Bolivia tiene capacidad para aumentar cuatro millones de metros cúbicos por día (MCD) adicionales de gas natural para enviar a la Argentina, asegura el ministro de Hidrocarburos, José Luis Gutiérrez.
Desde julio, el vecino país puede nominar 11,3 millones MCD, en el marco del contrato de compraventa y el addendum que fija los volúmenes mínimos y máximos.
Además tomando en cuenta que el jueves será inaugurado el gasoducto de integración Juana Azurduy (GIJA) "el país tiene capacidad" para atender el pedido argentino, aseguró.
"Estamos ampliando las plantas de Margarita y de Sábalo, de tal manera que tengamos toda la logística para cumplir estos compromisos".
En el primer trimestre de este año, la producción de gas llegó a un promedio de 43,16 millones MCD, en tanto que se destinaron 41,30 millones a los tres mercados, pero 1,26 millones son combustible y se extrae líquidos, y poco más de 1 millón se quema o inyecta, de acuerdo con el informe estadístico de YPFB.
El Gobierno apuesta al incremento en la producción de gas natural en los dos campos ubicados en el Sur del país. Sin embargo, la capacidad productora de gas natural aún se demora.
En el caso del campo Sábalo, el tercer tren de la planta de tratamiento de gas estará listo hasta octubre, con una capacidad de 6 millones MCD. Sin embargo, la extracción del energético todavía está imprecisa, pues se perfora el pozo Sábalo 8, esta horadación comenzó en diciembre.
En tanto que Margarita ya tiene capacidad para tres millones MCD, pero tanto la planta como el incremento de producción están programados para el próximo año, el anuncio señala el ascenso a 8 millones MCD.
Con estos datos oficiales, entonces de inmediato, esta semana, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) no podría atender el pedido de 11,3 millones MCD que podría realizar Energía Argentina SA (ENARSA).
Noticias de la prensa en la que se mencionan a los hidrocarburos y todo lo relacionado a ello.
lunes, 27 de junio de 2011
YPFB Andina invertirá $us 750 MM en el próximo quinquenio
Se busca elevar la producción de gas natural y de hidrocarburos líquidos
Con el objetivo de incrementar la producción de gas natural y de hidrocarburos líquidos, YPFB Andina SA invertirá, en los próximos cinco años (2011-2015), $us 750 millones.
De acuerdo con información proporcionada por la empresa subsidiaria de YPFB Corporación, la inversión prevista para el próximo quinquenio permitirá duplicar la producción de las áreas operadas e incrementar significativamente la producción de los megacampos San Alberto y San Antonio.
De los $us 750 millones, $us 246 millones se invierten este 2011 poniendo énfasis en las tareas exploratorias que permitan hallar nuevas reservas hidrocarburíferas, en el corto y mediano plazo, para lo cual se destina $us 55 millones.
Las tareas exploratorias se concentran en los campos de Guairuy (pozo exploratorio SRR-X1); Río Grande (profundización de los pozos RGD 53 y RGD 59) y Sara Boomerang III (pozo exploratorio BOA X1).
Mario Arenas, gerente General de YPFB Andina, destaca la importancia de la inyección de mayores recursos al sector petrolero y afirma que los $us 246 millones programados para este 2011 es la cifra más alta en materia de inversiones desde que se creó la empresa.
INVERSIÓN 2007-2010
En 2007, cuando se pusieron en vigencia los nuevos contratos de operación en el sector petrolero, la compañía registró una inversión de $us 20 millones, monto que tendió a mantenerse en el año siguiente.
En el año 2009, la compañía invirtió $us 71,7 millones, recursos que se destinaron mayoritariamente a labores de perforación y desarrollo, acondicionamiento (workover) de campos y pozos, y a labores de construcción e instalaciones.
En 2010, se decidió triplicar la inversión a $us 204 millones con el objetivo de duplicar la producción de gas en los campos operados e incrementar en un 20% los volúmenes de oferta de gas en los campos no operados.
La ejecución de estos recursos permitió marcar hitos importantes como el descubrimiento del reservorio en la formación Iquiri a través de la profundización del Pozo Río Grande RGD-22, que contiene recursos asociados que se calculan entre 0,7 y 1 trillón de pies cúbicos (TCF). Este hallazgo ha impulsado labores de profundización en otros pozos vecinos y cuyos resultados prometen la pronta incorporación de reservas de entre 1,5 y 2 TCF.
30 POZOS
YPFB Andina trabaja en labores de perforación y profundización de un total de 30 pozos en el Campo Río Grande (Santa Cruz) en un período de seis años, para aprovechar el potencial de Iquiri.
En tanto, las labores de perforación del Pozo Sararenda SRR-X1, prospecto ubicado en el Campo Guairuy en la provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz y perteneciente a YPFB Andina, superó los primeros 2.600 metros del total de 4.800 metros proyectados para los meses siguientes.
Los estudios del prospecto Sararenda SRR-X1 estiman reservas de alrededor de 1,2 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas y 32,64 millones de barriles de petróleo condensado.
De resultar exitosas las labores del proyecto encarado con un presupuesto inicial de $us 55 millones, se procederá al desarrollo del área con trabajos que implican la perforación de cuatro pozos profundos adicionales, uno más en Campo Guairuy y dos en el Campo Camiri, además de la construcción de una planta de procesamiento, la instalación de líneas de recolección de petróleo y gas, y la construcción del oleoducto y gasoducto respectivos, con lo que se prevé que la inversión se ampliará a unos $us 530 millones en los próximos cuatro años.
Principal productora de gas y líquidos
En los últimos años, YPFB Andina SA se ha consolidado como el principal productor de hidrocarburos del país, contribuyendo con el 40% del total de la producción de gas natural y más del 32% de la producción de líquidos.
YPFB Andina SA es una empresa dedicada a la explotación y producción de hidrocarburos, en la que rige un modelo de cogestión conformada por YPFB (50.41%) y Repsol YPF SA (48.92%).
Tiene suscritos 21 contratos de operación: en 18 de ellos es operador, y en tres participa como socio estratégico.
En San Alberto y San Antonio es socio mayoritario con el 50% en cada megacampo junto con Petrobras (35%) y Total E&P Bolivie(15%). El tercer campo no operado es Monteagudo donde tiene una participación del 20%. También es socio mayoritario de proyectos de transporte. En la Planta de Compresión de Río Grande, cabecera de exportación del gas a Brasil, la empresa tiene una participación del 50%; en Transierra, la administradora del gasoducto Yacuiba-Río Grande participa con el 44.5%, también junto con Petrobras y Total E&P Bolivie.
Con el objetivo de incrementar la producción de gas natural y de hidrocarburos líquidos, YPFB Andina SA invertirá, en los próximos cinco años (2011-2015), $us 750 millones.
De acuerdo con información proporcionada por la empresa subsidiaria de YPFB Corporación, la inversión prevista para el próximo quinquenio permitirá duplicar la producción de las áreas operadas e incrementar significativamente la producción de los megacampos San Alberto y San Antonio.
De los $us 750 millones, $us 246 millones se invierten este 2011 poniendo énfasis en las tareas exploratorias que permitan hallar nuevas reservas hidrocarburíferas, en el corto y mediano plazo, para lo cual se destina $us 55 millones.
Las tareas exploratorias se concentran en los campos de Guairuy (pozo exploratorio SRR-X1); Río Grande (profundización de los pozos RGD 53 y RGD 59) y Sara Boomerang III (pozo exploratorio BOA X1).
Mario Arenas, gerente General de YPFB Andina, destaca la importancia de la inyección de mayores recursos al sector petrolero y afirma que los $us 246 millones programados para este 2011 es la cifra más alta en materia de inversiones desde que se creó la empresa.
INVERSIÓN 2007-2010
En 2007, cuando se pusieron en vigencia los nuevos contratos de operación en el sector petrolero, la compañía registró una inversión de $us 20 millones, monto que tendió a mantenerse en el año siguiente.
En el año 2009, la compañía invirtió $us 71,7 millones, recursos que se destinaron mayoritariamente a labores de perforación y desarrollo, acondicionamiento (workover) de campos y pozos, y a labores de construcción e instalaciones.
En 2010, se decidió triplicar la inversión a $us 204 millones con el objetivo de duplicar la producción de gas en los campos operados e incrementar en un 20% los volúmenes de oferta de gas en los campos no operados.
La ejecución de estos recursos permitió marcar hitos importantes como el descubrimiento del reservorio en la formación Iquiri a través de la profundización del Pozo Río Grande RGD-22, que contiene recursos asociados que se calculan entre 0,7 y 1 trillón de pies cúbicos (TCF). Este hallazgo ha impulsado labores de profundización en otros pozos vecinos y cuyos resultados prometen la pronta incorporación de reservas de entre 1,5 y 2 TCF.
30 POZOS
YPFB Andina trabaja en labores de perforación y profundización de un total de 30 pozos en el Campo Río Grande (Santa Cruz) en un período de seis años, para aprovechar el potencial de Iquiri.
En tanto, las labores de perforación del Pozo Sararenda SRR-X1, prospecto ubicado en el Campo Guairuy en la provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz y perteneciente a YPFB Andina, superó los primeros 2.600 metros del total de 4.800 metros proyectados para los meses siguientes.
Los estudios del prospecto Sararenda SRR-X1 estiman reservas de alrededor de 1,2 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas y 32,64 millones de barriles de petróleo condensado.
De resultar exitosas las labores del proyecto encarado con un presupuesto inicial de $us 55 millones, se procederá al desarrollo del área con trabajos que implican la perforación de cuatro pozos profundos adicionales, uno más en Campo Guairuy y dos en el Campo Camiri, además de la construcción de una planta de procesamiento, la instalación de líneas de recolección de petróleo y gas, y la construcción del oleoducto y gasoducto respectivos, con lo que se prevé que la inversión se ampliará a unos $us 530 millones en los próximos cuatro años.
Principal productora de gas y líquidos
En los últimos años, YPFB Andina SA se ha consolidado como el principal productor de hidrocarburos del país, contribuyendo con el 40% del total de la producción de gas natural y más del 32% de la producción de líquidos.
YPFB Andina SA es una empresa dedicada a la explotación y producción de hidrocarburos, en la que rige un modelo de cogestión conformada por YPFB (50.41%) y Repsol YPF SA (48.92%).
Tiene suscritos 21 contratos de operación: en 18 de ellos es operador, y en tres participa como socio estratégico.
En San Alberto y San Antonio es socio mayoritario con el 50% en cada megacampo junto con Petrobras (35%) y Total E&P Bolivie(15%). El tercer campo no operado es Monteagudo donde tiene una participación del 20%. También es socio mayoritario de proyectos de transporte. En la Planta de Compresión de Río Grande, cabecera de exportación del gas a Brasil, la empresa tiene una participación del 50%; en Transierra, la administradora del gasoducto Yacuiba-Río Grande participa con el 44.5%, también junto con Petrobras y Total E&P Bolivie.
domingo, 26 de junio de 2011
Estudio para distribuir regalías de megacampo está demorado
Hidrocarburos: Chuquisaca y Tarija continúan en pugna por los yacimientos de Huacaya y Margarita.
El estudio realizado para determinar la división de los campos Margarita y Huacaya, de lo cual dependerá la distribución de regalías entre Tarija y Chuquisaca, tiene un retraso de dos meses aproximadamente. Ambos departamentos sufren perjuicios por ello.
El campo Margarita está íntegramente en territorio tarijeño, en tanto que la mayor parte de Huacaya se encuentra en Chuquisaca. Estos dos campos están separados aun cuando tienen estructuras geológicamente similares, por lo que se cree que forman un solo bloque.
El ministro de Hidrocarburos y Energía, José Luis Gutiérrez, informó a La Prensa que “no está saliendo en el tiempo que, como Ministerio, quisiéramos porque el caso tiene mucha complejidad, pero está avanzando”.
Indicó que el estudio es elaborado por autoridades del sector y que pronto se tendrá un informe que delimite los alcances de cada uno de los departamentos.
“Lo que pasa es que todavía no están convencidos de esta división. Autoridades del sector petrolero analizan este tema, que si bien está un poco retrasado, no estamos en presencia de algún conflicto regional. Éste es un problema técnico de ubicación que está en proceso de resolverse”.
ESTUDIOS. Un geólogo dijo que los campos del bloque Caipipendi son estructuralmente diferentes porque son identificables a través de imágenes satelitales de sísmica en dos dimensiones, de trabajos geológicos, de sísmica en tres dimensiones, que son elementos que ayudan a identificar las estructuras.
El geólogo y especialista en la materia Daniel Centeno sostuvo que así se echarían por tierra los conflictos que pueden desatarse entre Chuquisaca y Tarija, pues el campo Margarita deberá pagar regalías únicamente a los tarijeños, en tanto que el de Huacaya tendría que tributar no sólo a Chuquisaca.
Con la firmeza de que “hay esta separación” entre ambos campos, Centeno plantea que “del paralelo 21 al sur, todo lo que hay debería ser de Tarija, y del paralelo 21 al norte, todo debería ser de Chuquisaca”. De esta manera, “se acaba el problema”.
Vale resaltar que este conflicto se arrastra desde 2005, sin que las autoridades del sector hubieran dado un corte al diferendo interregional.
Sin embargo, un informe de Repsol YPF Bolivia, sobre evidencias en la conectividad, indica textualmente que “los datos de presión obtenidos en el reservorio H1B, tanto de HCY-X1D como de MGR-X3 y MGR-4st, se alinean a lo largo de la misma pendiente, corroborando el hecho de que los tres pozos perforaron el mismo reservorio H1b”.
Los cívicos tarijeños no confían en el informe
El vicepresidente del Comité Pro Intereses de Tarija, Baldemar Peralta, afirmó que su región no confía en los datos proporcionados por el presidente de la estatal petrolera sobre los megacampos en conflicto.
“El Presidente de YPFB hace mucho tiempo ya venía diciendo que el campo Margarita es compartido, sin tener ningún informe técnico. Ésta es una muestra más de la mala intención del Gobierno hacia Tarija”.
El cívico dijo que no se cumplieron las normas legales que establecen cuáles deben ser los procedimientos cuando existe la posibilidad de que haya campos compartidos entre departamentos. “Nosotros lo que vamos a hacer es desconocer estos informes y establecer que Margarita pertenece a Tarija, hasta que no se cumplan los procedimientos y haya imparcialidad de parte del Gobierno. Vamos a ser intransigentes en esta defensa”.
Según el diputado opositor Adrián Oliva, Tarija no cederá dinero al departamento de Chuquisaca hasta que no se realice el estudio correspondiente y tampoco transferirá recursos porque el megacampo Margarita está en su territorio. “Nosotros no vamos a dejar que Tarija pierda el campo y vamos a ir hasta las últimas instancias. No queremos llegar a ningún enfrentamiento con los compañeros de Chuquisaca, pero vamos a defender nuestros intereses”.
La polémica está servida, la pugna también.
Para destacar
Ryder Scott. La certificadora estadounidense es la empresa que realiza el estudio.
Conflictos. Desde 2006, los conflictos entre Tarija y Chuquisaca se intensificaron.
Politización. Autoridades del sector piden no volver a éste un tema político.
Cifras importantes
17 por ciento es la participación de Chuquisaca en el campo Margarita, en tanto que el 83 por ciento de las regalías corresponden al departamento de Tarija.
4 años es el tiempo que lleva el estudio para determinar si los megacampos Huacaya y Margarita son dos o uno solo. El trabajo lleva dos meses de retraso.
14 millones de metros cúbicos por día (MCD) será la producción diaria de gas natural de este megacampo a partir de 2014. Los ingresos llegarán a tres millones de dólares por día.
sábado, 25 de junio de 2011
GIJA subirá en $us 500 millones ingresos por el gas desde 2012
El Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA), que permitirá incrementar paulatinamente los envíos de gas natural a la Argentina hasta 27,7 millones de metros cúbicos día (MMmcd), subirá los ingresos por la venta del carburante de $us 3.000 millones a $us 3.500 millones durante el primer año de operaciones, en 2012.
El nuevo ducto, que será inaugurado el 30 de junio, es parte de los acuerdos binacionales establecidos en marzo de 2010, en el marco de la adenda al contrato de exportación de gas firmado entre YPFB-Corporación y Energía Argentina S.A. (Enarsa).
En Bolivia, el ducto de 13 kilómetros y de 32 pulgadas de diámetro, se extiende desde el campo Margarita, en Tarija, hasta Madrejones, frontera con Argentina. Del otro lado de la frontera, el gasoducto de 35 kilómetros de longitud partirá desde Refinor y llegará hasta Campo Durán. Esta infraestructura, que fue construida por el consorcio Kaiser Petrosur, se unirá al Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA).
La obra tiene un costo de $us 32 millones, correspondiente a la primera fase del proyecto (2010-2011). La segunda fase contempla el montaje de una estación de compresión (2012), con la que se llegará a tener una inversión final de $us 88 millones.
El presidente de YPFB-Transportes, Christian Inchauste, señaló que el GIJA se constituirá en el segundo gasoducto del país con categoría mundial. El primero es el gasoducto Brasil-Bolivia (Gasbol), por el cual el país exporta hasta 30 MMmcd de gas al mercado brasileño.
De acuerdo con Inchauste, técnicamente, a partir de la inauguración del nuevo gasoducto, se podría elevar el transporte de gas de 7 MMmcd, que son los actuales, a 11,1 MMmcd. “Eso depende de la capacidad de la producción (de gas) de los campos”, indicó el directivo.
Y en cuanto a ingreso, Inchauste señaló que en “2012, asumiendo que los precios del gas estén en los niveles actuales, ya Bolivia puede estar redondeando los 3.500 millones de dólares de exportaciones, versus 3.000 millones este año”.
En 2010, las exportaciones del país sumaron $us 6.956 millones.
Bolivia y Argentina coordinan parte técnica
Bolivia y Argentina ultiman detalles técnicos para el inicio de operaciones del Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA), informó ayer el vicepresidente nacional de Operaciones de YPFB Transporte, subsidiaria de YPFB-Corporación, Ramón Navas.
Esas labores se realizan luego de que se realizaran las pruebas de hermeticidad del ducto.
“Se están haciendo las coordinaciones con la Argentina, aspectos de aduana, de calidad de gas, protocolo de medición, toda la parte administrativa y de organización para el transporte”, señaló Navas.
Adicionalmente, la empresa transportadora de YPFB Corporación, aguarda la evaluación y observaciones de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) respecto a la documentación de la licencia de operación, citó la AN-YPFB.
viernes, 24 de junio de 2011
Fase II del plan de conversión a GNV cubrirá 10 mil vehículos
La segunda fase del programa de conversión de los vehículos que usan gasolina a gas natural vehicular (GNV) empezará en julio y prevé el cambio de la matriz energética de al menos 10 mil unidades.
Tanto las autoridades del Órgano Ejecutivo como los representantes de la Confederación Nacional de Choferes de Bolivia, que se reunieron ayer, se comprometieron a realizar las gestiones para acelerar el proceso de conversión que en mayo cumplió su primera fase en este 2011.
El director general de la Entidad Ejecutora de Conversión de Gas Natural Vehicular (EEC-GNV), Carlos Asport, quien participó del encuentro en Palacio Quemado, señaló que hace unos días se lanzó la licitación para la compra de 10.000 kits y cilindros para la segunda fase del programa.
Hasta ahora, cerca de seis empresas presentaron sus propuestas para proveer los insumos. Las instituciones nacionales e internacionales pueden presentar sus propuestas hasta el 14 de julio.
Óscar López, gerente nacional de Redes de Gas y Ductos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB Corporación), indicó que una vez se adquieran los kits y cilindros se iniciará la segunda fase del programa de conversión el 20 de julio. En tanto, el secretario ejecutivo de los choferes sindicalizados del país, Franklin Durán, quien calificó de positivo el encuentro con las autoridades del Gobierno, señaló que se enmendarán los errores que registraron en la primera fase del programa de conversión para que se cumplan con las metas propuestas para este año.
“Nos habíamos planteado unos siete mil vehículos por año, de acuerdo a la capacidad de los talleres, pero el Vicepresidente (Álvaro García Linera) ha ordenado que se compren 10 mil equipos para este año, y se compren más para los posteriores y eso nos garantiza que no faltarán los insumos para impulsar el programa”, indicó el dirigente.
La primera fase del programa de conversión a GNV llegó a más de cuatro mil unidades. El plan es completamente gratuito y tiene una cobertura nacional.
Choferes piden incluir micros a diésel
El secretario ejecutivo de la Confederación Nacional de los Choferes de Bolivia, Franklin Durán, solicitó al vicepresidente del Estado, Álvaro García Linera, la inclusión de los micros que funcionan a diésel al programa de conversión a gas natural vehicular (GNV).
“Hemos planteado el cambio de los motores de los micros a diesel (que operan) en Santa Cruz, Cochabamba, Potosí, Sucre y La Paz”, comentó el dirigente a su salida del Palacio Quemado.
El programa de conversión sólo incluye a los vehículos que consumen gasolina. En el caso de los coches que funcionan a diésel, se requiere de una mayor inversión y del cambio del motor.
Durán indicó que buscarán los recursos económicos para que los micros a diésel puedan ser incluidos al programa. “No les estamos pidiendo que nos regalen, nosotros vamos a pagar por los motores”, dijo.
jueves, 23 de junio de 2011
En Europa, Villegas invita a petroleras
El presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, invitó a compañías petroleras del mundo a invertir en Bolivia en exploración en “un contexto de seguridad jurídica y reglas estables”.
Durante su intervención en el quinto Congreso Mundial de Compañías Petroleras Nacionales que se desarrolla del 20 al 24 de junio en Londres, Villegas dijo: “Aprovecho la oportunidad para invitar a todas las empresas en este evento (...) a participar de nuestro agresivo plan de exploración y ser protagonistas del mismo”.
Agregó que se buscan “resultados de beneficio recíproco”, “asumiendo el reto de un nuevo ciclo exploratorio”.
Unos 70 ejecutivos de las principales petroleras, de empresas de servicios y de gobiernos exponen en el encuentro, de acuerdo con la página web www.terrapinn.com/conference/world-national-oil-companies-congress/. La participación de Villegas es parte de una ambiciosa estrategia internacional para atraer inversiones extranjeras al país.
El presidente de YPFB explicó en mayo pasado, en el cierre del congreso Gas & Petróleo de YPFB en Santa Cruz, que Bolivia promoverá inversiones de exploración de gas natural y petróleo en 56 áreas reservadas disponibles. El plan consiste en difundir paquetes de datos de las áreas, estimar recursos, preparar licitaciones internacionales y además organizar 13 ruedas de negocios en varias ciudades de Europa y Asia.
Acercamiento
YPFB indicó que Villegas tendrá reuniones bilaterales en Londres con ejecutivos de petroleras para exponer el plan de exploración. Agregó que el objetivo del Plan de Exploración 2011-2020 de la petrolera boliviana es incrementar las reservas probadas de hidrocarburos, incidiendo en la actividad exploratoria en áreas de interés petrolero en zonas tradicionales y no tradicionales del país.
El plan que promociona la estatal petrolera permitirá desarrollar el potencial hidrocarburífero, que se estima en 53,58 Trillones de Pies Cúbicos (TCF por su nomenclatura en inglés) de gas natural y un potencial petrolífero de 2,44 TCF.
Villegas explicó en Londres que para este año se tiene programado en Bolivia una inversión en el sector de hidrocarburos de 1.814 millones de dólares por parte del Estado boliviano y de las compañías petroleras que operan en el país.
Acto sin presidentes
Autoridades de Bolivia y Argentina preparan la inauguración de la primera fase del Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA), acto en el que no participarán los presidentes Evo Morales y Cristina Fernández, informó ayer la Agencia de Noticias Fides (ANF).
ANF indicó que ambos mandatarios “enviarán mensajes desde Buenos Aires”. El acto será efectuado en la región Rincón Oculto en Madrejones, Tarija, desde donde parte la línea de transporte de gas natural hasta la frontera para llegar a Campo Durán en Argentina.
La capacidad inicial de transporte del GIJA será de 11,3 millones de metros cúbicos al día (MCD) de gas, volumen contractual acordado en la primera adenda al contrato entre Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y la empresa Energía Argentina SA (Enarsa).
Durante su intervención en el quinto Congreso Mundial de Compañías Petroleras Nacionales que se desarrolla del 20 al 24 de junio en Londres, Villegas dijo: “Aprovecho la oportunidad para invitar a todas las empresas en este evento (...) a participar de nuestro agresivo plan de exploración y ser protagonistas del mismo”.
Agregó que se buscan “resultados de beneficio recíproco”, “asumiendo el reto de un nuevo ciclo exploratorio”.
Unos 70 ejecutivos de las principales petroleras, de empresas de servicios y de gobiernos exponen en el encuentro, de acuerdo con la página web www.terrapinn.com/conference/world-national-oil-companies-congress/. La participación de Villegas es parte de una ambiciosa estrategia internacional para atraer inversiones extranjeras al país.
El presidente de YPFB explicó en mayo pasado, en el cierre del congreso Gas & Petróleo de YPFB en Santa Cruz, que Bolivia promoverá inversiones de exploración de gas natural y petróleo en 56 áreas reservadas disponibles. El plan consiste en difundir paquetes de datos de las áreas, estimar recursos, preparar licitaciones internacionales y además organizar 13 ruedas de negocios en varias ciudades de Europa y Asia.
Acercamiento
YPFB indicó que Villegas tendrá reuniones bilaterales en Londres con ejecutivos de petroleras para exponer el plan de exploración. Agregó que el objetivo del Plan de Exploración 2011-2020 de la petrolera boliviana es incrementar las reservas probadas de hidrocarburos, incidiendo en la actividad exploratoria en áreas de interés petrolero en zonas tradicionales y no tradicionales del país.
El plan que promociona la estatal petrolera permitirá desarrollar el potencial hidrocarburífero, que se estima en 53,58 Trillones de Pies Cúbicos (TCF por su nomenclatura en inglés) de gas natural y un potencial petrolífero de 2,44 TCF.
Villegas explicó en Londres que para este año se tiene programado en Bolivia una inversión en el sector de hidrocarburos de 1.814 millones de dólares por parte del Estado boliviano y de las compañías petroleras que operan en el país.
Acto sin presidentes
Autoridades de Bolivia y Argentina preparan la inauguración de la primera fase del Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA), acto en el que no participarán los presidentes Evo Morales y Cristina Fernández, informó ayer la Agencia de Noticias Fides (ANF).
ANF indicó que ambos mandatarios “enviarán mensajes desde Buenos Aires”. El acto será efectuado en la región Rincón Oculto en Madrejones, Tarija, desde donde parte la línea de transporte de gas natural hasta la frontera para llegar a Campo Durán en Argentina.
La capacidad inicial de transporte del GIJA será de 11,3 millones de metros cúbicos al día (MCD) de gas, volumen contractual acordado en la primera adenda al contrato entre Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y la empresa Energía Argentina SA (Enarsa).
Confiscan 7.300 l de diésel en Desaguadero
La presidenta de la Aduana Nacional de Bolivia (ANB), Marlene Ardaya, informó que en la localidad de Desaguadero, La Paz se realizó el primer operativo de decomiso de 7.300 litros (l) de diésel oil que se encontraban en dos viviendas que eran utilizadas como depósitos, para luego ser transportados al lado peruano para su comercialización.
La autoridad adelantó que las personas implicadas en el hecho serán las primeras en ser procesadas penalmente por el delito de contrabando agravado de exportación estipulado en el artículo 181 de la Ley de Desarrollo y Seguridad Fronteriza (Ley 100) que prohíbe el acopio y la exportación de carburantes refinados.
La cantidad de diésel que se reunió en las dos casas alcanzaban a ocupar aproximadamente un camión marca Cóndor y una camioneta, explicó Ardaya.
Advirtió que si la valoración del combustible decomisado determina que es mayor a 50.000 Unidades de Fomento a la Vivienda (UFV) se procederá a la confiscación de la vivienda y de los vehículos que fueron utilizados para el acopio del diésel.
“En el caso de delitos tributarios aduaneros, los instrumentos del delito como propiedades, depósitos o recintos de depósito, vehículos automotores, lanchas, avionetas y aviones serán confiscados a favor del Estado, y luego de su registro se entregarán definitivamente a las Fuerzas Armadas, a la Policía Boliviana, al Ministerio Público y otras entidades conforme a reglamentación”, señala el artículo 176 de la Ley 037.
La autoridad adelantó que las personas implicadas en el hecho serán las primeras en ser procesadas penalmente por el delito de contrabando agravado de exportación estipulado en el artículo 181 de la Ley de Desarrollo y Seguridad Fronteriza (Ley 100) que prohíbe el acopio y la exportación de carburantes refinados.
La cantidad de diésel que se reunió en las dos casas alcanzaban a ocupar aproximadamente un camión marca Cóndor y una camioneta, explicó Ardaya.
Advirtió que si la valoración del combustible decomisado determina que es mayor a 50.000 Unidades de Fomento a la Vivienda (UFV) se procederá a la confiscación de la vivienda y de los vehículos que fueron utilizados para el acopio del diésel.
“En el caso de delitos tributarios aduaneros, los instrumentos del delito como propiedades, depósitos o recintos de depósito, vehículos automotores, lanchas, avionetas y aviones serán confiscados a favor del Estado, y luego de su registro se entregarán definitivamente a las Fuerzas Armadas, a la Policía Boliviana, al Ministerio Público y otras entidades conforme a reglamentación”, señala el artículo 176 de la Ley 037.
Invitan a privadas a que inviertan
El presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, invitó a las grandes transnacionales para que inviertan en el país, buscando nuevos reservorios.
“Aprovecho —manifestó— la oportunidad para invitar a todas las empresas que están en este evento al que asisten diferentes países del mundo a participar de nuestro agresivo plan de Exploración y ser protagonistas del mismo, para obtener resultados de beneficio recíproco”.
La convocatoria fue lanzada en el V Congreso Mundial de Compañías Petroleras, que se realizará hasta mañana en Londres, según el informe de YPFB. El Plan de Exploración 2010-2020 es difundido ampliamente en el Congreso y en reuniones bilaterales con varias empresas internacionales.
“Aprovecho —manifestó— la oportunidad para invitar a todas las empresas que están en este evento al que asisten diferentes países del mundo a participar de nuestro agresivo plan de Exploración y ser protagonistas del mismo, para obtener resultados de beneficio recíproco”.
La convocatoria fue lanzada en el V Congreso Mundial de Compañías Petroleras, que se realizará hasta mañana en Londres, según el informe de YPFB. El Plan de Exploración 2010-2020 es difundido ampliamente en el Congreso y en reuniones bilaterales con varias empresas internacionales.
miércoles, 22 de junio de 2011
Inversiones apuntan a exploración del altiplano
El Gobierno acaba de suscribir cuatro contratos de servicios petroleros con la empresa Gas To Liquid International S.A.(GTLI), para fortalecer la fase de perforación exploratoria en La Paz y en los departamentos de Beni y Pando. La iniciativa abre nuevas expectativas en la zona del altiplano boliviano que hasta el momento no había sido muy apetecida por la Inversión Extranjera Directa (IED).
Con la suscripción de cuatro contratos de servicios petroleros, redactados al amparo de la Nueva Constitución Política del Estado, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB-Corporación) y la empresa GTLI, confirmaron la semana pasada futuros trabajos de exploración en los departamentos de La Paz, Pando, Beni, y Santa Cruz, en la perspectiva de incrementar las reservas de gas natural y petróleo, indica el informe del semanario especializado Energy Press.
Esta iniciativa privada-estatal abre nuevas expectativas en la zona del altiplano boliviano que hasta el momento no había sido muy apetecida por la Inversión Extranjera Directa (IED) y que según una nota del Ingeniero Geólogo Edmundo Pérez, publicada en el portal Ventana, no justificaría mayor trabajo de exploración.
“En esta cuenca, que geográficamente abarca los departamentos de La Paz, Oruro y Potosí, se han perforado 8 pozos exploratorios, con un total de 25.627.1 metros perforados. Cada uno de ellos ubicados de tal manera que investigaron la cuenca altiplánica en toda su extensión (Sur, Centro y Norte, 1 pozo en el departamento de La Paz, 5 en Oruro y 2 en Potosí). Todos resultaron improductivos y fueron catalogados como secos”, dice el mencionado artículo.
Para el gerente de Exploración y Desarrollo de YPFB Chaco, Edgar Sagárnaga, todo proceso exploratorio está sujeto a varios factores por lo que no sería dable descartar nuevos procesos exploratorios, solamente en atención a trabajos de exploración geológica.
BUENAS PERSPECTIVAS
Luis Carlos Kinn, gerente general de GTLI, empresa cuyo paquete accionario está conformado por inversores nacionales en un 20% y otro 80% por la empresa hindú Jindal Steel, especificó que “en cada bloque hay un programa de trabajo específico, en alguno de ellos iremos primero a la sísmica, en otro vamos a estudiar la información existente para luego decidir el próximo paso, pero en los cuatro bloques vamos a iniciar trabajos exploratorios, tan pronto se promulgue la Ley que autoriza estos contratos que acabamos de firmar, o sea en un mes y medio”.
La extensión de las cuatro áreas cedidas a GTLI es de 98.3 mil hectáreas en el caso de Almendro y 95.6 mil en Cupecito, ambas en el departamento de Santa Cruz; 1 millón de hectáreas en el Río Beni compartidas entre los departamentos de La Paz, Beni y Pando; y el área de Itacaraí con 58.7 mil hectáreas en el departamento de Chuquisaca
Respecto de las expectativas de GTLI, Kinn indicó que “son muy buenas porque previamente a la firma de este contrato hemos realizado durante muchos años estudios intensos sobre estas áreas, entonces estamos muy optimistas de los resultados que vamos a lograr”.
Al mismo tiempo, acotó que esperan obtener resultados en un lapso aproximado de tres años, añadiendo que el área con mayor potencial petrolífero es Río Beni, mientras que en las tres restantes se espera encontrar petróleo y gas.
De momento, indicó que se deberá realizar el proceso constitucional de Consulta Pública a las comunidades circunscritas al área de influencia de cada proyecto exploratorio, para avanzar con la gestión de las licencias medioambientales y posteriormente encarar la etapa de registros de datos sísmicos que les permitirán ubicar con mayor exactitud el primer pozo a ser perforado.
INVERTIRÁN $US 72 MILLONES
Por otro lado, el presidente de la estatal petrolera, Carlos Villegas, destacó los 72 millones de dólares comprometidos por GTLI, para la exploración en las cuatro áreas cedidas a esta empresa. Asimismo, indicó que las operaciones de la empresa estarán enmarcadas en un mecanismo que permitirá el trabajo estrecho entre YPFB Corporación y GTLI.
Con la suscripción de cuatro contratos de servicios petroleros, redactados al amparo de la Nueva Constitución Política del Estado, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB-Corporación) y la empresa GTLI, confirmaron la semana pasada futuros trabajos de exploración en los departamentos de La Paz, Pando, Beni, y Santa Cruz, en la perspectiva de incrementar las reservas de gas natural y petróleo, indica el informe del semanario especializado Energy Press.
Esta iniciativa privada-estatal abre nuevas expectativas en la zona del altiplano boliviano que hasta el momento no había sido muy apetecida por la Inversión Extranjera Directa (IED) y que según una nota del Ingeniero Geólogo Edmundo Pérez, publicada en el portal Ventana, no justificaría mayor trabajo de exploración.
“En esta cuenca, que geográficamente abarca los departamentos de La Paz, Oruro y Potosí, se han perforado 8 pozos exploratorios, con un total de 25.627.1 metros perforados. Cada uno de ellos ubicados de tal manera que investigaron la cuenca altiplánica en toda su extensión (Sur, Centro y Norte, 1 pozo en el departamento de La Paz, 5 en Oruro y 2 en Potosí). Todos resultaron improductivos y fueron catalogados como secos”, dice el mencionado artículo.
Para el gerente de Exploración y Desarrollo de YPFB Chaco, Edgar Sagárnaga, todo proceso exploratorio está sujeto a varios factores por lo que no sería dable descartar nuevos procesos exploratorios, solamente en atención a trabajos de exploración geológica.
BUENAS PERSPECTIVAS
Luis Carlos Kinn, gerente general de GTLI, empresa cuyo paquete accionario está conformado por inversores nacionales en un 20% y otro 80% por la empresa hindú Jindal Steel, especificó que “en cada bloque hay un programa de trabajo específico, en alguno de ellos iremos primero a la sísmica, en otro vamos a estudiar la información existente para luego decidir el próximo paso, pero en los cuatro bloques vamos a iniciar trabajos exploratorios, tan pronto se promulgue la Ley que autoriza estos contratos que acabamos de firmar, o sea en un mes y medio”.
La extensión de las cuatro áreas cedidas a GTLI es de 98.3 mil hectáreas en el caso de Almendro y 95.6 mil en Cupecito, ambas en el departamento de Santa Cruz; 1 millón de hectáreas en el Río Beni compartidas entre los departamentos de La Paz, Beni y Pando; y el área de Itacaraí con 58.7 mil hectáreas en el departamento de Chuquisaca
Respecto de las expectativas de GTLI, Kinn indicó que “son muy buenas porque previamente a la firma de este contrato hemos realizado durante muchos años estudios intensos sobre estas áreas, entonces estamos muy optimistas de los resultados que vamos a lograr”.
Al mismo tiempo, acotó que esperan obtener resultados en un lapso aproximado de tres años, añadiendo que el área con mayor potencial petrolífero es Río Beni, mientras que en las tres restantes se espera encontrar petróleo y gas.
De momento, indicó que se deberá realizar el proceso constitucional de Consulta Pública a las comunidades circunscritas al área de influencia de cada proyecto exploratorio, para avanzar con la gestión de las licencias medioambientales y posteriormente encarar la etapa de registros de datos sísmicos que les permitirán ubicar con mayor exactitud el primer pozo a ser perforado.
INVERTIRÁN $US 72 MILLONES
Por otro lado, el presidente de la estatal petrolera, Carlos Villegas, destacó los 72 millones de dólares comprometidos por GTLI, para la exploración en las cuatro áreas cedidas a esta empresa. Asimismo, indicó que las operaciones de la empresa estarán enmarcadas en un mecanismo que permitirá el trabajo estrecho entre YPFB Corporación y GTLI.
Con el GIJA Bolivia debe subir la exportación de gas a 11,3 MMmcd
La producción de gas natural del país, apenas alcanza para cubrir el
mercado de exportación y el consumo del mercado interno
EL DIARIO Y AGENCIAS Este año, Bolivia de acuerdo al contrato de compra venta de gas natural a la Argentina, debe subir el volumen de exportación de 7,7 millones de metros cúbicos de gas por día (MMmcd) a 11,3 MMmcd, cuando entre en funcionamiento el Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA) el próximo 30 de junio.
El viceministro de Exploración y Explotación, Eduardo Alarcón, aseguró ayer que Bolivia tiene las reservas suficientes para honrar sus compromisos de provisión de gas con Argentina, cuya demanda crece sustancialmente en el invierno, más aún con la apertura del GIJA a fin de mes.
“Tenemos los hidrocarburos y las reservas para hacer la entrega correspondiente, se están haciendo todos los trabajos para desarrollar los campos, especialmente los megacampos de San Alberto, Sábalo y Margarita”, dijo.
Empero, empresarios industriales del occidente del país temen un posible racionamiento de gas natural por el incremento en la demanda de la Argentina y Brasil, que en esta época tienen problemas de abastecimiento del energético.
El informe de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) da cuenta que se comercializó en mayo un volumen promedio de 40,03 millones de metros cúbicos por día de gas natural al mercado interno y las exportaciones a Brasil y la Argentina.
VENTA
Bolivia envía 7,7 MMmcd a la Argentina, de acuerdo con un contrato suscrito en 2004 y una adenda de mayo de 2010.
Alarcón recordó que este año, con el GIJA en operaciones, la exportación de gas natural a Argentina se incrementará de 7,7 a 11,3 MMmcd y en 2015 alcanzará los 20,7 MMmcd.
EL 2026
Según el contrato de compra venta de gas, Bolivia debe enviar a diario a Argentina 27,7 MMmcd hacia el año 2026.
El GIJA exportará gas natural desde Campo Grande hasta Madrejones, en territorio boliviano y del lado argentino hasta Campo Durán.
El ducto tiene una longitud total de 48 kilómetros, 13 en territorio boliviano y 35 en Argentina.
La tubería tiene 32 pulgadas de diámetro para transportar con suficiencia el volumen comprometido. Lo malo está en que Bolivia debe resolver en el mediano plazo sus reservas de gas para honrar sus dos contratos de venta de gas, el primero con el Brasil y el segundo con la Argentina, además de cumplir con el consumo del mercado interno.
DESGASiFICAR RELACIóN
Por otro lado, analistas y ex autoridades energéticas del país, advirtieron que los argentinos están haciendo esfuerzos para desgasificar la relación con Bolivia.
En este marco, el contrato de venta de gas con Argentina podría dejarse de lado por otro energético más barato al del boliviano como es el gas no convencional, lo que en futuro podría ocasionar serios riesgos en la producción de líquidos para el país, debido a la falta de mercado, según el experto en hidrocarburos, Carlos Miranda.
Frente al crecimiento en el consumo de gas natural por Argentina y Brasil, y la dependencia que significa, sobre todo, en época de invierno de la importación de gas de Bolivia, este panorama podría cambiar en caso de que ambos países decidan optar por otros energéticos más baratos.
YPFB
Bolivia contará con la suficiente oferta de gas que garantizará más exportaciones y mantendrá satisfecha la demanda interna del mercado, según la estatal petrolera.
De acuerdo a YPFB, la entrega de los volúmenes de gas a la Argentina se ha estabilizado en forma gradual desde el año 2009, cuando llegaba a 1 ó 2 MMmcd, alcanzando 5 MMmcd el año 2010 y entre 7 y 7,7 MMmcd este año, con el compromiso de llegar a los 11,3 MMmcd cuando entre en operación el GIJA.
mercado de exportación y el consumo del mercado interno
EL DIARIO Y AGENCIAS Este año, Bolivia de acuerdo al contrato de compra venta de gas natural a la Argentina, debe subir el volumen de exportación de 7,7 millones de metros cúbicos de gas por día (MMmcd) a 11,3 MMmcd, cuando entre en funcionamiento el Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA) el próximo 30 de junio.
El viceministro de Exploración y Explotación, Eduardo Alarcón, aseguró ayer que Bolivia tiene las reservas suficientes para honrar sus compromisos de provisión de gas con Argentina, cuya demanda crece sustancialmente en el invierno, más aún con la apertura del GIJA a fin de mes.
“Tenemos los hidrocarburos y las reservas para hacer la entrega correspondiente, se están haciendo todos los trabajos para desarrollar los campos, especialmente los megacampos de San Alberto, Sábalo y Margarita”, dijo.
Empero, empresarios industriales del occidente del país temen un posible racionamiento de gas natural por el incremento en la demanda de la Argentina y Brasil, que en esta época tienen problemas de abastecimiento del energético.
El informe de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) da cuenta que se comercializó en mayo un volumen promedio de 40,03 millones de metros cúbicos por día de gas natural al mercado interno y las exportaciones a Brasil y la Argentina.
VENTA
Bolivia envía 7,7 MMmcd a la Argentina, de acuerdo con un contrato suscrito en 2004 y una adenda de mayo de 2010.
Alarcón recordó que este año, con el GIJA en operaciones, la exportación de gas natural a Argentina se incrementará de 7,7 a 11,3 MMmcd y en 2015 alcanzará los 20,7 MMmcd.
EL 2026
Según el contrato de compra venta de gas, Bolivia debe enviar a diario a Argentina 27,7 MMmcd hacia el año 2026.
El GIJA exportará gas natural desde Campo Grande hasta Madrejones, en territorio boliviano y del lado argentino hasta Campo Durán.
El ducto tiene una longitud total de 48 kilómetros, 13 en territorio boliviano y 35 en Argentina.
La tubería tiene 32 pulgadas de diámetro para transportar con suficiencia el volumen comprometido. Lo malo está en que Bolivia debe resolver en el mediano plazo sus reservas de gas para honrar sus dos contratos de venta de gas, el primero con el Brasil y el segundo con la Argentina, además de cumplir con el consumo del mercado interno.
DESGASiFICAR RELACIóN
Por otro lado, analistas y ex autoridades energéticas del país, advirtieron que los argentinos están haciendo esfuerzos para desgasificar la relación con Bolivia.
En este marco, el contrato de venta de gas con Argentina podría dejarse de lado por otro energético más barato al del boliviano como es el gas no convencional, lo que en futuro podría ocasionar serios riesgos en la producción de líquidos para el país, debido a la falta de mercado, según el experto en hidrocarburos, Carlos Miranda.
Frente al crecimiento en el consumo de gas natural por Argentina y Brasil, y la dependencia que significa, sobre todo, en época de invierno de la importación de gas de Bolivia, este panorama podría cambiar en caso de que ambos países decidan optar por otros energéticos más baratos.
YPFB
Bolivia contará con la suficiente oferta de gas que garantizará más exportaciones y mantendrá satisfecha la demanda interna del mercado, según la estatal petrolera.
De acuerdo a YPFB, la entrega de los volúmenes de gas a la Argentina se ha estabilizado en forma gradual desde el año 2009, cuando llegaba a 1 ó 2 MMmcd, alcanzando 5 MMmcd el año 2010 y entre 7 y 7,7 MMmcd este año, con el compromiso de llegar a los 11,3 MMmcd cuando entre en operación el GIJA.
El gasoducto Juana Azurduy generará $us 2.000 millones
Inaguración: Este 30 de junio se hará la entrega del ducto que proveerá de gas a Argentina.
La exportación de hidrocarburos a la Argentina incrementará con la puesta en funcionamiento del Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA) el próximo jueves 30 de junio. Las ventas del energético permitirán generar alrededor de 2.000 millones de dólares anualmente, según un informe oficial de YPFB.
El nuevo ducto de exportación fue construido por el consorcio Kaiser–Petrosur, con una inversión inicial de $us 32,3 millones.
El ducto tiene menor longitud en territorio boliviano, en comparación con Argentina.
El convenio suscrito entre ambos países señala que YPFB y Energía Argentina (Enarsa) debían concluir las obras el 31 de mayo, pero se produjo un retraso que conllevará una sanción para la empresa del vecino país.
Una adenda al contrato contempla una multa del 15 por ciento sobre la inversión del gasoducto en caso de que YPFB no enviase todo el gas solicitado. Este punto no figuraba en el convenio original, firmado en octubre de 2006 por Evo Morales y el fallecido Néstor Kirchner.
LOS TRAMOS. La construcción del gasoducto ha concluido en el tramo boliviano de 13 kilómetros. Su inicio está en Campo Grande y llega hasta Madrejones.
El ducto en territorio argentino, tendrá una longitud de 35 kilómetros y requerirá un desembolso de 56 millones de dólares.
En la actualidad, Bolivia exporta diariamente 30 millones de metros cúbicos diarios de gas natural a Brasil mediante un contrato que se prolongará hasta 2019, aunque con las perspectivas de ser ampliado dada la necesidad del vecino país para abastecer su consumo residencial e industrial.
Bolivia está contractualmente obligada a proveer gas natural a Argentina hasta el año 2029. Se desconoce hasta el momento si Buenos Aires solicitará una ampliación del acuerdo.
ABASTECIMIENTO. El contrato original señalaba que Bolivia debía enviar 27,7 millones de metros cúbicos diarios entre 2021 y el verano de 2026. Asimismo, el acuerdo establecía incrementos graduales de volúmenes de gas, por ejemplo, en 2012 se debe enviar 13,6 Mm3/d; en 2013, 15,9 millones; en 2014, 19 millones; en 2015, 20,7 millones; en 2016, 23,4 millones; en 2017, 23,9 millones; en 2018, 24,6 millones; en 2019, 25,1 millones; en 2020, 25,7 millones, y posteriormente hasta el 2026, 27,7 millones.
Ese volumen deberá permanecer constante a 2029, cuando concluirá el acuerdo.
Para destacar
Margarita. Es el campo petrolero, ubicado en Tarija, que provee de gas a Argentina.
Argentina. La demanda del energético es mayor en el vecino país durante el invierno.
El gasoducto del noroeste argentino provee de energía a esa región. Se extiende por 30 km.
El 26 de marzo de 2010 se lanzó la licitación para la construcción del gasoducto Juana Azurduy.
Las cifras
6,99 dólares por millón de BTU (la unidad de medida) es el precio que Argentina pagará a Bolivia por el energético. Las autoridades nacionales consideran que es una buena retribución.
7,7 millones de metros cúbicos de gas saldrán diariamente hacia Argentina, volumen que irá incrementando gradualmente hasta llegar a un tope de 27,7 millones de pies cúbicos diarios.
La exportación de hidrocarburos a la Argentina incrementará con la puesta en funcionamiento del Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA) el próximo jueves 30 de junio. Las ventas del energético permitirán generar alrededor de 2.000 millones de dólares anualmente, según un informe oficial de YPFB.
El nuevo ducto de exportación fue construido por el consorcio Kaiser–Petrosur, con una inversión inicial de $us 32,3 millones.
El ducto tiene menor longitud en territorio boliviano, en comparación con Argentina.
El convenio suscrito entre ambos países señala que YPFB y Energía Argentina (Enarsa) debían concluir las obras el 31 de mayo, pero se produjo un retraso que conllevará una sanción para la empresa del vecino país.
Una adenda al contrato contempla una multa del 15 por ciento sobre la inversión del gasoducto en caso de que YPFB no enviase todo el gas solicitado. Este punto no figuraba en el convenio original, firmado en octubre de 2006 por Evo Morales y el fallecido Néstor Kirchner.
LOS TRAMOS. La construcción del gasoducto ha concluido en el tramo boliviano de 13 kilómetros. Su inicio está en Campo Grande y llega hasta Madrejones.
El ducto en territorio argentino, tendrá una longitud de 35 kilómetros y requerirá un desembolso de 56 millones de dólares.
En la actualidad, Bolivia exporta diariamente 30 millones de metros cúbicos diarios de gas natural a Brasil mediante un contrato que se prolongará hasta 2019, aunque con las perspectivas de ser ampliado dada la necesidad del vecino país para abastecer su consumo residencial e industrial.
Bolivia está contractualmente obligada a proveer gas natural a Argentina hasta el año 2029. Se desconoce hasta el momento si Buenos Aires solicitará una ampliación del acuerdo.
ABASTECIMIENTO. El contrato original señalaba que Bolivia debía enviar 27,7 millones de metros cúbicos diarios entre 2021 y el verano de 2026. Asimismo, el acuerdo establecía incrementos graduales de volúmenes de gas, por ejemplo, en 2012 se debe enviar 13,6 Mm3/d; en 2013, 15,9 millones; en 2014, 19 millones; en 2015, 20,7 millones; en 2016, 23,4 millones; en 2017, 23,9 millones; en 2018, 24,6 millones; en 2019, 25,1 millones; en 2020, 25,7 millones, y posteriormente hasta el 2026, 27,7 millones.
Ese volumen deberá permanecer constante a 2029, cuando concluirá el acuerdo.
Para destacar
Margarita. Es el campo petrolero, ubicado en Tarija, que provee de gas a Argentina.
Argentina. La demanda del energético es mayor en el vecino país durante el invierno.
El gasoducto del noroeste argentino provee de energía a esa región. Se extiende por 30 km.
El 26 de marzo de 2010 se lanzó la licitación para la construcción del gasoducto Juana Azurduy.
Las cifras
6,99 dólares por millón de BTU (la unidad de medida) es el precio que Argentina pagará a Bolivia por el energético. Las autoridades nacionales consideran que es una buena retribución.
7,7 millones de metros cúbicos de gas saldrán diariamente hacia Argentina, volumen que irá incrementando gradualmente hasta llegar a un tope de 27,7 millones de pies cúbicos diarios.
La economía depende del gas natural
El país depende tanto del gas natural que hasta su producción de hidrocarburos líquidos está pendiente del ascenso del energético fósil menos contaminante. El 70 por ciento corresponde al condensado que sale junto con el gas.
En el primer trimestre del año, la producción de condensado llegó a un promedio de 29.700 barriles por día (BPD), mayor en 8 por ciento al volumen registrado en el mismo periodo del 2010, cuando llegó a 27.470 BPD.
La producción de hidrocarburos líquidos del país depende de tres megacampos: Sábalo, que en el primer trimestre aportó un promedio de 14.770 barriles por día; San Alberto, con 8.890 BPD y Margarita, con 4.020 BPD. Los tres aportaron el 65 por ciento del total nacional y la producción de gasolina natural subió en 15 por ciento.
En el primer trimestre del año, la producción de condensado llegó a un promedio de 29.700 barriles por día (BPD), mayor en 8 por ciento al volumen registrado en el mismo periodo del 2010, cuando llegó a 27.470 BPD.
La producción de hidrocarburos líquidos del país depende de tres megacampos: Sábalo, que en el primer trimestre aportó un promedio de 14.770 barriles por día; San Alberto, con 8.890 BPD y Margarita, con 4.020 BPD. Los tres aportaron el 65 por ciento del total nacional y la producción de gasolina natural subió en 15 por ciento.
A pedido de la Asamblea, Ministro de Hidrocarburos informará sobre Margarita
A convocatoria de la Asamblea Legislativa Departamental y de la Gobernación de Tarija, el ministro de Hidrocarburos y Energía, José Luís Gutiérrez, arribará, hoy miércoles 22 de junio, a la capital chapaca para informar sobre los estudios realizados sobre el campo Margarita. En la misma reunión las autoridades e instituciones participantes conformarán una Comisión Interinstitucional que hará un seguimiento al tema que también es de interés del departamento de Chuquisaca.
La reunión se realizará en el hotel Viñas de Sur y también serán partícipes los representantes de la empresa Repsol, que es operadora del bloque Caipipendi, donde se encuentran ubicados los campos Margarita y Huacaya. Según informe de dicha empresa, existe una conectividad entre ambos reservorios de gas.
El secretario de Hidrocarburos y Energía, Dino Beltrán, informó que la Asamblea Departamental a la cabeza de su presidente Justino Zambrana, ha tomado la decisión de planificar esta reunión en coordinación con el gobernador Lino Condori.
Para este evento se ha invitado a todos los ejecutivos seccionales, todos los alcaldes del departamento, la Brigada Parlamentaria, todos los Comités Cívicos tanto departamental como provinciales, la Federación de Campesinos, la Central Obrera Departamental, la Federación Departamental de Juntas Vecinales, colegios de geólogos, colegios profesionales.
Beltrán manifestó que se ha invitado a los “geólogos más importantes del departamento”, sobre todo para tomar la decisión y dar una postura oficial al Ministerio de Hidrocarburos y al departamento de Chuquisaca, con el enfoque principal de garantizar los intereses del departamento, pero también buscando una solución que esté enmarcada en una línea técnica y científica”.
El Ministerio de Hidrocarburos y la empresa Repsol YPF Bolivia, también estarán para “aclarar” el informe denominado “Conectividad campos: Margarita-Huacaya reservorio Huamampampa H1b” entregado por la empresa. Se debatirá ese informe junto con el que realizó el geólogo Daniel Zenteno, para dar lugar a una sesión de preguntas.
Después del debate se emitirá una postura y se conformará una Comisión Interinstitucional y el equipo técnico de geólogos tarijeños, “con los cuales ya iniciaríamos todo el trabajo necesario para poder dar solución y encaminar el trabajo del departamento hacia el Ministerio de Hidrocarburos”. Beltrán aseguró que se trata de evitar un enfrentamiento con el departamento de Chuquisaca, tampoco se “buscarán aspectos políticos que podrían generar violencia”.
“Esta reunión es netamente del departamento, lo importante es que esté presente el Ministro de Hidrocarburos y la empresa Repsol, sobre todo para requerir alguna información y aclarar algunos puntos que han sido cuestionados. Es importante que esta reunión tenga la madurez y la responsabilidad para que todas las autoridades del sector tomen una sola y única postura”.
Si bien el departamento de Chuquisaca está solicitando de manera inmediata una solución, también Tarija “necesita los tiempos adecuados para tomar una postura”, por lo que se desarrollará además un cronograma de actividades, indicó el Secretario.
En la reunión de este miércoles, se trabajará hasta que se tome una postura y se cree la Comisión, “sin tiempos determinados”, para iniciar los trabajos inmediatos.
Por su parte, el presidente del Comité Cívico de Yacuiba, Rudy Pantaleón, aseguró su presencia en la reunión, junto a asambleístas de la región.
Pantaleón participará con una postura clara que es la de ratificar que el campo Margarita en un 100% pertenece al departamento de Tarija, y “exigir al Gobierno Nacional que se abstenga de contratar cualquier empresa consultora hasta que no se tenga una resolución departamental”.
ASAMBLEA BUSCA ASESORAMIENTO TÉCNICO
La Comisión de Hidrocarburos de entidad legislativa, dirigida por el asambleísta Normando Choque, se reunió con especiales en hidrocarburos y geología, para conocer diferentes puntos de vista sobre la situación del megacampo Margarita.
Los llamados a exponer a la Asamblea fueron el presidente del Colegio de Geólogos, Daniel Centeno y el ex secretario de Hidrocarburos, Gabriel Gaite.
Ambos profesionales coincidieron en el tema debe ser manejado técnicamente y no así con intromisión política.
“Nos tenemos que reunir los de la Comisión y tratar de asesorar a la Asamblea de una manera muy responsable coherente y netamente técnico”, indicó Centeno. Al mismo tiempo Gaite, experto en hidrocarburos, manifestó que se debe aplicar la Ley, y para ello se necesita contar con la contraparte altamente técnica, si es posible contratar técnicos de reservorios de hidrocarburos para que verifiquen y avalen los informes presentados.
La reunión se realizará en el hotel Viñas de Sur y también serán partícipes los representantes de la empresa Repsol, que es operadora del bloque Caipipendi, donde se encuentran ubicados los campos Margarita y Huacaya. Según informe de dicha empresa, existe una conectividad entre ambos reservorios de gas.
El secretario de Hidrocarburos y Energía, Dino Beltrán, informó que la Asamblea Departamental a la cabeza de su presidente Justino Zambrana, ha tomado la decisión de planificar esta reunión en coordinación con el gobernador Lino Condori.
Para este evento se ha invitado a todos los ejecutivos seccionales, todos los alcaldes del departamento, la Brigada Parlamentaria, todos los Comités Cívicos tanto departamental como provinciales, la Federación de Campesinos, la Central Obrera Departamental, la Federación Departamental de Juntas Vecinales, colegios de geólogos, colegios profesionales.
Beltrán manifestó que se ha invitado a los “geólogos más importantes del departamento”, sobre todo para tomar la decisión y dar una postura oficial al Ministerio de Hidrocarburos y al departamento de Chuquisaca, con el enfoque principal de garantizar los intereses del departamento, pero también buscando una solución que esté enmarcada en una línea técnica y científica”.
El Ministerio de Hidrocarburos y la empresa Repsol YPF Bolivia, también estarán para “aclarar” el informe denominado “Conectividad campos: Margarita-Huacaya reservorio Huamampampa H1b” entregado por la empresa. Se debatirá ese informe junto con el que realizó el geólogo Daniel Zenteno, para dar lugar a una sesión de preguntas.
Después del debate se emitirá una postura y se conformará una Comisión Interinstitucional y el equipo técnico de geólogos tarijeños, “con los cuales ya iniciaríamos todo el trabajo necesario para poder dar solución y encaminar el trabajo del departamento hacia el Ministerio de Hidrocarburos”. Beltrán aseguró que se trata de evitar un enfrentamiento con el departamento de Chuquisaca, tampoco se “buscarán aspectos políticos que podrían generar violencia”.
“Esta reunión es netamente del departamento, lo importante es que esté presente el Ministro de Hidrocarburos y la empresa Repsol, sobre todo para requerir alguna información y aclarar algunos puntos que han sido cuestionados. Es importante que esta reunión tenga la madurez y la responsabilidad para que todas las autoridades del sector tomen una sola y única postura”.
Si bien el departamento de Chuquisaca está solicitando de manera inmediata una solución, también Tarija “necesita los tiempos adecuados para tomar una postura”, por lo que se desarrollará además un cronograma de actividades, indicó el Secretario.
En la reunión de este miércoles, se trabajará hasta que se tome una postura y se cree la Comisión, “sin tiempos determinados”, para iniciar los trabajos inmediatos.
Por su parte, el presidente del Comité Cívico de Yacuiba, Rudy Pantaleón, aseguró su presencia en la reunión, junto a asambleístas de la región.
Pantaleón participará con una postura clara que es la de ratificar que el campo Margarita en un 100% pertenece al departamento de Tarija, y “exigir al Gobierno Nacional que se abstenga de contratar cualquier empresa consultora hasta que no se tenga una resolución departamental”.
ASAMBLEA BUSCA ASESORAMIENTO TÉCNICO
La Comisión de Hidrocarburos de entidad legislativa, dirigida por el asambleísta Normando Choque, se reunió con especiales en hidrocarburos y geología, para conocer diferentes puntos de vista sobre la situación del megacampo Margarita.
Los llamados a exponer a la Asamblea fueron el presidente del Colegio de Geólogos, Daniel Centeno y el ex secretario de Hidrocarburos, Gabriel Gaite.
Ambos profesionales coincidieron en el tema debe ser manejado técnicamente y no así con intromisión política.
“Nos tenemos que reunir los de la Comisión y tratar de asesorar a la Asamblea de una manera muy responsable coherente y netamente técnico”, indicó Centeno. Al mismo tiempo Gaite, experto en hidrocarburos, manifestó que se debe aplicar la Ley, y para ello se necesita contar con la contraparte altamente técnica, si es posible contratar técnicos de reservorios de hidrocarburos para que verifiquen y avalen los informes presentados.
Aumenta exportación de gas natural a la Argentina por invierno
Bolivia cuenta con las reservas de gas natural suficientes para cumplir sus compromisos de provisión con Argentina, uno de sus principales socios comerciales, aseveró el viceministro boliviano de Exploración y Explotación, Eduardo Alarcón.
La demanda de la nación vecina crece durante el invierno y en esta ocasión también aumentará con la apertura del binacional Gasoducto de Integración Juana Azurduy de Padilla (GIJA), el próximo 30 de junio.
Alarcón reiteró que con el GIJA en operaciones la exportación de gas natural a la Argentina se incrementará este año de siete a 11 millones de metros cúbicos diarios.
Recordó que según un contrato suscrito, Bolivia debe enviarle diariamente más de 27 millones de metros cúbicos hacia 2026.
De acuerdo con fuentes oficiales, el gasoducto Juana Azurduy exportará gas natural desde Campo Grande hasta Madrejones, en territorio boliviano, y del lado argentino hasta Campo Durán.
El mismo tiene una longitud total de 48 kilómetros, 13 en territorio boliviano y 35 en Argentina.
La tubería es de 32 pulgadas de diámetro para transportar con suficiencia el volumen comprometido.
La producción de hidrocarburos líquidos y gas natural depende de tres megacampos: Sábalo que en el primer trimestre aportó un promedio de 14.770 barriles por día, San Alberto 8.890 BPD y Margarita con 4.020 BPD. Los tres aportaron el 65 por ciento del total nacional.
En el primer trimestre se registró un aumento del 8 por ciento respecto a 2010.
La demanda de la nación vecina crece durante el invierno y en esta ocasión también aumentará con la apertura del binacional Gasoducto de Integración Juana Azurduy de Padilla (GIJA), el próximo 30 de junio.
Alarcón reiteró que con el GIJA en operaciones la exportación de gas natural a la Argentina se incrementará este año de siete a 11 millones de metros cúbicos diarios.
Recordó que según un contrato suscrito, Bolivia debe enviarle diariamente más de 27 millones de metros cúbicos hacia 2026.
De acuerdo con fuentes oficiales, el gasoducto Juana Azurduy exportará gas natural desde Campo Grande hasta Madrejones, en territorio boliviano, y del lado argentino hasta Campo Durán.
El mismo tiene una longitud total de 48 kilómetros, 13 en territorio boliviano y 35 en Argentina.
La tubería es de 32 pulgadas de diámetro para transportar con suficiencia el volumen comprometido.
La producción de hidrocarburos líquidos y gas natural depende de tres megacampos: Sábalo que en el primer trimestre aportó un promedio de 14.770 barriles por día, San Alberto 8.890 BPD y Margarita con 4.020 BPD. Los tres aportaron el 65 por ciento del total nacional.
En el primer trimestre se registró un aumento del 8 por ciento respecto a 2010.
lunes, 20 de junio de 2011
Nacionalización de vehículos "chutos" afectará subvención de carburantes
Para el sector industrial, la nacionalización de autos "chutos" generaría un incremento en el precio subvencionado de carburantes, ya que el parque automotor crecería considerablemente, tomando en cuenta que hasta el momento más de 50 mil vehículos "chutos" ya se registraron en la Aduana Nacional de Bolivia (ANB), señaló el gerente de la Cámara de Industrias Oruro, José Peñaranda.
"Como industriales nos preocupa el impacto que tendrá el consumo de carburantes con la nacionalización (de vehículos indocumentados), tomando en cuenta que nuestro sector tiene un consumo constante de carburantes", manifestó Peñaranda.
Asimismo, indicó que es importante que el Gobierno pueda dar a conocer cuál es el proceso que seguirá la nacionalización en diferentes temas; primero se debe indicar en cuánto crecerá la subvención y qué acciones dispondrá el Gobierno ante esta situación.
Al margen del consumo de carburantes, otro tema que preocupa es el ambiental, cuando la Ley de Regularización y Saneamiento Vehicular no contempla en ningún artículo sobre el control de gases, esto hace que varios de los vehículos contaminen el medio ambiente, contribuyendo a la destrucción de la capa de ozono, explicó.
Como sector industrial tenemos varias interrogantes con referencia a esta ley que no tiene una reglamentación clara, finalizó Peñaranda.
Los afiliados a la Cámara de Industrias de Oruro están a la espera de reunirse con autoridades del Gobierno Central para debatir estos temas que son de suma importancia para el desarrollo del país.
"Como industriales nos preocupa el impacto que tendrá el consumo de carburantes con la nacionalización (de vehículos indocumentados), tomando en cuenta que nuestro sector tiene un consumo constante de carburantes", manifestó Peñaranda.
Asimismo, indicó que es importante que el Gobierno pueda dar a conocer cuál es el proceso que seguirá la nacionalización en diferentes temas; primero se debe indicar en cuánto crecerá la subvención y qué acciones dispondrá el Gobierno ante esta situación.
Al margen del consumo de carburantes, otro tema que preocupa es el ambiental, cuando la Ley de Regularización y Saneamiento Vehicular no contempla en ningún artículo sobre el control de gases, esto hace que varios de los vehículos contaminen el medio ambiente, contribuyendo a la destrucción de la capa de ozono, explicó.
Como sector industrial tenemos varias interrogantes con referencia a esta ley que no tiene una reglamentación clara, finalizó Peñaranda.
Los afiliados a la Cámara de Industrias de Oruro están a la espera de reunirse con autoridades del Gobierno Central para debatir estos temas que son de suma importancia para el desarrollo del país.
Superintendencia de Hidrocarburos incautó 30 mil litros de diesel
La Superintendencia de Hidrocarburos apoyada por la Policía Nacional, entre enero y junio del presente año, logró el decomiso de 30 mil litros de diesel, que pretendían ser trasladados desde Bolivia hasta Argentina, informó el superintendente de Hidrocarburos Regional Tarija, Jorge Martínez.
El combustible era trasladado por la frontera de Yacuiba y Bermejo, en tanques alternos que son utilizados por los vehículos de alto tonelaje y camiones. Cada motorizado llevaba cerca de 200 y 400 litros de diesel de contrabando.
“Es todo lo que corresponde a la regulación y control, se vienen realizando inspecciones continuas en todas las empresas de distribución y comercialización, como también en las fronteras. Últimamente se realizó operativos en Yacuiba y en Bermejo, hubo decomisos de diesel y asciende a más de 30 mil litros”, manifestó Martínez.
Explicó que el diesel era camuflado en turriles, en bidones y en tanques de carga de diesel, aparte del que utilizaba el motorizado.
“Nosotros realizamos cerca de seis operativos donde lograron decomisar la cantidad de diesel mencionado, donde todo el combustible decomisado fue depositado en Yacimientos, y decir que vamos a continuar realizando estas inspecciones y controles para evitar que el combustible salga de nuestro departamento”, dijo.
Añadió que durante los operativos no se detectó la salida de gasolina ilegal, y para evitar que ello ocurra y con cualquier otro carburante, se está coordinando acciones con otras instituciones, para controlar desde los surtidores la salida de diesel y gasolina, además de controlar las placas y el respectivo RUA.
El combustible era trasladado por la frontera de Yacuiba y Bermejo, en tanques alternos que son utilizados por los vehículos de alto tonelaje y camiones. Cada motorizado llevaba cerca de 200 y 400 litros de diesel de contrabando.
“Es todo lo que corresponde a la regulación y control, se vienen realizando inspecciones continuas en todas las empresas de distribución y comercialización, como también en las fronteras. Últimamente se realizó operativos en Yacuiba y en Bermejo, hubo decomisos de diesel y asciende a más de 30 mil litros”, manifestó Martínez.
Explicó que el diesel era camuflado en turriles, en bidones y en tanques de carga de diesel, aparte del que utilizaba el motorizado.
“Nosotros realizamos cerca de seis operativos donde lograron decomisar la cantidad de diesel mencionado, donde todo el combustible decomisado fue depositado en Yacimientos, y decir que vamos a continuar realizando estas inspecciones y controles para evitar que el combustible salga de nuestro departamento”, dijo.
Añadió que durante los operativos no se detectó la salida de gasolina ilegal, y para evitar que ello ocurra y con cualquier otro carburante, se está coordinando acciones con otras instituciones, para controlar desde los surtidores la salida de diesel y gasolina, además de controlar las placas y el respectivo RUA.
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DIESEL,
Superintendencia de Hidrocarburos
domingo, 19 de junio de 2011
Empresa pública que aplica la auditoría de gestión es eficiente
En el marco de apoyo de la cooperación española al proceso de fortalecimiento institucional de Bolivia, se realizó un seminario taller en el que se analizó el “Proceso de la auditoría de gestión de una empresa pública”, y se transmitió la experiencia de ese país sobre normativa y gestión de los procesos de auditoría del sector público.
En el evento participaron expertos del Tribunal de Cuentas de España (TC) y de la empresa pública de agua Canal de Isabel II, que junto a sus pares de la Contraloría General del Estado (CGE) de Bolivia y funcionarios de empresas públicas bolivianas, analizaron la importancia de avanzar y profundizar las auditorias de gestión en las empresas públicas.
Este tipo de auditoría no sólo evalúa la parte contable, también estima los objetivos y planes organizacionales; vigila la existencia de políticas adecuadas y su cumplimiento; comprueba la confiabilidad de la información y de los controles; verifica la existencia de métodos adecuados de operación y comprueba la correcta utilización de los recursos.
Canal de Isabel II es la empresa responsable de la gestión del ciclo integral del agua en la Comunidad (Autónoma) de Madrid. Fue creada en 1851. En 1984, se le encomienda, además de los servicios tradicionales del abastecimiento, la depuración de las aguas residuales y la mejora y conservación de los ríos.
“Casi 2.200 trabajadores cumplen su cometido con la máxima eficiencia, haciendo uso de la más moderna tecnología. Lo que coloca a Canal de Isabel II como empresa puntera y líder en su sector a escala internacional”, destacan en su sitio web.
“Permanentemente hacemos auditoría de gestión, a los riesgos, para enfocar nuestros procedimientos y se cumpla con los objetivos de la empresa con el fin de que sus procesos sean más eficientes, eficaces y más globales”, subrayó Soledad Llamas, responsable de Auditoría Interna del Canal de Isabel II.
“Los procesos que se están auditando nos permite mejorar”, se implantan nuevos controles y procedimientos. “Somos una empresa pública pero queremos ser la mejor, compitiendo con las privadas”, expresó.
Un ejemplo. “Las empresas privadas buscan ganar dinero y obtener beneficio, Canal de Isabel II busca dar el mejor servicio al ciudadano, la forma de gestionar marca la diferencia: quizá a nosotros no nos interese tanto el coste de algunas cosas si va en beneficio del ciudadano”, explica Llamas y recuerda que la empresa rinde cuentas a la Comunidad de Madrid.
Fiscalización. El Tribunal de Cuentas, que funciona desde mediados del siglo XVI, es un Órgano Constitucional del Estado, previsto en el artículo 136 de la Constitución Española y cumple las funciones fiscalizadora (control externo) y jurisdiccional del enjuiciamiento de la responsabilidad contable en que incurren los que tienen a su cargo el manejo de bienes y recursos públicos.
El TC al igual que la Contraloría General del Estado boliviano fiscaliza a posteriori. En el caso de la española, ingresa a fiscalizar a petición de los parlamentarios o por decisión propia en función a un plan anual de fiscalizaciones porque no podrían abarcar a todas las entidades públicas. Por ejemplo, España tiene unas 400.000 sociedades estatales, además de empresas públicas de todo tamaño.
Administración estatal, Comunidades Autónomas, Ayuntamientos, empresas públicas y sociedades estatales entran en ese plan. Los informes se realizan generalmente en el lapso de un año. En 13 de las 17 comunidades autónomas española operan las Cámaras de Cuentas que son órganos de control autonómicos. “Dependen de la Cámara de Representantes autonómicos. Somos órganos independientes del Ejecutivo”, precisa el subdirector del Departamento Financiero y de Fundaciones y Otros Entes Estatales, Alberto Rubio García.
Por ello, es que buscan que más empresas públicas en su país incluyan la auditoría de gestión, aunque tiene empresas públicas que cotizan en bolsa y tienen más exigencias. “En general, la mayoría de los informes no dan lugar a un proceso de tipo penal (malversación de fondos y cohecho). La normativa es exigente. Es garantía de una buena gestión”, sostuvo Rubio.
Doble control si cotiza en bolsa
Una empresa pública española tiene el 51% de las acciones y la normativa que aplica a sus actividades es pública, indica el subdirector del Departamento Financiero y de Fundaciones y Otros Entes Estatales del Tribunal de Cuentas, Alberto Rubio. “Independientemente de las exigencias que pide el mercado de valores a las empresas públicas que están cotizando en bolsa”, aclaró.
El usar ambas normativas es casi un doble control, manifiesta Soledad Llamas, responsable de Auditoría Interna de Canal de Isabel II. Sin embargo, Rubio explica que en algún momento se creó un problema de competencias para auditarlas “por temas de confidencialidad, pues cierta información es sensible a la valoración de sus acciones”, precisa. Lo que no impide que estas empresas cumplan con la norma pública y entreguen toda esa documentación a los órganos autonómicos y ellos, a su vez los remiten al TC.
Contraloría General del Estado
En Bolivia
La Contraloría General del Estado es la institución técnica que ejerce la función de control de la administración de las entidades públicas y de aquellas en las que el Estado tenga participación o interés económico. Está facultada para determinar indicios de responsabilidad administrativa, ejecutiva, civil y penal; tiene autonomía funcional, financiera, administrativa y organizativa.
En el evento participaron expertos del Tribunal de Cuentas de España (TC) y de la empresa pública de agua Canal de Isabel II, que junto a sus pares de la Contraloría General del Estado (CGE) de Bolivia y funcionarios de empresas públicas bolivianas, analizaron la importancia de avanzar y profundizar las auditorias de gestión en las empresas públicas.
Este tipo de auditoría no sólo evalúa la parte contable, también estima los objetivos y planes organizacionales; vigila la existencia de políticas adecuadas y su cumplimiento; comprueba la confiabilidad de la información y de los controles; verifica la existencia de métodos adecuados de operación y comprueba la correcta utilización de los recursos.
Canal de Isabel II es la empresa responsable de la gestión del ciclo integral del agua en la Comunidad (Autónoma) de Madrid. Fue creada en 1851. En 1984, se le encomienda, además de los servicios tradicionales del abastecimiento, la depuración de las aguas residuales y la mejora y conservación de los ríos.
“Casi 2.200 trabajadores cumplen su cometido con la máxima eficiencia, haciendo uso de la más moderna tecnología. Lo que coloca a Canal de Isabel II como empresa puntera y líder en su sector a escala internacional”, destacan en su sitio web.
“Permanentemente hacemos auditoría de gestión, a los riesgos, para enfocar nuestros procedimientos y se cumpla con los objetivos de la empresa con el fin de que sus procesos sean más eficientes, eficaces y más globales”, subrayó Soledad Llamas, responsable de Auditoría Interna del Canal de Isabel II.
“Los procesos que se están auditando nos permite mejorar”, se implantan nuevos controles y procedimientos. “Somos una empresa pública pero queremos ser la mejor, compitiendo con las privadas”, expresó.
Un ejemplo. “Las empresas privadas buscan ganar dinero y obtener beneficio, Canal de Isabel II busca dar el mejor servicio al ciudadano, la forma de gestionar marca la diferencia: quizá a nosotros no nos interese tanto el coste de algunas cosas si va en beneficio del ciudadano”, explica Llamas y recuerda que la empresa rinde cuentas a la Comunidad de Madrid.
Fiscalización. El Tribunal de Cuentas, que funciona desde mediados del siglo XVI, es un Órgano Constitucional del Estado, previsto en el artículo 136 de la Constitución Española y cumple las funciones fiscalizadora (control externo) y jurisdiccional del enjuiciamiento de la responsabilidad contable en que incurren los que tienen a su cargo el manejo de bienes y recursos públicos.
El TC al igual que la Contraloría General del Estado boliviano fiscaliza a posteriori. En el caso de la española, ingresa a fiscalizar a petición de los parlamentarios o por decisión propia en función a un plan anual de fiscalizaciones porque no podrían abarcar a todas las entidades públicas. Por ejemplo, España tiene unas 400.000 sociedades estatales, además de empresas públicas de todo tamaño.
Administración estatal, Comunidades Autónomas, Ayuntamientos, empresas públicas y sociedades estatales entran en ese plan. Los informes se realizan generalmente en el lapso de un año. En 13 de las 17 comunidades autónomas española operan las Cámaras de Cuentas que son órganos de control autonómicos. “Dependen de la Cámara de Representantes autonómicos. Somos órganos independientes del Ejecutivo”, precisa el subdirector del Departamento Financiero y de Fundaciones y Otros Entes Estatales, Alberto Rubio García.
Por ello, es que buscan que más empresas públicas en su país incluyan la auditoría de gestión, aunque tiene empresas públicas que cotizan en bolsa y tienen más exigencias. “En general, la mayoría de los informes no dan lugar a un proceso de tipo penal (malversación de fondos y cohecho). La normativa es exigente. Es garantía de una buena gestión”, sostuvo Rubio.
Doble control si cotiza en bolsa
Una empresa pública española tiene el 51% de las acciones y la normativa que aplica a sus actividades es pública, indica el subdirector del Departamento Financiero y de Fundaciones y Otros Entes Estatales del Tribunal de Cuentas, Alberto Rubio. “Independientemente de las exigencias que pide el mercado de valores a las empresas públicas que están cotizando en bolsa”, aclaró.
El usar ambas normativas es casi un doble control, manifiesta Soledad Llamas, responsable de Auditoría Interna de Canal de Isabel II. Sin embargo, Rubio explica que en algún momento se creó un problema de competencias para auditarlas “por temas de confidencialidad, pues cierta información es sensible a la valoración de sus acciones”, precisa. Lo que no impide que estas empresas cumplan con la norma pública y entreguen toda esa documentación a los órganos autonómicos y ellos, a su vez los remiten al TC.
Contraloría General del Estado
En Bolivia
La Contraloría General del Estado es la institución técnica que ejerce la función de control de la administración de las entidades públicas y de aquellas en las que el Estado tenga participación o interés económico. Está facultada para determinar indicios de responsabilidad administrativa, ejecutiva, civil y penal; tiene autonomía funcional, financiera, administrativa y organizativa.
viernes, 17 de junio de 2011
Humala se abre a exportar gas a Chile; Bolivia se va quedando
El presidente electo de Perú, Ollanta Humala, abrió ayer la posibilidad de vender gas a Chile, de los yacimientos de Camisea, siempre que previamente se solucione la demanda interna, según destacaron ayer varios diarios peruanos. Esta situación, según dos analistas consultados por Los Tiempos, demuestra que Humala, que asumirá la presidencia peruana el próximo 28 de junio, toma la delantera en la apertura de los negocios, algo que el Gobierno de Bolivia debería imitar dejando de lado los prejuicios políticos e ideológicos.
Según las páginas digitales de El Comercio, Gestión y El Expreso, Humala abrió la puerta a Chile durante su encuentro en Santiago, con el mandatario de este último país, Sebastián Piñera.
“Hemos hablado del tema energético, en el cual hemos señalado que tenemos problemas de abastecimiento en el mercado interno y que, obviamente, luego de solucionarlo, vamos a exportar electricidad o recursos con valor agregado del gas o el propio gas al mercado internacional, sin discriminar a ningún país, a ningún pueblo vecino”, dijo a la prensa nacional y extranjera.
De esta forma, Humala moderó el tono que empleó sobre este asunto en los meses previos. Por ejemplo, en declaraciones a RPP Noticias, el 10 de mayo del 2010, había manifestado que la exportación del gas era “el mayor acto de corrupción de los últimos 20 años” y que el Perú iba a sostener el desarrollo de Chile a costa del desarrollo nacional.
Asimismo, el actual presidente, Alan García, también declaró en mayo pasado que durante su gestión no habría ningún acuerdo de exportación a Chile.
Una versión anterior del diario chileno El Mercurio remarcó que “la idea es aprovechar el nuevo gasoducto de Camisea que se construye al sur del Perú”, especulando que este gas pueda enviarse a Chile mediante buques-tanques o que Perú instale una planta generadora, próxima a la frontera de ambos países, para abastecer directamente de electricidad al Sistema Interconectado del Norte Grande, chileno.
Mientras tanto, varias regiones del sur peruano vienen demostrando su oposición a la venta de esta energía a cualquier país extranjero, menos a Chile, reclamando para sí los beneficios que aporte a su desarrollo la cuenca del Camisea que se halla precisamente en sus territorios.
“Perú nos da una lección”
En Bolivia, los ingenieros expertos en hidrocarburos Álvaro Ríos y Bernardo Prado coincidieron en que Ollanta Humala se ha adelantado en la dirección correcta marcando intenciones de querer negociar y dejando de lado ideologías políticas.
“Es una lección para Bolivia. Mientras acá cerramos la puerta y ratificamos ‘ni una molécula para Chile’ (declaraciones del ministro de Economía Luis Arce), Humala deja de lado su discurso preelectoral y se abre a los negocios”, opinó Prado.
En tanto, Ríos lamentó que Bolivia esté dejando pasar un buen mercado, “y el mejor mercado es el que paga los mejores precios”.
Además, Bolivia conformando con los mercados de Brasil y Argentina, sin considerar que hay una distancia de 2.000 kilómetros a Brasil, cuando a Chile sólo hay entre 400 a 800.
A la pregunta de que si Bolivia se quedaba atrás, ambos analistas coincidieron en responder que aún no ha pasado nada concreto, sólo la apertura de Humala a los negocios. Además, Ríos consideró que la demanda de energía en Chile podría requerir también el gas boliviano, dependiendo de cómo se dinamice ese mercado.
Perú avanza, Bolivia se queda
• Bolivia produjo en 2010 cerca de 41,71 millones de metros cúbicos por día, una cifra casi similar a la producida en 2006.
• Perú produjo 19,82 millones de metros cúbicos por día, cuando en 2006 produjo sólo 5,94, lo que demuestra su gran repunte.
• Argentina incrementa su capacidad de regasificación a pasos agigantados. Desde este año, Bolivia dejará de ser su principal fuente de gas.
• Brasil, con el Pre-sal y el GNL ha logrado diversificar sus fuentes de abastecimiento. Pronto estará exportando GNL a Uruguay y Argentina
• Brasil seguirá importando gas boliviano, incluso lo industrializará.
• Perú LNG ya llegó a Brasil y está cada vez más cerca de Chile y Argentina, Atlantic LNG T&T está consolidado. El proyecto Mariscal Sucre ya tiene volúmenes comprometidos con Uruguay, Argentina y Brasil.
• Según el analista Bernardo Prado, lo que Bolivia debe hacer es poner reglas claras de juego para los inversionistas.
Fuente: Hidrocarburos Bolivia.com
Según las páginas digitales de El Comercio, Gestión y El Expreso, Humala abrió la puerta a Chile durante su encuentro en Santiago, con el mandatario de este último país, Sebastián Piñera.
“Hemos hablado del tema energético, en el cual hemos señalado que tenemos problemas de abastecimiento en el mercado interno y que, obviamente, luego de solucionarlo, vamos a exportar electricidad o recursos con valor agregado del gas o el propio gas al mercado internacional, sin discriminar a ningún país, a ningún pueblo vecino”, dijo a la prensa nacional y extranjera.
De esta forma, Humala moderó el tono que empleó sobre este asunto en los meses previos. Por ejemplo, en declaraciones a RPP Noticias, el 10 de mayo del 2010, había manifestado que la exportación del gas era “el mayor acto de corrupción de los últimos 20 años” y que el Perú iba a sostener el desarrollo de Chile a costa del desarrollo nacional.
Asimismo, el actual presidente, Alan García, también declaró en mayo pasado que durante su gestión no habría ningún acuerdo de exportación a Chile.
Una versión anterior del diario chileno El Mercurio remarcó que “la idea es aprovechar el nuevo gasoducto de Camisea que se construye al sur del Perú”, especulando que este gas pueda enviarse a Chile mediante buques-tanques o que Perú instale una planta generadora, próxima a la frontera de ambos países, para abastecer directamente de electricidad al Sistema Interconectado del Norte Grande, chileno.
Mientras tanto, varias regiones del sur peruano vienen demostrando su oposición a la venta de esta energía a cualquier país extranjero, menos a Chile, reclamando para sí los beneficios que aporte a su desarrollo la cuenca del Camisea que se halla precisamente en sus territorios.
“Perú nos da una lección”
En Bolivia, los ingenieros expertos en hidrocarburos Álvaro Ríos y Bernardo Prado coincidieron en que Ollanta Humala se ha adelantado en la dirección correcta marcando intenciones de querer negociar y dejando de lado ideologías políticas.
“Es una lección para Bolivia. Mientras acá cerramos la puerta y ratificamos ‘ni una molécula para Chile’ (declaraciones del ministro de Economía Luis Arce), Humala deja de lado su discurso preelectoral y se abre a los negocios”, opinó Prado.
En tanto, Ríos lamentó que Bolivia esté dejando pasar un buen mercado, “y el mejor mercado es el que paga los mejores precios”.
Además, Bolivia conformando con los mercados de Brasil y Argentina, sin considerar que hay una distancia de 2.000 kilómetros a Brasil, cuando a Chile sólo hay entre 400 a 800.
A la pregunta de que si Bolivia se quedaba atrás, ambos analistas coincidieron en responder que aún no ha pasado nada concreto, sólo la apertura de Humala a los negocios. Además, Ríos consideró que la demanda de energía en Chile podría requerir también el gas boliviano, dependiendo de cómo se dinamice ese mercado.
Perú avanza, Bolivia se queda
• Bolivia produjo en 2010 cerca de 41,71 millones de metros cúbicos por día, una cifra casi similar a la producida en 2006.
• Perú produjo 19,82 millones de metros cúbicos por día, cuando en 2006 produjo sólo 5,94, lo que demuestra su gran repunte.
• Argentina incrementa su capacidad de regasificación a pasos agigantados. Desde este año, Bolivia dejará de ser su principal fuente de gas.
• Brasil, con el Pre-sal y el GNL ha logrado diversificar sus fuentes de abastecimiento. Pronto estará exportando GNL a Uruguay y Argentina
• Brasil seguirá importando gas boliviano, incluso lo industrializará.
• Perú LNG ya llegó a Brasil y está cada vez más cerca de Chile y Argentina, Atlantic LNG T&T está consolidado. El proyecto Mariscal Sucre ya tiene volúmenes comprometidos con Uruguay, Argentina y Brasil.
• Según el analista Bernardo Prado, lo que Bolivia debe hacer es poner reglas claras de juego para los inversionistas.
Fuente: Hidrocarburos Bolivia.com
Bolivia pretende construir planta de GNL parecida a la de Ecuador
El Gobierno pretende construir una planta de Gas Natural Licuado (GNL) similar a la de Ecuador, que tiene una capacidad de producción de unas 200 mil toneladas por día y un sistema de auto abastecimiento de energía eléctrica, informaron el viernes fuentes oficiales.
El ministro de Hidrocarburos y Energía, José Luis Gutiérrez, después de realizar una visita a la planta de GNL ubicada en la localidad ecuatoriana de Machala, el pasado 10 de junio, señaló que ese modelo responde a las exigencias bolivianas.
"Este gasoducto virtual que se pretende incorporar en Ecuador estaría cumpliendo también nuestras exigencias de tal manera que con esa experiencia podríamos hacer una réplica de esas plantas en Bolivia, remarcó.
Explicó que esa planta tiene un diseño único, porque funciona a base de nitrógeno, el cual permite transportar el gas natural sin problemas a regiones alejadas.
Según fuentes oficiales, la tecnología aplicada en esa Planta de licuefacción opera conceptualmente en un ciclo Bryton, donde el oxígeno es licuado utilizando el nitrógeno líquido.
La Planta de Machala opera como una isla, no requiere de una conexión eléctrica, tiene costos operativos muy bajos en la generación eléctrica, porque no requiere de un gas adicional y no contamina con metano la atmósfera.
Según expertos, la mayor ventaja de esa tecnología de licuefacción deriva de varios aspectos, como la de seguridad y menor inversión, que aunque tenga un consumo energético superior es compensado por la integración energética.
El ministro de Hidrocarburos y Energía, José Luis Gutiérrez, después de realizar una visita a la planta de GNL ubicada en la localidad ecuatoriana de Machala, el pasado 10 de junio, señaló que ese modelo responde a las exigencias bolivianas.
"Este gasoducto virtual que se pretende incorporar en Ecuador estaría cumpliendo también nuestras exigencias de tal manera que con esa experiencia podríamos hacer una réplica de esas plantas en Bolivia, remarcó.
Explicó que esa planta tiene un diseño único, porque funciona a base de nitrógeno, el cual permite transportar el gas natural sin problemas a regiones alejadas.
Según fuentes oficiales, la tecnología aplicada en esa Planta de licuefacción opera conceptualmente en un ciclo Bryton, donde el oxígeno es licuado utilizando el nitrógeno líquido.
La Planta de Machala opera como una isla, no requiere de una conexión eléctrica, tiene costos operativos muy bajos en la generación eléctrica, porque no requiere de un gas adicional y no contamina con metano la atmósfera.
Según expertos, la mayor ventaja de esa tecnología de licuefacción deriva de varios aspectos, como la de seguridad y menor inversión, que aunque tenga un consumo energético superior es compensado por la integración energética.
jueves, 16 de junio de 2011
GTLI invertirá $us 72 millones en búsqueda de gas y petróleo
Tras la suscripción de cuatro contratos de servicios petroleros con YPFB Corporación, la empresa Gas To Liquid International S.A. (GTLI) invertirá 72 millones de dólares en exploración de gas y petróleo en las áreas Almendro, río Beni, Itacaray y Cupecito, informó la empresa estatal.
Según el presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas, “tanto en zonas tradicionales como no tradicionales GTLI tiene el compromiso de invertir un poco más de $us 72 millones en la fase de exploración (…) Estos contratos son de inexorable obligación por parte de la empresa GTLI, que va a trabajar en actividades de exploración en cuatro áreas”.
El presidente de la estatal petrolera y el representante legal y director de GTLI, Arvind Sharma, suscribieron ayer los primeros cuatro contratos de servicios petroleros para la exploración y explotación de las áreas reservadas a favor de YPFB, en el marco de lo dispuesto en la Constitución Política del Estado (CPE).
Según Yacimientos, GTLI realizará en primera instancia tareas de prospección de hidrocarburos en las áreas Almendro, con una superficie de 98.375 hectáreas (ha); Cupecito (95.625 ha) —ambas en el departamento de Santa Cruz—; Río Beni (1.000.000 ha), entre los departamentos de La Paz, Beni y Pando; e Itacaray (58.750 ha), que se halla en la jurisdicción de Chuquisaca.
“Tenemos confianza en que en el lapso de los próximos tres años vamos a lograr descubrir gas y petróleo en estos bloques”, afirmó el gerente general de GTLI, Luis Carlos Kinn, en una entrevista con AN-YPFB.
Con base en “estudios previos bastante sólidos, hemos concluido que hay mucho potencial en estas cuatro áreas y, precisamente, es por ello que nos arriesgamos a que mediante estos contratos de servicios vamos a invertir durante la exploración al 100 por ciento a riesgo nuestro”, agregó.
Con la firma de los nuevos contratos de servicios, YPFB Corporación y GTLI conformaron una sociedad anónima mixta (SAM) en la que el Estado boliviano tiene una participación del 60% y los socios privados de la compañía petrolera el restante 40%. Ésta comenzará a funcionar una vez que pueda declararse la comercialidad del campo, sostiene el informe.
Con la posterior declaratoria y aprobación de la comercialidad de uno o varios campos dentro de las áreas mencionadas, se autoriza a YPFB y al titular del periodo de exploración, la suscripción del Contrato de Cesión establecido en el Anexo G de dicho contrato, en favor de la Sociedad de Economía Mixta YPFB-GTLI SAM, para los campos declarados comerciales.
“De esta forma combinamos muy bien estas nuevas reglas de juego, que las vemos estables y con muy buen potencial de negocios debido a los estudios que hemos realizado en estos bloques”, añadió Kinn.
El gerente general de GTLI destacó la firma de estos contratos inéditos en la historia del país que generan una apertura novedosa de hacer negocios en Bolivia y alienta a la inversión extranjera.
Según el presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas, “tanto en zonas tradicionales como no tradicionales GTLI tiene el compromiso de invertir un poco más de $us 72 millones en la fase de exploración (…) Estos contratos son de inexorable obligación por parte de la empresa GTLI, que va a trabajar en actividades de exploración en cuatro áreas”.
El presidente de la estatal petrolera y el representante legal y director de GTLI, Arvind Sharma, suscribieron ayer los primeros cuatro contratos de servicios petroleros para la exploración y explotación de las áreas reservadas a favor de YPFB, en el marco de lo dispuesto en la Constitución Política del Estado (CPE).
Según Yacimientos, GTLI realizará en primera instancia tareas de prospección de hidrocarburos en las áreas Almendro, con una superficie de 98.375 hectáreas (ha); Cupecito (95.625 ha) —ambas en el departamento de Santa Cruz—; Río Beni (1.000.000 ha), entre los departamentos de La Paz, Beni y Pando; e Itacaray (58.750 ha), que se halla en la jurisdicción de Chuquisaca.
“Tenemos confianza en que en el lapso de los próximos tres años vamos a lograr descubrir gas y petróleo en estos bloques”, afirmó el gerente general de GTLI, Luis Carlos Kinn, en una entrevista con AN-YPFB.
Con base en “estudios previos bastante sólidos, hemos concluido que hay mucho potencial en estas cuatro áreas y, precisamente, es por ello que nos arriesgamos a que mediante estos contratos de servicios vamos a invertir durante la exploración al 100 por ciento a riesgo nuestro”, agregó.
Con la firma de los nuevos contratos de servicios, YPFB Corporación y GTLI conformaron una sociedad anónima mixta (SAM) en la que el Estado boliviano tiene una participación del 60% y los socios privados de la compañía petrolera el restante 40%. Ésta comenzará a funcionar una vez que pueda declararse la comercialidad del campo, sostiene el informe.
Con la posterior declaratoria y aprobación de la comercialidad de uno o varios campos dentro de las áreas mencionadas, se autoriza a YPFB y al titular del periodo de exploración, la suscripción del Contrato de Cesión establecido en el Anexo G de dicho contrato, en favor de la Sociedad de Economía Mixta YPFB-GTLI SAM, para los campos declarados comerciales.
“De esta forma combinamos muy bien estas nuevas reglas de juego, que las vemos estables y con muy buen potencial de negocios debido a los estudios que hemos realizado en estos bloques”, añadió Kinn.
El gerente general de GTLI destacó la firma de estos contratos inéditos en la historia del país que generan una apertura novedosa de hacer negocios en Bolivia y alienta a la inversión extranjera.
miércoles, 15 de junio de 2011
YPFB y la compañía GTLI suscriben cuatro nuevos contratos de servicios petroleros
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y la compañía Gas To Liquid Internacional (GTLI) suscribieron este miércoles cuatro nuevos contratos para ejecutar la exploración y explotación de hidrocarburos en diferentes regiones del país, confirmó el presidente de la empresa estatal, Carlos Villegas.
"Esos contratos son de inexorable obligación por parte de la empresa GTLI que va a trabajar en actividades de exploración en cuatro áreas", dijo.
Aseguró que esos contratos, producto de un trabajo conjunto entre GTLI y YPFB, se ejecutarán plenamente y "obtendrán resultados favorables".
Según la información oficial, las áreas que serán exploradas y explotadas son Almendro y Cupecito, ubicadas en el departamento de Santa Cruz; el área Río Beni, que se encuentra en una jurisdicción compartida entre los departamentos de La Paz, Beni y Pando; e Itacaray, en Chuquisaca./ABI
"Esos contratos son de inexorable obligación por parte de la empresa GTLI que va a trabajar en actividades de exploración en cuatro áreas", dijo.
Aseguró que esos contratos, producto de un trabajo conjunto entre GTLI y YPFB, se ejecutarán plenamente y "obtendrán resultados favorables".
Según la información oficial, las áreas que serán exploradas y explotadas son Almendro y Cupecito, ubicadas en el departamento de Santa Cruz; el área Río Beni, que se encuentra en una jurisdicción compartida entre los departamentos de La Paz, Beni y Pando; e Itacaray, en Chuquisaca./ABI
YPFB confirma que Margarita y Huacaya son un solo campo
La Asamblea Legislativa Departamental recibió ayer el informe técnico que remitió recientemente YPFB tanto al Legislativo Departamental como al Ejecutivo Departamental sobre los campos Margarita y Huacaya. Según ese informe, ambos campos son un mismo reservorio de gas, lo que abrió ayer un nuevo debate: ¿Debe Chuquisaca cobrar el 17% de regalías por la explotación del campo Margarita desde noviembre de 2004?
En la carta remitida a la Asamblea –la referencia dice: Informes de extensión de yacimientos de los campos Margarita y Huacaya: empresa Repsol YPFB y Ryder Scott Company– YPFB afirma que “existe suficiente soporte que evidencia la conexión hidráulica del reservorio Huamampampa H1b entre los campos Margarita y Huacaya”, y añade: “En este sentido, el reservorio Huamampampa H1b se extiende entre los campos Huacaya y Margarita, siendo, por tanto, el reservorio Huamampampa, penetrado por el pozo HCY-X1D, la extensión norte de la escama H1b, descubierta en Margarita. Por lo tanto, para el control y seguimiento de reservas, debe considerarse a este reservorio como una única unidad de flujo. Esto implica, asimismo, que H1b es, por tanto, un reservorio compartido entre los departamentos de Tarija y Chuquisaca, por lo que aplica lo establecido en el artículo 45 de la Ley de Hidrocarburos 3058”, es decir, que las regalías por la explotación de ese reservorio deben ser canceladas “proporcionalmente”, y según las reservas que contengan en su territorio, cada uno de los departamentos.
YPFB también remitió otro informe al respecto, el informe de Ryder Scott Company, del que concluye: “De acuerdo al modelo de interferencia existente entre los campos Margarita y Huacaya, nuestra opinión es que este comportamiento indica efectivamente la continuidad del yacimiento H1b entre ambos pozos, mostrando que el yacimiento se encuentra compartido entre los departamentos mencionados”, y añade, finalmente, que estos informes “podrían ayudar a adoptar una solución técnica, que, para este caso, es el que corresponde”.
REACCIONES
El pleno de la Asamblea Legislativa Departamental, tras conocer el contenido, decidió remitir el informe a la Comisión de Recursos Naturales y Medioambiente, para que ésta arroje un informe y las recomendaciones que crea pertinentes.
El secretario de Hidrocarburos de la Gobernación, Juan Luis Vera, se mantuvo en la postura que asumió el Ejecutivo Departamental respecto al asunto. “Nosotros necesitamos un estudio de calidad; un estudio que nos diga eso. Mientras tanto, para nosotros, Margarita es compartido, y el otro, Huacaya, es sólo de Chuquisaca”, declaró.
El asambleísta Moisés Torres, tras recomendar que lo primero que debiera hacer la Gobernación es fiscalizar la explotación de Margarita, dijo que, de confirmarse esos informes, a Chuquisaca no sólo le correspondería el 17% de las regalías por la explotación de Margarita, desde noviembre de 2004, año en que entró en producción el campo, sino un 50%”.
“El informe dice que es un solo campo… Si fuera así, hay otra alternativa: la participación (de ambos departamentos) debería ser a un 50% de beneficios, en cuanto a recursos, pero desde noviembre de 2004; desde ese momento, tendría que considerarse como campo compartido. Ya no tendríamos que hablar del 17%, sino de 50% para cada uno”, consideró.
Según el último reporte de YPFB, de enero a mayo de este año, Tarija percibió 104,8 millones de dólares de renta petrolera; Chuquisaca, 7,7 millones de dólares.
En la carta remitida a la Asamblea –la referencia dice: Informes de extensión de yacimientos de los campos Margarita y Huacaya: empresa Repsol YPFB y Ryder Scott Company– YPFB afirma que “existe suficiente soporte que evidencia la conexión hidráulica del reservorio Huamampampa H1b entre los campos Margarita y Huacaya”, y añade: “En este sentido, el reservorio Huamampampa H1b se extiende entre los campos Huacaya y Margarita, siendo, por tanto, el reservorio Huamampampa, penetrado por el pozo HCY-X1D, la extensión norte de la escama H1b, descubierta en Margarita. Por lo tanto, para el control y seguimiento de reservas, debe considerarse a este reservorio como una única unidad de flujo. Esto implica, asimismo, que H1b es, por tanto, un reservorio compartido entre los departamentos de Tarija y Chuquisaca, por lo que aplica lo establecido en el artículo 45 de la Ley de Hidrocarburos 3058”, es decir, que las regalías por la explotación de ese reservorio deben ser canceladas “proporcionalmente”, y según las reservas que contengan en su territorio, cada uno de los departamentos.
YPFB también remitió otro informe al respecto, el informe de Ryder Scott Company, del que concluye: “De acuerdo al modelo de interferencia existente entre los campos Margarita y Huacaya, nuestra opinión es que este comportamiento indica efectivamente la continuidad del yacimiento H1b entre ambos pozos, mostrando que el yacimiento se encuentra compartido entre los departamentos mencionados”, y añade, finalmente, que estos informes “podrían ayudar a adoptar una solución técnica, que, para este caso, es el que corresponde”.
REACCIONES
El pleno de la Asamblea Legislativa Departamental, tras conocer el contenido, decidió remitir el informe a la Comisión de Recursos Naturales y Medioambiente, para que ésta arroje un informe y las recomendaciones que crea pertinentes.
El secretario de Hidrocarburos de la Gobernación, Juan Luis Vera, se mantuvo en la postura que asumió el Ejecutivo Departamental respecto al asunto. “Nosotros necesitamos un estudio de calidad; un estudio que nos diga eso. Mientras tanto, para nosotros, Margarita es compartido, y el otro, Huacaya, es sólo de Chuquisaca”, declaró.
El asambleísta Moisés Torres, tras recomendar que lo primero que debiera hacer la Gobernación es fiscalizar la explotación de Margarita, dijo que, de confirmarse esos informes, a Chuquisaca no sólo le correspondería el 17% de las regalías por la explotación de Margarita, desde noviembre de 2004, año en que entró en producción el campo, sino un 50%”.
“El informe dice que es un solo campo… Si fuera así, hay otra alternativa: la participación (de ambos departamentos) debería ser a un 50% de beneficios, en cuanto a recursos, pero desde noviembre de 2004; desde ese momento, tendría que considerarse como campo compartido. Ya no tendríamos que hablar del 17%, sino de 50% para cada uno”, consideró.
Según el último reporte de YPFB, de enero a mayo de este año, Tarija percibió 104,8 millones de dólares de renta petrolera; Chuquisaca, 7,7 millones de dólares.
martes, 14 de junio de 2011
Bolivia percibió 772,7 millones de dólares por regalías e IDH en cinco meses
Bolivia percibió al menos 772,7 millones de dólares por el pago de regalías, participación e Impuesto Directo de los Hidrocarburos (IDH) en los primeros cinco meses del año, informó el martes Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
"El Estado recibió 772,7 millones de dólares por concepto de pago de Regalías, Participación e Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), entre los meses de enero y mayo de este año", señala un boletín de prensa enviado a la ABI.
Detalla que la estatal hidrocarburífera pagó 469,3 millones de dólares por IDH y 253,4 millones de dólares para Regalías y Participación.
Los 772,7 millones de dólares corresponden a la producción de octubre, noviembre y diciembre de la gestión 2010 y a la producción de enero y febrero de 2011.
El documento precisa que esas recaudaciones por la comercialización del gas natural son superiores en un 53,1 por ciento con relación al registrado en similar periodo de 2010.
"El incremento de la demanda de volúmenes de gas natural de Argentina y Brasil y el ajuste trimestral de los precios de exportación del energético que se elevan en función a la cotización del crudo internacional de referencia (WTI)", dijo el presidente de YPFB, Carlos Villegas.
La cartilla informa también que el mayor monto por asignación de Regalías Departamentales por Hidrocarburos fue destinado al departamento de Tarija con 104,8 millones de dólares, seguido de Santa Cruz con 30,7 millones de dólares, Cochabamba con 11,3 millones de dólares y Chuquisaca con al menos 7,7 millones de dólares.
"El Estado recibió 772,7 millones de dólares por concepto de pago de Regalías, Participación e Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), entre los meses de enero y mayo de este año", señala un boletín de prensa enviado a la ABI.
Detalla que la estatal hidrocarburífera pagó 469,3 millones de dólares por IDH y 253,4 millones de dólares para Regalías y Participación.
Los 772,7 millones de dólares corresponden a la producción de octubre, noviembre y diciembre de la gestión 2010 y a la producción de enero y febrero de 2011.
El documento precisa que esas recaudaciones por la comercialización del gas natural son superiores en un 53,1 por ciento con relación al registrado en similar periodo de 2010.
"El incremento de la demanda de volúmenes de gas natural de Argentina y Brasil y el ajuste trimestral de los precios de exportación del energético que se elevan en función a la cotización del crudo internacional de referencia (WTI)", dijo el presidente de YPFB, Carlos Villegas.
La cartilla informa también que el mayor monto por asignación de Regalías Departamentales por Hidrocarburos fue destinado al departamento de Tarija con 104,8 millones de dólares, seguido de Santa Cruz con 30,7 millones de dólares, Cochabamba con 11,3 millones de dólares y Chuquisaca con al menos 7,7 millones de dólares.
YPFB suscribirá contratos de servicio con petrolera GTLI
En el marco de la nueva Constitución Política del Estado, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB Corporación) suscribirá en los próximos días los primeros cuatro contratos de servicios petroleros con la empresa Gas To Liquid Internacional S.A. (GTLI) para la exploración y explotación de las áreas Almendro, Río Beni, Itacaray y Cupecito.
El pasado dos de junio, el presidente del Estado, Evo Morales, promulgó las cuatro leyes que autorizan la firma de estos contratos en las áreas reservadas a favor de la estatal petrolera.
Con la declaratoria y aprobación de la comercialidad de uno o varios campos dentro de las áreas mencionadas, se autoriza a YPFB y al titular del período de exploración, la suscripción del contrato de cesión establecido en el Anexo “G” de dicho contrato, en favor de la Sociedad de Economía Mixta YPFB-GTLI SAM para los campos declarados comerciales.
“Las empresas privadas realizan la inversión en la fase de exploración a cuenta y riesgo. Si hay una perforación de un pozo exploratorio y si el resultado es positivo, inmediatamente hay una declaratoria de comercialización; por tanto se constituye una SAM entre YPFB y la empresa interesada”, explicó el presidente interino de YPFB, Carlos Villegas.
LOCALIZACIÓN
Almendro y Cupecito son áreas que están ubicadas en el departamento de Santa Cruz; Río Beni se sitúa entre los departamentos de La Paz, Beni y Pando; e Itacaray se halla en la jurisdicción del departamento de Chuquisaca.
YPFB-GTLI SAM es una sociedad de economía mixta conformada en el marco legal del Código de Comercio, que para el desarrollo de sus actividades deberá adecuarse a la normativa legal vigente.
De conformidad con lo establecido por el Parágrafo II del Artículo 362 de la Constitución Política del Estado, se autoriza a YPFB suscribir estos contratos de servicios petroleros para la exploración y explotación de áreas reservadas a favor de la estatal petrolera.
De acuerdo a procedimiento vigente, los contratos de servicios petroleros deben ser aprobados por la Asamblea Legislativa Plurinacional y posteriormente protocolizados, para que ingresen en plena vigencia.
El pasado dos de junio, el presidente del Estado, Evo Morales, promulgó las cuatro leyes que autorizan la firma de estos contratos en las áreas reservadas a favor de la estatal petrolera.
Con la declaratoria y aprobación de la comercialidad de uno o varios campos dentro de las áreas mencionadas, se autoriza a YPFB y al titular del período de exploración, la suscripción del contrato de cesión establecido en el Anexo “G” de dicho contrato, en favor de la Sociedad de Economía Mixta YPFB-GTLI SAM para los campos declarados comerciales.
“Las empresas privadas realizan la inversión en la fase de exploración a cuenta y riesgo. Si hay una perforación de un pozo exploratorio y si el resultado es positivo, inmediatamente hay una declaratoria de comercialización; por tanto se constituye una SAM entre YPFB y la empresa interesada”, explicó el presidente interino de YPFB, Carlos Villegas.
LOCALIZACIÓN
Almendro y Cupecito son áreas que están ubicadas en el departamento de Santa Cruz; Río Beni se sitúa entre los departamentos de La Paz, Beni y Pando; e Itacaray se halla en la jurisdicción del departamento de Chuquisaca.
YPFB-GTLI SAM es una sociedad de economía mixta conformada en el marco legal del Código de Comercio, que para el desarrollo de sus actividades deberá adecuarse a la normativa legal vigente.
De conformidad con lo establecido por el Parágrafo II del Artículo 362 de la Constitución Política del Estado, se autoriza a YPFB suscribir estos contratos de servicios petroleros para la exploración y explotación de áreas reservadas a favor de la estatal petrolera.
De acuerdo a procedimiento vigente, los contratos de servicios petroleros deben ser aprobados por la Asamblea Legislativa Plurinacional y posteriormente protocolizados, para que ingresen en plena vigencia.
Argentina podría dejar de depender del gas boliviano
El 2014 cuando el GNEA se conecte con el Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA) se podrá vender más de 14 MMmcd hasta llegar hasta los 27,7 MMmcd el año 2026. Según Miranda se estaría incumpliendo con este contrato porque el GIJA debería entrar en operación el 1 de mayo pasado.
El contrato de venta de gas con Argentina podría dejarse de lado por otro energético más barato al del boliviano como es el gas no convencional, lo que en futuro podría ocasionar serios riesgos en la producción de líquidos para el país, debido a la falta de mercado, consideró el experto en hidrocarburos, Carlos Miranda.
Frente al crecimiento en el consumo de gas natural por Argentina y Brasil, y la dependencia que significa, sobre todo, en época de invierno de la importación de gas de Bolivia, este panorama podría cambiar en caso de que ambos países decidan optar por otros energéticos más baratos.
Empero, empresarios industriales del occidente del país temen un posible racionamiento de gas natural por el incremento en la demanda. El informe de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) da cuenta que se comercializó en mayo un volumen promedio de 40,03 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) de gas natural al mercado interno y las exportaciones a Brasil y la Argentina.
CRISIS A FUTURO
Para el experto en hidrocarburos, en entrevista con EL DIARIO, hablar de crisis todavía es prematuro, porque existen las suficientes reservas de gas inclusive para más de 10 años.
Explicó que el problema radica en la falta de producción de líquidos, la saturación en el sistema de transporte y la falta de refinación.
“Gas y petróleo se producen conjuntamente, las reservas de ambos hay por lo menos para los próximos 10 años, por lo que no se puede hablar de crisis energética”, sostuvo.
No obstante, remarcó que existen deficiencias en diesel y gasolina, porque el volumen de las refinerías trabaja al máximo
“La calidad ya no les abastece, entonces ahí tenemos el problema de importación de diesel y de pronto de gasolina probablemente hasta que no se amplíe las refinerías y las modernice. En cuanto a líquidos el problema es mucho más complejo, el sistema de transporte de líquidos está saturado para abastecer las refinerías, entonces tres cosas están fallando”, reiteró.
GNEA
Frente a este marco, Miranda recomendó que para no ingresar a una crisis de gas natural se debe cumplir el contrato con la Argentina, que aseguró no se está cumpliendo.
“Hay que preocuparse, porque necesitamos de un mercado importante para tener líquidos. Entonces el mercado de la Argentina es vital, para no tener serios problemas, si eso no sucede entonces ingresamos en crisis”, explicó.
En febrero pasado la presidenta del vecino país, Cristina Fernández, lanzó la licitación para la construcción del Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA), se estima que esta obra demandará una inversión total de 6.161 millones de dólares.
Se licitará por tramos y tiene como principal objetivo transportar gas natural boliviano a las únicas regiones argentinas que hasta ahora no cuentan con una red de distribución para dicho energético.
El área de impacto del GNEA comprende las provincias de Formosa, Chaco, Corrientes, Misiones, este de Salta y norte de Santa Fe. Se calcula que esta obra beneficiará a más de 3,4 millones de habitantes.
DEMORA
Según Miranda, existe demora en la construcción de este gasoducto por los conflictos internos que existe en la Argentina.
“El 2006 cuando la Argentina ya estaba en crisis, acudió desesperadamente a Bolivia, ese año se reformó el contrato y el convenio era aumentar el ingreso de las entregas, pero de manera más pausada, para llegar con el contrato hasta el 2026”, sostuvo.
Empero, Argentina tendría suficientes razones para rescindir del gas boliviano para la época de invierno y de esta manera no tener una dependencia que llegaría a más del 60% en el mediano plazo.
“Para qué hacer si con los 30 MMmcd que recibimos de Bolivia es suficiente, en vez de meterlo se hace más estaciones para recibir LNG. Entonces, en la medida que se demore la construcción del GNEA podría dejar de depender Argentina del gas boliviano”, subrayó.
El 2014 cuando el GNEA se conecte con el Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA) se podrá vender más de 14 MMmcd hasta llegar hasta los 27,7 MMmcd el año 2026. Según Miranda se estaría incumpliendo con este contrato, porque el GIJA debería entrar en operación el 1 de mayo pasado.
En el caso de Brasil, Miranda espera que terminado el contrato con el vecino país, éste pueda seguir comprando gas de Bolivia, aunque anunció que los términos del contrato podrían modificarse, sobre todo por el precio.
El contrato de venta de gas con Argentina podría dejarse de lado por otro energético más barato al del boliviano como es el gas no convencional, lo que en futuro podría ocasionar serios riesgos en la producción de líquidos para el país, debido a la falta de mercado, consideró el experto en hidrocarburos, Carlos Miranda.
Frente al crecimiento en el consumo de gas natural por Argentina y Brasil, y la dependencia que significa, sobre todo, en época de invierno de la importación de gas de Bolivia, este panorama podría cambiar en caso de que ambos países decidan optar por otros energéticos más baratos.
Empero, empresarios industriales del occidente del país temen un posible racionamiento de gas natural por el incremento en la demanda. El informe de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) da cuenta que se comercializó en mayo un volumen promedio de 40,03 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) de gas natural al mercado interno y las exportaciones a Brasil y la Argentina.
CRISIS A FUTURO
Para el experto en hidrocarburos, en entrevista con EL DIARIO, hablar de crisis todavía es prematuro, porque existen las suficientes reservas de gas inclusive para más de 10 años.
Explicó que el problema radica en la falta de producción de líquidos, la saturación en el sistema de transporte y la falta de refinación.
“Gas y petróleo se producen conjuntamente, las reservas de ambos hay por lo menos para los próximos 10 años, por lo que no se puede hablar de crisis energética”, sostuvo.
No obstante, remarcó que existen deficiencias en diesel y gasolina, porque el volumen de las refinerías trabaja al máximo
“La calidad ya no les abastece, entonces ahí tenemos el problema de importación de diesel y de pronto de gasolina probablemente hasta que no se amplíe las refinerías y las modernice. En cuanto a líquidos el problema es mucho más complejo, el sistema de transporte de líquidos está saturado para abastecer las refinerías, entonces tres cosas están fallando”, reiteró.
GNEA
Frente a este marco, Miranda recomendó que para no ingresar a una crisis de gas natural se debe cumplir el contrato con la Argentina, que aseguró no se está cumpliendo.
“Hay que preocuparse, porque necesitamos de un mercado importante para tener líquidos. Entonces el mercado de la Argentina es vital, para no tener serios problemas, si eso no sucede entonces ingresamos en crisis”, explicó.
En febrero pasado la presidenta del vecino país, Cristina Fernández, lanzó la licitación para la construcción del Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA), se estima que esta obra demandará una inversión total de 6.161 millones de dólares.
Se licitará por tramos y tiene como principal objetivo transportar gas natural boliviano a las únicas regiones argentinas que hasta ahora no cuentan con una red de distribución para dicho energético.
El área de impacto del GNEA comprende las provincias de Formosa, Chaco, Corrientes, Misiones, este de Salta y norte de Santa Fe. Se calcula que esta obra beneficiará a más de 3,4 millones de habitantes.
DEMORA
Según Miranda, existe demora en la construcción de este gasoducto por los conflictos internos que existe en la Argentina.
“El 2006 cuando la Argentina ya estaba en crisis, acudió desesperadamente a Bolivia, ese año se reformó el contrato y el convenio era aumentar el ingreso de las entregas, pero de manera más pausada, para llegar con el contrato hasta el 2026”, sostuvo.
Empero, Argentina tendría suficientes razones para rescindir del gas boliviano para la época de invierno y de esta manera no tener una dependencia que llegaría a más del 60% en el mediano plazo.
“Para qué hacer si con los 30 MMmcd que recibimos de Bolivia es suficiente, en vez de meterlo se hace más estaciones para recibir LNG. Entonces, en la medida que se demore la construcción del GNEA podría dejar de depender Argentina del gas boliviano”, subrayó.
El 2014 cuando el GNEA se conecte con el Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA) se podrá vender más de 14 MMmcd hasta llegar hasta los 27,7 MMmcd el año 2026. Según Miranda se estaría incumpliendo con este contrato, porque el GIJA debería entrar en operación el 1 de mayo pasado.
En el caso de Brasil, Miranda espera que terminado el contrato con el vecino país, éste pueda seguir comprando gas de Bolivia, aunque anunció que los términos del contrato podrían modificarse, sobre todo por el precio.
Ministro Gutiérrez admite que subirá la demanda de combustible y pide 'racionalidad' en su consumo
Como se tenía previsto según cálculos de expertos y de transportistas, la Ley de Nacionalización de Vehículos Indocumentados provocará problemas en la provisión de carburantes. Así lo afirmó el ministro de Hidrocarburos y Energía, José Luis Gutiérrez. Señaló que el aumento del parque automotor causará un desfase en el normal abastecimiento, por lo que pidió a los dueños de autos particulares hacer un uso razonable de combustibles y sólo cuando sea necesario.
"Nosotros garantizamos el abastecimiento a todos los usuarios, lo que quería dar es un mensaje a los privados que no hagan uso y abuso del combustible, utilicen cuando sea necesario”, declaró la autoridad a los periodistas.
Gutiérrez también indicó que con la operación de las refinerías a máxima capacidad y el incremento de las conversiones de los motorizados a gas vehicular, se espera paliar esta situación, impacto que se conocerá cuando se tenga la cifra exacta de los nuevos motorizados que ingresen al parque vehicular.
No hay nuevos datos. A su vez, la Aduana Nacional de Bolivia (ANB) no brindó información sobre la cantidad de vehículos registrados hasta ayer; sin embargo, la presidente de la entidad ofrecerá una conferencia de prensa el jueves para informar sobre el proceso de registro a una semana de iniciado el mismo y respecto al trabajo en la frontera y las provincias. Ardaya también dijo en cuanto a los vehículos que quedaron en los recintos aduaneros y concesionarios que tienen que ser registrados. “El único obstáculo que tendrían son los que están con sentencia ejecutoriada, por ello es importante que los propietarios de estos automotores averigüen sobre su situación”, explicó.
Diprove se alista para la nacionalización. Por otra parte, en la Dirección de Prevención de Robo de Vehículos ya se encuentran a la espera de la conclusión del registro para que a partir del 2 de julio inicie la inspección física de los automotores inscritos.
El trabajo de Diprove será averiguar si es que estos automóviles fueron robados tanto en el país como en naciones vecinas y fueron alterados para que se pueda regularizarlos con la nueva normativa vigente.
Según el Cnl. Alfredo Guisada, responsable del organismo en La Paz, se cumplirá con la inspección y de percibirse anomalías se incautará de inmediato el vehículo. Agregó que serán implacables con esta situación.
Hubo paro parcial del transporte
El transporte sindicalizado cumplió ayer un paro de 24 horas en protesta por la ley que regulariza autos ilegales y por un decreto que obliga a renovar el parque automotor.
1.600 Vehículos
fueron registrados en Beni, los mismos que serán nacionalizados.
Prensa brasileña
Descalifican ley boliviana
La edición del domingo del periódico expresao noticias, de cáceres, localidad ubicada en la frontera con brasil indica en su titular que "decisao da Bolivia em legalizar carros roubados vai incentivar violencia na fronteira, afirmam autoridades".
Por otra parte, en Chile detuvieron dos camiones con 19 autos ilegales con destino a bolivia. Tenían que ingresar por un camino no habilitado.
Esta es la última oportunidad que tienen de legalizar lo ilegal. Después de los plazos los autos 'chutos' que no cumplieron serán decomisados'.
Marlene Ardaya
Presidente de ANB
"Nosotros garantizamos el abastecimiento a todos los usuarios, lo que quería dar es un mensaje a los privados que no hagan uso y abuso del combustible, utilicen cuando sea necesario”, declaró la autoridad a los periodistas.
Gutiérrez también indicó que con la operación de las refinerías a máxima capacidad y el incremento de las conversiones de los motorizados a gas vehicular, se espera paliar esta situación, impacto que se conocerá cuando se tenga la cifra exacta de los nuevos motorizados que ingresen al parque vehicular.
No hay nuevos datos. A su vez, la Aduana Nacional de Bolivia (ANB) no brindó información sobre la cantidad de vehículos registrados hasta ayer; sin embargo, la presidente de la entidad ofrecerá una conferencia de prensa el jueves para informar sobre el proceso de registro a una semana de iniciado el mismo y respecto al trabajo en la frontera y las provincias. Ardaya también dijo en cuanto a los vehículos que quedaron en los recintos aduaneros y concesionarios que tienen que ser registrados. “El único obstáculo que tendrían son los que están con sentencia ejecutoriada, por ello es importante que los propietarios de estos automotores averigüen sobre su situación”, explicó.
Diprove se alista para la nacionalización. Por otra parte, en la Dirección de Prevención de Robo de Vehículos ya se encuentran a la espera de la conclusión del registro para que a partir del 2 de julio inicie la inspección física de los automotores inscritos.
El trabajo de Diprove será averiguar si es que estos automóviles fueron robados tanto en el país como en naciones vecinas y fueron alterados para que se pueda regularizarlos con la nueva normativa vigente.
Según el Cnl. Alfredo Guisada, responsable del organismo en La Paz, se cumplirá con la inspección y de percibirse anomalías se incautará de inmediato el vehículo. Agregó que serán implacables con esta situación.
Hubo paro parcial del transporte
El transporte sindicalizado cumplió ayer un paro de 24 horas en protesta por la ley que regulariza autos ilegales y por un decreto que obliga a renovar el parque automotor.
1.600 Vehículos
fueron registrados en Beni, los mismos que serán nacionalizados.
Prensa brasileña
Descalifican ley boliviana
La edición del domingo del periódico expresao noticias, de cáceres, localidad ubicada en la frontera con brasil indica en su titular que "decisao da Bolivia em legalizar carros roubados vai incentivar violencia na fronteira, afirmam autoridades".
Por otra parte, en Chile detuvieron dos camiones con 19 autos ilegales con destino a bolivia. Tenían que ingresar por un camino no habilitado.
Esta es la última oportunidad que tienen de legalizar lo ilegal. Después de los plazos los autos 'chutos' que no cumplieron serán decomisados'.
Marlene Ardaya
Presidente de ANB
lunes, 13 de junio de 2011
Challapata: Gasolina y diesel cuestan 200 % más que en el resto del país
La venta de gasolina en Challapata es al aire libre y sin ninguna medida de precaución
Los energéticos, como la gasolina especial y el diesel oil, que normalmente y en cualquier estación de servicio de los nueve departamentos de Bolivia, son comercializados en. 3.74 y. 3.72 bolivianos el litro, respectivamente, en Challapata son vendidos incrementando su precio hasta en 200 por ciento.
Así constató LA PATRIA, en la localidad intermedia ubicada a 120 kilómetros aproximadamente, al Este de la ciudad, donde un bidón con 10 litros del combustible, con facilidad es vendido en 100 bolivianos, sin ningún reclamo por parte del comprador.
La gasolina y el diesel a granel, son comercializados a la vista de cualquier interesado, en bidones de diferentes cantidades, en varias esquinas de Challapata, pero especialmente en inmediaciones de las calles donde se realiza la venta de los motorizados, o conocida como la feria de los "chutos".
En otros negocios, como son las tiendas de barrio también se pueden comprar los mismos energéticos, con un precio de 8 bolivianos por litro.
De fuentes oficiales se conoce que en Challapata existen dos estaciones de servicio, a las cuales el abastecimiento de los combustibles se realiza cada dos días, pero por la demanda que generan los vehículos legales y "chutos", que se encuentran en dicha localidad estos dos surtidores no abastecen, por lo que se tiene que vender improvisadamente.
Con la ayuda de una botella de plástico o una manguera, la gasolina o el diesel, terminan en el tanque del vehículo para el cual fue adquirido el combustible.
ESPECULACIÓN
En la actualidad y según la normativa de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) los precios oficiales de ambos combustibles son de; 3.72 bolivianos el litro de diesel, 3.74 el litro de gasolina, además que está terminante prohibido que los mismos se vendan en bidones.
En imágenes difundidas por la red PAT, anoche se pudo verificar que los responsables de las estaciones de servicio, tienen dos mangueras por cada despachador de combustible, una exclusivamente para los motorizados que requieren el suministro y la otra para llenar los bidones y botellas plásticas, para satisfacer el requerimiento de los comerciantes que encontraron en esta actividad una forma de generar ingresos económicos, especulando con el precio de combustibles.
Los energéticos, como la gasolina especial y el diesel oil, que normalmente y en cualquier estación de servicio de los nueve departamentos de Bolivia, son comercializados en. 3.74 y. 3.72 bolivianos el litro, respectivamente, en Challapata son vendidos incrementando su precio hasta en 200 por ciento.
Así constató LA PATRIA, en la localidad intermedia ubicada a 120 kilómetros aproximadamente, al Este de la ciudad, donde un bidón con 10 litros del combustible, con facilidad es vendido en 100 bolivianos, sin ningún reclamo por parte del comprador.
La gasolina y el diesel a granel, son comercializados a la vista de cualquier interesado, en bidones de diferentes cantidades, en varias esquinas de Challapata, pero especialmente en inmediaciones de las calles donde se realiza la venta de los motorizados, o conocida como la feria de los "chutos".
En otros negocios, como son las tiendas de barrio también se pueden comprar los mismos energéticos, con un precio de 8 bolivianos por litro.
De fuentes oficiales se conoce que en Challapata existen dos estaciones de servicio, a las cuales el abastecimiento de los combustibles se realiza cada dos días, pero por la demanda que generan los vehículos legales y "chutos", que se encuentran en dicha localidad estos dos surtidores no abastecen, por lo que se tiene que vender improvisadamente.
Con la ayuda de una botella de plástico o una manguera, la gasolina o el diesel, terminan en el tanque del vehículo para el cual fue adquirido el combustible.
ESPECULACIÓN
En la actualidad y según la normativa de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) los precios oficiales de ambos combustibles son de; 3.72 bolivianos el litro de diesel, 3.74 el litro de gasolina, además que está terminante prohibido que los mismos se vendan en bidones.
En imágenes difundidas por la red PAT, anoche se pudo verificar que los responsables de las estaciones de servicio, tienen dos mangueras por cada despachador de combustible, una exclusivamente para los motorizados que requieren el suministro y la otra para llenar los bidones y botellas plásticas, para satisfacer el requerimiento de los comerciantes que encontraron en esta actividad una forma de generar ingresos económicos, especulando con el precio de combustibles.
Tarija recibe más dinero que seis departamentos juntos
El departamento de Tarija recibe un presupuesto superior a la suma del presupuesto de otros seis departamentos de Bolivia, debido a su posición de primer departamento productor de hidrocarburos, especialmente gas natural, revela un estudio de la Fundación Jubileo, institución de la Iglesia católica especializada en temas económicos.
Un reciente informe sobre el presupuesto de los gobiernos departamentales, señala que del total del presupuesto 2011 para los gobiernos departamentales, Tarija tiene la mayor asignación de recursos, con aproximadamente 37 por ciento del total.
En contraposición están otros seis departamentos cuyo presupuesto sumado no llega a igualar al 37 por ciento que tiene Tarija. Esos departamentos que juntos no suman el presupuesto de Tarija son Pando, Beni, Oruro, Cochabamba, La Paz y Chuquisaca.
En el informe llama la atención el hecho de que Potosí se constituye en el segundo departamento con mayor presupuesto, similar al que suman otros cuatro departamentos del país. Potosí solo suma un monto igual al presupuesto de Pando, Beni, Oruro y Cochabamba.
En tercer lugar está Santa Cruz, seguido por La Paz, Chuquisaca, Cochabamba, Beni, Oruro y Pando. El departamento de Cochabamba se ubica en sexto lugar, de un total de nueve.
En cuanto a montos, la asignación del presupuesto para la gestión departamental es la siguiente:
1. Tarija: 2.436 millones de bolivianos
2. Potosí: 1.077 millones de bolivianos
3. Santa Cruz: 842 millones de bolivianos
4. La Paz,: 595 millones de bolivianos
5. Chuquisaca: 485 millones de bolivianos.
6. Cochabamba: 415 millones de bolivianos
7. Beni: 262 millones de bolivianos
8. Oruro: 248 millones de bolivianos
9. Pando: 229 millones de bolivianos.
Jubileo explica que el Presupuesto General del Estado, consolidado 2011, es de 119.471 millones de bolivianos. De ese monto, el presupuesto de los nueve gobiernos departamentales asciende a 14.239 millones, equivalente a 12 por ciento del total del presupuesto consolidado. De ese total, 6.589 millones son para la gestión departamental, mientras el saldo corresponde a gastos delegados.
En comparación con la gestión anterior, los gobiernos departamentales tienen un incremento de su presupuesto, básicamente por la mayor renta por hidrocarburos, IDH y regalías proyectada en el presupuesto.
Jubileo dice que el presupuesto se elaboró estimando un precio de 70.2 dólares por barril de petróleo, dato que determina parte de las recaudaciones para cubrir las necesidades presupuestarias del Estado. Sin embargo, agrega, el precio observado a inicio de gestión es bastante superior, por lo que en la ejecución se esperaría que las gobernaciones reciban aún mayores recursos que lo programado.
Recuerda además que aún existen saldos en bancos, en cuentas fiscales, que permitirán contar con importantes recursos en esta gestión.
Se destaca que Tarija tiene asignado el 37 por ciento del total, Potosí el 16 por ciento, Santa Cruz el 13 por ciento y los seis departamentos reciben, en conjunto, el restante 34 por ciento de la torta.
Respecto al destino de los recursos para inversión la prioridad es el sector transportes, que es principalmente caminos, al que se destina casi la mitad del total de la inversión departamental (47 por ciento ).
El 18 por ciento de la inversión regional se destina al sector agropecuario y 12 por ciento a energía que es básicamente electrificación rural. El sector de Industria y Turismo tiene una asignación de solamente el 2 por ciento de los recursos de inversión departamental.
El 75 por ciento de ingresos debe destinarse a la inversión
El 75 por ciento de los recursos con que cuentan las gobernaciones debe destinarse a proyectos de inversión, según lo determina la Ley marco de Autonomías.
Señala que para las entidades territoriales autónomas departamentales y regionales, se establece como porcentaje máximo destinado para gastos de funcionamiento 15 por ciento sobre el total de ingresos provenientes de regalías departamentales, Fondo de compensación Departamental e Impuesto Especial a los Hidrocarburos y sus Derivados.
La ley autoriza a los gobiernos autónomos departamentales, adicionalmente a las competencias establecidas en la Constitución Política del Estado, financiar hasta 10 por ciento de los recursos departamentales con cargo al 85 por ciento de inversión, para programas sociales, ambientales y otros.
Se detalla que hasta el 5 por ciento en programas no recurrentes, de apoyo a la equidad de género de igualdad de oportunidades. En asistencia social, promoción al deporte, promoción a la cultura, gestión ambiental, desarrollo agropecuario, promoción al desarrollo productivo y promoción al turismo con respeto a los principios de equidad de género y plurinacionalidad del Estado.
Además, podrán destinar los gobiernos departamentales, hasta completar el 10 por ciento de sus recursos, para financiar gastos en Servicios Personales para los Servicios Departamentales de Educación (SEDUCAS), de Salud (SEDES), que tengan relación con educación, asistencia sanitaria y gastos de funcionamiento en los Servicios Departamentales de Gestión Social (SEDEGES).
En síntesis, subraya la Fundación Jubileo, especializada en temas económicos, “al menos el 75 por ciento de las principales fuentes de recursos de los gobiernos departamentales debe destinarse a inversión”.
Se entiende por Inversión Pública o Proyectos de Inversión), el uso de recursos públicos destinados a crear, ampliar, mejorar, mantener y/o recuperar la existencia de capital físico y/o humano, con el objeto de ampliar las capacidades económicas (producción de bienes y servicios), sociales, ambientales y culturales del país.
Un reciente informe sobre el presupuesto de los gobiernos departamentales, señala que del total del presupuesto 2011 para los gobiernos departamentales, Tarija tiene la mayor asignación de recursos, con aproximadamente 37 por ciento del total.
En contraposición están otros seis departamentos cuyo presupuesto sumado no llega a igualar al 37 por ciento que tiene Tarija. Esos departamentos que juntos no suman el presupuesto de Tarija son Pando, Beni, Oruro, Cochabamba, La Paz y Chuquisaca.
En el informe llama la atención el hecho de que Potosí se constituye en el segundo departamento con mayor presupuesto, similar al que suman otros cuatro departamentos del país. Potosí solo suma un monto igual al presupuesto de Pando, Beni, Oruro y Cochabamba.
En tercer lugar está Santa Cruz, seguido por La Paz, Chuquisaca, Cochabamba, Beni, Oruro y Pando. El departamento de Cochabamba se ubica en sexto lugar, de un total de nueve.
En cuanto a montos, la asignación del presupuesto para la gestión departamental es la siguiente:
1. Tarija: 2.436 millones de bolivianos
2. Potosí: 1.077 millones de bolivianos
3. Santa Cruz: 842 millones de bolivianos
4. La Paz,: 595 millones de bolivianos
5. Chuquisaca: 485 millones de bolivianos.
6. Cochabamba: 415 millones de bolivianos
7. Beni: 262 millones de bolivianos
8. Oruro: 248 millones de bolivianos
9. Pando: 229 millones de bolivianos.
Jubileo explica que el Presupuesto General del Estado, consolidado 2011, es de 119.471 millones de bolivianos. De ese monto, el presupuesto de los nueve gobiernos departamentales asciende a 14.239 millones, equivalente a 12 por ciento del total del presupuesto consolidado. De ese total, 6.589 millones son para la gestión departamental, mientras el saldo corresponde a gastos delegados.
En comparación con la gestión anterior, los gobiernos departamentales tienen un incremento de su presupuesto, básicamente por la mayor renta por hidrocarburos, IDH y regalías proyectada en el presupuesto.
Jubileo dice que el presupuesto se elaboró estimando un precio de 70.2 dólares por barril de petróleo, dato que determina parte de las recaudaciones para cubrir las necesidades presupuestarias del Estado. Sin embargo, agrega, el precio observado a inicio de gestión es bastante superior, por lo que en la ejecución se esperaría que las gobernaciones reciban aún mayores recursos que lo programado.
Recuerda además que aún existen saldos en bancos, en cuentas fiscales, que permitirán contar con importantes recursos en esta gestión.
Se destaca que Tarija tiene asignado el 37 por ciento del total, Potosí el 16 por ciento, Santa Cruz el 13 por ciento y los seis departamentos reciben, en conjunto, el restante 34 por ciento de la torta.
Respecto al destino de los recursos para inversión la prioridad es el sector transportes, que es principalmente caminos, al que se destina casi la mitad del total de la inversión departamental (47 por ciento ).
El 18 por ciento de la inversión regional se destina al sector agropecuario y 12 por ciento a energía que es básicamente electrificación rural. El sector de Industria y Turismo tiene una asignación de solamente el 2 por ciento de los recursos de inversión departamental.
El 75 por ciento de ingresos debe destinarse a la inversión
El 75 por ciento de los recursos con que cuentan las gobernaciones debe destinarse a proyectos de inversión, según lo determina la Ley marco de Autonomías.
Señala que para las entidades territoriales autónomas departamentales y regionales, se establece como porcentaje máximo destinado para gastos de funcionamiento 15 por ciento sobre el total de ingresos provenientes de regalías departamentales, Fondo de compensación Departamental e Impuesto Especial a los Hidrocarburos y sus Derivados.
La ley autoriza a los gobiernos autónomos departamentales, adicionalmente a las competencias establecidas en la Constitución Política del Estado, financiar hasta 10 por ciento de los recursos departamentales con cargo al 85 por ciento de inversión, para programas sociales, ambientales y otros.
Se detalla que hasta el 5 por ciento en programas no recurrentes, de apoyo a la equidad de género de igualdad de oportunidades. En asistencia social, promoción al deporte, promoción a la cultura, gestión ambiental, desarrollo agropecuario, promoción al desarrollo productivo y promoción al turismo con respeto a los principios de equidad de género y plurinacionalidad del Estado.
Además, podrán destinar los gobiernos departamentales, hasta completar el 10 por ciento de sus recursos, para financiar gastos en Servicios Personales para los Servicios Departamentales de Educación (SEDUCAS), de Salud (SEDES), que tengan relación con educación, asistencia sanitaria y gastos de funcionamiento en los Servicios Departamentales de Gestión Social (SEDEGES).
En síntesis, subraya la Fundación Jubileo, especializada en temas económicos, “al menos el 75 por ciento de las principales fuentes de recursos de los gobiernos departamentales debe destinarse a inversión”.
Se entiende por Inversión Pública o Proyectos de Inversión), el uso de recursos públicos destinados a crear, ampliar, mejorar, mantener y/o recuperar la existencia de capital físico y/o humano, con el objeto de ampliar las capacidades económicas (producción de bienes y servicios), sociales, ambientales y culturales del país.
YPFB quiere explorar gas en Potosí y Oruro
Los departamentos de Potosí y Oruro fueron incluidos en la petición que hizo Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB-Corporación) al Ministerio de Hidrocarburos y Energía para ampliar de 56 a 98 las áreas de exploración hidrocarburífera.
Así lo informó el viceministro de Exploración y Explotación del Ministerio de Hidrocarburos, Eduardo Alarcón, al precisar que la solicitud de la estatal petrolera es analizada por esta instancia antes de que sea aprobada, mediante decreto supremo.
“Las áreas solicitadas se encuentran en Tarija, Santa Cruz, Chuquisaca, Cochabamba, La Paz, Pando, Beni, y esta vez también se encuentran algunas en Potosí y en Oruro. Ésa es, digamos, la diferencia; en otras nominaciones de áreas no se estaban incorporando esos departamentos”, resaltó la autoridad.
Las nuevas áreas solicitadas en la parte occidental del país (La Paz, Oruro y Potosí) llegan a 7, en las cuales podrán participar tanto la estatal petrolera como compañías extranjeras.
En la etapa exploratoria, la empresa, sea privada o estatal, invierte a riesgo propio. De encontrar reservas, YPFB-Corporación le devolverá los recursos que la empresa petrolera invirtió y se conformará una sociedad anónima mixta. Sin embargo, si no se encuentran reservas, la compañía pierde lo invertido.
“Tiene que haber una buena divulgación de las áreas de exploración, que conozcan las empresas petroleras las oportunidades de invertir, porque son áreas interesantes y eso tiene que mostrarse”, resaltó Alarcón.
En ese contexto, YPFB Corporación realizará este año una serie de rondas de negocios en el exterior, precisamente para promocionar el potencial hidrocarburífero nacional y atraer nuevas inversiones para prospección hidrocarburífera en todo el territorio nacional.
Así lo informó el viceministro de Exploración y Explotación del Ministerio de Hidrocarburos, Eduardo Alarcón, al precisar que la solicitud de la estatal petrolera es analizada por esta instancia antes de que sea aprobada, mediante decreto supremo.
“Las áreas solicitadas se encuentran en Tarija, Santa Cruz, Chuquisaca, Cochabamba, La Paz, Pando, Beni, y esta vez también se encuentran algunas en Potosí y en Oruro. Ésa es, digamos, la diferencia; en otras nominaciones de áreas no se estaban incorporando esos departamentos”, resaltó la autoridad.
Las nuevas áreas solicitadas en la parte occidental del país (La Paz, Oruro y Potosí) llegan a 7, en las cuales podrán participar tanto la estatal petrolera como compañías extranjeras.
En la etapa exploratoria, la empresa, sea privada o estatal, invierte a riesgo propio. De encontrar reservas, YPFB-Corporación le devolverá los recursos que la empresa petrolera invirtió y se conformará una sociedad anónima mixta. Sin embargo, si no se encuentran reservas, la compañía pierde lo invertido.
“Tiene que haber una buena divulgación de las áreas de exploración, que conozcan las empresas petroleras las oportunidades de invertir, porque son áreas interesantes y eso tiene que mostrarse”, resaltó Alarcón.
En ese contexto, YPFB Corporación realizará este año una serie de rondas de negocios en el exterior, precisamente para promocionar el potencial hidrocarburífero nacional y atraer nuevas inversiones para prospección hidrocarburífera en todo el territorio nacional.
viernes, 10 de junio de 2011
YPFB autoriza suscripción de seis convenios para estudios de exploración
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) informó el viernes que fue autorizada la suscripción de seis convenios de exploración de hidrocarburos en los departamentos de Santa Cruz, Chuquisaca y Tarija.
"El Directorio de YPFB Corporación autorizó la suscripción de seis nuevos convenios de estudios entre la estatal petrolera y las compañías Pluspetrol Bolivia Corporation y Petrovietnam", señala un boletín de prensa.
Indica que esa autorización fue posible con una Resolución que permitirá que esas empresas realicen estudios en las áreas denominadas Arenales, Taputá y Florida, en el departamento de Santa Cruz.
Igualmente en Algarovilla (Tarija), Isipote (Tarija. Chuquisaca) y Yoai (Chuquisaca, zona no tradicional).
"De acuerdo con la normativa vigente, los convenios de estudio tienen una vigencia de un año calendario", remarca la estatal hidrocarburífera.
Enfatiza que las compañías petroleras que accedieron a esta modalidad, deberán presentar un informe final que será puesto a consideración del directorio de YPFB para su aprobación. En su caso, este procedimiento podría dar lugar a la suscripción de un contrato de servicios petroleros para exploración y explotación.
"El Directorio de YPFB Corporación autorizó la suscripción de seis nuevos convenios de estudios entre la estatal petrolera y las compañías Pluspetrol Bolivia Corporation y Petrovietnam", señala un boletín de prensa.
Indica que esa autorización fue posible con una Resolución que permitirá que esas empresas realicen estudios en las áreas denominadas Arenales, Taputá y Florida, en el departamento de Santa Cruz.
Igualmente en Algarovilla (Tarija), Isipote (Tarija. Chuquisaca) y Yoai (Chuquisaca, zona no tradicional).
"De acuerdo con la normativa vigente, los convenios de estudio tienen una vigencia de un año calendario", remarca la estatal hidrocarburífera.
Enfatiza que las compañías petroleras que accedieron a esta modalidad, deberán presentar un informe final que será puesto a consideración del directorio de YPFB para su aprobación. En su caso, este procedimiento podría dar lugar a la suscripción de un contrato de servicios petroleros para exploración y explotación.
jueves, 9 de junio de 2011
Subsidiarias de YPFB generaran $us 240 millones de utilidades
Las empresas subsidiarias de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB Corporación), generaron 240 millones de dólares de utilidades durante la gestión 2010, según un informe de seguimiento operativo y financiero a las empresas subsidiarias de la estatal petrolera.
“Los ingresos netos operacionales generaron una utilidad neta de 240 millones de dólares, que representa un 20 por ciento de margen, lo que significó que en promedio la capacidad de generar utilidades netas de YPFB Corporación con sus seis empresas subsidiarias fue de 20 millones de dólares al mes durante la gestión 2010”, se lee en el informe elaborado por la Unidad de Seguimiento a la Empresas Subsidiarias (USES).
Aproximadamente el 51 por ciento de los ingresos netos operacionales se convirtieron en costos, el 10 por ciento en gastos de soporte, 17 por ciento en depreciaciones y amortizaciones, 5 por ciento en el impuesto a las utilidades y el 20 por ciento quedó como utilidad final que incluye un 3 por ciento de ingresos netos no operacionales producto de inversiones que tienen las empresas subsidiarias en otras empresas.
Los datos publicados por la USES, dependiente de la Gerencia Nacional de Planificación, reflejan que YPFB Andina y YPFB Chaco son las empresas que aportan casi tres cuartas partes de las ganancias brutas a nivel del grupo corporativo compuesto por seis empresas subsidiarias.
“En el análisis de la utilidad final se observa que las empresas subsidiarias de YPFB Corporación y que operan en el sector del upstream (YPFB Andina e YPFB Chaco) generaron $us 163 millones y las empresas que operan en el sector del downstream $us. 77 millones (YPFB Transportes, YPFB Refinación, YPFB Logística)”, señala el balance.
La publicación oficial refleja los resultados operativos, financieros y económicos de seis empresas subsidiarias de YPFB Corporación (YPFB Petroandina no fue incorporada debido a que se encuentra en la fase de inversión). Independientemente al porcentaje de mayoría accionaria que tiene como accionista YPFB en cada una de sus empresas, los datos fueron analizados en la totalidad de sus actividades.
En ese sentido, el análisis consideró no sólo las operaciones de sus contratos petroleros en la que es titular, sino también la cuota parte como socio en aquellos contratos petroleros operados por otras empresas.
“Los ingresos netos operacionales generaron una utilidad neta de 240 millones de dólares, que representa un 20 por ciento de margen, lo que significó que en promedio la capacidad de generar utilidades netas de YPFB Corporación con sus seis empresas subsidiarias fue de 20 millones de dólares al mes durante la gestión 2010”, se lee en el informe elaborado por la Unidad de Seguimiento a la Empresas Subsidiarias (USES).
Aproximadamente el 51 por ciento de los ingresos netos operacionales se convirtieron en costos, el 10 por ciento en gastos de soporte, 17 por ciento en depreciaciones y amortizaciones, 5 por ciento en el impuesto a las utilidades y el 20 por ciento quedó como utilidad final que incluye un 3 por ciento de ingresos netos no operacionales producto de inversiones que tienen las empresas subsidiarias en otras empresas.
Los datos publicados por la USES, dependiente de la Gerencia Nacional de Planificación, reflejan que YPFB Andina y YPFB Chaco son las empresas que aportan casi tres cuartas partes de las ganancias brutas a nivel del grupo corporativo compuesto por seis empresas subsidiarias.
“En el análisis de la utilidad final se observa que las empresas subsidiarias de YPFB Corporación y que operan en el sector del upstream (YPFB Andina e YPFB Chaco) generaron $us 163 millones y las empresas que operan en el sector del downstream $us. 77 millones (YPFB Transportes, YPFB Refinación, YPFB Logística)”, señala el balance.
La publicación oficial refleja los resultados operativos, financieros y económicos de seis empresas subsidiarias de YPFB Corporación (YPFB Petroandina no fue incorporada debido a que se encuentra en la fase de inversión). Independientemente al porcentaje de mayoría accionaria que tiene como accionista YPFB en cada una de sus empresas, los datos fueron analizados en la totalidad de sus actividades.
En ese sentido, el análisis consideró no sólo las operaciones de sus contratos petroleros en la que es titular, sino también la cuota parte como socio en aquellos contratos petroleros operados por otras empresas.
miércoles, 8 de junio de 2011
YPFB pone en vigencia "Plan GLP seguro"
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La zona comercial de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) regional Oruro, lanzó ayer el "Plan GLP seguro", dirigido a las amas de casa, con el objetivo de evitar accidentes producto de la manipulación y uso de este recurso energético.
El principal objetivo de la campaña, es prevenir el uso irresponsable del GLP (garrafas) en los hogares orureños. Para ello se distribuirán boletines y mensajes a los ciudadanos en los mercados, ferias y al adquirir el GLP.
Los funcionarios de YPFB dieron a conocer que las amas de casa deben usar, primero una herramienta de conexión entre la garrafa y la manguera de conexión para el uso del GLP, posteriormente en la manguera se debe incorporar necesariamente una válvula reguladora, para que de esta manera se regule la progresión de salida del GLP, hacia la cocina.
En la mayoría de los casos en los domicilios orureños, sólo se cuenta con una manguera instalada y esto genera un alto riesgo a los bienes particulares y a las vidas humanas, indicó el jefe de la zona comercial de YPFB, Gilmar Cruz.
También señaló que se debe renovar frecuentemente el capuchón de seguridad de la garrafa que tiene un costo de sólo un boliviano y la manguera debe ser renovada cada seis meses.
"Está totalmente prohibido que los ciudadanos usen el denominado baño maría y velas debajo de las garrafas, puesto que esto generaría mayor riesgo para la familia que realice esta operación", puntualizó Cruz.
PROCEDIMIENTO
Una vez adquirida la garrafa de GLP, se debe retirar el precinto termo contraíble, posteriormente quitar el tapón de hermeticidad de la garrafa, realizar una prueba con agua jabonosa verificando que no exista ninguna fuga en la garrafa, para conectar la manguera con su válvula reguladora, más su capuchón nuevo, entre la garrafa y la cocina.
También se debe encender primero la mecha o el fósforo y luego recién abrir la perilla de la cocina y de esta manera evitar fugas de GLP.
Cualquier asesoramiento técnico operativo que requiera la ciudadanía los trabajadores, de YPFB regional Oruro, están en la predisposición de aclarar. Se indicó que el producto que se comercializa en el mercado orureño, está basado en las normas de seguridad.
Por día en el departamento de Oruro se distribuyen 7.500 garrafas de GLP, 4.600 destinadas a la ciudad y el resto a las provincias.
La zona comercial de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) regional Oruro, lanzó ayer el "Plan GLP seguro", dirigido a las amas de casa, con el objetivo de evitar accidentes producto de la manipulación y uso de este recurso energético.
El principal objetivo de la campaña, es prevenir el uso irresponsable del GLP (garrafas) en los hogares orureños. Para ello se distribuirán boletines y mensajes a los ciudadanos en los mercados, ferias y al adquirir el GLP.
Los funcionarios de YPFB dieron a conocer que las amas de casa deben usar, primero una herramienta de conexión entre la garrafa y la manguera de conexión para el uso del GLP, posteriormente en la manguera se debe incorporar necesariamente una válvula reguladora, para que de esta manera se regule la progresión de salida del GLP, hacia la cocina.
En la mayoría de los casos en los domicilios orureños, sólo se cuenta con una manguera instalada y esto genera un alto riesgo a los bienes particulares y a las vidas humanas, indicó el jefe de la zona comercial de YPFB, Gilmar Cruz.
También señaló que se debe renovar frecuentemente el capuchón de seguridad de la garrafa que tiene un costo de sólo un boliviano y la manguera debe ser renovada cada seis meses.
"Está totalmente prohibido que los ciudadanos usen el denominado baño maría y velas debajo de las garrafas, puesto que esto generaría mayor riesgo para la familia que realice esta operación", puntualizó Cruz.
PROCEDIMIENTO
Una vez adquirida la garrafa de GLP, se debe retirar el precinto termo contraíble, posteriormente quitar el tapón de hermeticidad de la garrafa, realizar una prueba con agua jabonosa verificando que no exista ninguna fuga en la garrafa, para conectar la manguera con su válvula reguladora, más su capuchón nuevo, entre la garrafa y la cocina.
También se debe encender primero la mecha o el fósforo y luego recién abrir la perilla de la cocina y de esta manera evitar fugas de GLP.
Cualquier asesoramiento técnico operativo que requiera la ciudadanía los trabajadores, de YPFB regional Oruro, están en la predisposición de aclarar. Se indicó que el producto que se comercializa en el mercado orureño, está basado en las normas de seguridad.
Por día en el departamento de Oruro se distribuyen 7.500 garrafas de GLP, 4.600 destinadas a la ciudad y el resto a las provincias.
La subvención al diésel se dispara
La subvención al diésel importado se incrementó un 99,47 por ciento entre enero y abril de 2011, en comparación con el mismo periodo de 2010, informó ayer el consultor en temas energéticos y editor del portal hidrocarburosbolivia.com, Bernardo Prado.
Con datos del Instituto Nacional de Estadística (INE), indicó que Bolivia importó 226 millones de litros de diésel por un monto (CIF) de 1.213 millones de bolivianos, lo que establece un precio promedio de 5,37 bolivianos por cada litro de combustible importado.
“De ahí se puede calcular, que con un precio interno congelado en 3,72 bolivianos por litro, el Estado boliviano tuvo que cubrir 1,65 bolivianos por cada litro de diésel importado que se comercializó en el país, alcanzando los 373 millones de bolivianos subvencionados durante el período enero/abril 2011”, explicó.
Prado señaló que, comparativamente, durante el mismo período de la gestión 2010, con un tipo de cambio promedio de 7,01 bolivianos por dólar, Bolivia importó 196 millones de litros de diésel por un monto de 917 millones de bolivianos, lo que equivale a un precio promedio de 4,67 bolivianos por litro. Por lo tanto, el Estado pagó 187 millones de bolivianos de subvención.
“Así, la subvención a las importaciones de diésel, durante los primeros cuatro meses de 2011, se incrementó en 99,47 por ciento con relación al mismo periodo de la gestión 2010”, apuntó el analista.
“Chutos”
Prado dijo que con la amnistía, “el Estado subvencionará alrededor de 1,65 bolivianos por cada litro de diésel que los ‘chutos’ demandarán a raíz de su nuevo ‘status legal’”.
Sobre el tema, la ministra de Planificación, Viviana Caro, señaló ayer que con la Ley de Saneamiento Legal de Vehículos se incrementará el subsidio, informó la agencia ANF.
La autoridad añadió que se espera aún información precisa de cuántos vehículos serán nacionalizados para saber exactamente cuánto subirá la subvención.
Con datos del Instituto Nacional de Estadística (INE), indicó que Bolivia importó 226 millones de litros de diésel por un monto (CIF) de 1.213 millones de bolivianos, lo que establece un precio promedio de 5,37 bolivianos por cada litro de combustible importado.
“De ahí se puede calcular, que con un precio interno congelado en 3,72 bolivianos por litro, el Estado boliviano tuvo que cubrir 1,65 bolivianos por cada litro de diésel importado que se comercializó en el país, alcanzando los 373 millones de bolivianos subvencionados durante el período enero/abril 2011”, explicó.
Prado señaló que, comparativamente, durante el mismo período de la gestión 2010, con un tipo de cambio promedio de 7,01 bolivianos por dólar, Bolivia importó 196 millones de litros de diésel por un monto de 917 millones de bolivianos, lo que equivale a un precio promedio de 4,67 bolivianos por litro. Por lo tanto, el Estado pagó 187 millones de bolivianos de subvención.
“Así, la subvención a las importaciones de diésel, durante los primeros cuatro meses de 2011, se incrementó en 99,47 por ciento con relación al mismo periodo de la gestión 2010”, apuntó el analista.
“Chutos”
Prado dijo que con la amnistía, “el Estado subvencionará alrededor de 1,65 bolivianos por cada litro de diésel que los ‘chutos’ demandarán a raíz de su nuevo ‘status legal’”.
Sobre el tema, la ministra de Planificación, Viviana Caro, señaló ayer que con la Ley de Saneamiento Legal de Vehículos se incrementará el subsidio, informó la agencia ANF.
La autoridad añadió que se espera aún información precisa de cuántos vehículos serán nacionalizados para saber exactamente cuánto subirá la subvención.
Estado obtiene más de $us 1.000 millones por venta de energético
Las ventas o exportaciones de gas natural a Brasil y Argentina se incrementaron en 34,83% entre enero y abril de 2011, hasta alcanzar $us 1.042,07 millones, respecto a igual período del año pasado cuando sólo se obtuvo $us 772,89 millones, según un informe del Instituto Nacional de Estadística (INE).
El Resumen Estadístico del INE, recientemente publicado, señala que las exportaciones de gas natural a Brasil en los primeros cuatro meses de la presente gestión sumaron 794,68 millones de dólares, en tanto que a la Argentina se facturaron $us 247,06 millones por este mismo concepto.
En conjunto, las exportaciones de la actividad económica de Extracción de Hidrocarburos compuesta por Gas Natural y otros Combustibles Líquidos registró $us 1.097,80 millones en el primer cuatrimestre de este año, monto superior en 34,83% en relación a similar período de 2010 cuando sólo se contabilizaron $us 814,24 millones.
De acuerdo a las estadísticas oficiales, la extracción de hidrocarburos continúa siendo la actividad económica que registra mayor valor de exportaciones, cuya participación respecto al total es del 43,22% entre enero y abril de 2011, seguida de la extracción de minerales con $us 757,81 millones; industria manufacturera con $us 579,12 millones y la actividad de agricultura, ganadería, caza, silvicultura y pesca con $us 68,17 millones.
El Resumen Estadístico del INE, recientemente publicado, señala que las exportaciones de gas natural a Brasil en los primeros cuatro meses de la presente gestión sumaron 794,68 millones de dólares, en tanto que a la Argentina se facturaron $us 247,06 millones por este mismo concepto.
En conjunto, las exportaciones de la actividad económica de Extracción de Hidrocarburos compuesta por Gas Natural y otros Combustibles Líquidos registró $us 1.097,80 millones en el primer cuatrimestre de este año, monto superior en 34,83% en relación a similar período de 2010 cuando sólo se contabilizaron $us 814,24 millones.
De acuerdo a las estadísticas oficiales, la extracción de hidrocarburos continúa siendo la actividad económica que registra mayor valor de exportaciones, cuya participación respecto al total es del 43,22% entre enero y abril de 2011, seguida de la extracción de minerales con $us 757,81 millones; industria manufacturera con $us 579,12 millones y la actividad de agricultura, ganadería, caza, silvicultura y pesca con $us 68,17 millones.
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