Cruz.

La norma boliviana establece los requisitos de un Sistema de Gestión de Empresa Saludable (SIGES), que apoya a una organización en el desarrollo de los componentes de: Asistencia, Prevención y Promoción de la salud, con la finalidad de mejorar la calidad de vida laboral y familiar dentro de la organización y su entorno, a través de un programa empresarial de atención integral en salud, explica el informe de la CBH.

Los objetivos de la nueva Norma son: “trabajadores más sanos y empresas más productivas”, en el marco de “la salud ocupacional, que es una ciencia que busca proteger y mejorar la salud física, mental, social y espiritual de los trabajadores en sus puestos de trabajo, repercutiendo positivamente en la empresa y en el entorno del trabajador”, señala un informe de la CBH.

Las administraciones y gerencias que las compañías deben adoptar y poner en práctica “medidas que contribuyen a mantener y mejorar los niveles de eficiencia en las operaciones de la empresa y brindar a sus trabajadores un medio laboral seguro”. Además “es la búsqueda de la calidad de vida desde el núcleo de la compañía”.

La producción cruceña de GLP se redujo en 72,5% desde 2005

La oferta de hidrocarburos, gas y líquidos de Santa Cruz bajó en los últimos cuatro años. La producción de gas licuado de petróleo (GLP) descendió en 72,5 por ciento, la de gasolina en 42,4 por ciento y la de gas natural en 23,3 por ciento.

Los datos surgen de un documento de análisis elaborado por la Prefectura de Santa Cruz y basado en información oficial de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

Hasta julio de 2005, la extracción de GLP fue de 9.602,6 toneladas métricas (tm), mientras que en abril de este año sólo fue de 2.643,5, es decir 6959,1 toneladas métricas menos.

La gasolina pasó de 256.847 barriles a 148.050 barriles en cuatro años, esto significa 108.797 barriles menos.

Ambos productos son los denominados líquidos, que se extraen de los pozos de gas o se producen a partir de la refinación de petróleo.

La producción de gas natural también descendió, de 8.060.912 BTU (unidades térmicas británicas) a 6.188.206 BTU; eso significa 23,3 por ciento menos.

Los departamentos productores de líquidos son Tarija, el de mayor importancia por el volumen que genera; Cochabamba; Santa Cruz y Chuquisaca.

Santa Cruz concentra los campos Río Grande, Víbora, Patujusal y Paloma, considerados campos viejos porque su producción se remonta al menos a 30 años.

El ex secretario de Energía Carlos Alberto López dijo que, según datos oficiales, en 2002 los cuatro pozos cruceños concentraban el 79 por ciento de la obtención de líquidos, pero en la actualidad sólo significan el 29,8 por ciento. Tarija participa con el 59,6 por ciento con pozos nuevos.

Comparativamente, en 2005, Santa Cruz producía 8.472 barriles por día (bpd) de líquidos, dos años después sólo extraía 6.260 bpd, mientras que Cochabamba generaba 14.263 bpd y pasó a 12.357 bpd.

Chuquisaca, de 1569 barriles por día, bajó a 1.344, y sólo Tarija subió, de 26.452 a 29.283 barriles diarios.

López explicó que la causa del descenso en la producción está vinculada a que la mayor parte de los pozos están en declinación (última fase de producción) o en recuperación (generan una última parte del producto); con excepción de tres campos: San Alberto, Sábalo y Margarita, que son nuevos y por lo tanto subieron su producción en los últimos años.

Según datos de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH), la tendencia en la producción de los líquidos hasta mayo de 2009 es descendente desde 2005, con una pequeña elevación en 2007.

El pico más alto de 2005 fue de 50.756 barriles diarios, cayó a 47.017 el año pasado y a 41.029 barriles al promediar esta gestión. En ese contexto, YPFB importó diésel, gasolina y GLP para cubrir la demanda nacional de estos carburantes.

El gerente de Comercialización de Yacimientos, Gary Medrano, señalo a fines de septiembre que se compra del exterior el 50 por ciento del diésel que consume el país, que la gasolina no se importa pero sí los aditivos que se añaden al combustible nacional para mejorar su calidad y que el GLP se compró de Argentina temporalmente.

López agregó que el panorama en Santa Cruz es un referente de lo que sucede en los otros departamentos, excepto Tarija, situación que obligará a subir la importación de combustibles.

Los campos Sábalo, San Antonio y Margarita representan en la actualidad 24.544 barriles por día de la producción de 41.568 barriles.

La solución inmediata, según la ex autoridad, pasa por desarrollar la exploración de campos productores de líquidos, que es casi nula en el país.

viernes, 9 de octubre de 2009

Megarrefinería será instalada en el altiplano

Dentro de su plan de inversiones para el período 2010-2015, la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) prevé construir en el altiplano del país un complejo de refinación que tendrá la capacidad de procesar 90.000 barriles de petróleo diarios (bpd). El crudo será importado y tendrá de 20 a 25 grados API (petróleo pesado).

El proyecto formó parte de la presentación denominada “Política Nacional de Hidrocarburos y Oportunidades de Inversión en Bolivia”, desarrollada ayer por el presidente de la estatal petrolera, Carlos Villegas, durante su participación en la 24ª Conferencia Mundial del Gas, que desde el lunes se lleva adelante en la ciudad de Buenos Aires, Argentina.

El documento que acompañó la exposición de Villegas —y al que accedió La Razón— señala que el complejo será construido en la zona altiplánica de Bolivia (está por definirse si será en el departamento de La Paz u Oruro).

Constará de tres módulos, cada uno con una capacidad de refinación de 30.000 bpd, sumando 90.000. La inversión estimada para el primero de ellos es de $us 395 millones; mientras que las otras dos demandarán $us 362 millones, cada una. En ese sentido, el presupuesto total llega a $us 1.119 millones.

Una refinería, además de procesar crudo, genera también carburantes (gasolina, diesel y otros derivados del gas); además de lubricantes (grasas y aceites).

“Se tiene proyectado comenzar con los estudios a la brevedad, de manera de viabilizar el proyecto en el corto plazo”, indica el documento difundido ayer.

El complejo será capaz de procesar más barriles de crudo al día que las dos refinerías que actualmente están en operación.

La capacidad instalada en la refinería Gualberto Villarroel de Valle Hermoso, en Cochabamba, es de 37.000 bpd, distribuida en sus dos unidades de destilación: la primera para tratar 25.000 bpd y la segunda 12.000 (fuera de operación), según la publicación Reporte y Energía.

En tanto que la refinería Guillermo Elder, en Santa Cruz, tiene una capacidad de refinación de 20.000 bpd en sus dos unidades.

En los próximos cinco años, YPFB prevé una inversión total —junto a las empresas nacionalizadas— de $us 11.291 millones. De esa cifra, la estatal debe erogar sola $us 7.561 millones.

Yacimientos recibió un crédito concesional de $us 1.000 millones del Banco Central de Bolivia (BCB), que representan el 13,2% de la inversión total que hará.

Villegas sostuvo que empleará $us 42 millones para ampliar la capacidad de las refinerías Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell. La primera incrementará su capacidad en 17.000 bpd y la segunda en 3.000 bpd.

Argentina recibirá más gas

El ministro de Hidrocarburos y Energía, Óscar Coca, y su par de Planificación de Argentina, Julio de Vido, acordaron incrementar los volúmenes de gas boliviano que se exporta a ese país, según reportó la edición digital del diario argentino Los Andes.

Ese medio señala que un comunicado de prensa emitido por el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios de Argentina informó que el acuerdo se alcanzó durante una reunión que De Vido sostuvo ayer por la mañana con Coca y el titular de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas.

El comunicado dice que ´en el encuentro, que se prolongó por más de una hora, se abordó la profundización de la integración energética de los dos países´. ´En este sentido —añade— ambos países acordaron avanzar en el intercambio de gas, incrementando los volúmenes que Bolivia suministra a nuestro país´.
Villegas dijo que los detalles del acuerdo serán difundidos ´en unas tres semanas´, según EFE.

Subirá nuestra producción

En el marco de la Conferencia Mundial del Gas, el presidente de YPFB, Carlos Villegas, afirmó que la producción de gas subirá en “5 ó 6 millones” de metros cúbicos diarios, cuando actualmente se producen 40 millones.

Explicó que Bolivia proyecta comenzar en breve a industrializar el gas natural, a través de una planta de amoníaco y urea que produciría fertilizantes nitrogenados, una planta de conversión a gas natural licuado (GNL) y una nueva refinería.

Villegas, que este jueves disertó en un almuerzo con directivos de grandes empresas de gas de todo el mundo, invitó a las compañías extranjeras a invertir en áreas de producción y exploración, en sociedad con YPFB.

Bolivia puso en marcha este año un plan de inversiones en el sector del gas con desembolsos por 11.291 millones de dólares hasta el 2015, año para el que espera alcanzar una producción de 76 millones de metros cúbicos diarios. Buenos Aires, EFE


jueves, 8 de octubre de 2009

YPFB garantiza provisión de diésel para Santa Cruz

La provisión de diésel para Santa Cruz está garantizada hasta finales de año con un stock de 24 millones de litros, informó ayer el gerente de Comercialización de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Gary Medrano. “En Santa Cruz, tenemos un stock aproximado de 21 y 24 millones de litros, con lo que está garantizado el abastecimiento”. Aseguró que nunca antes se había llegado a esos niveles de almacenamiento. ABI

lunes, 5 de octubre de 2009

YPFB no accede al crédito de $us 1.000 millones por falta de planes

La estatal petrolera aún no cuenta con un plan de inversiones aprobado por su directorio y, por lo tanto, aún no puede acceder al millonario crédito de $us 1.000 millones aprobado por el Banco Central de Bolivia (BCB) en septiembre de este año, afirmó ayer el director de YPFB, Fernando Vincenti, lo que fue corroborado por el presidente de la entidad monetaria, Gabriel Loza.


Vincenti admitió que el directorio recién analizará el plan de inversiones entre hoy y mañana, y el miércoles se pueden aprobar algunos proyectos, con el objetivo de poder solicitar un primer desembolso al BCB.


“No tenemos ningún proyecto en detalle aprobado, pero vamos a iniciar el tratamiento del plan. El presidente, Carlos Villegas, nos ha pasado la documentación y los proyectos de forma general. Hay muchas cosas, entre ellas gasoductos virtuales, exploración, desarrollo de campos, industrialización, surtidores, cambio de matriz energética, en fin, un conjunto de ideas”, dijo.


Vincenti sugirió que se debe dar prioridad al desarrollo de campos, mejoramiento de la red de ductos y el cambio de matriz energética para evitar la crisis de diésel y GLP.


Por su lado, el titular del BCB, Gabriel Loza, dio a conocer que “la cláusula novena del contrato de crédito suscrito entre el BCB y YPFB establece que la petrolera debe solicitar el primer de - sembolso acreditando la aprobación del plan de inversiones y del cronograma de recursos por parte del directorio de YPFB y la comunicación de los mismos a los Ministerios de Economía y Finanzas Públicas, de Planificación del Desarrollo y de Hidrocarburos y Energía. De igual manera, YPFB deberá acreditar la inscripción correspondiente en el Presupuesto General de la Nación, de acuerdo con la cláusula séptima del presente contrato. A la fecha, YPFB no ha solicitado el primer desembolso”, dijo.


La inversión en YPFB sigue estancada (2%), es decir, $us 1,9 millones, de los 107,9 millones presupuestados para la presente gestión.

«Hay condiciones»


Gabriel Loza / Presidente del BCb


- ¿Los desembolsos se efectuarán gradualmente?


- La cláusula sexta, 6.6, del contrato de crédito establece: El BCB desembolsará los recursos, según el cronograma aprobado por el directorio de YPFB, previo cumplimiento de las condiciones y los términos establecidos en la cláusula novena. Asimismo, la cláusula octava del contrato establece: “A objeto de que se efectúen los desembolsos, YPFB solicitará al Ministerio de Economía, la apertura de una cuenta en el BCB.


- ¿Conoce el BCB del plan de inversiones?


- El BCB, de acuerdo con su Ley de Creación, no tiene competencia sobre las actividades de YPFB; es de exclusiva responsabilidad de YPFB, de sus instancias de Dirección y Control, así como de las entidades que ejercen tuición y control a su gestión y uso de los recursos que se le asignen, conocer y pronunciarse sobre el plan de inversiones que tenga la empresa.


El taladro “PDV08” inicia actividades en Santa Cruz

El taladro venezolano "PDV 08" inició sus operaciones en Bolivia, en el Campo Víbora, ubicado a 170 kilómetros de la ciudad de Santa Cruz, indicó en una nota el grupo estatal Petróleos de Venezuela SA (PDVSA).

La utilización de un taladro venezolano en Bolivia forma parte del acuerdo suscrito entre PDVSA y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

La torre de perforación, de fabricación china y operada por personal venezolano, tratará de certificar nuevas reservas "hidrocarburíferas" durante los seis meses que trabajará en el Campo Víbora, añade la nota.

El equipo de perforación será destinado posteriormente a zonas tradicionales y no tradicionales de explotación de hidrocarburos, indicó PDVSA en su nota, que aparece fechada en Bolivia. Caracas, EFE

Petroandina entregó al SIN finanzas con cinco errores

El gerente General y el Financiero de YPFB-Petroandina SAM presentaron al Servicio de Impuestos Nacionales (SIN) el balance de los estados financieros de la petrolera con cinco errores contables y sin la aprobación del Directorio ni de la Junta de Accionistas. El vicepresidente Álvaro García dice que pidió las explicaciones a YPFB sobre las irregularidades.

La información surge de dos cartas firmadas por el presidente del Directorio de YPFB Petroandina, René Escóbar Aro; el secretario del Directorio, Ronald Muñoz Sahonero, y la síndico Amalia Gutiérrez Adrián.

La primera fue entregada en Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), según consta por el sello de recepción del 5 de agosto, y está dirigida a su presidente, Carlos Villegas.

La segunda es del 17 de agosto, mandada al Directorio de YPFB corporativo. La Prensa intentó contactar vía teléfono a cuatro directores, pero ninguno contestó.

El ex ministro de Hidrocarburos Guillermo Tórrez explicó que los estados financieros de cualquier empresa muestran su “salud financiera” como una radiografía, y que sirven, por ejemplo, para que los bancos le otorguen créditos, porque es una base para verificar la solvencia de la firma o si está en “cifras rojas”, es decir, en mal estado.

Petroandina es una sociedad anónima mixta (SAM) entre Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, con el 60 por ciento del patrimonio, y Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima (PDVSA), con el 40 por ciento.

El primer error del balance financiero tiene que ver con la asignación de 13.993.228 bolivianos como inversión para el bloque Sur Andino, inexistente de acuerdo con los planes mínimos de Petroandina.

Además, para los campos Madidi, Chispani, Chepite y Sécure se asignó un monto superior al que se pagó por patentes, pero no menciona en cuánto se excede.

El segundo error está relacionado con un contrato que hizo la empresa PDVSA con la compañía Paradigm por un servicio con un costo de 653.576 dólares, según figura en el balance financiero. Sin embargo, el 22 de mayo, después de casi dos meses del cierre de éste, el Gerente General de PDVSA Bolivia envía la Nota No 0106/2009 que señala un total de 463.645 dólares, es decir, 189.931 dólares menos.

Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima hace figurar este gasto en los aportes por capitalizar, es decir en los recursos que recuperará de la sociedad.

Un tercer error es el siguiente: los estados financieros se elaboraron fuera de las normas contables vigentes en el país, específicamente la Norma de Contabilidad 9 para la industria petrolera.

El cuarto: los gastos diferidos no exponen los de administración. Es decir, no están incluidos el registro en inversión ni en funcionamiento de la empresa. El problema, señalado también en las cartas, es que este dinero se reducirá de las utilidades de este año.

La quinta falla está en el registro de un aporte de capital, es decir, dinero que pone una de las socias a la compañía, aunque el informe no precisa el nombre de aquélla. Éste habría sido en especie, lo que significa que no fue en dinero y no contó con un respaldo ni un acta de recepción y de conformidad.

En sus ediciones del sábado y domingo, La Prensa reveló que existen denuncias sobre otras seis irregularidades cometidas en Petroandina, entre éstas la contratación de una empresa sin el respaldo patrimonial suficiente al monto del contrato, y la evasión de la normativa nacional para firmar acuerdos contractuales.

Al respecto, el vicepresidente Álvaro García Linera señaló ayer que pidió a YPFB hacer la investigación y dar una pronta explicación.

En la carta enviada al Directorio de YPFB se señala que el 7 de agosto García Linera convocó a una reunión con varias autoridades, en la que conoció las fallas y sobre el despido del gerente General, Miguel Pradel, y el Financiero, Carlos Colomo. Las conclusiones apuntaron a que se corrijan los errores y se respalden.

García reconoció haber hecho el seguimiento anticipado, pero advirtió de supuestas “falsedades” que surgirán en etapa electoral contra el Gobierno.

Otras denuncias

Contrato a Geokinetics por 81,1 millones de dólares, cuando su capital es de 10.000 bolivianos.

Gastos de funcionamiento e inversión por 28,3 millones de dólares, sin respaldos.

Montos excesivos para el alquiler y equipamiento de las oficinas de Petroandina en Santa Cruz.

Una planilla salarial para seis funcionarios por un monto de 97.316 bolivianos.

La asignación de más de 13.000 bolivianos para la inversión en un bloque inexistente.

La firma de contratos para servicios petroleros y administrativos evitando la Ley Safco.

domingo, 4 de octubre de 2009

YPFB contrata a abogados de EEUU para el caso Catler

La empresa estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) contrató al bufete de abogados Davis Graham Stubbs LLP, de Estados Unidos, con el que espera recuperar $us 13 millones que habían sido entregados a la empresa Gulsby, una subcontratista de Catler-Uniservice, para el equipamiento de la planta separadora de líquidos en Río Grande, Santa Cruz.

“No ha sido contratado (el bufete) para ninguna defensa, sino para llevar adelante una negociación con la Gulsby, a fin de resolver desde el punto de vista jurídico la situación irregular que se tiene en términos de que se ha entregado plata de YPFB por parte de Catler Uniservice, para la compra y provisión de una parte del equipamiento para la planta de Río Grande”, explicó ayer Fernando Vincenti, miembro del directorio de la empresa estatal.

Tuvieron que pasar cerca de cinco meses y tres convocatorias para que Yacimientos contrate a este buró de juristas, que entre sus prioridades tendrá la misión de negociar con Gulsby la devolución de los $us 13 millones, debido a que la estatal ya no tiene ninguna relación contractual con Catler Uniservice y ésta tampoco con la Gulsby. Esta subcontratista fabrica en la actualidad en Texas, Estados Unidos, equipos de alta tecnología para Río Grande, que, según Vincenti, deben ser transferidos a Río Grande.

De acuerdo con Vincenti, de $us 50 millones previstos para ese equipamiento, se destinaron 39 millones, de los que 13 millones ya fueron desembolsados. Se conoció que Gulsby habría pedido el saldo —unos 26 millones—; sin embargo ese pago no se efectuará porque YPFB no tiene ninguna relación contractual con la compañía Gulsby.

El año pasado, Yacimientos firmó contrato con el grupo argentino-boliviano Catler-Uniservice para la provisión e instalación de la planta por $us 86,35 millones, según la agencia ANF. Los hechos de corrupción salieron a la luz pública con el asesinato de Jorge O’Connor D’Arlach y el robo de $us 400.000 en una vivienda en la ciudad de La Paz. Por este caso se encuentra detenido el ex presidente de YPFB y ex hombre fuerte del MAS, Santos Ramírez, y otros ex funcionarios de esa dependencia pública.

La agencia de noticias informó que el bufete asesorará “en las contrataciones que realice en el extranjero y prestar asesoramiento legal en cualquier materia y actividad que sea requerida por YPFB, para el cumplimiento de sus fines empresariales”.

LOS DATOS

Los elegidos • La petrolera estatal adjudicó el servicio al buró legal Davis Graham Stubbs LLP que logró el mayor puntaje, 1.000 puntos, señala la resolución administrativa fechada el 25 de septiembre.

Los abogados • A la convocatoria de YPFB se presentaron tres proponentes, además del ganador, los bufetes Thompson & Knight LLP y Law Firm Rigoberto Paredes que al final fueron descalificados.

sábado, 3 de octubre de 2009

Hay denuncias de al menos 5 irregularidades en Petroandina

La sociedad Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos-PDVSA (Petroandina) SAM enfrenta al menos cinco denuncias de presuntas irregularidades vinculadas a la contratación de una empresa sin respaldo de capital para labores de sísmica, gastos onerosos en salarios y en el alquiler de oficinas en Santa Cruz, presentación de un bloque fantasma, observaciones de sus estados financieros y falta de información.

El 5 de agosto, el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, comunicó la suspensión de tres directores y la síndico que formularon las denuncias, no explicó en detalle las razones.

Las observaciones están contenidas en el informe ejecutivo N.º 2/2009, fechado el 2 de febrero de este año, que la síndico serie A de la sociedad Amalia Gutiérrez Adrián remitió a Villegas y en el que le hace conocer otras presuntas irregularidades

Éstas están descritas en otros documentos remitidos el 5 de agosto a la Presidencia de YPFB y el 17 de agosto a su Directorio por la síndico, el presidente del Directorio de YPFB- Petroandina SAM, René Escóbar Aro, y el secretario de Directorio Ronald Muñoz Sahonero, respectivamente.

Las presuntas irregularidades y observaciones a los balances de la empresa terminaron en la destitución del gerente general interino Miguel A. Pradel y el gerente administrativo financiero Carlos Colomo Vargas por orden del Directorio de Petroandina, pero no se la acató.

Según el informe de febrero, la sociedad firmó el 3 de diciembre de 2008 un contrato con Geokinetics por 81.162.881,31 dólares para la grabación de datos sísmicos del bloque Lliquimuni, pero observa que existe una total desproporción con el capital pagado (aporte de los socios) por esa empresa, que fue de sólo 10.000 bolivianos.

Esta preocupación fue extendida el 20 de julio al ministro de Hidrocarburos, Óscar Coca, en una carta en la que figura un monto de 93.290.668,17 dólares para desarrollar esta labor, mas no se explica por qué subió el valor inicial

Según los informes, estos elevados montos no tienen certificación y aval de su uso, ni los resultados obtenidos por YPFB durante la gestión. Además señala que el socio minoritario PDVSA ha desembolsado 28.343.944,77 dólares para gastos de funcionamiento y de inversión que “no cuentan con documentación de respaldo que establezca los términos y condiciones”.

El bloque Lliquimuni se encuentra en las provincias Larecaja, Sud Yungas y Caranavi, y los municipios Guanay, Apolo, Teoponte, Caranavi, Palos Blancos y La Asunta, donde Petroandina SAM pretende invertir más de 100 millones de dólares.

Gutiérrez sugirió a Villegas que a efectos de tener una gestión transparente del manejo económico y financiero de los recursos de la empresa se programe una auditoría legal y técnica al proceso de contratación de Geokinetics.

Además señala que se requiere establecer sobre la base de qué instrumento legal se ejecutarán los procesos de contratación para los estudios de exploración y adquisición de bienes y servicios.

Esto en virtud de que Petroandina SAM desconoce la Ley Safco y sólo considera la aplicación del Código de Comercio, bajo el cual realizó otras contrataciones de servicios.

Otras observaciones

En el informe de la gestión 2008 remitido por la síndico a Villegas se señala que para el funcionamiento y equipamiento de oficinas de Petroandina en Santa Cruz se suscribieron contratos de alquiler de 13.700 bolivianos mensuales por dos años, instalación de cableado estructural y eléctrico por 251.283,87 bolivianos con la empresa Emselec el 10 de noviembre de 2008 y provisión de mobiliario por 341.177,10 bolivianos con la empresa Marelli el 3 de octubre de 2008. Los montos son excesivos.

Gutiérrez además revela que la planilla salarial de diciembre de 2008 para seis funcionarios de Petroandina llegó a 97.316,50 bolivianos y la planilla mensual de los tres directivos que apoyan en la parte administrativa suma 40.000 bolivianos.

Para la suscripción de estos contratos y gastos se usaron los recursos del aporte de capital de siete millones de bolivianos de PDVSA.

Sobre los estados financieros de Petroandina se observó que en éstos no se expone ningún importe por concepto de gastos de administración, contraviniendo la Ley 843.

Se evidencia también un “bloque fantasma” con el nombre de Sur Andino, con un importe de 13,9 millones de bolivianos. En los planes mínimos de exploración se verificó que no existe dicho bloque.

También denuncia que los funcionarios Pradel y Colomo se niegan a entregar información al Directorio y a la síndico, en contraposición al Código de Comercio y el Estatuto Social de Petroandina. Esta situación llevó incluso a que se presentaran estados financieros al Servicio de Impuestos Nacionales (SIN) con importes que no exponen la situación económica financiera real de la empresa.

En aras a no convertirse en cómplices o encubridores de malos manejos económicos, Escobar, Muñoz y Gutiérrez, en el informe del 5 de agosto pidieron a Villegas una auditoría financiera especial que esclarezca las observaciones y advirtieron que no asumen la responsabilidad de los actuales estados financieros.

Recordaron que seis reuniones para tratar asuntos de la firma fueron ignoradas por el director de PDVSA, Miguel Tarrazona.

Las preocupaciones fueron también manifestadas al ministro Coca el 20 de julio de este año a través de una solicitud de audiencia, además de un cuarto informe remitido al Directorio de YPFB el 17 de agosto, firmado por los tres funcionarios que cuestionaron las acciones de los ejecutivos que administran la sociedad YPFB-PDVSA en Petroandina SAM.

La sociedad no responde e YPFB no aclara

Petroandina SAM determinó no atender la solicitud de entrevista de La Prensa, y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) informó que cada una de las observaciones y presuntas irregularidades denunciadas en la sociedad con Petróleos de Venezuela (PDVSA) fue aclarada.

Este medio solicitó ayer en la mañana a la secretaria de Petroandina una entrevista con algún ejecutivo para contrastar los documentos con la explicación de sus directivos.

La compañía solicitó que se le enviara una nota con el tema en consulta. Media hora después, en sus oficinas ubicadas en el edificio Londres en la avenida Busch esquina Carrasco, cuando La Prensa trató de entregar la solicitud, la secretaria comunicó que se había contactado con el gerente Miguel Pradel, quien le ordenó que no recibiera nada. De esa manera se confirmó que este funcionario que fue suspendido por el Directorio de Petroandina continúa en funciones. La secretaria agregó que este asunto debía ser consultado directamente con YPFB, tarea que ya había sido efectuada en la mañana.

Yacimientos respondió a las 21.00 que cada una de las observaciones del Directorio de Petroandina y de la síndico Amalia Gutiérrez fueron aclaradas en una reunión el 7 de agosto en el edificio de YPFB, con representantes de la sociedad, PDVSA, YPFB y el Ministerio de Hidrocarburos, sin dar explicaciones más puntuales.

El acta de esa reunión enviada a La Prensa se limita aspectos técnicos que requieren una explicación, no aclara las denuncias ni si los directores y síndico están o no suspendidos.

También se pidió al Ministerio de Hidrocarburos un criterio sobre la solicitud de audiencia formulada por la síndico Amalia Gutiérrez el 20 de julio reciente, pero no se atendió la solicitud debido a que la autoridad estaba en una reunión.

Más irregularidades en la firma

La gerente administrativo financiero de Petroandina SAM, Mirian Soria Galvarro Cox, es esposa del representante legal de la empresa contable Herbas y Asociados, que presta servicios de contabilidad a la sociedad petrolera, según revelan los informes a los que tuvo acceso La Prensa.

Así lo denunciaron el presidente del Directorio de YPFB-Petroandina SAM, René Escóbar Aro; el director secretario Ronald Muñoz Sahonero y la síndico serie A Amalia Gutiérrez Adrián en un informe presentado al directorio de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) el 17 de agosto de este año.

Según estos funcionarios, los estados financieros de la compañía que tienen observaciones fueron elaborados por la gerencia general con la supervisión del director por PDVSA Bolivia, Miguel Tarrazona, asistido por la Gerente Administrativo Financiero.

Puntualizan que la firma Herbas y Asociados fue contratada por una solicitud “caprichosa” de Tarrazona y acompañan en el informe al Directorio de YPFB un certificado de matrimonio.

La Prensa no pudo verificar esta supuesta irregularidad debido a que en las oficinas de Petroandina SAM ni siquiera se permitió que se dejara una nota de solicitud de información. Tampoco se pudo ubicar por teléfono a algún miembro del Directorio de YPFB.

Más datos

El 2 de julio y luego de ocho meses de haber realizado la solicitud, la sociedad YPFB Petroandina obtuvo la licencia ambiental para iniciar los trabajos de exploración en el bloque Lliquimuni, al norte del departamento de La Paz.

El 28 de octubre de 2008 el presidente Evo Morales dio marcha al proyecto en forma simbólica.

El 9 de agosto de este año se informó que la sociedad realizará este año la primera perforación de un pozo en el bloque Lliquimuni.

Hasta 2015 YPFB pretende invertir 482,5 millones de dólares en el desarrollo de campos y facilidades de producción.

Petroandina tiene a su cargo los bloques Timboy e Iñau y Lliquimuni, en los que invertirá 160 millones de dólares entre 2010 y 2015.

viernes, 2 de octubre de 2009

Argentina anuncia que el gas boliviano llegará a Uruguay

La Prensa y agencias.- El Gobierno de Argentina viabilizará la llegada de volúmenes de gas natural boliviano al mercado uruguayo, para lo cual se utilizará la infraestructura de transporte existente (el gasoducto Cruz del Sur).

Según el portal Hidrocarburosbolivia.com, el país vecino sólo cobrará un peaje por el transporte del energético, liberando de impuestos al flujo de gas entre Bolivia y Uruguay que pase por territorio argentino.

Esta predisposición fue destacada en una reunión sostenida por el ministro de Industria de Uruguay, Raúl Sendic, y el ministro de Planificación de Argentina, Julio de Vido, quienes se reunieron en la capital uruguaya el martes para tratar la agenda energética de ambos países.

Argentina se mostró interesada en exportar gas a Uruguay, ya que está dejando de exportar a Chile tras la puesta en funcionamiento de la terminal de regasificación de Quintero, hecho que ocasionó la caída de las exportaciones argentinas en un 90 por ciento en septiembre con relación a agosto de este año.

Según el ministro Sendic, esta liberación de retenciones permitirá rebajar las tarifas de gas en Uruguay hasta un 30 por ciento.

Durante la reunión, Julio de Vido confirmó que la demanda argentina permitirá mantener operando durante todo el año la futura planta de regasificación de gas natural licuado (GNL) que se construirá en la bahía de Montevideo.

Sendic informó que ya se eligieron las dos empresas encargadas de elaborar el pliego para licitar la obra.

“No quiero que el gasoducto pase por Argentina —dijo—, y la razón es, como ustedes comprenderán, que la Argentina manejó la amenaza de cerrar el pase de gas debido al conflicto que actualmente tenemos (por dos plantas de celulosa)”.

jueves, 1 de octubre de 2009

Petroleras reinyectan gas para evitar escasez de combustibles

Las empresas petroleras que operan los campos de producción de gas natural en el país han comenzado a reinyectar el energético que no es requerido por Brasil para así prevenir el desabastecimiento de combustibles líquidos (gasolina, GLP, diésel oil, entre otros) en el mercado interno.

El viceministro de Industrialización y Comercialización de Hidrocarburos, William Donaire, informó que “si bien el feed back (retroalimentación) que se realiza hacia el campo cuando bajan las nominaciones (asignación de volúmenes de gas) es un problema operativo, todas las empresas están respondiendo muy bien a esos problemas operativos y se están haciendo las inyecciones necesarias de ese gas para que no haya una baja de líquidos ”.

Recordó que la producción de esos carburantes está asociada a la de gas y que una rebaja en las ventas de éste al mercado externo significa una menor generación de líquidos. “Se han tomado todas las previsiones para que exista el abastecimiento”, acotó el viceministro Donaire.

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 los hidrocarburos asociados.

Donaire aseguró que Brasil está comprando al momento entre 21 y 22 millones por día y que la producción diaria de gas es de 40 millones. “Se está reinyectando aquel gas que no se está exportando, por eso es que la disminución de líquidos no ha sido muy alta, ha sido mínima”, acotó.

Explicó que operativamente es posible reinyectar hasta 120 millones de pies cúbicos (MPC) de gas, equivalentes a 3,39 millones de metros cúbicos (MMmc). Aún no se ha llegado al límite, el cual ocurriría si la medida se aplica en todos los campos, sostuvo el viceministro, en un contacto telefónico con La Razón.

En ese sentido, precisó que el 24 de septiembre se reinyectaron 16,2 millones de pies cúbicos, cifra que subió a 34,6 un día después y bajó a 29,9 el día 26. Luego añadió que el 27 y 28 de ese mes fueron reinyectados 35,9 y 27,5 millones, respectivamente.

Paralelamente, señaló, se almacena gasolina para tener el stock necesario del combustible en marzo del 2010, cuando habrá un paro de refinerías. Indicó que además se sigue importando —en la misma cantidad que antes— aditivos para la generación de gasolina especial y diésel (de 300 a 400 mil barriles al mes) para cubrir la demanda interna.

El costo de industrializar

La instalación de una planta de urea y amoníaco demanda una inversión de al menos $us 1.000 millones, que contempla desde los estudios hasta la adquisición del equipo, maquinaria y su posterior instalación, aseguraron técnicos de la firma suiza Casale Group.

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) asignó 288,5 millones de dólares para construir una planta de amoníaco y urea en el país.

Actualmente se realizan los estudios para el proyecto que será ejecutado en sociedad con la empresa Pequiven (Petroquímica de Venezuela) y, posiblemente, la brasileña Braskem, según los planes de la estatal.

A decir del viceministro de Industrialización y Comercialización de Hidrocarburos, William Donaire, se prevé todo un complejo petroquímico.

El técnico de Casale, Andrea Scotto, indicó que la planta más pequeña produce no menos de 1.000 toneladas métricas diarias de amoníaco y urea (TMD); en tanto que la capacidad máxima está en 3.300 TMD para el amoníaco y entre 4.000 y 4.500 TMD, en el caso de la urea. ANF

Puntos de vista

“Del gas que es reinyectado no siempre se recupera la totalidad”
CARLOS ALBERTO LÓPEZ, experto en hidrocarburos.

“Es un paliativo, pero no es una solución por varias razones. Primero, la capacidad de reinyección en el país es limitada. Implica costos adicionales, porque por cada metro cúbico extraído, el valor económico luego de la reinyección sólo se refiere a los líquidos extraídos que son comercializables; mientras que los costos de producción siguen siendo los mismos, como si se hubiera vendido gas completo.

La reinyección en sí misma implica un costo porque requiere compresores de alta potencia. Del gas que es reinyectado no siempre se recupera la totalidad (del mismo), cuando sube la producción. Cualquier inversión en producción es contraproducente si no existe la demanda”.


“Lo que deberíamos hacer ahora es buscar nuevos mercados”
HUGO DE LA FUENTE, ex superintendente de Hidrocarburos.

“No nos queda nada más que hacer mientras tengamos una demanda tan reducida. Lo que deberíamos hacer ahora es buscar nuevos mercados de exportación de gas natural.

Lo que podríamos ver como una alternativa es tratar de generar una planta de licuefacción en el océano Pacífico para vender nuestro gas natural.
Si no se hace de la manera correcta (la reinyección) puede damnificar los reservorios.

Por otro lado, el tema de la industrialización requiere de grandes cantidades de dinero, entre $us 1.000 y 2.000 millones, dependiendo del proyecto. Además, aparentemente, vender gas natural líquido (LNG) es más rentable que industrializarlo”.