lunes, 31 de mayo de 2010

Bolivia enfrenta cuatro arbitrajes internacionales por estatizaciones

Con el rótulo de “pendiente” se mantienen tres arbitrajes internacionales contra el Estado, precisamente, para hacer frente estos procesos, el Gobierno coordina acciones y define estrategias de defensa con el bufete internacional Dechert LLP. Además, para atender el cuarto proceso invita a interesados para el co patrocinio en el caso de nacionalización de la Petrolera Chaco.

El Consorcio Internacional Dechert LLP (París) LLP atiende los arbitrajes iniciados por la chilena Quiborax en el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI), de la Euro Telecom International (ETI) por Entel y la asociación germano-peruana Oiltanking- Graña Montero por la nacionalización de la Compañía Logística de Hidrocarburos en Bolivia (CLHB).

La ministra de Defensa Legal, Elizabeth Arismendi, asegura que tan sólo tres casos están en proceso arbitral, refiriéndose a ETI, Quiborax y CLHB. En tanto, que en el proceso de la Pan American Energy (PAE) por la nacionalización de la petrolera Chaco, reiteró que el país se retiró del CIADI, por lo tanto, no es instancia válida para Bolivia. De todas maneras, la convocatoria para contratar abogados internacionales se enmarca en la demanda ya interpuesta por PAE.

COORDINANDO

Estos tres arbitrajes que están en proceso cuentan con el patrocinio de un solo consorcio, a pesar de que el Ministerio de Defensa Legal lanzó tres convocatorias. Justamente, para coordinar las acciones, en días pasados llegó al país el representante de Dechert LLP, José Manuel García Represa.

En la semana de trabajo se definieron las estrategias de defensa del Estado, aunque el Gobierno reconoce y tiene claro que pagará a las ex propietarias de las acciones de las nacionalizadas.

Los abogados copatrocinadores intercambiaron información, los análisis y la valoración de la documentación, con el fin de “coadyuvar” en “la toma de decisiones en los escenarios que se presenten”, señala el informe del Ministerio de Defensa Legal.

Dechert LLP cuenta con oficinas integradas en Estados Unidos, Gran Bretaña y Europa, además de Asia, a través de las cuales brinda “servicios jurídicos de alta calidad”, señala su página web.

TRES PROCESOS

El arbitraje de Quiborax, es el más antiguo, comenzó el 6 de febrero del 2006, cuando esta chilena y sus socias registraron el inicio del proceso ante el CIADI. Por ahora se mantiene como “pendiente”. El año pasado el Gobierno anunció una solución por acuerdo de partes, pero que no prosperó. En la actualidad se espera los argumentos de los demandantes sobre el pedido boliviano de recusación de los tres árbitros.

La demanda arbitral de ETI fue presentada el 13 de octubre del 2009, ante el Comité ad hoc de Naciones Unidas, se procesa en el marco de la Comisión de Naciones Unidas para el Derecho Mercantil Internacional (UNCITRAL, sigla en inglés).

En tanto que la demanda internacional por la estatización de CLHB fue presentado el 12 de enero del 2010 ante la Corte Permanente de Arbitraje (CPA) de la Haya.

MÁS APOYO EXTERNO

Con la finalidad de preparar la defensa en la demanda de arbitraje de PAE por Chaco y contar con el copatrocinio de un estudio jurídico internacional, el Ministerio del rubro convoca a burós extranjeros.

Las firmas legales interesadas deben “contar con experiencia en defensa de Estados latinoamericanos en materia de hidrocarburos”, además de tener experiencia en “mecanismos alternativos de solución de controversias”, puntualiza la convocatoria oficial.

“El objeto de esta contratación es contar con los servicios de un Consorcio de Abogados Internacional con la finalidad de que preste asesoramiento legal, coadyuve en la co defensa y asuma el co patrocinio en la sede que corresponda al Arbitraje Ad hoc, interpuesto por Pan American Energy LLC contra el Estado”, señala el documento base de contratación.

PAE registró la demanda arbitral contra Bolivia el 12 de marzo de 2010 en el CIADI, pero el Gobierno desconoce a este centro, por lo que el proceso deberá ventilarse en otra instancia.

domingo, 30 de mayo de 2010

YPFB Andina logra aumentar un 300% la producción de pozo Los Penocos

YPFB Andina logró aumentar de forma significativa la producción de petróleo en el Pozo LPSX-4 del campo Los Penocos en un 300%, según informó esta compañía de capitales mixtos a través de un comunicado.
Este pozo, que en los últimos años mostraba un sensible agotamiento de sus reservas, logró resurgir gracias a la implantación de un sistema de extracción artificial de gas, conocido como Gas Lift.
“El sistema Gas Lift se aplica para recuperar y/o incrementar la producción del pozo, ante la pérdida gradual de energía propia, que en el caso del LPSX-4, tiene mayor mérito no sólo por el caudal de líquidos encontrados, sino por la riqueza de sus componentes, toda vez que presenta un alto contenido de diésel (50%)”, destaca YPFB Andina.
La petrolera aclara que el trabajo se realizó a nivel superficial y en el pozo profundo. Para asegurar el suministro de gas al pozo, se realizó vía acuerdo con YPFB Chaco, pues hubo una conexión física de la línea Patujusal hasta el campo Los Penocos.
El yacimiento se encuentra ubicado en el área denominada Boomerang Hills; es un campo productor de petróleo y está ubicado a 170 kilómetros al noroeste en la provincia Sara, en el departamento de Santa Cruz.
El pozo LPSX-4 ingresó gradualmente en declinación, producía 92 barriles de petróleo por día (Bbls/día) como promedio de los últimos seis meses con registro intermitente. Con el sistema Gas Lift pasó a producir 280 Bbls/día alcanzando un incremento de un 300% en la producción total del campo.
En Bolivia la producción de líquidos es aún deficitaria, el 51% de lo requerido es cubierto con diésel importado. Las refinerías de YPFB producen 11.000 Bbls/día) cuya producción es destinada, la mayor parte, al sector agrícola cruceño, apunta esta empresa.

sábado, 29 de mayo de 2010

El mercado pide gas, pero YPFB no invierte el dinero del BCB

Las perspectivas hidrocarburíferas no son halagüeñas. La demanda de gas natural está en 43 millares de metros cúbicos (MMm3/día), cuando la capacidad de producción es de 42 MMm3/día, y la importación de diésel llegó al 51 por ciento del consumo interno durante 2009, año en que se importó gasolina especial a razón de 2.692 Bdl (barriles día).

Por contrapartida, las inversiones arrojan números negativos. Según el Boletín Estadístico de YPFB 2009, las petroleras invirtieron ese año 332,7 millones de dólares, sólo el 62 por ciento de lo programado, que era de 551,93 millones de dólares. Las mayores inversiones fueron realizadas por Petrobras, YPFB Chaco, BG Bolivia Corp. y YPFB Andina.

Para esta gestión, se han programado 1.400 millones de dólares de inversión, 700 de los cuales están al cargo de YPFB y 700 de las petroleras. Pero según un informe del Banco Central de Bolivia (BCB), el desembolso del crédito contratado por Yacimientos de 1.000 millones de dólares aún no fue solicitado por la estatal petrolera.

De acuerdo con el Plan de Inversiones 2009-2015 de YPFB, a partir de 2011, la mitad de la inversión programada deberá ser financiada por fuentes diferentes al BCB; sin embargo, éstas aún no fueron identificadas. Es decir que para el siguiente año no existen fuentes de financiamiento para el plan de la estatal petrolera. “La negociación debe iniciarse de inmediato”, advierte el documento.

Según el experto en hidrocarburos Hugo del Granado, las petroleras privadas afrontan muchas trabas para invertir porque el Gobierno reservó las áreas petroleras para Yacimientos y puso una serie de requisitos, como convenios de estudio, conformación de asociaciones con la estatal y conformación de una sociedad anónima mixta (SAM) con el 60 por ciento de participación de YPFB y aprobaciones de la Asamblea Legislativa, y ellas tienen mayores facilidades en Perú, Colombia, Brasil y Argentina.

La Prensa solicitó una posición de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH), que agrupa a las petroleras privadas, pero ésta respondió que carece de información oficial de YPFB para ser consistente en la contestación.

De acuerdo con el Instituto Boliviano de Comercio Exterior (IBCE), las inversiones petroleras sufrieron un descenso desde 2003. En 2002, éstas alcanzaron a 812 millones de dólares, pero al año siguiente sólo llegaron a 292 y bajaron hasta 214 en 2007. En 2008, fueron de 290 millones de dólares y en 2009, de 332 millones, según YPFB.

También cayó el número de pozos perforados desde 2002, cuando llegó a 31; un año antes fue de 53. En 2007 y 2008 se perforaron sólo tres pozos por año y en 2009 no hubo ninguno exploratorio y los pozos de desarrollo (que tienen plantas y conexiones) llegaron a seis, además se pusieron en marcha dos: Parcheles y Santa Rosa, de acuerdo con el informe de gestión 2009 del Ministerio de Hidrocarburos.

Opiniones

“Hemos ido bajando en la producción de gas natural porque no se perforan pozos. Desde 2004, los números de pozos han ido disminuyendo de más de 20 a tres o cuatro. No hay ninguna producción nueva. Los famosos pozos de Huacaya no están en el sistema de producción; el pozo de Incahuazi, productor también, no está en el sistema de producción, porque no tiene planta, no tiene conexiones, es aislado. Bolivia tendrá problemas para cumplir con la adenda firmada con Argentina; si no aumenta la producción, va a tener muchos problemas. En realidad, el que pueda cumplir con Argentina va a depender de que Brasil pida menos de 30 MMm3/día, y el contrato es claro: primera prioridad, mercado interno; segunda, Brasil, y tercera, Argentina. Las penalidades son juegos, no valen nada, son un chiste”.

Carlos Miranda / Ex súper de Hidrocarburos

“Supuestamente este año deberíamos alcanzar una capacidad de producción de 44 MMm3/día, pero las inversiones no han sido cumplidas el año pasado. Como estaba dicho por gente entendida, los 31MMm3/día que solicita el Brasil, junto con la demanda interna que sube por los programas de cambio de matriz energética, era previsible que se iba a aumentar la demanda. Se habla de elevar la producción a 70 MMm3/día, pero esto requiere de una inversión de por lo menos 10.000 millones de dólares, y esto no hay. Tampoco ejecuta YPFB, porque no hay proyectos de inversión y si los hay, no existe la capacidad de gestión para ejecutarlos. Esto hace que la demanda sobrepase a la producción, y qué hacen, cierran la válvula a la Argentina, lo que conlleva un incumplimiento por segunda vez respecto del contrato de 2006”.

Hugo del Granado / Experto en hidrocarburos

viernes, 28 de mayo de 2010

PLANES SIN VISOS DE REALIDAD El sueño petroquímico


Es muy lamentable y criticable, pero el gobierno no ha podido convertir en un plan petroquímico con visos de realidad el enunciado de industrializar el gas que políticamente le fue tan útil para llegar al poder.

Desde el principio, y parece que hasta ahora, no tiene las ideas claras en qué consiste el industrializar el gas. Ha comenzado proclamando que el generar electricidad es la forma de industrializar el gas y lograr valor agregado. Le ha tomado tiempo darse cuenta de que la termoelectricidad es utilizar el gas como combustible. No es el gas que se transforma en electricidad, porque igual efecto se puede lograr utilizando diésel. La industria privada eléctrica ha incrementado la generación termoeléctrica y obviamente no ha mencionado ni por un instante estar industrializando el gas.

Manteniendo esa borrosa y equivocada concepción, tratando de lograr un éxito político fácil con el tan escaso y cotizado combustible de los hogares y pequeños negocios, también han sostenido que el extraer una fracción líquida del gas, (propano) y obtener GLP, era industrializar. Con la habilidad política de convencimiento a las grandes mayorías, se pretendía presentar la planta de extracción de licuables en Río Grande como la primera planta industrializadora del gas. Lo acontecido en el intento de instalar esa planta ha sido un fracaso. Ni siquiera existe el proyecto de ingeniería en detalle que justifique las adquisiciones realizadas. Además, se destapó un proceso de pagos irregulares que llegó al máximo de corrupción imaginable, el volteo de una coima que desencadenó un crimen. Un fracaso doble: ineptitud y corrupción.

Pero el compromiso político de industrializar el gas, efectuado en la llamada Guerra del Gas del 2003, ha logrado incorporar en la CPE la obligación de constituir la Empresa Boliviana Industrializadora de los Hidrocarburos (EBIH). Ese mandato ha sido llevado adelante con un D.S. estableciendo la creación de la EBIH y asignándole un presupuesto inicial de $us 300 millones. El D.S. no se cumple hasta la fecha.

YPFB, en su Plan de Inversión 2009-2015, ha intentado formular el plan de la EBIH con el siguiente listado: construcción de casas prefabricadas con paneles sintéticos producidos en Venezuela, (??!!) producción de fertilizantes nitrogenados (urea y amoníaco), producción de fibras sintéticas (polietilenos) y conversión de gas a líquidos (GTL) para lograr mayores volúmenes de diésel.

Hemos navegado desde el 2003 en un mar de ignorancia impulsados por nuestro voluntarismo político. Pero el mundo no es lo que políticamente queremos que sea, sino es aquél en el que se imponen las realidades. Brasil nos está reconociendo unas sumas por los licuables del gas que se está yendo hasta Río de Janeiro, donde lo están esperando turboexpansores para extraerlos e introducirlos como materia prima en la ampliación petroquímica que se realiza en esa localidad. Braskem nos ha visitado y claramente indicado que, superada una serie de obstáculos, de acá a 10 años podríamos estar produciendo polietileno.

Ahora, hace dos semanas, Petrobrás y las autoridades del Mato Grosso del Sur se han reunido para dar inicio a la construcción de la primera de cuatro plantas de fertilizantes planeadas utilizando gas boliviano. En esta forma Brasil, el mayor importador de urea del mundo, se autoabastecerá y será exportador. Por las dimensiones de la futura planta, los costos unitarios serán tan bajos, que probablemente lo poco de urea y polietileno que consumimos lo importaremos del Brasil.

De la lista sólo queda la conversión de gas a líquidos (GTL). Proceso muy caro que todavía no ha probado ser rentable en el mercado y de muy difícil manejo técnico. A Brasil no le interesa, produce suficiente diésel por vía convencional. Para YPFB es vital para autoabastecernos de diésel. Pobre EBIH, le ha tocado la chica más fea y difícil de la fiesta. Deseémosle suerte porque estará gastando nuestro dinero en una difícil aventura.

Carlos Miranda P.

Es experto en temas energéticos.

jueves, 27 de mayo de 2010

El 51 por ciento del consumo interno de diésel es importado

La producción interna de petróleo condensado y de diésel continúa a la baja, a tal punto que en 2009 el 51 por ciento del consumo interno del diésel se abasteció con las importaciones.

En 2009, Bolivia pagó unos 311 millones de dólares por la importación sólo de diésel, según el Boletín Estadístico 2009 publicado esta semana por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). En 2008, el gasto en la compra de combustibles, incluidos gasolina, GLP y diésel, llegó a 378 millones de dólares, según el Ministerio de Economía.

Para los expertos Álvaro Ríos y Bernardo Prado, esta situación es producto de una baja en la inversión en exploración y explotación de hidrocarburos, debido a que aún las reglas no están claras por la falta de una nueva Ley de Hidrocarburos.

“Las importaciones de diésel oil llegan a cubrir aproximadamente el 51 por ciento de la demanda interna. Los meses en los que se registra una mayor importación coinciden con aquellos en que baja la producción”, explica el documento. La producción boliviana de diésel alcanzó en 2009 un promedio de 11.103 Bbl/día. La mayor fue de 12.775 Bbl/día en julio, y la más baja en diciembre, con 9.999 Bbl/día.

Pero el consumo interno promediado fue de 21.745 Bbl/día. El más alto fue de 25.884 Bbl/día en octubre y el menor, de 17.717 en enero. Las compras de este combustible se centralizaron en Santa Cruz y Cochabamba.

De modo que el país tuvo que recurrir a las importaciones para cubrir el déficit. Las compras tuvieron un promedio de 11.164 barriles por día (Bbl/día). La más alta fue en octubre, con 17.093, y la más baja, de 8.396 en junio.

El precio promedio de compra fue de 483,57 dólares el metro cúbico.

En el caso del GLP, las importaciones llegaron a un promedio anual de ocho toneladas métricas por día (Tm/día). La más alta fue de 33 en junio, en invierno, y en los cinco primeros y dos últimos meses fue cero. Sin embargo, según el Boletín Estadístico 2009, la producción total de GLP fue superior al consumo. Alcanzó un promedio de 935,57 toneladas métricas día (TM/día), y las ventas al mercado interno fueron de 880,96 TM/día.

La producción de líquidos, petróleo, condensado y gasolina natural continúa con un descenso prolongado. En la gestión 2009 llegó a un promedio anual de 40.746 Bbl/día, mucho menos que en 2008, cuando fue de 47.012 y hace cuatro años superaba los 50.000.

La producción de gas natural llegó a un promedio de 34,04 de MMm3/día. Mientras que la venta de gas natural al exterior tuvo un promedio de 27,04 millones de metros cúbicos día (MMm3/día): 22,3 al Brasil y 4,66 a la Argentina. El consumo interno medio en 2009 fue de 6,69 MMm3/día.

Es decir que existe un frágil equilibrio entre el consumo, las ventas al exterior y la producción que no da margen para nuevos mercados o para una ampliación del consumo interno ni de las exportaciones si es que no se realizan nuevas inversiones.

Pero en 2009, sólo en campos gasíferos hubo una merma, pues solamente se ejecutó el 62 por ciento de lo programado: 332 millones de dólares.

Opinión

“Bolivia va a tener que seguir importando cada vez más mientras no hagamos una nueva Ley de Hidrocarburos, con un nuevo sistema impositivo, que permita que muchas empresas se animen a invertir en Bolivia; no en la búsqueda de gas, sino en la búsqueda de hidrocarburos líquidos. Mientras Bolivia no dé un giro en su Ley de Hidrocarburos, que tiene que estar bien reglamentada, las inversiones para líquidos no se van a dar. En los próximos cinco años seguirá la tendencia de importar más hidrocarburos”.

Álvaro Ríos / Ex ministro de Hidrocarburos

“La inversión para exploración ha caído drásticamente y junto con eso ha caído la producción de petróleo, eso implica que las refinerías reciben menos productos. Ha caído nuestra producción por falta de inversión de las petroleras, porque las condiciones no están muy claras. La producción y exploración, el número de pozos explorados ha caído. Estamos importando diésel y hemos liberado el impuesto a la importación de diésel, ahí estamos afectando al ingreso por impuestos por importación”.

Bernardo Prado / Especialista en Hidrocaburos

miércoles, 26 de mayo de 2010

Un estudio para vender gas a Europa estará listo en agosto


Entre agosto y septiembre se concluirá el estudio que analiza la posibilidad de vender gas natural líquido (GNL) boliviano a Europa, informó el presidente de Gas TransBoliviano (GTB), Cristian Inchauste.

Este estudio, iniciado hace dos años, tiene el objetivo de establecer nuevos mercados para el gas boliviano en caso de que a partir de 2019, cuando vence el contrato de compraventa de gas al Brasil, no sea renovado, aunque Inchauste declaró a La Prensa que confía en que desde ese año Brasil amplíe el contrato por 31 MMCD por otros 20 años.

Bolivia exporta gas natural al Brasil desde 1999. El contrato vigente establece un máximo de 30 MMCD y un acuerdo take or pay (toma o paga) desde 24 MMCD. En este mes, la exportación de gas al Brasil llegó a los límites históricos de 2008, con 31,5 MMCD.

Los medios brasileños reflejaron ayer la iniciativa de Bolivia, porque Inchauste fue entrevistado durante el Foro Latinoamericano de Gas (Summit), que se desarrolla en Sao Paulo y en el que participan los productores latinoamericanos del energético.

Inchauste señaló que existen conversaciones adelantadas desde hace dos años con la comunidad europea y en los últimos meses se realizaron contactos con importadores de gas para Europa.

El plan consiste en aprovechar tanto los ductos como las compresoras instaladas en los lados boliviano y brasileño, y construir una planta de licuefacción para transformar en líquido el energético y transportarlo a Europa en barcos metaneros.

También podría utilizarse excedentes de gas brasileños si es que hubiera.

En caso de que el Brasil decida ampliar el contrato por 30 MMCD, pues en el acuerdo vigente existe un mecanismo de negociación para esta posibilidad, Inchauste sostuvo que Bolivia tendría que retomar el proyecto de ampliación del ducto hacia el Brasil, que actualmente tiene una capacidad de 31,5 MMCD.

Entre 2000 y 2004, ambos países hablaron de la posibilidad de realizar un estudio para una ampliación del gasoducto. Inchauste dijo que se tendría que retomar ese estudio que técnicamente siempre estuvo presente.

La exportación del gas a Brasil concluirá el 1 de julio de 2019, a partir de esa fecha, si es que no existe una ampliación del contrato de compraventa, ese país podría comprar sólo 6 MMCD. Entonces la capacidad instalada podría usarse para exportar gas a otras latitudes.

Gas TransBoliviano también tiene planes de participar en el mercado energético del estado de Mato Grosso para proveer gas natural para el funcionamiento de la Usina Termoeléctrica de Cuiabá (UTE Mario Covas), y para la industria petroquímica y el autotransporte de esa región.

martes, 25 de mayo de 2010

Arbitraje por nacionalización de la CLHB está en marcha

El proceso arbitral iniciado por la sociedad germano-peruana Oiltanking-Graña Montero sigue su curso, afirma la ministra de Defensa Legal del Estado, Elizabeth Arismendi, sin adelantar detalles.

En enero, el grupo presentó demanda ante la Corte Permanente de Arbitraje (CPA) de la Haya, por la nacionalización de la Compañía Logística Boliviana de Hidrocarburos (CLHB).

Sobre este asunto, la autoridad gubernamental se limitó a responder: “Estamos en proceso de arbitraje”. Este pleito se ventilará en “la Corte Permanente de Arbitraje de La Haya, bajo reglas de la Comisión de Naciones Unidas para el Derecho Mercantil Internacional (CNUDMI)”.

La alemana Oiltanking GMBH (OT) y las peruanas: Graña y Montero S.A.A (G&M) y Graña y Montero Petrolera S.A. (GMP), el 12 de enero del 2010, “presentaron Notificación Arbitral en contra del Estado”, precisamente, por la nacionalización de sus acciones en la empresa.

La estatización de la Compañía Logística fue por Decreto Supremo 29542, la toma se produjo el 1 de mayo del 2008. Desde entonces se hizo cargo Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, (YPFB).

Con una inversión de $us 90 millones Desarrollan campo Sábalo para producir más gas

La nueva planta de tratamiento del gas natural del campo Sábalo estará lista como máximo en un año y medio, justo para recibir el energético que se extraiga de los pozos 7, 8 y 6, aseguran fuentes petroleras. La inversión que demanda está alrededor de 90 millones de dólares.

En tanto que el presidente de YPFB-Andina, accionista mayoritaria de los megacampos San Alberto y Sábalo, Mario Arenas, informó que la operadora Petrobras está perforando los pozos SAL 15 y SAL 17, además del Sábalo 7.

El tercer tren del campo Sábalo está en proceso de instalación a cargo de la contratista internacional Techint, la capacidad de procesamiento es de 6 millones de metros cúbicos por día (MCD) informaron en el sector petrolero

En la actualidad, en el campo San Alberto, el pozo SAL 15 está en fase de terminación y el SAL 17 en perforación. En tanto que en el campo Sábalo se horada el pozo 7, luego el 8 y después el 6, debido a su ubicación, pues está al medio, de acuerdo con informes técnicos.

Por otro lado, Arenas informó que el aporte de YPFB-Andina en estos megacampos está alrededor de 100 millones de dólares. En cuanto a si se incrementará el volumen, el Presidente de la nacionalizada respondió: “Hay que esperar los resultados” .

De todas maneras, “en el caso de San Alberto sí vamos a tratar de mantener el porcentaje de producción”, en tanto que en el caso del campo Sábalo “sí es para aumentar la producción”, acotó.

sábado, 22 de mayo de 2010

Las utilidades de YPFB bajaron en 54% entre 2008 y 2009

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) no sólo carece de capacidad de inversión, sino que sus utilidades en la gestión 2009 bajaron en 54 por ciento respecto de 2008, según Hugo Del Granado, cuyo trabajo fue difundido por plataformaenergetica.org, que a su vez es un espacio del Centro de Estudios para el Desarrollo Laboral y Agrario (CEDLA), y que el jueves difundió La Prensa.

El estudio de Del Granado señala que el resultado de la gestión 2009 es de 1.262 millones de dólares. Pero sin tomar en cuenta a las capitalizadas descienden en 342 millones de dólares: de 628 a 286 millones de dólares entre las gestiones 2008 y 2009, es decir, tuvo una reducción del 54 por ciento en sus utilidades.

La inversión petrolera sólo llegó al 60,28% de lo programado en 2009

El año pasado, la inversión petrolera sumó 332,72 millones de dólares, que corresponden al 60,28 por ciento de lo programado (551,93 millones) y anunciado a principios de gestión, indica el informe estadístico de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

La máxima capacidad de producción de gas natural llegó a un promedio de 36,75 millones de metros cúbicos por día (MCD), volumen menor al programado, que estaba en 43,72 millones de MCD. La producción llegó a un promedio de 34,04 millones. Las mayores inversiones fueron realizadas por Petrobras.

viernes, 21 de mayo de 2010

Disminuyen los envíos de gas natural a Argentina

El miércoles 19, YPFB exportó a Brasil 31,5 millones de metros cúbicos de gas natural y envió 4,68 millones a Argentina. En este último caso, las exportaciones estuvieron por debajo de la cantidad diaria garantizada por YPFB a Energía Argentina SA (Enarsa).

Según información extractada de la página web del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) de Argentina, el miércoles 19, YPFB envió al vecino país 4,68 millones de metros cúbicos de gas cuando la adenda al contrato de compra-venta de gas suscrito entre ambas naciones fija un cantidad mínima de 5 millones (ver infografía).

Para el analista Hugo del Granado Cosío, si Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) ha bajado los volúmenes a Argentina, “se tendría que empezar a aplicar los castigos que están establecidos en la adenda”.

“Si baja de los 5 (millones de metros cúbicos por día) hay penalidad”, precisó el experto, quien descartó la existencia de un problema de producción para que la estatal YPFB haya disminuido la cantidad del energético que requiere el mercado argentino.

Adenda. Desde el 1 de mayo, fecha de vigencia de la adenda al contrato de compra-venta de gas natural suscrito entre YPFB y Enarsa, Argentina demanda diariamente un volumen de seis millones de metros cúbicos de gas boliviano. Ayer, la demanda del vecino país se situó en 4,68 millones de gas.

“A partir del 1 de mayo, que es la fecha efectiva de inicio de la adenda, vamos a estabilizar tanto demanda como producción. Vamos a empezar con un volumen de cinco millones de metros cúbicos diarios hasta llegar a 27,7 millones”, dijo el 26 de marzo el presidente de YPFB, Carlos Villegas.

El Anexo D de la adenda señala que desde el 1 de mayo del año 2010 y hasta el 30 de abril del 2011, YPFB garantiza una provisión diaria de cinco millones de metros cúbicos de gas natural boliviano.

Según la adenda, Bolivia estaría enviando los volúmenes máximos del energético (27,7 millones) a partir del año 2021. El contrato entre YPFB y Enarsa fenece el 2026.

La Razón intentó comunicarse con el responsable de la Unidad de Comunicación de YPFB para conocer el criterio de los ejecutivos de la petrolera estatal, pero éste tenía desactivado su teléfono móvil.

Información. Del Granado criticó al Gobierno por la “absoluta ausencia de información” sobre volúmenes de producción, consumo y exportación de gas natural, datos que “deberían estar publicados en las páginas web del Ministerio de Hidrocarburos, YPFB y de la Agencia Nacional de Hidrocarburos”.

“Lo criticable es que tengamos que estar confiando para hacer nuestras informaciones de fuentes del exterior y que acá nadie sepa nada”, manifestó. Y añadió: “Toda la información que se pueda tomar sobre exportaciones está en Enarsa o de terceros, como hidrocarburosbolivia.com, lo cual es una vergüenza”.

El miércoles, la empresa Gas TransBoliviano (GTB) informó que YPFB comenzó a exportar a Brasil 31,5 millones de metros cúbicos diarios de gas natural, casi un tercio más de lo enviado en los últimos meses.

En un comunicado de prensa, la empresa dijo que la demanda subió paulatinamente hasta situarse en ese volumen, el máximo que puede transportar el gasoducto binacional.

$us 1.500 millones de inversión

Tras la firma de la adenda entre YPFB y Enarsa, el 26 de marzo, Repsol YPF, British Gas y Pan American Energy se comprometieron a invertir hasta el 2014 $us 1.500 millones para aumentar los volúmenes de producción de gas natural en el bloque Caipipendi (campos Margarita y Huacaya).

Paralelamente a la inversión en el desarrollo de los campos Margarita y Huacaya, YPFB y Enarsa terminarán de construir este año el Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GISA) para aumentar el suministro de gas a partir del 2011.

jueves, 20 de mayo de 2010

Exportación de gas al Brasil vuelve a los niveles históricos

Las exportaciones de gas al Brasil marcan una tendencia positiva a favor de Bolivia desde fines de abril, cuando los niveles de ventas empezaron a subir a 26 y 27 MMCD (millones de metros cúbicos día). Gas Transboliviano informó que la demanda de gas de ayer llegó a 31,5 MMCD, el total de la capacidad de los ductos.
Esto representa, según el presidente de Gas Transboliviano, Cristian Inchausti, un retorno a los niveles históricos de 2008, cuando el promedio de exportación fue de 30 MMCD y hubo jornadas en las que se llegó a 31,5 MMCD, el tope de la capacidad del ducto.
Si la tendencia continúa en esta gestión se podrá alcanzar un promedio de 24 MMCD y un ingreso adicional de 300 millones de dólares respecto de la gestión pasada. Con lo que el ingreso para las arcas nacionales, que es distribuido en las regiones, podrá llegar a 2.000 millones de dólares, según Inchausti.
Bolivia y Brasil firmaron en 2001 un acuerdo de compraventa de gas bajo la modalidad take or pay (toma o paga) para la entrega de 30 MMCD. El sistema take or pay se activa a partir de 24 MMCD.
En 2008 fue el año de mayor exportación con un promedio de 30 MMCD, pero en 2009 esta venta cayó a un promedio anual de 22,9 MMCD.
Inchausti indicó que son dos las razones del repunte en las exportaciones de gas al Brasil desde abril pasado. Primero, que Brasil construyó una serie de ductos en su territorio que permite transportar el energético no sólo al estado de Sao Paulo, el mayor consumidor de ese país y el polo más industrializado, sino a Minas Gerais, Espíritu Santo y Río de Janeiro, al este de esa nación.
Además, en relación con el año pasado, se elevó el precio del millón de unidades térmicas británicas (BTU). En 2009, el millón de BTU estaba entre 4,5 y cinco dólares, pero hoy se cotiza en seis dólares.
“La conjunción de dos factores, que es el aumento del volumen y una mejora de precios, va a significar mayores ingresos para Bolivia, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y toda la cadena de la economía boliviana que se beneficia”, señaló Inchausti.
En 2009, los ingresos para el Estado boliviano por concepto de exportación de gas al Brasil bajaron a 1.700 millones de dólares, pues en 2008 habían llegado a 2.400 millones de dólares.
Las exportaciones de gas al Brasil representan el 15 por ciento del Producto Interno Bruto (PIB) y casi la mitad de las exportaciones bolivianas.
La producción actual de gas natural en Bolivia llega a un promedio de 40 MMCD, de los cuales 30 millones serán exportados al Brasil y el resto, distribuido entre el consumo interno y la exportación de gas a la Argentina.
Existen en la actualidad diez pozos en perforación, lo que permitirá aumentar la producción, satisfacer la demanda y facilitar la búsqueda de nuevos mercados.

lunes, 17 de mayo de 2010

Chaco invertirá $us 89 millones

El programa de inversiones de la petrolera Chaco abarca 16 proyectos cuyas inversiones están presupuestadas para este año en 89 millones de dólares, informó el presidente de la nacionalizada, Pedro Torquemada.
Del total de proyectos tres son de exploración en Cochabamba, Santa Cruz y Chuquisaca. Las actividades comenzarían en el segundo semestre. La inversión para exploración superará los 20 millones de dólares, de acuerdo con proyecciones de la empresa.
El mayor número de proyectos son de "perforación e intervención de pozos", indicó Torquemada.
Chaco "es la compañía que tiene tres equipos de perforación en actividad" con esta cantidad de operaciones, puntualizó Torquemada.
Esta petrolera es operada como empresa estatal desde el 23 de enero del 2009, cuando por decreto supremo 29888, el gobierno asumió el control. Fue creada en abril de 1997 a raíz de la capitalización de una de las unidades de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos.
Las reservas de las áreas operadas por Chaco fueron calculadas en 831,8 millones de barriles de petróleo equivalentes al 1 de enero del 2007, incluyendo probadas, probables y posibles.
"Estas reservas fueron estimadas en base a la última certificación oficial realizada por D&M, descontando la producción de las gestiones 2005 y 2006", especifica un informe oficial de la empresa.

Crece la deuda con Venezuela por la compra de diesel oil

Al 31 de diciembre del 2009, la deuda bilateral con la República Bolivariana de Venezuela llegó a $us 292,5 millones, un 27,45% más respecto del año precedente, cuando se situó en $us 229,5 millones.

Bolivia ha incrementado sus importaciones de diesel oil para cubrir la demanda interna de este carburante, del que el país es productor deficitario. La demanda mensual es de 100.000 metros cúbicos, que se debe cubrir con importaciones en un 50%.

Según el reporte sobre la “Balanza de pagos y posición de inversión internacional” del Banco Central de Bolivia (BCB), la deuda externa al 31 de diciembre del 2009 se incrementó en $us 146 millones “como consecuencia de mayores desembolsos principalmente de la CAF, BID y la República Bolivariana de Venezuela”.

Estos dineros, señala el BCB, “fueron destinados a proyectos de infraestructura e importación de diesel, y de las variaciones cambiarias positivas por $us 6 millones debido a la depreciación del dólar estadounidense frente al euro, yen y libra esterlina”.

Bolivia importa diesel oil debido a que las refinerías Gualberto Villarroel (Cochabamba) y Guillermo Elder Bell (Santa Cruz) no pueden producir todo el carburante que demanda el mercado interno, ya que el petróleo que se extrae en el país es liviano.

También repercute en forma negativa la declinación de los campos.

Un último informe de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH), publicado en agosto del año pasado, daba cuenta que las importaciones de combustibles líquidos, compuestos principalmente por diesel oil y a partir del 2009 de gasolina especial, pasaron de 5.484 barriles por día el 2004 a 11.583 barriles en esa gestión.

“El abastecimiento interno de combustibles depende hoy casi en un 25% de las importaciones a precios significativamente mayores que aquellos a los que el producto importado es comercializado internamente”, se lee en el documento de la CBH.

Las razones, de acuerdo con la Cámara, están vinculadas a la caída de la producción de petróleo, condensados (hidrocarburos líquidos en las reservas de gas natural) y gasolina natural de 50.756 barriles el 2005 a sólo 41.028 barriles el año 2009.

El actual descenso en la oferta de líquidos es atribuible a la caída de las exportaciones de gas natural a Brasil. En la actualidad, el 93,6% de los líquidos que alimentan las refinerías sale de los campos de gas natural. De los 47.017 barriles disponibles el 2008, sólo 2.998 barriles provinieron de campos estrictamente petroleros.

La deuda con Venezuela ha venido incrementándose desde el año 2006 ($us 32,6 millones) cuando el Gobierno, a través de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), empezó a comprar el combustible venezolano para aumentar su oferta.

Entre enero y marzo de este año, la estatal YPFB prácticamente ha duplicado las importaciones de diesel y gas licuado de petróleo (GLP) respecto a similar período del 2009.

Un reporte del Instituto Nacional de Estadística (INE) da cuenta que en ese período las importaciones de combustibles y lubricantes registraron un incremento de 95,7%. Es decir, el valor de las importaciones aumentó de $us 88,5 millones a $us 173,3 millones, según el informe del INE.

La deuda externa se incrementa

El saldo de la deuda externa pública al 31 de diciembre del 2009 alcanzó a $us 2.590 millones, monto mayor en $us 146 millones al saldo registrado al 31 de diciembre del 2008, según el reporte sobre la “Balanza de pagos y posición de inversión internacional” del Banco Central de Bolivia (BCB). Del total adeudado al 31 de
diciembre del 2009, 21,9% tiene condiciones concesionarias y 78,1% no concesionarias.

Bolivia recibió menos remesas de España y de Estados Unidos

Bolivia recibió menos remesas de los emigrantes en España y EEUU durante el 2009, mientras que los envíos desde Argentina, Brasil, Chile e Italia aumentaron.

Según el reporte sobre la "Balanza de pagos y posición de inversión internacional" del BCB, las remesas bajaron en su total en un 6,8%, al pasar de 1.097,2 a 1.023 millones de dólares, entre el 2008 y el 2009. Las remesas provenientes de España bajaron un 18,9%, al pasar de 529,9 a 429,7 millones de dólares. Asimismo, los envíos desde Estados Unidos cayeron en un 24,2 por ciento, de 209,3 a 158,6 millones de dólares.

Al contrario, subieron las remesas provenientes de Argentina en un 34,4%, de 159,8 a 214,8 millones, mientras que el crecimiento más espectacular, del 72,1%, fue el de Brasil, que pasó de 20,8 a 35,8 millones, según reportó EFE.

Presentan proyecto para transformar basura en diesel

La firma Techniktransfair S.R.L. presentó un proyecto para la instalación de una Planta KDV 500 a la Prefectura de La Paz y Alcaldía del EL Alto que pretende transformar hasta 50 toneladas de basura en 12.000 litros diesel cada 24 horas a un costo de aproximadamente de $us 0.32 por litro.

La estructura de la planta tendría un costo aproximado de 35.000.000 de euros, informó Gilberto W. Mollericón, vocero de la empresa.

DETALLES

“Esta planta funcionó permanentemente y demostró la superioridad de la tecnología innovadora y sin competencia en el campo de la generación catalítica de aceites sin utilizar grandes presiones”, explicó.

“ Ningún otro proceso es comparable en la descentralización de residuos, ni en la aspiración de encontrar nuevas vías para lograr un alto grado de autosuficiencia en el ámbito de la producción de hidrocarburos. La Planta KDV puede procesar 5.000 litros de diesel por hora”, señaló Mollericón.

Existen varios modelos de plantas para la reconversión de basura en diesel, ubicados en el oeste de Alemania, Italia, España, Bulgaria, que trabajan con basura doméstica, restos de brea y desechos agrícolas. Sirven para realizar pruebas con residuos de refinerías, harina de origen animal y residuos de la extracción de aceite.

MATERIAS PRIMAS

Para la conversión de basura en diesel, se tiene como materias primas : Plásticos de todo tipo, cauchos, neumáticos de automóviles, aceites usados, ceras, grasas, incluidos aceites de transformadores y aceites hidráulicos. Desechos de la agricultura, productos de desechos de animales y alimentos. Residuos hospitalarios, esterilizados, deshidratados y secos, así como todos los residuos de refinados, breas, alquitranes, etc.

PLANTAS

“Actualmente, existe un proyecto para la construcción de 5 plantas KDV 5.000 en distintos países de Europa hasta el próximo año, poco a poco los países se van dando cuenta de la eficiencia y eficacia de las plantas KDV y ven la necesidad de contar con ellas. Se tiene un costo aproximado para su estructura de 35.000.000 de euros”, comentó el entrevistado.

La empresa Techniktransfair S.R.L. tiene una visión social profunda que busca poner a disposición de Bolivia tecnología moderna al alcance de sus manos, buscando el desarrollo de las distintas regiones. “Esto no quiere decir que somos una Organización no Gubernamental que busca la tecnología y el financiamiento de la misma. Nosotros realizamos estudios en diferentes regiones y vemos que tipo de tecnología les puede ayudar a tener mayor crecimiento”, agregó.

OBJETIVO

Uno de los objetivos de la empresa es “buscar trabajar directamente con los gobiernos de cada región o ciudad con proyectos grandes, porque son en beneficio del país”, según expresó.

“Nosotros conseguimos la tecnología, la promovemos y si es de interés para algún país, entonces realizamos un convenio para efectivizar la adquisición de la tecnología.” indicó.

domingo, 16 de mayo de 2010

YPFB formará petroleros profesionales


La estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) Andina pondrá en marcha un plan para generar profesionales especialistas en exploración y desarrollo de activos, geofísica, geología de exploración, geología de desarrollo, petrofísica, ingeniería de reservorios, ingeniería de perforación y operaciones, entre otras áreas.

Según la estatal petrolera, el plan Nuevos Profesionales intenta resolver la falta de respuesta del sistema universitario en formación de especialistas de disciplinas técnicas de exploración y producción, para paliar la necesidad de sustituir progresivamente al personal extranjero con profesionales bolivianos. YPFB Andina está comprometida con ello por la cláusula 16.4 de los contratos de operación con el Estado, aclaró Mario Arenas, presidente de esta entidad.

Se reclutarán 17 personas, preferentemente pasantes de la compañía, con récord académico y evaluaciones sobresalientes en su pasantía, y a postulantes recientemente titulados en carreras como Ingeniería Petrolera, Geológica, Industrial, Electromecánica, de Procesos o Química. Los candidatos no requieren experiencia previa, además que tienen que ser menores de 30 años y estar disponibles para trabajar en el campo.

Las necesidades son específicas. Por ejemplo, la Gerencia de Desarrollo precisa tres ingenieros de reservorios y otros tres geólogos. La Gerencia de Exploración requiere un geólogo y un geofísico, entre las posiciones técnicas más críticas.

El programa “permitirá inyectar sangre joven a la empresa —agregó Arenas—, generar compromiso y sentido de pertenencia desde un inicio, preparar los cuadros de reemplazo y fomentar la meritocracia o contrataciones por mérito propio”.

miércoles, 12 de mayo de 2010

Pendiente formación de sociedad anónima mixta YPFB-Grazprom


La formación de la sociedad anónima mixta (SAM) entre YPFB y Gazprom está pendiente del acuerdo que logre la rusa con la francesa Total en el 40 por ciento de la participación privada, asegura el presidente de la petrolera nacional, Carlos Villegas.

La SAM es para operar el bloque Azero, ubicado entre Chuquisaca y Santa Cruz, el convenio de estudio fue ejecutado por Total Bolivia y Gazprom. En esta sociedad, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos tiene una participación de 60 por ciento, en tanto que las dos europeas deben repartirse el porcentaje restante.

La sociedad anónima mixta fue aprobada por el Directorio de la petrolera estatal el 18 de mayo del 2009, de acuerdo con un informe técnico de Gazprom. A pesar de haber pasado un año, aún no se logró conformarla.

Precisamente, Gazprom y Total deben definir esta participación para luego formar la SAM y crear la empresa PetroAzero, que se dedicará a la búsqueda de reservas hidrocarburíferas del bloque Azero.

Con la creación de Gazprom Latin America Sucursal Bolivia, la rusa estableció una oficina en Santa Cruz de la Sierra en junio del 2008, donde se centrarán las actividades estratégicas de Gazprom, tanto para el corto como mediano y largo plazo.

En septiembre del 2008, Gazprom y Total firmaron un memorándum de entendimiento (MOU, sigla en inglés) para actuar junto con YPFB en el bloque Azero y zonas aledañas.

martes, 11 de mayo de 2010

Gazprom ofrece alianza para explorar 2 campos petroleros

La empresa rusa Gazprom expresó su interés en explorar los campos petroleros Azero y Sunchal, ubicados en el subandino sur de Bolivia, a través de una sociedad anónima mixta formada por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Gazprom y la francesa Total.

La información fue confirmada por el presidente de la estatal petrolera, Carlos Villegas, quien encabezó una misión estatal que visitó Moscú, capital de Rusia, entre el 25 y 28 de abril.

En esa oportunidad, Villegas sostuvo encuentros de alto nivel con autoridades del Ministerio de Energía de ese país y de la empresa Gazprom, la más grande del mundo en la industria de gas natural. Focaliza sus esfuerzos en geología, exploración, transporte, almacenamiento, procesamiento y mercadeo de gas natural y otros hidrocarburos asociados.

La autoridad indicó que en el afán de aprovechar la tecnología rusa en el sector hidrocarburífero se acordaron varias actividades con Vniigas, dependiente de Gazprom, como la de construir almacenes subterráneos para garantizar la estabilidad de la producción, ya que en ellos se guardarían las reservas y se resolvería el problema de la demanda estacional (mayor en invierno y menor en verano), que Rusia, al igual que Bolivia, afronta.

Para este cometido y además para elaborar un plan de desarrollo energético con miras a 2030, el 14 de junio llegará a Santa Cruz una comisión de Vniigas, anunció la autoridad petrolera.

En enero, YPFB, Gazprom y Instituto de Investigación Científica de Gases Naturales y Tecnologías del Gas (Vniigas) suscribieron un memorando de entendimiento. Las autoridades nacionales se comprometieron a brindar toda la información para “elaborar propuestas que garanticen el suministro sostenible de gas”.

De acuerdo con Villegas, se logró un sustancial avance en la negociación sobre la exploración del campo Azero, no así en el Sunchal, la cual comenzará próximamente.

Explicó que en una sociedad anónima YPFB puede participar con un 60 por ciento, y con el resto la empresa interesada, la que en este caso es Gazprom con la incorporación de Total, con la cual está en conversaciones para entablar una alianza.

Apuntan a la formación de una sociedad anónima mixta (SAM).

Las empresas

La empresa Gazprom, de Rusia, es considerada la más grande del mundo en la industria del gas natural.

En 2008 concentraba cerca del 17 por ciento de las reservas mundiales de gas natural y el 84 por ciento de las de Rusia.

En 2007 se creó Gazprom Latin America. En marzo de ese año, Gazprom Sucursal Venezuela y Bolivia.

Rusia, a través de Gazprom, transferirá su tecnología a Bolivia en materia hidrocarburífera.

El acercamiento entre la empresa rusa y YPFB comenzó en 2008, desde cuando se trazaron planes conjuntos

Las inversiones que realizará la empresa rusa aún no fueron definidas, sólo el área, que es exploración de campos.

viernes, 7 de mayo de 2010

Gazprom se une a YPFB para explotar crudo y gas

Cochabamba - Gazprom e YPFB llevarán adelante proyectos de explotación y exploración en Bolivia, anunció el presidente de la estatal petrolera, Carlos Villegas.

“Se ha tomado la decisión de suscribir un acuerdo energético entre ambos gobiernos y un acuerdo de trabajo entre las empresas estatales Gazprom y YPFB que será suscrito a la brevedad posible”, manifestó el titular de YPFB.

El 14 de abril, dijo, continuarán las tareas iniciadas en Rusia. “(Los rusos) han mostrado su interés y estamos ya trabajando, porque quieren hacer inversión en exploración, en explotación. Por otro lado, nos van a dar apoyo importante en investigación para el sector hidrocarburos”, manifestó.

Yacimientos invertirá $us 8 millones en 30 surtidores

Con una inversión cercana a los $us 8 millones, la estatal YPFB rehabilitará 15 estaciones de servicio y construirá otras 15 en varias regiones del país. Las primeras tres fueron inauguradas ayer en Cochabamba.
Carlos Villegas, presidente de YPFB, inauguró las estaciones de servicio ubicadas en las avenidas América y Simón López, al norte de la ciudad, y una tercera en la zona de Valle Hermoso, en el sur. Felicitó a los equipos de trabajo porque en muchos de los casos se tuvo que reconstruir las edificaciones y realizar mantenimiento en otras para que presten servicio óptimo a la población.
Dijo que 15 estaciones de servicio serán rehabilitadas y otras 15 serán construidas en todo el país. “Funcionarán las 24 horas del día para que los usuarios tengan la certeza de encontrar el energético en cualquier momento”.

jueves, 6 de mayo de 2010

Gobierno prevé pagar $us 1.000 MM a petroleras

El Gobierno prevé pagar no más de $us 1.000 millones (MM) por la nacionalización de las firmas petroleras, afirmó el vicepresidente Álvaro García Linera, quien sostuvo que se trata de  “un buen negocio” para el país si se consideran los ingresos generados con la estatización.
“Tengan toda la seguridad de que el proceso de nacionalización, el pago, la indemnización que tenemos que hacer a la ex Transredes, a la ex Chaco, a la ex Andina, a la ex CLHB —en el peor de los casos, y estoy exagerando— va a llegar a los $us 1.000 millones”, aseguró ayer el Vicepresidente en una rueda de prensa en el Palacio de Gobierno.
Recordó la información difundida por el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, en sentido de que en los cuatro años de nacionalización de los hidrocarburos, la estatal generó ingresos por un total de  $us 7.500 millones por concepto de regalías, impuestos y participación empresarial.
“Entonces es un buen negocio, $us 7.000 millones a cambio de $us 1.000 millones, no hay dónde perderse, el Estado ha ganado nacionalizando”, sostuvo García Linera.
La autoridad añadió que la política de estatización “no es sólo un tema de dignidad y soberanía económica, sino también de control del excedente económico”.
A la fecha, el Estado controla el 32% de la producción de riqueza y “va a seguir incrementando su capacidad productiva hasta un 35 ó 40%”, aseguró el Vicepresidente.
COSTO. En el libro Nacionalización. Los costos de una ilusión, el analista en temas hidrocarburíferos Franceso Zaratti afirma que el costo probado que le significó al Estado boliviano la recuperación de las petroleras capitalizadas es a la fecha de $us 429,4 millones.
Por la compra de acciones de Andina —donde la española Repsol YPF tenía una participación mayoritaria—, se pagó $us 7,9 millones, detalla el experto. En este caso, el Estado adquirió las acciones necesarias para tener el control de la firma. A Chaco, cuyo accionista mayoritario era Pan American Energy (PAE), se le ofreció $us 1,2 millones para tener el control de la empresa.
En el caso de Transredes, las capitalizadoras Shell y Ashmore obtuvieron $us 308,2 millones en total ($us 67 millones por sus acciones y $us 241 millones por concepto de indemnización).
Finalmente, por la compra de las refinerías de Petrobras, el Gobierno desembolsó $us 112 millones.
Además de las cifras a las que hace referencia Zaratti, están los montos demandados por aquellas petroleras que iniciaron arbitrajes contra el país tras la nacionalización de sus inversiones. El 12 de enero del 2010, Oiltanking-Grupo Graña y Montero presentó arbitraje en contra de Bolivia. El consorcio pide $us 40 millones   por la expropiación de sus acciones en la Compañía Logística de Hidrocarburos Boliviana (CLHB).
La empresa anglo-argentina PAE presentó el 12 de marzo de este año una demanda contra Bolivia ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a las Inversiones (CIADI). Aún se desconoce el monto de indemnización que pide por sus acciones.

Demandan al país por millones

Telecom
El holding Euro Telecom International (ETI) pide 700 millones de euros ($us 900 millones, al tipo de cambio actual), además del pago de un “interés compuesto” de 10% sobre el monto que se establezca en el laudo arbitral por la expropiación de sus acciones en Entel.

Quiborax
La empresa Quiborax, subsidiaria de la firma chilena Non Metallic Minerals, demanda del Estado el pago de $us 66 millones por la reversión de sus concesiones para la explotación de ulexita en el salar de Uyuni.

sábado, 1 de mayo de 2010

El Gobierno rechaza el arbitraje requerido por petrolera ante el CIADI

La ministra de Defensa Legal de las recuperaciones estatales, Elizabeth Arismendi, anunció que el Gobierno rechazó el arbitraje solicitado por la petrolera Pan American Energy (PAE), capitalizadora de Chaco, ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a las Inversiones (CIADI), del Banco Mundial.

Anunció que enviaron una misiva en la que reclaman que este organismo haya aceptado el pedido de PAE, porque Bolivia dejó de ser miembro de esa entidad en mayo de 2007. El pedido de que se inicie un arbitraje fue registrado en el CIADI el 12 de abril. Chaco fue nacionalizada el 23 de enero de 2009 y fue la última de las empresas petroleras en pasar a manos estatales.