sábado, 30 de abril de 2011

Las conversiones a GNV no llegan ni al 50%

En abril, el Gobierno no alcanzó ni el 50% de la meta establecida de conversiones a GNV para el mes (3.000) por falta de apoyo del sector transportista. Éstos lo niegan y anuncian que pedirán hacerse cargo del proyecto; aseguran mejores resultados.

Según información publicada por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, la Entidad Ejecutora —encargada del Programa de Conversión a Gas Natural Vehicular (GNV) desde este año— tenía previsto equipar, hasta el 25 de abril, a 2.137 vehículos del transporte público a nivel nacional.

“Lamentablemente, no se va a llegar a cumplir ni el 50% del objetivo propuesto para las conversiones, principalmente por la tardanza en la presentación de carpetas por parte de los dirigentes de los choferes”, informó a La Razón el representante de los 73 talleres certificados de conversión y presidente de la Cámara de Gas de Cochabamba, Renán Quiroga.

Al respecto, el secretario ejecutivo de la Confederación de Choferes, Franklin Durán, sostuvo que los requerimientos de la entidad para acceder al programa son “muy burocráticos”, lo que desalienta a sus afiliados a llevar a sus motorizados a los talleres de conversión distribuidos en los departamentos de La Paz, Cochabamba, Santa Cruz, Oruro y Sucre.

Pedido. El 21 de diciembre del 2010, el ex ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Fernando Vincenti, afirmó que “fue un error” que YPFB se haga cargo del Programa de Conversión Vehicular, “porque tiene muchas otras cosas más importantes que atender. Por eso hemos creado la Entidad Ejecutora (20 de octubre del 2010), para que se dedique única y exclusivamente a la conversión”.

Según Durán, “el acuerdo con el Gobierno establece que, si la entidad no pasa en este mes de las 3.000 conversiones, el programa tendría que pasar a la Confederación. Sostenemos el planteamiento, lo pediremos al presidente (Evo) Morales y demostraremos que realizaremos más conversiones en menos tiempo y con menos presupuesto”.

Asimismo, la baja demanda de conversiones “perjudica” también a los propietarios de los talleres que suscribieron contratos con el Ministerio de Hidrocarburos para realizar cinco o más conversiones por día. Con este objetivo, aumentaron su personal, adquirieron más maquinaria y herramientas y readecuaron sus instalaciones.

“Los propietarios de los talleres hemos invertido más para este proyecto, pero desde el 2008 esa inversión no ha retornado”, sostuvo Quiroga. Antes de lanzarse el Programa de Conversión a GNV (2008), se realizaban entre 3.000 a 4.000 conversiones vehiculares por mes a nivel nacional. Ahora no llegan ni a 1.000 por mes.

Sacaba implementa la planta de biogás creada por Jhonny Colque

Johnny Colque, un vecino de la Urbanización Paraíso de la zona Esmeralda en Sacaba, ofreció su invento a la Alcaldía de ese municipio y ahora será implementado en la planta de tratamiento de aguas residuales, a cargo de la Empresa Municipal de Agua potable y Alcantarillado Sanitario de Sacaba (Emapas). Ayer se realizó la presentación oficial con presencia de autoridades.

Colque es egresado de mecánica automotriz y es el creador del “biodigestor domiciliario” que funciona con gas producido en su mayor parte por heces fecales, orina y también basura orgánica (restos de frutas, plantas y otros). El equipo está compuesto por biodigestores, un equipo de absorción, un tanque de biogás y está conectado al sistema de la cocina.

Durante la presentación del proyecto piloto que opera en su propia casa, el inventor recordó que su hijo sufrió un aplazo en el colegio por presentar este prototipo. Colque contó que muchas puertas se le cerraron, que ninguna autoridad confió en su proyecto hasta 2010 cuando la Alcaldía de Sacaba aceptó su creación.

Alrededor de 40 vecinos asistieron al acto y con admiración siguieron paso a paso la explicación que comenzó con el primer prototipo, un equipo pequeño, para luego hacer funcionar el más grande y demostrar que el gas permite el funcionamiento de su cocina.

“Esto puede abastecer a mi familia. Somos seis, y todos los días puedo utilizar para cocinar”, expresó Colque pensando en la industrialización y en abaratar costos a futuro, prescindiendo de la compra de Gas Licuado de Petróleo (GLP) como él hace ahora.

Se puso en funcionamiento al biodigestor y cocinaron huevos que luego fueron compartidos en sandwiches con refrescos con los asistentes al acto.

Este proyecto será implementado en grande, en la planta de tratamiento de Sacaba. El gerente de Emapas, Óscar Zelada, expresó que la demostración es la prueba de que es posible implementar la planta sin generar contaminación y beneficiando con biogás domiciliario a distintos barrios.“Ojalá que podamos difundir y hacer entender esto a la gente de Esmeralda sur. No son proyectos que van a perjudicar”, dijo Zelada recordando los conflictos por la oposición de algunos vecinos a que se construya la planta que tiene financiamiento garantizado de 5,5 millones de Bs.

Potencial gasífero del campo Incahuasi llega a 18 MMmcd

El campo Incahuasi, conformado por los bloques Aquío e Ipati, en la provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz, tiene un potencial de producción que alcanza hasta 18 millones de metros cúbicos día (MMmcd) de gas natural.

De acuerdo con los datos de la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB Corporación), el desarrollo conceptual del campo Incahuasi incluye en su primera fase la puesta en producción de tres pozos.

El caudal de producción de esta primera fase será de 6,5 MMmcd a partir del año 2015.

En las fases 2 y 3 se incluyen dos trenes de producción adicionales, con lo que la producción se incrementará a 13 MMmcd en el año 2017 y a 18 MMmcd en 2020, con un total de nueve pozos.

El miércoles, YPFB oficializó el descubrimiento de lo que podría ser una de las mayores reservas de gas concentradas en un bloque, el Aquío, con un yacimiento que llega a 2,6 Trillones de Pies Cúbicos (TCF), que sumado a los de Ipati hacen un total de 3 TCF.

Durante el anuncio del nuevo descubrimiento, el presidente de YPFB, Carlos Villegas, remarcó que las reservas probadas y certificadas por la empresa Ryder Scott, de 9,94 TCF, ahora se incrementaron en 30 por ciento.

La francesa Total E&P, junto a su socia argentina Tecpetrol, ambas operadoras del campo Incahuasi en 80 por ciento la primera y 20 por ciento la segunda, pondrán en producción el pozo Aquío X-1001 en el año 2015 con una inversión aproximada de 800 millones de dólares. Esta producción inicial del nuevo descubrimiento se hace significativo si se toma en cuenta la actual demanda de gas en el mercado interno, que está en alrededor de 7 MMmcd, o las exportaciones al mercado argentino, que también bordean el mismo volumen.

De acuerdo con datos oficiales que pudo consultar Cambio, se estima que el nuevo yacimiento descubierto en la provincia Cordillera de Santa Cruz contribuirá en gran medida a garantizar los mercados de Brasil —el mayor consumidor del gas boliviano—, Argentina y el creciente mercado interno, que en la actualidad está en proceso de transformar su matriz energética al uso del gas natural.

Según YPFB Transporte, el consumo interno y las exportaciones demandaron el jueves 43,4 MMmcd de gas.


Cronología de los hechos

Inicios. El año 2001, la empresa Total E&P firmó el contrato de exploración y explotación del Bloque Aquío. En 2003 se sumó Tecpetrol como su socia.

Decisión. En febrero del 2010, ambas empresas comenzaron la perforación del pozo Aquío X-1001.

Anuncio. Luego de 15 meses de trabajo, el 27 de abril de este año, YPFB oficializó el descubrimiento de grandes reservas de gas en aquío.

Costo. El desarrollo del bloque para su puesta en producción demandará $us 800 millones.

viernes, 29 de abril de 2011

Desde el 1 de mayo se restringirá la venta de gasolina hasta 120 litros por persona

La norma, contenida en una resolución de directorio del Servicio de Impuestos Nacionales (SIN), señala que “es necesario establecer controles efectivos a los contribuyentes que comercializan productos subvencionados por el Estado” a través de la “información útil y oportuna” que deben contener todas las facturas emitidas por las estaciones de servicio.

Si bien la restricción para la venta de carburantes ya está establecida en el Decreto Supremo 28511, de 16 de diciembre del 2005, la misma no era cumplida por las estaciones de servicio debido a la falta de control y a un mecanismo que permita identificar a los compradores de carburantes.

Al respecto, la gerente general de la Asociación de Surtidores de Bolivia (Asosur), Susy Dorado, dijo que la entidad ya envió una carta a los ejecutivos de Impuestos para explicarles que esta medida perjudicará, sobre todo, al transporte pesado y al agro.

Autorización. “Si usted quiere poner más de 120 litros al tanque, (el sistema Da Vinci) no le acepta, le sale error. Caso contrario, le pide la autorización de la Dirección de Sustancias Controladas, que un vehículo normal y particular que tenga una capacidad mayor a 120 litros no necesita”.

Indicó, por ejemplo, que los camiones de alto tonelaje tienen tanques que almacenan, en promedio, de 200 a 600 litros de diésel. “Incluso hay algunos camiones Ford que vienen de fábrica con dos tanques, cada uno con capacidad de 600 litros”, añadió.

El Artículo 4 de la Resolución de Directorio 10-0007-11 del SIN establece que “las estaciones de servicio de venta de combustibles deben recabar de forma obligatoria la versión actualizada del Libro de Compras y Ventas Da Vinci en la plataforma de atención al contribuyente de las gerencias distritales de su jurisdicción”.

Este medio trató de contactarse con el presidente del SIN para conocer más detalles de la resolución, pero en la Unidad de Comunicación se informó que el ejecutivo estaba de viaje.

Dorado también señaló que otro inconveniente es la prohibición para la venta de combustibles a los vehículos que no cuenten con una placa. Dijo que esta medida perjudicará a los dueños de cuadratrack y a los propietarios de equipo pesado. Incluso dijo que los surtidores están prohibidos de vender combustible a los propietarios de motocicletas que no tengan placas.

“Nos han llamado de la Asociación de Mototaxistas del Beni y están preocupados de que no se les atienda. Y obviamente no se les va atender si no tienen placa”, complementó.

En cuanto a los vehículos con placa extranjera, que ahora deben pagar por el combustible a precio internacional, Dorado indicó que antes la restricción se aplicaba sólo para la venta en zonas fronterizas. “El precio internacional que antes regía sólo para fronteras ahora va a regir para toda Bolivia”.

Actualmente el precio del diésel oíl para los vehículos con placa extranjera es de Bs 6,80 por litro y de Bs 6,47 para la gasolina especial.

El límite en frontera es de 50 litros

La gerente general de Asosur, Susy Dorado, dijo que la venta de combustibles en frontera se limita hasta un máximo de 50 litros. “El problema que se va a venir es en fronteras, donde no se puede vender en volúmenes mayores a 50 litros”.

Gas: Aquío requiere $us 800 millones para su desarrollo

Para desarrollar el Bloque Aquío y comenzar la producción y comercialización de las nuevas reservas de gas natural, la empresa Total E&P Bolivia deberá invertir 800 millones de dólares a partir de esta gestión en la instalación de ductos y una planta procesadora, entre varias tareas.

La estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB Corporación) confirmó el miércoles el descubrimiento de las nuevas reservas de gas en el pozo Aquío X-1001, ubicado en la zona Caraparicito, en el municipio de Lagunillas, provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz.

Para el presidente de la francesa Total E&P, Jean Daniel Blasco, las futuras inversiones ratifican el compromiso de la empresa con el desarrollo de los hidrocarburos en Bolivia.

De acuerdo con el informe de Total, el desarrollo del nuevo reservorio tendrá tres fases: una primera que requiere de tres pozos y una capacidad de producción de 6,5 millones de metros cúbicos día (MMmcd) de gas; la segunda con seis pozos y la obtención de 13 MMmcd, y una tercera etapa que incluye nueve pozos y la producción de 18 MMmcd.

De los 800 millones de dólares para desarrollar el campo gasífero, unos 300 millones serán invertidos en la construcción de una planta procesadora, mientras que 250 millones serán para el tendido de ductos y el resto (250 millones) en otras tareas.

El año 2001, Total E&P firmó el contrato para la exploración y explotación del Bloque Aquío. En 2003 la empresa Tecpetrol Bolivia SA se incorporó al proyecto como socia con una participación del 20 por ciento.

La empresa de capitales franceses tiene previsto perforar un nuevo pozo, el Incahuasi X2, en el Bloque Ipati, a continuación del Aquío X-1001. Esta tarea se realizará antes de iniciar el desarrollo del campo Incahuasi.

Según datos de YPFB, el descubrimiento en el Bloque Aquío de 2,6 trillones de pies cúbicos de gas (TCF, por su sigla en inglés), junto a Ipati (0,4 TCF), adicionarán un 30 por ciento a las reservas nacionales de gas certificadas por la empresa Ryder Scott.

El informe de esta empresa señala que hasta el 31 de diciembre de 2009 las reservas probadas de gas en Bolivia registraban 9,94 TFC, que se incrementarán a 13 TCF si se toma en cuenta el descubrimiento en Aquío y las reservas de Ipati.


Total E&P figura entre las que más invierte en Bolivia

Las compañías Repsol E&P SA, Total E&P y Petrobras, que operan en el país, son las que tienen las mayores inversiones programadas en Bolivia para la presente gestión, en actividades de explotación o desarrollo de campos, informó Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

El informe sostiene que las empresas privadas invertirán este año 672,4 millones de dólares, que representan el 37,1% del total de las inversiones del sector petrolero. De este monto, 111 millones se destinarán a tareas de exploración y 561,5 millones para el desarrollo de campos.

En el ranking de las inversiones, Repsol es la petrolera que mayores inversiones ha previsto realizar, con un monto aproximado de 318 millones de dólares. La compañía quiere aumentar este año la producción en los campos Margarita y Huacaya hasta 3 millones de metros cúbicos día (MMmcd) de gas natural.

Entre tanto, la francesa Total, que opera el Bloque XX Tarija Oeste, anunció importantes inversiones para este año en el bloque Ipati y Aquío, en tareas de construcción de facilidades de campo.

Petrobras realiza la perforación de los pozos SAL-15, SAL-16, SAL-17 y SAL-X11 en el campo San Alberto. En San Antonio, la brasileña invertirá en la perforación de los pozos SBN-7, SBN-8 y SBN-101i.


Inversión, mercados y reservas

Las interpretaciones del informe de reservas hidrocarburíferas del país por parte de analistas y autoridades del sector se enmarcan en posiciones pesimistas, moderadas y optimistas, pero en los tres casos se coincide en que es necesario invertir a gran escala en los próximos años en exploración para confirmar las reservas probables (P2) y posibles (P3) y descubrir nuevos yacimientos.

Al respecto, el Gobierno ratificó que se cuenta con 15,5 TCF (trillones de pies cúbicos) de reservas de gas, que alcanzarán para cumplir con el mercado interno y externo.

De momento, la tarea de exploración será llevada en solitario por la Corporación YPFB, incluyendo sus subsidiarias, según los planes de trabajo y presupuesto (PTP) 2011. Al respecto, la pregunta que se hacen los analistas es si alcanzarán los recursos económicos y la sola iniciativa estatal para lograr este objetivo.

Con los 9,94 TCF de reservas probadas certificadas por Ryder Scott hasta 2009, la mayoría de los expertos garantizan provisión de gas para el mercado interno y externo sólo hasta el año 2021.

Una lectura diferente tiene la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE), ya que, en su criterio, “las reservas probadas nos permiten atender nuestros contratos actuales”. Añade que el verdadero desafío consiste en evaluar las condiciones para atraer nuevas inversiones.

Desde Argentina, un analista y una ex autoridad energética advierten que la única forma en la que el sector privado se interesará en invertir en el país es a través de concretar nuevos mercados para el gas y revisar el marco legal e impositivo para incentivar la exploración.

Respecto al futuro de la industrialización del gas natural, el secretario de Energía e Hidrocarburos del Gobierno Departamental Autónomo de Santa Cruz, Carlos Hugo Sosa, sostuvo que primero se deberán garantizar los mercados para los productos resultantes de estas industrias, indistintamente de la cantidad de reservas probadas. De todos modos, el criterio general en el sector es que este tema pase a segundo plano. (Reporte Energía)

jueves, 28 de abril de 2011

Un gigantesco yacimiento de gas sube en 30% las reservas probadas

El presidente evo morales fue el encargado de dar la buena nueva al país desde lagunillas

Lagunillas - Santa Cruz

Franz Acarapi

El Gobierno confirmó ayer el descubrimiento de un gigantesco reservorio gasífero en el bloque Aquío (AQI-X1001), ubicado en el sudeste del país, que aumentará en 30 por ciento las reservas probadas del energético, unos tres trillones de pies cúbicos de gas natural, además de líquidos asociados.

El presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Evo Morales Ayma, y el presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas Quiroga, fueron los encargados de dar la buena nueva al país en un acto especial que se desarrolló en la localidad de Lagunillas, Santa Cruz, donde se encuentra ubicado el bloque operado por la compañía francesa Total y la argentina-italiana Tecpetrol.

También participaron el embajador de Francia en Bolivia, Antoine Grassin; el presidente de Total E&P, Jean Daniel Blasco, además de autoridades locales y representantes de las comunidades indígenas de la zona.

El Primer Mandatario dijo que “con este descubrimiento llegamos a 13 TCF, lo que significa que cuando se explora es posible mejorar nuestras reservas de gas, es una buena noticia para el pueblo boliviano”.

Asimismo, pidió a los ejecutivos de la empresa francesa Total mayores inversiones para asegurar la producción de hidrocarburos.

CERTIFICACIÓN COMERCIAL

“El Presidente de Total entregó oficialmente la declaratoria de comercialidad, eso quiere decir que tenemos el documento que expresa oficialmente el descubrimiento de reservas, de un descubrimiento comercial”, señaló el Presidente de YPFB.

Agregó que junto al bloque Ipati, próximo a Aquío, se adicionará un total de tres TFC a las reservas nacionales de gas.

El área con nuevas reservas de gas se encuentra en su fase inicial y ahora corresponde desarrollar el campo con una inversión aproximada de 800 millones de dólares, que incluye la instalación de una planta procesadora y el tendido de una red de ductos, afirmó el principal ejecutivo de la estatal petrolera.

Entre tanto, el Presidente de Total ratificó el compromiso de la empresa y su socia Tecpetrol con el desarrollo de los hidrocarburos en Bolivia.

“Aquío X1001 fue un pozo difícil; sin embargo, pese a todas las dificultades técnicas, seguimos adelante con nuestra perseverancia porque confiamos en que el éxito era posible”, indicó Blasco.

El pozo tiene una profundidad de 4.800 metros (4,8 kilómetros) y Total inició su perforación el 1 de febrero de 2010, y la empresa tiene previsto perforar otro pozo, el Incahuasi X2 en el bloque Ipati.

De acuerdo con Villegas, con este nuevo descubrimiento en Incahuasi, los compromisos del país en la exportación de gas a los mercados de Brasil y Argentina, además del mercado interno, quedan “completamente garantizados”.

Según un comunicado de la empresa Total E&P, la inversión requerida en el desarrollo del campo Incahuasi, en donde se prevé que existe una gran reserva de gas natural, llegará a más de mil millones de dólares en los próximos años.


Criterios

Nombre: Carlos Villegas

Cargo: presidente de YPFB

Estos resultados son producto de un diseño, elaboración e implementación de un plan de exploración que está en marcha en el país, tanto en las zonas tradicionales como en las zonas no tradicionales. Este plan tiene por objetivo aumentar reservas de hidrocarburos; ahora es Aquío que nos muestra un resultado fundamental, que junto con Ipati significarán, por lo menos, el aumento del 30% de las reservas que tenemos hasta el momento.


Nombre: Jean Daniel Blasco

Cargo: presidente de Total

El presidente de la francesa Total E&P ratificó el compromiso de la compañía que dirige y afirmó que se invertirán alrededor de 800 millones de dólares en el desarrollo de este nuevo campo de grandes proporciones. “Este descubrimiento es para todos nosotros una buena noticia. A los dueños de casa, el gobierno municipal de Lagunillas, les aseguramos que seguiremos trabajando por el desarrollo de la región”.


Apuntes

Descubrieron tres trillones de pies cúbicos (TCF por sus siglas en inglés) en el pozo AQI-X1001, que pertenece al bloque Aquío, en Santa Cruz.

El pozo tiene una profundidad de 4.800 metros (4,8 kilómetros) y Total inició su perforación el 1 de febrero de 2010.

El 1 de febrero de 2010, Total E&P Bolivie Sucursal Bolivia, operadora del contrato de operación Aquío, inició la perforación del pozo exploratorio AQI-X1001.

El bloque Aquío es operado por la sociedad conformada por la compañía Total E&P Bolivie, que participa con un 80%, y Tecpetrol de Bolivia, con un 20 por ciento.


Evo pide a las comunidades que reflexionen

El presidente Evo Morales pidió ayer a las comunidades indígenas asentadas en las zonas de influencia de proyectos petroleros no confundir las consultas medioambientales con el chantaje y hasta extorsión a las empresas e incluso al propio Estado.

A veces las consultas ya no es tanto para conservar el medio ambiente, “sino son una especie de un chantaje a las empresas, al Estado o a Yacimientos, son condicionamiento, hasta una extorsión”, señaló el Jefe de Estado, quien pidió a los dirigentes indígenas reflexionar sobre este hecho.

Señaló que esas acciones sólo perjudican la exploración y estudios técnicos que deben realizar las petroleras en diversas regiones del país, cuyo objetivo es incrementar las reservas de hidrocarburos.

Asimismo, sostuvo que Bolivia “depende del gas, así como antes del estaño y de otros recursos, ahora tenemos la oportunidad de mejorar la economía”.

En ese sentido, señaló que tras el descubrimiento es urgente una mayor inversión para subir la producción.


Total E&P ratifica compromiso con Bolivia

El presidente de la empresa francesa Total E&P, Jean Daniel Blasco, ratificó el compromiso de la compañía que dirige con el desarrollo de los hidrocarburos en Bolivia y afirmó que se invertirán alrededor de 800 millones de dólares en el avance de este nuevo campo de grandes proporciones, citó AN-YPFB.

“Este descubrimiento es para todos nosotros una buena noticia. A los dueños de casa, el gobierno municipal de Lagunillas, les aseguramos que seguiremos trabajando por el desarrollo de la región”, anunció Blasco tras entregar al presidente de YPFB, Carlos Villegas, la declaratoria de comercialidad del pozo descubridor AQI-X1001 perteneciente al bloque Aquío, ubicado en el chaco.

El ejecutivo de Total en Bolivia aseguró que AQI-X1001 fue un pozo difícil, “mucho más de lo anticipado”, no obstante dijo que se decidió seguir adelante, a pesar de todas las dificultades, porque confiaron “en que el éxito era posible. Hoy estamos celebrando su éxito”, expresó Blasco, que agradeció a las autoridades nacionales por el apoyo.


Villegas garantiza gas para mercados

Con el descubrimiento de un reservorio de tres trillones de pies cúbicos (TCF por sus siglas en inglés) en el bloque Aquío, las reservas probadas de gas natural del país se elevaron de 9,94 TCF a 13 TCF, que le permiten al país cumplir con sus compromisos de suministro de gas natural al mercado interno y externo (Brasil y Argentina).

El presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB Corporación), Carlos Villegas, afirmó “que con estas reservas, Bolivia cumplirá ampliamente con sus compromisos de exportación de gas natural a los mercados de Brasil y de Argentina los próximos años y con el abastecimiento interno”.

Bolivia exporta en la actualidad aproximadamente 30 millones de metros cúbicos día (MMmcd) de gas natural a Brasil y 7,7 MMmcd millones a Argentina. El mercado interno demanda hasta 8 MMmcd.

El incremento de las reservas también beneficiará a los departamentos productores de hidrocarburos y por ende a todo el país a través de la captación del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), que permite a gobernaciones y municipios ejecutar obras de desarrollo, mencionó el presidente de la estatal petrolera.

miércoles, 27 de abril de 2011

Utilidades brutas de YPFB suben a $us 735 millones

ASCENSO: La utilidad sobre activos de la estatal petrolera subió de 5,54 a 11,27 por ciento.

La Prensa y agencias.- La utilidad bruta de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB Corporación) superó los 735 millones de dólares al cierre de la gestión 2010, y registró un índice superior en 153,4 por ciento al año 2009, cuando obtuvo 290 millones de dólares por ese mismo concepto, según balance financiero.

El capital de trabajo de YPFB Corporación aumentó de 1.029,7 millones de dólares, apuntados en 2009, a 1.142,7 millones de dólares, registrados al cierre de la gestión anterior.

En 2009, la utilidad sobre activos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos fue de 5,54 por ciento. Un año después, en la gestión 2010, este mismo indicador llegó a registrar 11,27 por ciento.

Del mismo modo, la utilidad sobre el patrimonio de la empresa estatal experimentó un crecimiento de 8,36 por ciento a 21,9 por ciento, entre 2009 y 2010. “Todos estos indicadores financieros, sujetos a la auditoría reglamentaria, muestran la salud económica y el eficiente desempeño de YPFB, empresa estatal de propiedad de todo el pueblo boliviano”, destacó Carlos Villegas, presidente ejecutivo de YPFB Corporación.

En 2010, YPFB Corporación invirtió más de 827.000 dólares en 50 cursos de capacitación financiados con recursos propios y asignaciones con cargo a costos recuperables para coadyuvar a la formación de 1.022 funcionarios de YPFB, entre ingenieros, técnicos y economistas, que recibieron cursos especializados en diversas ramas de la administración de la industria petrolera. Del mismo modo, se impartieron cursos en gestión pública especializada, talleres de seguridad industrial y equipos para técnicos operativos.

La ejecución de la empresa estatal en el rubro de pasajes y viáticos en 2010 fue de 2,5 millones de dólares.

Comienza proceso para planta de líquidos

YPFB inició ayer el proceso de contratación de una empresa especializada para realizar la ingeniería, procura, construcción y puesta en marcha de la Planta de Extracción de Líquidos Gran Chaco con recursos financieros propios.

Una vez puesta en funcionamiento, esta planta tendrá un impacto socioeconómico, pues permitirá generar divisas para Bolivia, toda vez que será la tercera más grande de Latinoamérica al igual que Argentina y Perú, destacó el gerente nacional de Plantas de Separación de Líquidos, Gerson Rojas. “Hoy, YPFB hace pública esta contratación, es decir, salimos a la web con toda la documentación necesaria para obtener empresas postulantes. Es importante para el país, porque la principal función de esta megaplanta, una vez que esté en operación, es atender toda la demanda interna de licuables que tenemos en el país y convertir a Bolivia en un importante exportador de líquidos en Latinoamérica”.

“La apertura de sobres será el 19 de agosto y la adjudicación está programada para el 29 del mismo mes, cuando tendremos noticias para el país con relación a la adjudicación de alguna empresa privada proponente”.

Megacampo: Total E&P descubre nuevas reservas de gas en Santa Cruz

La petrolera francesa Total E&P, junto a su socia italoargentina Tecpetrol, descubrió reservas de gas en el campo norte de Incahuasi, concretamente en el bloque denominado Aquio (distante 60 kilómetros de Camiri-Santa Cruz), adelantó la compañía al periódico cruceño El Deber.

La agencia de noticias ABI también confirmé el descubrimiento y anunció que el presidente de Bolivia, Evo Morales Ayma, viajará hoy a la zona para anunciar el “megacampo”.

El descubrimiento de nuevas reservas de gas en el Bloque Aquio, a unos 50 kilómetros de Camiri, coprresponden a El Chaco en el departamento de Santa Cruz.

De acuerdo con los informes iniciales, las nuevas reservas fueron descubiertas por las empresas TOTAL de Francia y la ítalo-argentina TECPETROL

Después de 16 meses de los trabajos de perforación a una profundidad de 6.300 metros y con una inversión de 70 millones fueron descubiertas las nuevas reservas.

Un informe de la empresa gala TOTAL estima que en el campo de Incahuasi, donde se explora en los bloques de Ipati y Aquio, habría reservas estimadas inicialmente con capacidad de producir por lo menos 6,5 millones de metros cúbicos diarios, que serían duplicadas posteriormente hasta llegar a 18 millones.

martes, 26 de abril de 2011

La demanda de gas natural llegó a pico de 45,9 MMmcd

La demanda de gas natural boliviano en el mercado interno y externo (Brasil y Argentina) registró, el 15 de abril, su mayor pico, con 45,9 millones de metros cúbicos día (MMmcd).

Frente a ese panorama, el presidente de la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, señaló que la producción de gas natural experimenta un incremento permanente y que en esta gestión alcanzará un promedio de 46,3 MMmcd.

“La producción de gas natural está en incremento permanente”, aseguró el presidente de la estatal petrolera, quien negó versiones sobre un declive en la obtención del carburante. “Nuestra capacidad de producción este año va a estar en 46,3 millones de metros cúbicos día. Ésa es la capacidad, es nuestro potencial, eso podemos producir”, aseguró.

Es más, informó que la “capacidad de producción, en muchos casos, está por encima de la demanda” de gas natural, tanto en el mercado interno como externo.

Bolivia tiene el compromiso de enviar al Brasil hasta 30 MMmcd, a la Argentina 7 MMmcd este año, 11 MMmcd desde 2012, hasta llegar a 27 MMmcd en 2026.

De acuerdo con un reporte de YPFB Transporte, durante los primeros 15 días de abril el mercado brasileño demandó 22 MMmcd en promedio. El día 15 registró su mayor pico, con 30,8 MMmcd, y luego bajó a 29 MMmcd y a 16 MMmcd. En el caso de Argentina, las nominaciones variaron de 3 a 7,1 MMmcd, y el mercado interno demandó entre 5 y 8 MMmcd.

SUBVENCIÓN

Sobre los recursos para la subvención a los carburantes (gasolina y diésel) y su posible incremento por el alza en el precio internacional del petróleo, Villegas afirmó “que está en los rangos programados por el Ministerio de Economía”.

Villegas comentó que el precio por el diésel que compra de PDVSA “está sujeto al comportamiento del precio del petróleo en el mercado internacional”, que en los últimos meses se ha elevado hasta superar los 100 dólares el barril por varios hechos, entre ellos los problemas políticos que aquejan en Oriente Medio.


YPFB organiza Primer Congreso de gas

El 19 y 20 de mayo se realizará, en la ciudad de Santa Cruz, el Primer Congreso YPFB Gas y Petróleo 2011, organizado por la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB-Corporación).

En el evento participarán ministros, empresarios y expertos de al menos siete países, quienes analizarán las perspectivas de la industria del gas en el contexto de los cambios del sector por la crisis económica mundial.

El presidente de YPFB, Carlos Villegas, confirmó la presencia del subsecretario de Coordinación del ministerio argentino de Planificación, Roberto Baratta; del presidente de PDVSA, Rafael Ramírez, y del director ejecutivo de BG Group, Martín Houston.

Además de representantes del Gobierno de Ecuador, investigadores de la universidad inglesa de Cambridge, ejecutivos de British Gas y de la petrolera rusa Gazprom.


BCB desembolsa Bs 26,9 millones a Yacimientos

El Banco Central de Bolivia (BCB) realizó el cuarto desembolso a favor de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) por Bs 26,9 millones.

De acuerdo con un comunicado oficial del ente emisor, el desembolso de los recursos se efectuó el 21 de abril.

“El Banco Central de Bolivia comunica que, en fecha 21 de abril de 2011, efectuó el cuarto desembolso a favor de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), por el monto de Bs 26.985.594”, señala el comunicado del BCB.

El contrato de préstamo fue firmado entre YPFB y el BCB el 10 de septiembre de 2009, por el monto de mil millones de dólares, sobre la base de la consignación de este monto en el Presupuesto General de la Nación (hoy del Estado) 2009, aprobado en la gestión 2008.

Posteriormente hubo una reducción de $us 301.5 millones en razón de que la industrialización del gas natural fue transferida a una nueva institución creada con ese fin, la Empresa Boliviana de Industrialización de los Hidrocarburos, EBIH, por lo que YPFB debería recibir sólo $us 700.000.

Las dos primeras cuotas del crédito fueron entregadas el año pasado. La primera, de Bs 34,92 millones, el 7 de octubre. En tanto que el segundo desembolsó fue el 30 de diciembre, por Bs 224,99 millones.

El tercer desembolso se efectuó el 21 de marzo por un monto de Bs 84 millones.

lunes, 25 de abril de 2011

Bolivia acogerá primer congreso internacional sobre industria del gas

Ministros, empresarios y expertos de al menos siete países analizarán en mayo en Bolivia las perspectivas de la industria del gas, a raíz de los cambios del sector por la crisis económica mundial, anunció hoy el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas.

El Primer Congreso Internacional sobre la Industria del Gas se realizará el 19 y 20 de mayo próximo en la ciudad oriental de Santa Cruz y han confirmado su asistencia el ministro venezolano de Energía, Rafael Ramírez, y la directora de Gas y Energía de la estatal brasileña Petrobras, María das Graças Foster, dijo Villegas.

También estarán presentes el subsecretario de Coordinación del ministerio argentino de Planificación, Roberto Baratta, representantes del Gobierno de Ecuador, investigadores de la universidad inglesa de Cambridge y ejecutivos de British Gas y de la petrolera rusa Gazprom, entre otros.

El presidente boliviano, Evo Morales, inaugurará el congreso pocas semanas después de que YPFB revelara que las reservas probadas de gas de este país cayeron a 9,94 billones de pies cúbicos, un tercio de la cifra oficial que se divulgó en 2005, tras el anterior estudio completo, antes de llegar Morales al poder en 2006.

Las petroleras han llamado la atención reiteradamente sobre la falta de garantías jurídicas y la incertidumbre política de Bolivia para hacer inversiones que permitan asegurar la exploración de hidrocarburos y la provisión de gas al mercado interior y a los principales clientes exteriores, Brasil y Argentina.

El primer ministro de Hidrocarburos del nacionalista Morales, Andrés Soliz Rada, criticó este fin de semana que desde 2006 YPFB "no ha industrializado ni una molécula de gas" e "hizo perder al país su autosuficiencia" en el abastecimiento de combustibles.

sábado, 23 de abril de 2011

Chile quita mercado a Bolivia y se convierte en exportador de gas

Comercialización de energía eléctrica chilena es una opción que comenzaron representantes de los gobiernos de Sebastián Piñera y Cristina Fernández.

Después de años de ser su proveedor, Argentina se convertiría en importador de gas chileno para cubrir los picos de demanda. Ahora también se evalúa utilizar electricidad chilena. Se trata de un sistema de “intercambios” que se estudian entre los gobiernos.

Hace apenas tres años era impensado que Chile, se abastecía solamente con el gas argentino, podría convertirse en una opción de provisión energética para Argentina, pero ahora las cosas han cambiado.

El año pasado el Gobierno Nacional acordó con la administración chilena que aprovechará el Gas Natural Licuado (GNL) que regasifican sus dos plantas (Quintero y Mejillones).

Chile también proveerá, presuntamente por pedido argentino, energía eléctrica para cubrir los picos de demanda, según publica el periódico La Tercera de Chile esta semana.

ENERGÍA

Según publica el diario chileno, la exportación de energía eléctrica chilena es una opción que comenzaron representantes de los gobiernos de Chile Sebastián Piñera y Cristina Fernández de Argentina.

En el verano, señala el periódico trasandino, la Argentina planteó a Chile la posibilidad de que le envíe energía eléctrica por el norte.

“La idea es que Chile pueda ayudar a cubrir el déficit de energía que se genera en la época de verano, ante el mayor consumo de energía en la provincia de Buenos Aires”, indica La Tercera.

“Efectivamente, ha habido conversaciones y han sido al más alto nivel. Se ha hablado de interconexión y en los períodos que en Argentina exista un peak -como son distintas las temporadas, ellos tienen mayor consumo en verano y Chile tenga excedentes, los pueda pasar”, y viceversa, dijo el embajador chileno en Buenos Aires Adolfo Zaldívar.

De esta forma, se trataría de un “swap” similar al acordado con Brasil, por el cual la Argentina devuelve la energía que inicialmente importó del vecino país. En el caso del gas chileno, el convenio impone un sistema parecido. En todos los casos, la energía se paga con energía.

En tanto, el diario explica que si bien hoy no existe una interconexión formal entre ambos sistemas eléctricos, la exportación de energía se puede hacer factible a través de una línea de transmisión de la empresa AES Gener, que está en el Sistema Interconectado del Norte Grande (Sing) de Chile y que llega hasta la Argentina.

Esa línea conecta al Sing con la central Salta -de la filial TermoAndes, de Gener-, que está en territorio transandino, pero abastece con su energía al norte de Chile. Sin embargo, señala, como Salta comenzará este año a inyectar energía sólo a Argentina, la línea de transmisión quedará libre. De ahí la idea de usar el tendido de 408 kilómetros, que tiene capacidad de 700 megawatts.

La oferta instalada en el norte grande es de 3.991 MW, mientras que la demanda llega a 1.988 MW. Hay una “holgura” -esto es disponibilidad de energía- que supera los 2.000 MW. A esto se suma que en los próximos meses entrarán en operación las centrales térmicas Andina y Hornitos, de GDF suez -150 megawatts cada una, informa La Tercera.

viernes, 22 de abril de 2011

YPFB obtuvo $us 526 millones de utilidad

Las utilidades netas de YPFB (sin tomar en cuenta a las capitalizadas), en la gestión 2010, fueron de 526 millones de dólares, después de descontar el Impuesto a las Utilidades (IU), y duplicaron el nivel obtenido en 2009, cuando las utilidades ascendieron a 220 millones de dólares, según el análisis del ingeniero en hidrocarburos Hugo Del Granado.

Este incremento se debe a que las utilidades por ventas de exportación han pasado de 290 a 496 millones de dólares, y las utilidades por ventas en el mercado interno, de menos de cinco a 45 millones de dólares, según difundió la Plataforma Energética. Cabe recordar que la subvención al diésel y gas licuado importados es reembolsada a YPFB por el Tesoro, razón por la cual la petrolera muestra utilidades por sus ventas locales, aunque extrañamente se observa que en 2010 estos reembolsos disminuyeron en 16 millones de dólares, pese a los anuncios del Gobierno de que la subvención tiene un ascenso continuo. Las utilidades de las empresas capitalizadas (Chaco, Andina, Transredes y Refinación) fueron de 233 millones de dólares. En conjunto, YPFB y las capitalizadas alcanzaron utilidades netas por un monto de 759 millones de dólares.

martes, 19 de abril de 2011

La subvención a carburantes superará $us 500 millones

Tres expertos aseveran que por la subida en el precio oficial del petróleo crudo ligero (WTI) en el mercado internacional, el presupuesto de 500 millones de dólares destinado a la subvención de los carburantes se incrementará.

Los acontecimientos en Medio Oriente y en el continente africano provocan una constante subida de los precios del crudo. En enero, el barril de crudo bordeaba los 88 dólares; y ayer, la bolsa de Texas cerró dejando al crudo en 107,12 dólares el barril.

El precio está en 36,39 dólares por encima del precio promedio de 71 dólares en que se basó el Gobierno cuando elaboró el Presupuesto General del Estado.

El Gobierno programó 1.002 millones de dólares para la importación de gasolina y diésel, de los cuales 500 millones son el costo de la subvención y salen del Tesoro General de la Nación (TGN).

A cambio, los consumidores se benefician de gasolina, diésel y GLP a precios congelados.

Un cálculo publicado por este medio el 22 de febrero indica que “cada vez que el precio internacional del petróleo se incrementa en un dólar, los ingresos para el país se incrementan en 45 millones de dólares al año por la venta de gas al Brasil, pero la subvención al diésel sube en seis millones de dólares al año”.

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Millones de dólares crece la subvención por cada dólar que sube el crudo.
Guillermo Torres, ex ministro de Hidrocarburos, explica que no sólo el alza en el precio del petróleo WTI eleva el costo de la subvención, sino también el ascenso constante en la demanda de diésel y gasolina en el mercado interno, debido a que “continúan saliendo ingentes cantidades de diésel vía contrabando y cada vez es más grande la cantidad de vehículos que ingresan al país también por contrabando; el parque automotor creció significativamente”, recordó.

En contrapartida el país y las regiones se benefician de mayores ingresos por regalías e Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) por un mayor precio de venta del gas natural a Brasil y Argentina.

Aún así, para el experto Hugo de La Fuente “los egresos por la subvención generarán un déficit en las cuentas del TGN”.

El analista Bernardo Prado coincide con ese planteamiento y explica que el diésel, la gasolina o el GLP que Bolivia importa tienen un precio en función a la cotización internacional.

“No es ningún secreto que llegará un momento en el que la subvención se hará simple y llanamente insostenible para las arcas del Estado”, enfatizó.

En diciembre de 2010, al justificar el gasolinazo, el vicepresidente Álvaro García Linera dijo que el Estado ya no podía “mantener precios bajos aquí en Bolivia y en el extranjero altos, porque toda nuestra gasolina y diésel se van afuera como ríos; intentamos proteger del contrabando, hemos movilizado a las Fuerzas Armadas, todo hemos hecho, pero es imposible”, dijo.

Torres anticipa que ante el incremento de la cotización internacional del petróleo “quizás se necesite subir el precio de la gasolina y el diésel el doble del decretado en diciembre”.

En febrero de este año García Linera aseguró que la política de subvención de la gasolina y el diésel se mantendrá “durante todo este año, si no es entre dos y tres años más (2014), los combustibles se mantendrán subvencionados” remarcó.

Sube el precio del gas a Argentina y Brasil
Este trimestre El precio del gas que compra Argentina se incrementará en 15,39%, y Brasil pagará un 13,18% más que en el primer trimestre.


Los precios El alza del precio del petróleo a causa de los conflictos en países vinculados con la industria petrolera eleva el precio del gas natural boliviano para su exportación.


El gas natural Bolivia venderá su gas a Argentina en 8,77 dólares por millón de unidades térmicas británicas (BTU), mientras que al mercado brasileño, en casi 7,30 dólares por millón de BTU.


Beneficio Tarija, entre enero y marzo, recibió 66,4 millones de dólares por regalías de hidrocarburos. El monto supera en 46% al ingreso obtenido en el mismo período de 2010, cuando Tarija recibió cerca de 45,7 millones de dólares.

YPFB Andina lanza II versión del programa Nuevos Profesionales

Cerca de 200 postulantes formados en universidades públicas y privadas del país, se presentaron a las pruebas psicotécnicas para acceder a los cursos de capacitación y especialización selectiva que lleva adelante, por segundo año consecutivo, la empresa YPFB Andina en el marco de su plan Nuevos Profesionales.

El programa permite generar profesionales especialistas en las disciplinas de Exploración y Desarrollo de activos, como Geofísica, Geología de Exploración, Geología de Desarrollo, Petrofísica, Ingeniería de Reservorios, Ingeniería de Perforación y Operaciones.

El plan arrancó a inicios de abril con una convocatoria pública, habiéndose registrado más de 500 postulantes, de los cuales doscientos fueron pre-seleccionados. Los jóvenes en su mayoría, son egresados de las carreras de ingeniería de geología, ingeniería petrolera, ingeniería electromecánica, ingeniería química e ingeniería de procesos. La relación porcentual de los participantes es la siguiente: Santa Cruz 67%; La Paz 11%; Cbba. 16%; Chuquisaca 4%; Tarija 1% y Potosí 1%.

El proceso de selección, contempla un filtraje curricular, donde se depuran sólo a los profesionales de las disciplinas requeridas para ser sometidas posteriormente a evaluaciones psicológicas y psicotécnicas, dirigido por una empresa consultora, especialista en proceso de selección de personal.

“Este es un modelo de formación complementaria que se asienta en la necesidad específica de contar con personal altamente capacitado y dispuesto a integrar los cuadros de reemplazo de la empresa, para fortalecer principalmente nuestras tareas operativas en exploración y producción”, manifestó, Mario Arenas, presidente ejecutivo de YPFB ANDINA, al dar la bienvenida a los postulantes al programa de formación.

Por otro lado, recordó que son 16 los profesionales en áreas técnicas que han accedido a puestos de trabajo inmejorables en la pasada gestión, como resultado de la aplicación del plan Nuevos Profesionales.

lunes, 18 de abril de 2011

Gazprom debía ejecutar más de $us 2.000 millones

La compañía rusa Gazprom debía invertir en la exploración del bloque Sunchal (Chaco) 1.693 millones de dólares y en el bloque Azero (sureste), en asociación con la francesa Total, 480 millones de dólares.

Así se proyectó en el portafolio de proyectos exploratorios y convenios de estudio incluidos en el Plan de Inversiones 2009-2015, propuesto por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

En el primer caso la proyección era encontrar tres trillones de pies cúbicos de gas natural (TCF). El 17 de marzo de 2008 YPFB suscribió al amparo del Decreto Supremo 29130 el convenio de estudio con Gazprom para evaluar en forma conjunta el desarrollo del bloque Sunchal.

Este estudio fue concluido y presentando el mismo a YPFB en abril del 2009. Posteriormente se debía impulsar la firma de una sociedad anónima mixta con Yacimientos.

En el caso de Azero el convenio de estudio para este bloque fue firmado el 22 de abril de 2008 y el 18 de septiembre el memorándum de entendimiento con Total para una actuación tripartita en esa área.

La sociedad anónima mixta con YPFB se suscribió en mayo de 2009 y hasta 2010 aún se estaba por definir el modelo de contrato de servicio.

En este bloque se espera encontrar seis TCF.

Según la página web de Gazprom, las actividades de exploración y explotación siguen una estrategia de mediano y largo plazo, para lo cual se ha buscado y se continúan buscando alianzas y acuerdos societarios con YPFB y otros actores privados.

Cuatro ofertas de inversión gasífera demoran en el país

Al menos tres proyectos de exploración e industrialización gasífera y la construcción de un polo petroquímico con inversiones del exterior permanecen sin avance por la inseguridad jurídica, la desatención del Gobierno y, ahora, por la reducción en las reservas, según expertos del sector.

Estas propuestas de inversión provenían de gigantes del área hidrocarburífera como la rusa Gazprom y la brasileña Braskem, que pretendían invertir en el país.

En 2004, YPFB suscribió un acta de entendimiento con Braskem, la más importante de su país en fabricación de productos de etileno y polietileno, para instalar un polo petroquímico en Puerto Suárez.

El estudio debía finalizar ese fin de año y los medios de comunicación señalaron que la construcción podría comenzar en 2005, si el estudio era positivo.

Pero en agosto de 2010, en el Tercer Congreso Internacional “Bolivia Gas & Energía 2010”, personeros de Braskem pusieron en duda la sociedad con Yacimientos para industrializar en territorio boliviano, según el analista Hugo del Granado.

En su criterio, es probable que este viraje en los planes del gigante brasileño se deba a que las reservas de gas natural quizás sólo duren diez años más y estos proyectos necesitan asegurar la producción de materia prima por lo menos durante 20 años.

Según el experto, en ese momento afirmaron que sus objetivos principales eran mercados “más atractivos como Colombia, Venezuela, México y otros”.

Gazprom

Otro acuerdo se hizo con Gazprom de Rusia, en 2008, para la exploración de gas en el bloque Sunchal; además esta empresa mostró interés por los bloques Azero (área reservada de YPFB).

Hasta la fecha, según Del Granado, no hay nada concreto. “Las intenciones de Gazprom pasaron por varias dificultades porque no pudo encontrar un interlocutor válido que le ayude a firmar los convenios de estudio y al final tuvo que asociarse con Total para poder operar los bloques que quería”, agregó el analista.

GTL

El experto en hidrocarburos Guillermo Torres señaló que también grandes proyectos como la conversión de gas a diésel oil (GTL) quedaron en suspenso desde 2006.

Para Torres, “las empresas no verán conveniente el marco legal para invertir” y la caída de las reservas probadas a 9,9 trillones de pies cúbicos (TCF), según la calificadora Ryder Scott.

Exploración y explotación
El Plan Estratégico de Hidrocarburos del 2009 al 2015 presenta objetivos de explotación, exploración, refinación e industrialización.

Los proyectos estarán a cargo de empresas privadas e YPFB Corporación, con lo cual se busca garantizar la provisión al mercado interno y la demanda externa.

El plan de inversiones en explotación incluye siete pozos en Margarita y Huacaya (Repsol), con terminaciones múltiples y pozos horizontales o dirigidos; dos pozos verticales en Incahuasi (Total); incremento en la capacidad de compresión de la Planta San Alberto; y aceleración de la producción de los campos del norte operados por Andina.

En exploración, de 2010 a 2015 con las empresas subsidiarias y las compañías operadoras de los contratos petroleros se harán diez pozos exploratorios de ejecución inmediata desde 2009.

De éstos, el Estado espera un éxito del 30%, es decir, que tres de los diez pozos sean exitosos. Con eso, se estima un incremento de producción de seis millones de metros cúbicos al día.

domingo, 17 de abril de 2011

YPFB y operadoras invertirán $us 692,7 millones en Tarija

Recientemente la estatal boliviana Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) anunció que el Estado, junto a compañías petroleras operadoras, invertirán este año la suma de 1.814,1 millones de dólares, monto del cual alrededor del 70 por ciento corresponde a iniciativas encaradas por el Estado para el desarrollo de toda la cadena de producción (upstream y downstream), según informes de la unidad de comunicación de YPFB Corporación. Ahora, YPFB Corporación y las empresas operadoras anuncian que invertirán este año en el departamento de Tarija 692,7 millones de dólares para actividades de exploración y explotación, según un informe de la Dirección Nacional de Negocios e Inversiones de la estatal petrolera
De acuerdo al informe oficial, en exploración se destinará 88,3 millones de dólares y en actividades de explotación 604,4 millones de dólares, inversiones compartidas con el departamento de Chuquisaca. En exploración YPFB Corporación destinará 81,8 millones de dólares, mientras que las operadoras destinarán 6.526 millones de dólares. En explotación la estatal petrolera invertirá 89,2 millones de dólares (42%), mientras que las empresas operadoras 515.151 millones de dólares (58%).

Las operadoras
Las empresas operadoras ejecutarán una serie de proyectos. BG Bolivia tiene previsto realizar estudios geológicos en los campos Bermejo-Toro, Barredero-Tigre y San Telmo, perforación en el campo Palo Marcado, intervención en Escondido 2 y La Vertiente 12 y actividades exploratorias en el Campo Ibibobo.
En el campo Caipipendi (Margarita y Huacaya), la empresa Repsol YPF ejecutará dos trabajos de intervención, continuará con los trabajos de ampliación de la Planta Margarita (CPF) y los ductos de recolección y exportación (Gathering & Export Lines). Pluspetrol Bolivia realizará estudios geológicos en el campo Bermejo.
Adicionalmente, la operadora Total E&P Bolivie tienen previsto iniciar la producción de Campo Itaú con la conexión del pozo Itaú X2 a la Planta de San Alberto y posteriormente continuar con las actividades de la Fase II. Mientras que Vintage Petroleum Boliviana tiene previsto ampliar el sistema contraincendios y la construcción de la sala de control en batería en el campo Ñupucu.

La corporación
Según el informe de la Dirección Nacional de Negocios e Inversiones de YPFB Corporación, los recursos económicos comprometidos están destinados para la perforación de siete pozos en San Alberto y San Antonio, ductos de recolección, la construcción de camino y planchada en el bloque Aguaragüe Sur A, la perforación del pozo SNQ-2 en el campo San Roque.
En el downstream se realizan inversiones en la actividad de transporte, en la construcción de una estación y una unidad de compresión de la fase II del Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA), la fase de ingeniería procesos y licencias en la expansión del Gasoducto Yacuiba - Rio Grande (GYRG), el tendido de 46 kilómetros entre Palos Blancos-Tarija en la expansión del Gasoducto Villa Montes-Tarija Fase 3 (GVT) y la expansión de líquidos sistema sur. Estos proyectos serán ejecutados por la estatal petrolera.

No alcanzaría
El consultor en hidrocarburos Boris Gómez Úzqueda explicó que los 1.814,1 millones de dólares “ni son suficientes ni están en el marco de una planificación general de lo que debe ser una Nueva Política Energética”, a tiempo de retar al Poder Legislativo, a través de las brigadas de senadores y diputados de las regiones productoras a “proponer de una buena vez un proyecto de Ley de Hidrocarburos y dejar con los parches”.
Para ello, citó como ejemplos los costos financieros de proyectos tales como una planta petroquímica, o de procesamiento de gas a líquidos conocidas como GTL o los costos de proyectos de exportación de LNG que están por sobre los 4,5 mil millones de dólares. Citó, el ejemplo de la modernización de la planta de refino de Talara en el Perú que tuvo un costo de 1.000 millones de dólares “con ese tipo de cifras nos podemos dar cuenta que no es prioridad para la actual administración el asunto energético y de hidrocarburos”.
La solución real a la falta de nuevos reservorios con reservas certificadas es “movilizar con urgencia hasta 6 mil millones de dólares de las RIN y aceptar el ofrecimiento de los ejecutivos de los bancos privados bolivianos que ofrecieron públicamente movilizar hasta 4 mil millones de dólares en proyectos específicos de industrialización de gas”, dinero suficiente para “apalancar otros financiamientos externos que logren de una buena vez reposicionar al país como generador de valor agregado de energía”.
Gómez Úzqueda dijo, sin embargo, que estas cantidades de dinero no van ser puestas a disposición de autoridades que no tengan el aval de una nueva Ley de Hidrocarburos y que sean invertidas siguiendo una visión y un plan general del sector hidrocarburífero.
Indicó que la industrialización debe ir de la mano de la exploración y la definitiva puesta en marcha de todos los proyectos que reformen, modernicen y relancen el sector energético y de hidrocarburos de Bolivia “una vez que el Estado haga su parte, seguramente que capitales multinacionales van a querer asociarse a proyectos complejos y de larga data”.

Andina lanza programa para nuevos profesionales

Más de 200 postulantes formados en universidades públicas y privadas del país, se presentaron a las pruebas psicotécnicas para acceder a los cursos de capacitación y especialización selectiva que lleva adelante por segundo año consecutivo la empresa en el marco de su plan Nuevos Profesionales. El programa permite generar profesionales especialistas, con énfasis en las disciplinas de Exploración y Desarrollo de activos, como Geofísica, Geología de Exploración, Geología de Desarrollo, Petrofísica, Ingeniería de Reservorios, Ingeniería de Perforación y Operaciones. El plan arrancó este mes con una convocatoria, habiéndose registrado más de 500 postulantes, de los cuales doscientos fueron preseleccionados. Los jóvenes son egresados de las carreras de ingeniería de geología, ingeniería petrolera, ingeniería electromecánica e ingeniería química.

Inversión de PDVSA en el país es de $us 115 millones

Petróleos de Venezuela (Pdvsa) a través Petroandina, una sociedad con la estatal boliviana, invirtió 115 millones de dólares de un total de 888 millones en la búsqueda de nuevos campos de gas y petróleo en Bolivia, se informó oficialmente.
Petroandina invirtió desde 2008, cuando formó la sociedad, 110 millones de dólares en el norte de La Paz, una zona no tradicional, pero con potencial hidrocarburífero y otros 6 millones en el sur del país, informó Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
El presidente Evo Morales y su colega Hugo Chávez acordaron el 1 de abril durante la visita a Bolivia del Mandatario venezolano, "acelerar las inversiones y declararon como proyectos fundamentales"  dos campos: Liquimuni en el norte amazónico de La Paz y Timboy X2 en el sur del país, según el comunicado de la estatal petrolera boliviana.
El Gobierno de Morales anunció que privilegiará inversiones en exploración y producción de gas tras una caída en las reservas probadas a 9,94 trillones de pies cúbicos (TCF),  de acuerdo al informe oficial.

sábado, 16 de abril de 2011

Petroandina Estatal petrolera perforará dos pozos

La empresa YPFB Petroandina SAM confirmó ayer que perforará dos nuevos pozos exploratorios en la región del Chaco tarijeño con el objetivo de incrementar las reservas nacionales de gas natural, condensado y petróleo.
En una conferencia de prensa, el gerente general de YPFB Petroandina, Miguel Pradel, anunció que los trabajados de perforación se realizarán "en el pozo Timboy TVY-X2, en la región del Chaco tarijeño, en el tercer trimestre de este año y en Lliquimuni, en el departamento de La Paz, en el primer trimestre de 2012".
El Gerente de YPFB Petroandina informó que la perforación del pozo Timboy X-1, ubicado en el bloque Aguaragüe Sur "A", demandará la inversión de aproximadamente 20 millones de dólares.
Madidi, Chepité, Sécure y Chispani, Aguaragüe Sur, Centro y Norte, Iñau e Iñiguazu son las otras zonas donde Petroandina pretende buscar hidrocarburos./

Hidrocarburos Sin cabeza en industrialización

Gloria Ayala, la primera gerente general de la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH), renunció a su cargo por razones que aún no han sido públicas, según versiones no oficiales. Ayala había sido posesionada el 27 de julio de 2010.

viernes, 15 de abril de 2011

El petróleo sube y el dólar se debilita

El petróleo subió de precio ayer luego de que el dólar se debilitó frente a otras monedas importantes y por indicios de que el alza constante del crudo durante dos meses aún no ha dañado la demanda.
El crudo West Texas Intermediate, referencia para entrega en mayo, subió 1 dólar y quedó en 108,11 por barril en la Bolsa Mercantil Nueva York.
En Londres, el crudo Brent perdió 33 centavos para quedar en 122 dólares por barril en la bolsa de futuros ICE.
En general los precios del petróleo han caído un 5% desde el inicio de semana, pero se mantienen un 27% por arriba del nivel observado a mediados de  febrero.
El crudo se ha mantenido al alza luego de que el levantamiento en Libia detuvo las exportaciones de 1,5 millones de barriles diarios que tenía dicho país. Eso es menos del 2% del consumo mundial, pero según los expertos, pone el abasto bajo una presión creciente en un momento en que la demanda global continúa creciendo.

jueves, 14 de abril de 2011

México busca producir gas e hidrógeno a partir de la basura

Investigadores del Centro de Investigación y de Estudios Avanzados (Cinvestav) de México desarrollan una “biorrefinería” que busca, en un mismo proceso, transformar la basura orgánica en hidrógeno, gas natural y sustratos útiles para la industria, informó ayer ese centro académico.

Esta iniciativa intenta emular lo que sucede en una refinería tradicional: obtener diferentes productos de una misma materia, en este caso la basura, explicó en un comunicado Carlos Escamilla, estudiante de doctorado del Departamento de Biotecnología del Cinvestav, quien encabeza la investigación.

Ese proceso permite “por un lado extraer lo más que se pueda del mismo residuo orgánico y por el otro eliminarlo al máximo”, ya que “si al desecho lo sometes a un primer, segundo y tercer proceso, el residuo va siendo cada vez menor”, indicó.

El científico, que desarrolla su proyecto desde hace cuatro años, indicó que ya existen varios países que producen hidrógeno y metano de la basura, pero lo hacen por separado. La novedad de la investigación mexicana radica en usar la misma materia prima y en generar hidrógeno, metano y enzimas en un mismo proceso.

Las enzimas son sustratos no tóxicos utilizados por la industria en diversos procesos, como “el blanqueamiento del papel, y para clarificar los jugos de frutas, o remover las impurezas de éstos, como son los gajos de la pulpa”, destacó.

Escamilla indicó que con el gas metano obtenido de la basura se podría hacer funcionar desde un microbús hasta la estufa o el calentador de una casa, generando menos contaminación de CO2 (dióxido de carbono).

En cambio, el científico indicó que producir hidrógeno con desechos requiere de mayores estándares de seguridad en su manejo, pero se trata de un gas “más limpio”, porque no genera CO2.

Según los experimentos, se puede obtener 13 mililitros de hidrógeno y 341 mililitros de metano por cada kilogramo de basura orgánica molida y procesada en un aparato conocido como “digestor”.

El académico señaló que actualmente México tiene grandes yacimientos de crudo que se están agotando, “y la basura puede ser la solución para aminorar este problema, ya que la gran ventaja de los desechos es que, a diferencia del petróleo, es un recurso renovable, pues constantemente la estamos generando”.

Si toda la basura orgánica se transformara en energía, se podría mantener encendidos 900 mil focos ahorradores.

Los desechos
Cantidad México produce 102 mil toneladas de basura al día, casi un kilogramo por habitante.


Energía La basura podría generar grandes cantidades de electricidad, gas natural y sustratos útiles para la industria.


Usos La basura orgánica transformada en energía podría mover más de 151 mil automóviles compactos (4% del total de vehículos de Ciudad de México) por 10 kilómetros y mantener encendidos 900 mil focos ahorradores de 25 w.

De 27 propuestas industriales del gas, se ejecutarán sólo 3

Hasta 2009, YPFB recibió un total de 27 propuestas de industrialización del gas natural, sin embargo, sólo quedaron para su implementación las petrocasas, el proyecto GTL y construcción de plantas de urea y amoniaco.

Así lo revela un repaso realizado por Página Siete a anuncios publicados en diferentes medios de prensa y otras publicaciones especializadas del interés mostrado por empresas extranjeras durante los últimos tres años.

Hoy, en el Plan Estratégico de Hidrocarburos están tres proyectos de industrialización: el de conversión del gas natural en diésel oil (GTL), el de amoniaco-urea y el de las petrocasas.

Según datos brindados a una publicación especializada por el ex gerente de industrialización de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) Saúl Escalera, en 2009 la estatal petrolera eligió nueve y elaboró cinco estudios de prefactibilidad para industrializar el gas natural de un total de 27 que se ofertaron.

Entonces, dijo que los proyectos mostraron “indicadores económicos y financieros favorables y serían implementados en los tres polos de desarrollo industrial en Villamontes (Tarija), Puerto Suárez (Santa Cruz) y Carrasco (Cochabamba)”.

Según el ex ministro de Hidrocarburos Guillermo Torres, de los planes seleccionados por el Gobierno, sobre todo el proyecto de amoniaco-urea, podría no ser rentable debido al alto costo de transporte de gas hasta la planta y del producto final a las fronteras para su exportación.

“La ley y la Constitución no aportan condiciones favorables para las inversiones privadas”, aseveró la ex autoridad.

La inversión para los proyectos seleccionados por el ejecutivo además sólo tiene garantizada la inversión en una primera fase, según revela el documento de respuestas del Gobierno a las demandas de la Central Obrera.

El proyecto de urea-amoniaco costará entre 600 y 800 millones de dólares y se tiene garantizada la primera fase con un crédito de 400 millones del Banco Central de Bolivia. La conversión de gas a líquidos demandará 700 millones de dólares y se dispone de 200 millones del BCB.

Proyectos de industrialización
La planta de GTL Según el plan, ubicada cerca de los megacampos de San Alberto, Sábalo y Margarita, tendrá una capacidad de producción de 15.000 barriles por día.


Amoniaco - urea La planta estará en el Chapare y producirá 2.200 toneladas métricas por día.


Petrocasas Se fabricarán muros y otros elementos en Caracollo, Oruro, y se planifica producir 23 unidades (de casa) por día, incluyendo sus componentes de repuesto.

miércoles, 13 de abril de 2011

Plataforma petrolera se hunde en el mar

La mañana del martes "se suscitó un incidente mecánico aparentemente en una válvula de control del pontón de babor de la plataforma semi-sumergible Júpiter", dijo Ptaróleos Mexicanos (Pemex) en un informe difundido a la prensa.


La plataforma, propiedad de una empresa particular subcontratada por Pemex, estaba destinada al alojamiento de personal que labora en las plataformas marinas de la sonda de Campeche.


"En el momento del incidente se encontraban a bordo 713 personas de Pemex y compañías contratistas, de los cuales 638 fueron desalojadas" inmediatamente, el resto del personal se quedó para atender la contingencia, pero por la tarde todos los trabajadores fueron evacuados, indicó el informe.


Tras varios intentos de rescatar la plataforma finalmente "se volteó y se hundió parcialmente", añadió Pemex.
Pemex descartó alguna "fuga o incendio" por los 2.075 barriles de diesel y 82 barriles de turbosina almacenados en esa plataforma.



martes, 12 de abril de 2011

YPFB apuesta a 4 campos para duplicar la producción de gas

En un agresivo plan de inversiones de mediano plazo, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) apuesta a producir más gas en cuatro campos ubicados en el sur del país, que adicionarán de manera gradual importantes volúmenes del energético, de hasta 75 millones de metros cúbicos día (MMmcd) el año 2014.

“En dos años, es decir en 2013 ó 2014, vamos a estar produciendo entre 70 y 75 millones de metros cúbicos día”, afirmó el presidente de la petrolera estatal, Carlos Villegas.

Agregó que este incremento se realizará en función a las reservas cuantificadas y certificadas por la empresa Ryder Scott, cuyo informe establece 9,94 TCF (trillones de pies cúbicos) de reservas probadas (P1), 13,65 TCF entre probadas y probables (P2) y 19,9 TCF entre probadas (P1), probables (P2) y posibles (P3).

“Todo eso permite cubrir mercado interno, industrialización y la exportación”, apuntó Villegas.

CAMPOS GASÍFEROS

El Presidente de YPFB destacó a los campos Itaú y Sábalo (Tarija), y Margarita y Huacaya (entre Tarija y Chuquisaca) entre los más importantes para incrementar la producción de gas hasta el año 2014.

En ese contexto, explicó que el campo Itaú, operado por la petrolera Total E&P, este año empezó a adicionar 1,5 MMmcd de gas al mercado, pero en dos años más agregará otros 5 MMmcd.

Respecto a los campos Margarita y Huacaya –en el bloque Caipipendi–, se prevé que hasta mayo próximo la empresa operadora, Repsol YPFB, adicionará 3 MMmcd a la producción nacional de gas. Luego, en marzo del año 2012, se estima otros 6 MMmcd y en 2014 otros 6 MMmcd hasta llegar a un total de 15 MMmcd, que serán incorporados a la oferta nacional del energético.

“La inversión en estos campos, al igual que en Itaú, esta cien por cien garantizada; el bloque Caipipendi demandará una inversión de 1.500 millones de dólares”, agregó el principal ejecutivo de YPFB.

Por otro lado, la brasileña Petrobras también acelerará varios trabajos en perforación de pozos e instalación de una planta procesadora en el campo Sábalo.

La empresa tiene previsto agregar al mercado 5 MMmcd a mediano plazo, según la petrolera estatal.

De acuerdo con Villegas, el potencial de producción de YPFB para la presente gestión es de 46,3 MMmcd, cuya oferta es más de dos veces al producido a principios del año 2006 y que llegaba a 34 MMmcd.

Con todos los proyectos en marcha y con las fuertes inversiones en el sector, la previsión es que hasta el año 2014 la producción alcance a 70 ó 75 MMmcd.

El ejecutivo de la petrolera nacional afirmó que para el año 2026 se calculó una demanda interna y externa de gas de 14,8 TCF, la cual será suficientemente cubierta con la oferta de 15,5 TCF que se tiene como resultado de un parámetro internacional de las reservas probadas (100%), probables (50%) y posibles (10%) evaluadas por Ryder Scott.

INVERSIONES

YPFB y las empresas petroleras operadoras invertirán este año $us 1.814 millones, de este monto alrededor del 70% corresponde a recursos del Estado para el desarrollo de toda la cadena de producción.

Entre enero y marzo de la presente gestión, el Estado recibió 438,7 millones de dólares por concepto de pago de regalías, participación e Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), que se distribuye entre todas las regiones.


PARA TOMAR EN CUENTA

Proyección. La petrolera nacional acelera su plan de exploración y desarrollo de campos para incrementar la producción de gas natural hasta 75 MMmcd en 2014.

Objetivo. Cuatro campos gasíferos adicionarán de manera gradual importantes volúmenes de gas al mercado.

Recursos. En este año la inversión alcanzará a $us 1.163 millones para exploración y aumento de la producción.

Costo. La perforación de un pozo llega a costar entre 40 y 80 millones de dólares.


Inversión en exploración y producción

Este año se invertirán 1.163 millones de dólares para explorar nuevas áreas y también en el desarrollo de campos hidrocarburíferos, informó el presidente de YPFB, Carlos Villegas.

De este monto, 351 millones serán destinados a la exploración y explotación, mientras que 812 millones irán a incrementar la producción de gas natural y petróleo.

Villegas explicó que en este momento está en ejecución la perforación de 14 pozos exploratorios, que serán concluidos este año.

“Entre los más importantes y que están en curso están (los campos) Sararenda y Aquío, que son pozos significativos e importantes para la exploración”, sostuvo la autoridad.

Asimismo, señaló que en el norte del país la empresa Petroandina SAM (conformada por la venezolana PDVSA y YPFB) está trabajando en el bloque Lliquimuni, en La Paz. Se estima que hasta julio de 2011 terminará la interpretación sísmica del área y se localizará el lugar en donde se hará la primera perforación exploratoria.

De acuerdo con Villegas, la perforación de un pozo puede llevar hasta un año y la inversión alcanza, en promedio, a 40 millones de dólares u 80 millones, dependiendo de la profundidad.

lunes, 11 de abril de 2011

Justifican baja en las reservas por “manipulación financiera”

El presidente interino de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, justificó, ayer, la baja de las reservas de gas porque obedece a una “manipulación financiera” de la empresa DeGolyer y Mac Naughton en 2004.

Sin embargo, la autoridad petrolera garantiza que el consumo interno y la venta de gas a Argentina y Brasil están garantizados.

En base a datos del último informe de Ryder Scott, Villegas confirmó que actualmente Bolivia cuenta con 19,9 Trillones de Pies Cúbicos (TCF).

La autoridad explicó que 9,94 TCF corresponden a reservas probadas de gas, 13,71 TCF a probables y 6,27 a posibles.

“Lo que hicimos fue pasar de la ficción a la realidad y saber exactamente lo que tenemos. ¿De qué nos vale seguir mintiendo a la población?, el Gobierno siempre se ha caracterizado de hacer las cosas mirando a la cara del pueblo y en consecuencia esta caída se debe a todos los aspectos, manipulación financiera que se dio anteriormente para inflar; además que la metodología estaba relegada a segundo plano”, afirmó.

En entrevista con medios estatales, Villegas argumentó que el método denominado “volumétrico2” que aplicó la DeGolyer y Mac Naughton en 2004 no ha podido determinar con precisión las reservas de gas en Bolivia.

Afirmó que con el nuevo método de Ryder Scott y con mayor conocimiento tecnológico, petrofísico, además de mayor perforación de pozos, se ha podido comprobar que nos tenían los 26,7 TCF certificados en 2004 y que colocaban a Bolivia como el segundo país en reservas gasíferas la región.

Según Villegas, el mantener un nivel de reservas muy alto servía para que las empresas pudieran tener mejores réditos en sus acciones dentro de la bolsa de valores e incluso se lo utilizó para promocionar el proyecto de venta de LNG a través de Chile.

Por otro lado, la estatal petrolera garantizó que Bolivia tiene suficientes reservas de gas para abastecer el consumo interno además de los mercados brasileño y argentino. “Con ese caudal de recursos, el abastecimiento en Bolivia está 100% garantizado al igual que la industrialización de los hidrocarburos”, dijo.
Forma de cálculo

Método El método denominado “volumétrico2” que aplicó la DeGolyer y Mac Naughton en 2004 no ha podido determinar con precisión las reservas de gas de Bolivia.


Diferente Empero, el nuevo método de Ryder Scott y con mayor conocimiento tecnológico, petrofísico además de mayor perforación de pozos, ha podido comprobar que nos tenían los 26,7 TCF certificados en 2004 y que colocaban a Bolivia como el segundo país en reservas gasíferas la región.


Beneficio El mantener reservas muy altas servía para que las empresas tengan mejores réditos en sus acciones.

YPFB incluye reservas probables para garantizar demanda de gas

El Gobierno anuncia que podrá cumplir con el mercado interno, los compromisos internacionales y los proyectos de industrialización con todas las reservas probadas de gas natural, la mitad de las que son probables y un porcentaje de las que son posibles.

Para cubrir toda la demanda de gas natural hasta el año 2026 se necesitan 14,8 trillones de pies cúbicos (TCF), es decir, 4,86 TCF adicionales a la reserva certificada de 9,94 TCF.

Según el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, la entidad que dirige prevé producir hasta el año 2026 una oferta de 15,5 TCF de gas natural.

Sin embargo, ese indicador, según el titular de la estatal petrolera, es el resultado de la suma de los 9,94 TCF de gas de las reservas probadas, el 50% de los 13,65 TCF que son probables y el 10% de los 19,94 posibles, y algo más de las reservas contingentes.

En la entrevista con los medios estatales, Villegas mencionó que la oferta de 15,5 TCF “tranquilamente cubrirá la demanda del mercado interno, de los proyectos de industrialización y los compromisos con Argentina y Brasil e incluso tendremos un excedente”.

En el caso de los planes de industrialización del Gobierno, YPFB asegura que cubrirá la demanda que surgirá de tres proyectos: el de urea-amoniaco, que necesita 0,4 TCF de gas natural; la conversión de gas en diésel, 0,6 TCF; y la empresa siderúrgica del Mutún, 0,6 TCF.

A estas cifras se suman los 3,1 TCF que necesita el mercado interno, y los diez TCF que exigen los contratos gasíferos con Brasil y Argentina hasta el año 2026.

En opinión del especialista en hidrocarburos Hugo del Granado, el cálculo que hizo el presidente de YPFB “no es más que un ejercicio académico, puesto que la oferta real de gas natural que tiene el país es de 9,94 TCF”.

Del Granado manifestó a Página Siete que es irresponsable garantizar que se cubrirá toda la demanda sumando reservas que aún no están comprobadas y dijo que si el Gobierno quiere ejecutar todos los proyectos de su Estrategia de Hidrocarburos “deberá hacer inversiones grandes y serias en exploración”.

Villegas dijo que las opiniones de los analistas sobre el panorama de hidrocarburos obedecen a tendencias políticas e ideológicas.

El presidente de Yacimientos explicó que la estatal petrolera invertirá este año 1.814 millones de dólares en exploración, desarrollo de la producción y en las plantas procesadoras.

Aseguró que hasta el año 2015 se planea una inversión de 9.351 millones de dólares, de los cuales el 63% saldrá de YPFB y 37% de las empresas privadas.

Según su explicación esta diferencia de porcentajes no significa que las empresas no quieran poner su dinero, “ellas están ganando bien, lo que pasa es que por los contratos es el máximo monto que pueden”. Informó que Repsol, Petrobras y Total están invirtiendo en exploración.

El potencial de producción de gas natural este año, dijo Villegas, llegará a 46,3 millones de metros cúbicos por día, a diferencia de lo que se producía en 2006, cuando el monto era de 34 millones de metros cúbicos.

Para 2014, YPFB asegura una producción de entre 70 y 75 millones de metros cúbicos al día.
Hay 14 prospectos exploratorios
Como parte de los contratos con las empresas transnacionales, existen 14 prospectos exploratorios que están en plena ejecución, según informó el presidente de YPFB, Carlos Villegas.

Aparte, se realizan proyectos de exploración y perforaciones en Zararenda y Aquío.

En el norte de La Paz, junto a Petróleos de Venezuela (PDVSA) se exploran áreas de Liquimuni. Asimismo, en versión de Villegas, se realizan estudios exploratorios en la reserva del Madidi.

En Timboy, Petroandina estaría a punto de culminar el camino y el planchado para el pozo exploratorio.

De acuerdo con estudios, en el norte existe más probabilidad de hallazgo de petróleo y en el sur, de gas y condensado (petróleo liviano).

“Las empresas están ganando bien, sino no invertirían en exploración. No invierten más porque es el máximo que pueden”
Carlos Villegas.

domingo, 10 de abril de 2011

Reservas de gas no alcanzan para el proyecto del Mutún

Bolivia necesita 0,6 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas natural si quiere poner en marcha el proyecto siderúrgico del Mutún antes de 2014, pero según analistas del sector, las reservas que tiene actualmente no alcanzan para cubrir esa demanda.

“Para el Mutún ya no alcanza y con los grandes planes de comercialización, industrialización y demás ya no alcanza”, afirmó el ex superintendente de Hidrocarburos, Carlos Miranda.

Las reservas probadas de Bolivia, según el informe presentado por YPFB el viernes 8 de abril ascienden a 9,94 TCF.

Esa cantidad de gas, aseguró Miranda, sólo alcanza para cumplir los contratos con Brasil y Argentina hasta el año 2020 y para el consumo interno, “con la esperanza de que el Mutún entre bastante tarde, en 2015”.

Sin embargo, no sólo el proyecto siderúrgico requerirá más gas natural en lo inmediato. Otros proyectos de industrialización de YPFB también necesitarán de 4,1 TCF.

Entre esos proyectos están la elaboración de GTL (producción de diésel oil ecológico), el Polo de desarrollo Carrasco (planta de amoniaco-urea), el proyecto Gran Chaco (planta de amoniaco-urea), la Planta de polietileno Gran Chaco y el proyecto Termo Pantanal (industria termoeléctrica).

Todos esos proyectos que demandarán gas internamente sumados a los dos mercados de exportación (Brasil y Argentina) demandarán en los próximos 16 años 14,8 TCF, según el balance presentado por Yacimientos.

Para cubrir toda esa demanda y no tener problemas en el abastecimiento de gas, el presidente de la estatal petrolera, Carlos Villegas, prevé que la producción de gas se elevará en los próximos años con nuevas inversiones en exploración.

Entretanto, el especialista en hidrocarburos, Hugo de la Fuente, reflexionó en que para tener más gas “es necesario invertir para que las reservas probables se vuelvan probadas”.

Al presente, según publica YPFB en su web, el país cuenta con 68 áreas bajo reserva, donde se desarrolla exploración y explotación de hidrocarburos. El desarrollo, dice, sobre todo en los megacampos se dinamizará con una inversión de más de 3.254 millones de dólares hasta 2015.

La producción nacional de gas “se elevará hasta 71 Mmcd en los próximos tres años”.

Miranda también consideró que “se requieren inversiones grandes y ésa es la única manera de que podamos avanzar y que podamos cumplir con los compromisos que tenemos”.
Demanda de gas natural

El total La demanda generada en Bolivia y los mercados de exportación en los próximos 16 años será de 14,8 TCF.


Balance oficial Establece un consumo histórico promedio de 0,5 a poco más de un un de TCF por año.


Mercado brasileño Demandará 5,9 TCF, en función al contrato GSA con Petrobras, vigente hasta 2019.


Mercado argentino Requerirá 4,1 TCF hasta 2026, de acuerdo al contrato establecido con Enarsa y su adenda.

Cosechan frutos del proyecto Sembrando Gas

El proyecto Sembrando Gas ha logrado desde hace seis años llegar a más de 300 mil personas que asisten a establecimientos educativos públicos, instituciones de educación especial y centros de salud de las ciudades paceñas de El Alto y Viacha, además de Camiri en Santa Cruz y las capitales de los departamentos de Oruro, Potosí y Sucre con el beneficio de la conexión a las redes de gas natural boliviano.

El esfuerzo es conjunto y une a la Corporación Andina de Fomento (CAF), la cooperación alemana GTZ, el Consejo Empresarial para el Desarrollo Sostenible (Cedes-Bolivia), Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), juntas escolares y juntas vecinales.

La CAF indica en un informe que el proyecto “logró vincular a unidades educativas, centros de salud y otras infraestructuras públicas de uso social a las redes de suministro de gas”.

Los resultados fueron presentados recientemente a representantes de los beneficiarios y funcionarios de la estatal petrolera YPFB y de algunos de los municipios participantes, en el marco de un taller efectuado por CAF.

Resultados
El coordinador del proyecto, Gonzalo Lima, señala que Sembrando Gas se ha ejecutado con una inversión de unos 2 millones de dólares, monto que incluye las obras civiles y la compra de instrumentos de medición (regulador y medidor de consumo de gas) y equipos como cocinas, estufas y calefones para las duchas. Así mismo, se conoció que fueron beneficiados 304 establecimientos educativos, 25 centros de salud y 22 centros especiales, entre comedores, orfelinatos y asilos en las seis ciudades.

La CAF explicó que con la conexión a las redes de suministro de gas natural, estos centros de infraestructura social lograron reducir en 71 por ciento los gastos de provisión energética, pues antes utilizaban un significativo número de garrafas de GLP, además ahora cuentan con un servicio continuo y seguro. El consumo de gas de estas instituciones es cubierto por los respectivos municipios.

El precio del gas se desliga del petróleo y su futuro es incierto

Desde principios de este mes hasta el 30 de julio próximo, el precio del gas boliviano que es enviado a Argentina costará un 15,39 por ciento más y el que paga Brasil un 13,18 por ciento, en comparación con los primeros tres meses de 2011.

Esta importante elevación está relacionada con el incremento del valor del petróleo crudo, que es utilizado para calcular el costo del gas boliviano de acuerdo con los contratos firmados con ambos países.

Pese a los acuerdos, esta gran ventaja para Bolivia corre riesgos y en un futuro podría tener que renegociar los contratos actuales o fijar nuevos precios para el hidrocarburo ante los cambios en el panorama de provisión en el mundo, especialmente el crecimiento de la demanda de Gas Natural Licuado (GNL) y la aparición del denominado gas no convencional.

El analista y editor de hidrocarburosbolivia.com, Bernardo Prado, explica que, hasta hace poco, como el gas boliviano era la única alternativa para Brasil y Argentina, que su valor estuviera ligado al del petróleo no era un problema, al contrario, era una ventaja.

“Pero las cosas han cambiado y van a cambiar aún más en el futuro inmediato, complicando la competitividad del gas boliviano en lo que a precios se refiere. Ahora, tanto Brasil como Argentina tienen una alternativa al gas natural que importan por ductos desde Bolivia, se llama gas natural en estado líquido (GNL)”, indica.

Agrega que el problema radica en el hecho de que el GNL para esta región tiene un precio que ha logrado desvincularse del precio del petróleo, es decir, ya sea que ocurra un incremento o una caída en el precio del barril del petróleo, el gas licuado mantendrá un precio independiente cuya variación, a diferencia del gas boliviano, no se verá afectada por el volátil precio del crudo.

Un ejemplo, explica, fue que durante los acontecimientos sucedidos en África y Medio Oriente, el barril de petróleo de referencia para América (el West Texas Intermediate) rompió la barrera de los 100 dólares, pero el precio del gas natural (Henry Hub), referente para el precio del GNL, se mantuvo relativamente estable en un rango que superó ligeramente los cuatro dólares por millón de Unidad Térmica Británica (BTU).

“Nuevo” gas

A la gran influencia que está teniendo el GNL en los mercados, suma la aparición del gas natural convencional o el “nuevo” gas que también se prevé impactará en los precios del hidrocarburo.

En un reportaje especial titulado “Shale, el nuevo nombre del gas”, la revista Petróleo & Gas, que edita la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE), da cuenta de los efectos que está produciendo este gas no convencional sobre el mercado del gas natural, sobre todo porque los costos en su producción se han reducido dramáticamente de ocho a tres dólares por millón de BTU.

Agrega que en Argentina se desarrolla el “shale gas” y esto podría generar impactos inesperados con precios en boca de pozo.

Al respecto, el ex ministro de Hidrocarburos y analista Álvaro Ríos, dice que la producción de ingentes cantidades de gas natural no convencional, especialmente en Estados Unidos, es lo que hará que los precios del gas se desacoplen definitivamente del petróleo.

“Lo ocurrido en EEUU y la sobreoferta de gas está teniendo efectos globales y muchos países se preparan para producir masivamente este gas no convencional. Esto está cambiando la forma de hacer negocios en la industria del gas natural y muchos contratos se están revisando”, explica.

Mercados en desventaja

Con los precios actuales del petróleo y las previsiones de valores más altos, es muy posible que desde el segundo semestre de este año el precio del gas boliviano se incremente aún más acercándose a los 10 dólares por millón de BTU, indica Prado.

“Eso es bueno para la economía boliviana, pero no lo es para las economías de Argentina y Brasil. Como resultado, esos países pueden optar por el GNL a un precio accesible y en condiciones contractuales y logísticas muy ventajosas y flexibles”, dice. Agrega que ya se dieron casos en los que el GNL importado por Brasil fue más barato que el gas importado desde Bolivia.

Ríos añade que en Argentina ya se escucharon las primeras voces que piden flexibilizar los precios del contrato con Bolivia.

“De la misma manera el contrato con Brasil, cuando tenga que ser extendido mas allá de 2019, tendrá muy serias dificultades para ser negociado en función del precio del petróleo”, señala.

Quiebre de paradigma

El analista Álvaro Ríos explica que actualmente el mundo vive un quiebre de paradigma que llega de la mano de nueva tecnología para producir gas que antes era impensable producirlo por el alto costo.


Agrega que esto se debe entender y estudiar mucho en Bolivia porque tendrá serio impacto sobre las relaciones del país con los vecinos y sobre cómo producimos.


“Esto nos debe llevar a pensar para el futuro que el mundo se mueve con tecnología y no con ideología”, señala Ríos.

sábado, 9 de abril de 2011

La producción de gas natural se triplicará hasta 2014

La producción de gas natural pasará de tres millones de metros cúbicos, producidos en 2011 a un máximo de 15 millones de metros cúbicos por día en 2014, informó el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, Carlos Villegas.

En la conferencia de prensa que brindó en la ciudad de Santa Cruz, Villegas explicó que la producción se encuentra en ascenso, “ en mayo de este año se llegará a tres millones de metros cúbicos por día; hasta mayo de 2012, con seis millones más, llegaremos a nueve; y en 2014, con otros seis más, alcanzaremos los 15 millones de metros cúbicos al día”, precisó.

El presidente de YPFB adelantó que en septiembre, Petrobras entregará el tercer tren de una planta de procesamiento de gas.

Con ello, aseveró, queda garantizado el cumplimiento de los contratos con Brasil y Argentina, además de la demanda del mercado interno.

Se calcula que el mercado brasileño demandará 5,9 TCF (trillones de pies cúbicos), en función al contrato GSA con Petrobras, vigente hasta 2019.

Mientras, el mercado argentino requerirá 4,1 TCF hasta 2026, de acuerdo con el contrato con Enarsa y su adenda reciente.

Villegas aseguró: “la certificación de reservas que oficialmente informamos hoy a la población alcanza para cubrir las obligaciones que tiene YPFB con el mercado interno, con los proyectos de industrialización y con los dos mercados de exportación, Brasil y Argentina”.

Apuntó que esos compromisos suman 14,8 TCF, que “estaban cubiertos con las reservas probadas a 2009 y los hallazgos posteriores”. Además, se abastecerá la demanda interna de líquidos.